王晶，劉俊剛，李兆國，李洪暢，張皎生，李文青，張原立，平義，楊煥英，王萍

（1.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710018）

0 引言

鄂爾多斯盆地超低滲透油藏長6、長8儲集層具有巖性致密、孔喉細(xì)微、物性差、微裂縫較發(fā)育等特點[1-5]，采用常規(guī)直井單一裂縫的壓裂方式難以獲得較好的增產(chǎn)效果。國內(nèi)外實踐經(jīng)驗和相關(guān)研究證明水平井分段多簇壓裂可形成主縫與分支縫相互交織的復(fù)雜縫網(wǎng)[6]，可大幅提高油藏泄流體積和單井產(chǎn)量[7-10]，初期產(chǎn)量可達(dá)8～10 t/d，為直井的4～5倍[11]。然而，隨著生產(chǎn)時間的延長，水平井開發(fā)也暴露出一些問題：①部分油藏采用五點法注水水平井井網(wǎng)開發(fā)（直井注水，水平井采油），注采井排距約150 m（注水直井連線到水平井根部或趾部的垂直距離），但單砂體精細(xì)刻畫后發(fā)現(xiàn)單砂體規(guī)模主要分布區(qū)間為50～110 m，部分油藏一次井網(wǎng)適配性不足，難以建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)；②由于水平井的特殊性，采油井水平段中部壓裂縫之間的區(qū)域由于相鄰縫的屏蔽作用，難以注水見效，主要靠彈性溶解氣驅(qū)替；③部分水平井為天然能量開發(fā)，無有效的能量補(bǔ)充，油井產(chǎn)量遞減大。通過產(chǎn)液剖面測試發(fā)現(xiàn)，并非所有的裂縫都對產(chǎn)能有貢獻(xiàn)，據(jù)統(tǒng)計對產(chǎn)能無貢獻(xiàn)的射孔簇平均約30%[12-13]。

如何有效補(bǔ)充地層能量，實現(xiàn)水平井控制區(qū)域的有效水驅(qū)，已成為超低滲透砂巖油藏開發(fā)面臨的主要問題之一。文獻(xiàn)調(diào)研及礦場實踐表明：水平井穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)包括常規(guī)“點注線采”穩(wěn)定注水、水平井注水吞吐、不穩(wěn)定注水、水平井重復(fù)壓裂、水平井暫堵轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂等。“點注線采”穩(wěn)定注水是目前較為常規(guī)的注水方式，但驅(qū)替距離較長，水平段中部壓裂縫難以注水見效；水平井吞吐、不穩(wěn)定注水等可以形成不穩(wěn)定壓力場，提高波及系數(shù)和驅(qū)油效率，但多周期后效果逐漸變差；水平井重復(fù)壓裂可增加改造體積同時又可補(bǔ)充地層能量，可提高地層能量10%～30%，但有效期較短（6～9個月）。

同井注采最早應(yīng)用于海上油田高含水油井[14-16]，目前尚未見超低滲透油藏開展水平井同井同步注采試驗方面的報道。程時清等[17]、于海洋等[18]研究了致密油多級壓裂水平井同井注采的可行性，通過數(shù)值模擬研究了不同驅(qū)替介質(zhì)和開發(fā)方式的開發(fā)效果，認(rèn)為同井注采具有產(chǎn)量高、穩(wěn)產(chǎn)期長、采出程度高等優(yōu)點。

針對超低滲透油藏開發(fā)面臨的問題及目前水平井穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)的缺點，本文提出了超低滲透油藏水平井同井同步注采補(bǔ)能方法，指出了其技術(shù)優(yōu)勢，并進(jìn)行可行性分析，對注采參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化并進(jìn)行礦場實踐。

