肖 鄂，馬鈺凱，王政杰，白 婷，王進博，任宇飛

（延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術研究中心，陜西延安 716000）

利用水平井開發(fā)超低滲-致密油藏是提高采收率的一項關鍵技術，水平井開發(fā)油藏可以增加單井控制儲量和單井產能，為取得更好的開發(fā)效果，大都采用體積壓裂以形成較大的縫網，提高滲流體積。國內外超低滲-致密油藏開發(fā)實踐證明：水平井和體積壓裂是成功開發(fā)超低滲-致密油藏的關鍵。

結合國內外多個超低滲-致密油田水平井開發(fā)實例，隨著開發(fā)的持續(xù)，產量逐步遞減，利用天然能量－彈性驅開發(fā)油藏，年平均遞減率大于10%[1]，敖南油田水平井日產水平投產第一年后降到初期的30%～60%[2]。受致密油藏巖性致密、孔喉微小以及水平井壓裂改造的影響，如何有效補充地層能量，實現超低滲-致密油藏高效開發(fā)則成為一個問題。

本文對國內低滲油藏水平井開發(fā)不同能量補充方式的研究與應用現狀進行梳理總結，以期對同類油藏水平井高效開發(fā)提供借鑒與參考。

1 注水補能

水平井注水技術于20 世紀90 年代被提出。1991年美國Texaco 石油勘探開發(fā)公司首次利用水平井對NewHope 油田進行注水開發(fā)試驗，塔里木哈得4 油田首開國內水平井注水先例，劉鵬飛等[3]對水平井開發(fā)注水補充能量的油藏條件展開了研究。

實驗表明，在注水開發(fā)早期，驅替作用占主導地位，注入水首先進入大孔喉。隨著注水過程的深入，較大孔喉逐漸被注入水填充，原油不斷減少，驅替作用逐漸減弱，細小孔隙中的原油因滲吸作用不斷被水從孔隙中置換出來。

1.1 滲吸機理

在沒有加壓的情況下，多孔介質自動地吸入某種潤濕相流體叫滲吸，也稱自吸。對于超低滲-致密油藏，毛管力和重力是驅替原油的主要動力。在這兩種力的共同作用下，基質克服黏滯阻力將孔喉中的原油驅出[4]。

1.2 注水補能方式

由于致密油藏本身特性及水平井體積壓裂改造，注水開發(fā)時，存在“注水不見效、見效即見水”問題，注入水如何實現有效地補充地層能量。據研究目前主要有2 類4 種方式：第一類是在水平井本井內注水補充地層能量，具體可分為：同井同步注采和井內注水吞吐；第二類是利用井網注水補充地層能量，分為以下2種：一是通過平面注采井網注水，二是通過儲層縱向上注水實現能量補充。

同井同步注采是在同一口水平井內以封隔器、密封插管等工具，實現部分壓裂縫注水，部分壓裂縫采油（見圖1）。其工作原理是選取其中一條或幾條壓裂縫作為注入通道，結合油套分注技術與分段封隔技術，在水平段內將注入裂縫與相鄰的采油裂縫封隔，注入水從油套環(huán)空進入指定壓裂縫驅油，原油流入封隔器后的采油裂縫，隨后進入油管采出，在同一水平井內形成分段同步注采系統（見圖2）。這種驅替方式將過去直井點狀注水轉變?yōu)樗骄蝺染€狀注水，降低了注水壓力，較短的注采距形成了有效驅替系統，同時擴大了水驅波及體積。王晶等[5]通過數值模擬對衰竭式開發(fā)、五點法井網、水平井奇注偶采和水平井逐段注采的方式進行研究預測，結果表明水平井同井同步注采地層能量補充及時，開發(fā)效果好。并在長慶油田MP93 井和CP14-01 井開展礦場試驗，增油770 t，含水穩(wěn)定。