1 同井同步注采原理與技術(shù)優(yōu)勢

1.1 同井同步注采原理

水平井同井同步注采是在同一口水平井上采用封隔器、密封插管等工具，實現(xiàn)部分壓裂縫注水，部分壓裂縫采油。其工作原理是選取其中一條或幾條壓裂縫作為流體注入通道，油套分注技術(shù)與分段封隔技術(shù)相結(jié)合，在水平井水平段內(nèi)將注入裂縫與相鄰的采油裂縫封隔，注入流體從油套環(huán)空進(jìn)入指定壓裂縫驅(qū)油，原油流入封隔器后的采油裂縫，隨后進(jìn)入油管采出，即在同一水平井內(nèi)形成分段同井同步注采系統(tǒng)（見圖1）。水平井同井同步注采可分為單段注多段采、多段注多段采等方式：單段注多段采方式（逐段同井注采）一般采用根部射孔段注水，趾部方向射孔段采油，采油段水淹后封隔點逐次向趾部下移，直至所有射孔段全部水淹后結(jié)束；多段注多段采分為奇注偶采或奇采偶注，注水段與采油段相互交錯，多段同時驅(qū)替，波及范圍廣，見效快。

圖1 水平井多段注多段采示意圖

理論上同井注采驅(qū)替方式可以由過去的點狀注水轉(zhuǎn)變?yōu)榫€狀注水，由傳統(tǒng)的井間驅(qū)替轉(zhuǎn)變?yōu)樗骄伍g驅(qū)替；在注水量相同的情況下，注水壓力降低，有利于避免注水過程中發(fā)生天然裂縫的二次開啟，降低裂縫性水淹風(fēng)險；同時將人工裂縫縫間的區(qū)域由彈性溶解氣驅(qū)轉(zhuǎn)變?yōu)樗?qū)。

1.2 同井同步注采開發(fā)效果模擬

本文利用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件根據(jù)實際區(qū)塊資料建立模型：模型幾何尺寸為700 m×1 300 m×10 m，平面網(wǎng)格步長10 m，縱向網(wǎng)格步長1 m；儲集層孔隙度16%，水平滲透率0.79×10-3μm2，垂向滲透率0.07 ×10-3μm2，原始含油飽和度57%，初始地層壓力19 MPa；采用五點法水平井注采井網(wǎng)，注采井排距為130 m；水平井水平段長900 m，紡錘形壓裂布縫，兩端半縫長75 m，中間半縫長200 m，共壓裂10段，段間距90 m；裂縫網(wǎng)寬取平面網(wǎng)格步長（10 m），滲透率200×10-3μm2。參考現(xiàn)場生產(chǎn)實際情況，生產(chǎn)采用液量（30 m3/d）與井底流壓（10 MPa）雙重控制，流壓控制在泡點壓力（8 MPa）以上。模擬計算五點法水平井注采井網(wǎng)與單獨水平井奇注偶采同井注采（奇數(shù)段裂縫注水偶數(shù)段裂縫采油）開發(fā)方式下2年末的壓力梯度（見圖2）與壓力場分布（見圖3），結(jié)果表明：地層壓力梯度與距注水井（縫）的距離負(fù)相關(guān)，距離越遠(yuǎn)，壓力梯度越小，與啟動壓力梯度間的差值也越小，注入水驅(qū)動能力越弱；采用直井注水，易在注水井周邊形成局部高壓，而采油井周邊則大范圍保持較低壓力水平；段間注采為線狀注采，注入流體滲流截面積大，且注采距離較小，注入縫與采油縫間可形成較高壓力梯度，有利于提高注入水的驅(qū)動能力，實現(xiàn)有效驅(qū)替。