圖1 同井同步注采工藝管柱示意圖

圖2 水平井多段注多段采示意圖

注水吞吐則是在前期將水注入井中，注入水進入地層后沿高滲裂縫大孔道擴散，當注入一定量后，關井燜井，發(fā)生滲吸作用，水自動吸入巖心并驅替出原油，使油藏中的油水狀態(tài)及其分布發(fā)生改變，隨后開井生產的方式[6]。樊建明等[7]以鄂爾多斯盆地延長組長7 致密油為例，運用數值模擬對水平井注水吞吐前提條件展開研究，表明巖石親水、分選良好的細小孔喉、較高的含油飽和度和裂縫是注水吞吐的有力條件。王平平等[8]對胡尖山油田安83 井區(qū)長7 致密油水平井開發(fā)時不同地層能量補充方式進行了評價，認為水平井吞吐采油注水效果明顯，周期注水和異步注采能較好的解決地層能量補充與含水上升過快的矛盾。張翠萍等[9]在新安邊油田長7 層致密油開展注水吞吐試驗，地層壓力上升，對應鄰井液量和產量增加，平均單井增油560 t，平均有效期260 d，吞吐效果良好。

以完善的平面注采井網實現地層能量補充是較為普遍的方式，關鍵在于建立有效驅替的同時避免水淹水竄。諸多學者對注采井型、井網形式、注水方式和注采參數均展開了深入研究。趙繼勇等[10]對長慶油田紡錘形布縫五點井網注采參數優(yōu)化研究，確定注水時機應在水平井完井之后投產之前，超前注水量為1 000～1 300 m3，平均日注水量14～18 m3，平均單段產油量在1.1 t，合理生產流壓應結合注水見效情況和生產動態(tài)適時調整。李勇等[11]研究了水平井不同井網形式開發(fā)時對注采流線的改變以及開發(fā)效果的影響，認為周期性差異化交替注水適用于所有類型油藏，視反七點法井網交替注水適用于物性較好、非均質性較弱的油藏，視五點法井網交替注水適用于物性中等偏好且已處于高-特高含水期開發(fā)階段、非均質性強的油藏。吳錦偉等[12]在紅河油田三疊系延長組長8 油層開展礦場試驗，得出直注平采和平注平采均能注水見效，平注平采因見效期長，水驅波及系數大和采出程度高而優(yōu)于直注平采的井網形式，當井距大于700 m 時，會大大降低水淹水竄的風險。吉敏[13]針對長水平段五點井網注水開發(fā)時中間段剩余油富集，壓力保持水平低的問題，增設2 口注水井將較大注采單元（長水平段五點井網）分割為2 個小注采單元（短水平段七點井網）后，增加了裂縫水驅受效程度。張博[14]對水平井組開展了周期注水試驗，提出了適宜渤海N 油田強弱交替周期注水方案。趙靜[15]以吉林油田N 區(qū)塊為例，研究認為以直井注-水平井采時，直井位于水平井趾部累計產油量最高。高吉華[16]通過低滲油藏極限注采井距與滲透率和年度的經驗公式，得出寧東油田26 井區(qū)延5 油藏極限注采井距464 m。合理井距300～350 m，注采比總體在1.5 左右，采油速度為2%左右。

從縱向上建立注采井網較為少見，楊雙等[17]在阿曼D 油田率先開展了縱向上布置注采井網注水補充地層能量的試驗，通過建立反映儲集層物性變化和小斷層分布的精準地質模型和采用水平井地質導向鉆井技術，將水平采油井部署在油層頂部，水平注水井部署在油層底部，采用長水平段、小井距跟趾反向部署的井網形式，使得D 油田B 塊6 年累計增油量220×104t，同時含水上升穩(wěn)定。

通過注水實現水平井開發(fā)油藏地層能量補充是目前經濟成熟的方式，兩相對比，井內補充地層能量效果更為顯著，適合斷塊或小的透鏡體油藏；而通過井網注水補能則實現了油藏整體開發(fā)，更適合連片層狀油藏。同井同步注采目前可以實現從跟端到趾端連續(xù)單段注多段采方式（逐段同井注采）補充能量，多段注多段采則有賴于井下工藝的發(fā)展。