圖2 2年末壓力梯度與距注水井（縫）距離的關(guān)系

圖3 五點法水平井注采井網(wǎng)、水平井奇注偶采同井注采注水開發(fā)2年末地層壓力分布

采用上述模型，分別模擬不同開發(fā)方式下的累計產(chǎn)油量指標(biāo)。圖4為4種開發(fā)方式下開采20年的累計產(chǎn)油量變化情況：①衰竭開采（直井關(guān)井，水平井生產(chǎn)）；②五點法井網(wǎng)注水（直井注水，水平井生產(chǎn)）；③水平井奇注偶采同井注采（直井關(guān)井，水平井注采）；④逐段同井注采（直井關(guān)井，水平井注采）?？梢钥吹剿ソ呤介_發(fā)由于無能量補(bǔ)充，開采效果最差；水平井同井同步注采地層能量補(bǔ)充及時，開發(fā)效果較好，其中奇注偶采同井注采方式優(yōu)于逐段注采。圖5為五點法井網(wǎng)與奇注偶采開發(fā)方式下20年末的含油飽和度分布，由圖可知采用五點法井網(wǎng)開發(fā)，注入水由注水井點放射狀向前緩慢推進(jìn)，20年末注入水未明顯波及采油水平井，驅(qū)替范圍非常有限，波及區(qū)域僅為注水井周邊較小范圍；奇注偶采方式下注入水首先進(jìn)入裂縫，并由注入裂縫向采油裂縫線狀推進(jìn)，實現(xiàn)壓裂縫間的全面線性驅(qū)替；逐段注采注入水不能同時有效驅(qū)替較遠(yuǎn)采油裂縫控制區(qū)的原油，有效驅(qū)替范圍較小，20年末累計產(chǎn)油量低于奇注偶采同井注采方式。

圖4 不同開發(fā)方式下累計產(chǎn)油量變化

圖5 不同開發(fā)方式下20年末含油飽和度分布

2 同井同步注采可行性

體積壓裂、常規(guī)壓裂微地震解釋結(jié)果顯示，人工裂縫與主地應(yīng)力方向基本一致，裂縫網(wǎng)絡(luò)基本呈條帶狀分布（帶長、帶寬存在差異）。姬塬長7油藏A239-24井進(jìn)行了2次井下微地震監(jiān)測，解釋結(jié)果如表1所示，可以看到，人工壓裂縫網(wǎng)寬度為64～85 m，裂縫延伸方向北偏東82°～84°。而人工裂縫油藏數(shù)值模擬反演結(jié)果顯示，人工壓裂縫網(wǎng)有效寬度不大于10 m[19]，與現(xiàn)場實際資料差距較大。AP檢239-24井為水平檢查井，位于A239-24井東部，與該井垂直距離約80 m，設(shè)計水平段長度 85 m，水平段延伸方向為北偏西7°（見圖6）。鉆井過程中對整個水平段進(jìn)行常規(guī)取心（心長85 m），取心段中僅觀察到3條疑似人工壓裂縫，分布在長1 m巖心段內(nèi)（位于水平段與A239-24井人工裂縫相交處附近），但未見明顯壓裂支撐劑，可見壓裂縫網(wǎng)寬度有限，與數(shù)值模擬反演結(jié)果比較相符，實際壓裂縫網(wǎng)寬度不會超過10 m。因此，壓裂縫網(wǎng)有效寬小于水平井多段壓裂的段間距，同井同步注采竄流風(fēng)險基本可控。

表1 A239-24井體積壓裂微地震監(jiān)測數(shù)據(jù)表

圖6 AP檢239-24水平檢查井井位

姬塬長7油藏AP122水平井水平段長度800 m，2017年6月實施了奇注偶采補(bǔ)能重復(fù)壓裂試驗，壓裂段數(shù)10段，段間距70～80 m，單井入地液量6 000 m3，奇數(shù)段單段注1 200 m3，通過無支撐劑復(fù)壓，近裂縫地帶油藏壓力上升2～4 MPa，地層能量得到有效補(bǔ)充，施工過程中該井非施工段沒有發(fā)生竄流。

水平井取心及重復(fù)壓裂結(jié)果顯示人工壓裂縫網(wǎng)寬度有限，開展同井同步注采時，裂縫與裂縫之間、裂縫與鄰井之間竄流風(fēng)險較小，具備試驗的基礎(chǔ)。

3 水平井同井同步注采試驗參數(shù)優(yōu)化

3.1 水平井人工裂縫段間距

長慶油田超低滲透油藏水平主應(yīng)力方向約為北偏東75°，與砂體展布方向一致，主力油藏水平井水平段延伸方向與砂體長軸方向垂直。地質(zhì)研究與單砂體精細(xì)刻畫表明，采用水平井開發(fā)的油藏大部分單砂體展布規(guī)模較小，寬度主要為50～110 m（見圖7）。而礦場資料統(tǒng)計顯示，超低滲透油藏五點法水平井注采井網(wǎng)排距基本為100～180 m（見圖8），說明部分超低滲透油藏井網(wǎng)適配性較差，難以對地質(zhì)儲量形成有效控制，更難以建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)。

圖7 長慶油田超低滲透油藏單砂體寬度分布統(tǒng)計

圖8 五點法水平井注采井網(wǎng)排距分布統(tǒng)計

在上述地質(zhì)模型的縫①（注水）與縫②（采油）之間添加一條天然裂縫（滲透率200×10-3μm2）溝通注采縫，模擬天然裂縫對水平井同步注采的影響（見圖9），可以看到注水段與采油段之間存在天然裂縫并開啟時，會形成竄流通道，采油段在短時間內(nèi)水淹。

圖9 存在天然裂縫溝通時含水率隨時間變化

根據(jù)單砂體展布規(guī)模、天然裂縫的影響，水平井注水段應(yīng)選擇天然裂縫方向與人工裂縫方向一致或天然裂縫不發(fā)育的油層段，同時結(jié)合AP122水平井重復(fù)壓裂試驗與微地震解釋結(jié)果，同井同步注采段間距取60～80 m比較合理。

3.2 合理注采參數(shù)

超低滲透砂巖油藏微裂縫發(fā)育，裂縫是油氣的主要滲流通道，在注水開發(fā)中具有明顯的“雙重”作用[20]：①裂縫的存在改善了超低滲透儲集層的滲流能力；②天然裂縫的存在加劇了超低滲透儲集層的非均質(zhì)性，尤其是當(dāng)注水壓力超過裂縫開啟壓力時，天然裂縫將張開、延伸、擴(kuò)展，注入水沿裂縫快速流動，油井過早見水或水淹[21]。因此，水平井同井同步注采最大的難點就是確定合理注水壓力界限，避免因注水壓力過高造成天然裂縫大規(guī)模開啟。

3.2.1 合理注入壓力

計算天然裂縫開啟壓力的理論公式較多，但所需參數(shù)較多，且部分參數(shù)獲取困難。現(xiàn)場有大量且連續(xù)的產(chǎn)量、壓力等生產(chǎn)數(shù)據(jù)及動靜態(tài)監(jiān)測資料，利用現(xiàn)場資料判斷裂縫是否開啟具有一定的優(yōu)勢。注水井吸水指示曲線拐點處對應(yīng)的注入壓力即為天然裂縫開啟壓力或地層破裂壓力；根據(jù)水平井投產(chǎn)時壓裂施工曲線上的最高壓力也可確定地層破裂壓力。同井同步注采的注入壓力可采用吸水指示曲線、壓裂施工曲線與動態(tài)資料等綜合確定。

3.2.2 合理日注水量

現(xiàn)場生產(chǎn)資料豐富，合理日注水量可根據(jù)動態(tài)數(shù)據(jù)確定。表2統(tǒng)計了3個超低滲透區(qū)塊注水井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，這些區(qū)塊目前生產(chǎn)穩(wěn)定，開發(fā)效果較好。如Z211區(qū)塊GP8井儲集層滲透率0.23×10-3μm2，平均日注水量10 m3，注水10個月后見效（區(qū)塊平均注水見效時間15個月），穩(wěn)產(chǎn)期平均日產(chǎn)油6 t以上，穩(wěn)產(chǎn)期長達(dá)5年。通過對比超低滲透儲集層與已開發(fā)且效果較好區(qū)塊的主要物性參數(shù)，可借鑒確定未開發(fā)區(qū)塊的合理日注水量。