2 注氣補能

超低滲-致密油藏由于儲層物性極差，流體難以流動，水平井投產后產量便急劇下降，需要補充地層能量；而大規(guī)模的人工壓裂，改變了儲層孔隙結構，滲流場隨之改變，注水開發(fā)時注入水很容易沿裂縫突進，快速水淹。因此，針對水平井需探索新的能量補充方式[18]。由于CO2接近于油氣藏流體中的C2H6和C3H8等組分的熱力學特征，同時在適合的溫度、壓力（CO2的臨界溫度為31.1 ℃，臨界壓力為7.47 MPa）范圍內具有顯著的超臨界態(tài)流體特征，因此比天然氣（干氣）、氮氣等其他氣體更具優(yōu)勢，成為超低滲-致密油藏注氣補能的首選。

1958 年，殼牌公司首先在Permian 盆地嘗試注CO2進行驅油，并取得成功。1972 年，首個商業(yè)化CO2驅項目在美國德克薩斯州西部的Kelly-Snyder 油田Sacroc 區(qū)塊實施。我國CO2驅油技術始于20 世紀60～70 年代，2000 年以后，針對低滲透油藏，大慶、勝利、吉林、華東和中原油田先后開展了CO2現場試驗，取得了初步成果[19]。

2.1 CO2 驅油機理

當CO2最小混相壓力（MMP）小于地層壓力時，為混相驅，反之則為非混相驅。混相驅替時，驅替劑（注入的CO2）和被驅替劑（地層原油）在油藏條件下消除界面，形成混相，使多孔介質中的毛細管力降至零，從而降低因毛管效應所滯留的原油，提升微觀驅油效率[20]。非混相驅以膨脹、萃取和抽提、溶解、降黏、降低界面張力、改善流度比、酸化解堵以及在重油冷采中形成泡沫油流等作用，改善驅油效果。

2.2 CO2 驅研究進展

在CO2驅油的適應性方面，王海妹[21]從流體物性、油藏特征和開發(fā)參數3 個方面展開分析研究，認為有效注CO2的原油密度范圍為0.80～0.91 g/cm3，黏度在0.3～1 000 mPa·s；油藏地層壓力范圍為5～60 MPa，埋深范圍是600～4 000 m，地層溫度為70～121 ℃，油藏地層傾角為0～36°，地層厚度（驅替）為5～60 m，孔隙度為5%～35%，含油飽和度為35%～65%，井距為200～350 m。對低滲油藏，李楠等[22]運用油藏數值模擬與正交試驗設計方法，建立超低滲油藏CO2驅開發(fā)模型，綜合超低滲油藏直井、水平井和CO2驅開發(fā)技術的相關生產數據，考慮單井日產量和內部收益率，對比分析得出：超低滲油藏的水平井適宜CO2驅開發(fā)（見圖3）。

圖3 不同開發(fā)技術效果、經濟效益對比圖

在驅替方式研究方面，鄭太毅等[23]對CO2驅替和CO2吞吐兩種開發(fā)方式，直注平采和平注平采兩種布井方式進行優(yōu)選，結果表明：在滲透率小于0.3 mD 時，平注平采的采收程度較直注平采具有明顯優(yōu)勢，當滲透率大于0.6 mD 時，二者的采收程度幾近相同。滲透率小于0.2 mD 時，注CO2吞吐效果最佳，滲透率位于0.2～0.3 mD 時，驅替效果逐漸追趕反超吞吐效果。

在水平井CO2吞吐注采參數優(yōu)化研究方面，吳公益等[24]以蘇北油田金南等區(qū)塊為例，對CO2驅油的注入量和燜井期進行研究，認為當注氣速度為80 t/d，注入量為600～700 t，燜井時間為30～40 d 時，增油量和換油率較高。李國永等[25]以冀東南堡陸地油田水平井為例，基于工藝優(yōu)化設計，確定最佳注入速度為：3～5 t/h，燜井時間為21 d。現場實施32 口井，有效井次達30口，有效率達到94%，產油量由吞吐前的52 t/d 上升到吞吐后的271 t/d，為原來的5.2 倍，綜合含水率由96.9%降至53.4%，取得了顯著的控水增油效果。劉懷珠等[26]參考冀東油田高104-5 斷塊礦場原油性質，建立三維物理模型，開展水平井CO2吞吐注采參數的優(yōu)化研究。結果表明：與衰竭開采相比，CO2吞吐增油效果明顯，采收率增加幅度為1.97%～9.47%，換油率為1.14～3.62。