表2 長慶油田部分超低滲透砂巖油藏注水井日注水量統(tǒng)計

另可根據(jù)儲集層物性，借鑒已開發(fā)區(qū)塊水平井配注方面的成熟經(jīng)驗，采用油藏數(shù)值模擬方法，建立單井模型，優(yōu)化注水參數(shù)，確定超低滲透砂巖儲集層水平井同井同步注采的單井日注水量。

3.2.3 合理配產(chǎn)

采用礦場統(tǒng)計方法確定合理產(chǎn)量。表3統(tǒng)計了長慶油田超低滲透砂巖油藏Z211、Y284、M30區(qū)塊水平井的生產(chǎn)情況，可以看到水平井平均單段日產(chǎn)油基本穩(wěn)定在0.50～0.55 t，超低滲透砂巖油藏水平井配產(chǎn)可以參照該數(shù)據(jù)，根據(jù)水平井改造段數(shù)進(jìn)行折算，生產(chǎn)過程中根據(jù)產(chǎn)氣、含水等動態(tài)參數(shù)實時調(diào)整。

表3 長慶油田部分超低滲透砂巖油藏水平井單段日產(chǎn)油量統(tǒng)計

4 水平井同井同步注采工藝

水平井同井同步注采工藝由井下工藝管柱和地面智能防噴系統(tǒng)組成。井下工藝管柱由Y445封隔器、抽油泵、油管錨、扶正器和篩管絲堵等組成（見圖10）。該工藝管柱設(shè)計最大注采壓差50 MPa，室內(nèi)測試證實在120 ℃、50 MPa壓差條件下，封隔器和密封插管密封良好。

井口智能防噴裝置由抽油桿防噴器、液壓控制閥、配套盤根盒、取樣口、液壓控制系統(tǒng)和控制柜組成，可實現(xiàn)井口智能防噴：當(dāng)井口壓力超過4 MPa時，系統(tǒng)自動停注、停抽、關(guān)閉防噴器并報警。

圖10 同井同步注采工藝管柱示意圖

5 現(xiàn)場試驗效果

選取微裂縫發(fā)育的M30區(qū)塊MP93井和微裂縫不發(fā)育的Y284區(qū)塊CP14-01井兩口井開展試驗。

MP93水平井水平段長930 m，投產(chǎn)前實施12段分段壓裂，段間距70 m，初期采用如圖11所示的五點法井網(wǎng)注水開采，試驗前一年因高含水該井基本停產(chǎn)（見圖12）。

圖11 MP93井注采井網(wǎng)示意圖

地質(zhì)研究顯示M93井天然裂縫較發(fā)育，該井水淹與天然裂縫開啟形成高滲通道相關(guān)。產(chǎn)液剖面測試結(jié)果（見圖13）顯示，產(chǎn)液主要由根部①號人工裂縫貢獻(xiàn)，占總液量的67.6%。結(jié)合注采井網(wǎng)分析，含水率快速上升主要受M110-3井與M110-4井兩口注水井影響（見圖11）。為確保同井同步注采試驗效果，試驗前對該井根部①號人工裂縫進(jìn)行了化學(xué)調(diào)剖堵水作業(yè)。

圖12 MP93井生產(chǎn)動態(tài)曲線

圖13 MP93產(chǎn)液剖面測試結(jié)果

試驗前首先確定地層破裂壓力、注水量、單井日產(chǎn)油量等參數(shù)，根據(jù)該水平井射孔段破裂壓力、吸水指示曲線數(shù)據(jù)（見表4）可知，吸水指示曲線拐點壓力為10.5 MPa，折算井口注水壓力主要分布在10.0～24.0 MPa，該井井口注水壓力取10 MPa可避免因注水壓力過高導(dǎo)致地層天然裂縫開啟的風(fēng)險；采用油藏數(shù)值模擬方法確定該井日注水量為10 m3；根據(jù)礦場統(tǒng)計見效后平均單段產(chǎn)量確定該井單井日產(chǎn)油量3.52 t。