在水平井CO2吞吐影響因素分析研究方面，張娟[27]從注入量、注入速度、燜井時間、采液速度和兩輪吞吐間隔5 個工藝參數，油層厚度、壓力、含油飽和度、孔隙度、滲透率和水平井長度6 個油藏參數進行了分析。唐人選等[28]以蘇北盆地9 個規(guī)?；O2區(qū)塊為例，分析了井型、壓裂情況、注氣前油井產油量、注采比和注氣方式等對CO2驅油效果的影響。馬桂芝等[29]針對南堡陸地油田水平井高含水的情況，對水平井CO2吞吐控水增油主控因素研究，結果表明：隔層、水平段位置、韻律、油層非均質性、地層傾角對水平井CO2吞吐的效果影響差異很大。

在低滲油藏水平井CO2驅經濟效益評價方面，藺麗君等[30]以C 油田致密油藏典型區(qū)塊為例，采用四口直井注氣，一口水平井采油的井網形式，研究不同滲透率級別、不同井排距下分段壓裂水平井CO2驅效果。并以財務凈現值、內部收益率和投資回收期3 個指標為研究對象，對經濟效益進行評價。研究認為：當前油價下，滲透率在0.1～1 mD 時，注CO2有利于補充地層能量，提高采收率。

在總結梳理致密油藏水平井開發(fā)能量補充方式中，N2驅、空氣泡沫驅等其他氣體補能方式由于混相壓力高、液化成本高在礦場實踐中實施困難，研究較少，CO2是當前注氣補能的主要方式。在“雙碳”背景下，注CO2實現超低滲-致密油藏能量補充將會引起更為深入的研究和更大范圍的應用。

隨著吞吐輪次的增加，注CO2換油效率隨之降低，優(yōu)化各輪次吞吐量及注入方式，提升開發(fā)效益是下一步研究重點；水平井的裂縫既是CO2良好的滲流通道，也是發(fā)生竄流的優(yōu)勢通道，通過優(yōu)化流體段塞或注采參數發(fā)揮其吞吐驅油的優(yōu)勢，避免其劣勢亦需要進一步研究。

3 壓裂補能

超低滲-致密油藏水平井開發(fā)時，對儲層進行壓裂改造以取得更高的產能成為普遍共識，隨著工藝進步，壓裂規(guī)模也越來越大，入地的壓裂液也成為水平井開發(fā)前期能量補充的一種方式。基于此，采用大排量低摩阻驅油型壓裂液、暫堵劑、補能型壓裂液組合，實現了水平井分段體積壓裂改造和能量補充[31]。通過全三維壓裂軟件計算水平井范圍內地層壓力達到原始地層壓力預設倍數時所需的補充入地液量，指導壓裂作業(yè)，實現地層能量補充，減緩低壓致密油藏的遞減[32]。

4 結論和建議

4.1 結論

（1）超低滲-致密油藏水平井開發(fā)時，同井同步注采、單井吞吐以及通過平面注采井網、縱向注采等注水方式可實現地層能量補充；對致密油藏而言，注CO2吞吐具有更好的驅替效果，是當前注氣補能的主要方式。

（2）通過壓裂時增加入地液量，可以實現水平井開發(fā)前期地層能量的補充。

4.2 建議

（1）從油藏開發(fā)的角度，深入研究超低滲-致密油藏地層能量整體有效的補充方式，提升油藏的采收率。

（2）將各種能量補充方式有機結合，實現超低滲-致密油藏水平井高效開發(fā)。