表4 MP93井破裂壓力、拐點壓力數(shù)據(jù)表（井深2 370 m）

該井2018年9月27日封隔①至③號人工裂縫段，2018年10月10日進(jìn)行逐段同井注采試驗，注水后該井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量上升，初步顯現(xiàn)段間驅(qū)替的效果（見圖12）；5 d后注水壓力升高，含水率上升，產(chǎn)出水礦化度3 200 mg/L，分析認(rèn)為注水壓力過高，微裂縫開啟，存在水竄風(fēng)險；隨后控制注水壓力繼續(xù)生產(chǎn)，生產(chǎn)基本平穩(wěn)。2019年4月底該井水淹，分析認(rèn)為因注水總閥配套多口注水井，注水壓力波動較大，導(dǎo)致該井地層天然裂縫開啟并發(fā)生水竄。水淹前累計增油430 t。

CP14-01水平井水平段長740 m，投產(chǎn)前實施8段分段壓裂，段間距65 m。由該井射孔段破裂壓力、吸水指示曲線數(shù)據(jù)（見表5）可知，吸水指示曲線拐點壓力為12.0 MPa，折算井口注水壓力主要分布在10.0～24.0 MPa，可確定該井合理井口注水壓力為10 MPa；采用油藏數(shù)值模擬方法確定該井日注水量為10 m3；據(jù)礦場統(tǒng)計見效后平均單段產(chǎn)量確定該井單井日產(chǎn)油量為2.55 t。

表5 CP14-01井破裂壓力、拐點壓力數(shù)據(jù)表（井深2 210 m）

優(yōu)選根部第①號人工裂縫段為注水段開展逐段同井注采試驗。為避免隨注水時間的延長注水壓力逐漸上升、裂縫長期處于注水高壓狀態(tài)、地層天然裂縫開啟/生長，試驗中實施周期注水。該井2019年3月6日開始同井注采試驗，試驗前平均日產(chǎn)液約3.1 m3，平均日產(chǎn)油約2.1 t，含水率約19.0%。注水5 d后開始見效，較長時間日產(chǎn)液量穩(wěn)定在約5.3 m3，日產(chǎn)油量穩(wěn)定在約4.0 t；含水率下降，穩(wěn)定在約13.0%；至2019年11月底累計增油340 t，目前生產(chǎn)穩(wěn)定（見圖14），試驗效果良好。

圖14 CP14-01井生產(chǎn)動態(tài)曲線

水平井同井同步注采施工、井下工具總成本84.6萬元，按油價3 185元/t計算，單井增油270 t可收回成本。MP93井累計增油430 t，計算投入產(chǎn)出比為1.00∶1.78；CP14-01井目前生產(chǎn)穩(wěn)定，至2019年11月底累計增油340 t，投入產(chǎn)出比1.00∶1.26，總體開發(fā)效益較好。

6 結(jié)論

水平井同井同步注采補(bǔ)能方法可縮小注入端與采出端的距離，快速建立有效水驅(qū)驅(qū)替系統(tǒng)，可實現(xiàn)井間驅(qū)替向水平井段間驅(qū)替的轉(zhuǎn)變，同時將點狀水驅(qū)改變?yōu)榫€狀水驅(qū)，大幅提高水驅(qū)波及體積，縮短見效周期。

超低滲透砂巖油藏水平井同井同步注采，注水段應(yīng)選擇天然裂縫方向與人工裂縫方向一致或天然裂縫不發(fā)育的層段，段間距60～80 m。

水平井同井同步注采除控制注入壓力外，采用周期注水可降低隨注水時間的延長注水壓力逐漸上升導(dǎo)致的地層天然裂縫開啟、生長或地層破裂風(fēng)險。

現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，水平井同井同步注采補(bǔ)能方法可有效提升單井產(chǎn)量且經(jīng)濟(jì)效益良好，可大規(guī)模應(yīng)用于超低滲透砂巖油藏的開發(fā)。