大規模壓裂注水開發一體化技術在特低滲透油藏的應用

王洪偉

大慶油田有限責任公司海拉爾石油勘探開發指揮部

X盆地已開發油田主要為低、特低滲透油藏，該類油藏儲量占比達63.6%。由于特低滲透儲層存在啟動壓力［1-2］，在注采井距過大時采用常規壓裂難以建立有效驅動體系［3-4］，多數斷塊注水開發效果差。近年來，眾多學者在特低滲透油藏儲層改造工藝方面取得了大量成果［5-9］，隨著各種壓裂工藝的不斷完善，使得特低滲透油田規模有效開發逐漸成為可能，但關于大規模壓裂增產機理及壓后如何實現高效注水開發的研究較少。筆者在X油田現場實踐的基礎上，結合油藏工程理論對大規模壓裂增產機理及壓后如何實現注水開發進行深入研究，總結出高效壓裂優化設計方法及針對性注水補充能量方法，進而形成大規模壓裂注水開發一體化技術［10-11］。

1 大規模壓裂增產機理

大規模壓裂是指在優化壓裂液及支撐劑組合的基礎上，通過高排量、高液量、高壓力施工，使形成的人工裂縫與天然裂縫交錯延伸，從而形成大規模復雜人工裂縫系統的壓裂技術［12］，其增產機理主要體現為兩個方面。

1.1 提高裂縫系統導流能力

在大規模壓裂施工中，壓裂液中添加的可降解纖維可在主裂縫形成后起到暫堵作用，提高凈壓力實現轉向壓裂，可在地層中形成主縫和分支縫相結合的多裂縫系統（圖1），提高人工裂縫對儲層的控制程度，達到擴大泄油體積、提高裂縫內儲層滲透率的目的。同時，可降解纖維具有較好的攜砂和固砂性能，可保持較好的鋪砂剖面，有效改善特低滲透儲層的滲流條件。

圖1 大規模壓裂裂縫展布情況Fig.1 Fracture distribution after large-scale fracturing

大規模壓裂后形成的主次裂縫交錯系統，有效改善了裂縫系統內的滲流條件，使得儲層流體滲流規律發生了本質性的變化［13］。根據式（1），在一定生產壓差下，可模擬出各種滲透率條件下滲流質點的位移與滲流時間的關系。當實施大規模壓裂后，儲層滲透率大幅度提高，有效縮短了儲層流體質點流向井筒的時間，實現油井產量的大幅度提高。

式中，t為質點滲流時間，min；?m為基質孔隙度，%；μ為流體黏度，mPa·s；L為質點滲流位移，m；km為基質滲透率，mD；Δp為生產壓差，MPa。

1.2 變相縮小注采井距

根據特低滲透儲層的地質特征，基于典型直井大規模壓裂的數值模擬和現場實踐，對常規壓裂和大規模壓裂裂縫形態和壓裂效果進行了對比。對于原注采井距為250 m的注采井網，在常規壓裂改造后，裂縫延伸較短，主要以改善井筒周圍導流能力為主，無法實現縮小注采井距的目的。在儲層實施大規模壓裂改造后，裂縫延伸半長可達100～150 m，在遠井地帶仍保持多裂縫系統，裂縫仍具有較好的導流能力，可變相實現縮小注采井距的目的（圖2），將注采井距由250 m縮至150 m，從而使油水井建立起有效的驅動體系，實現對特低滲透儲層的有效注水開發。

圖2 不同壓裂方式注采井距變化對比Fig.2 Comparison of injection/production well spacing between different fracturing modes

2 水驅開發特征分析

在特低滲透儲層地質條件下，依據不同壓裂方式的裂縫展布特征，對常規和大規模兩種壓裂方式采用EQ-LGR方法開展油藏數值模擬，并對壓后水驅流線分布情況及各項開發指標進行對比分析。

2.1 壓后水驅流線分布情況

在注水井與壓裂直井形成的正方形井網中，依據水驅流線追蹤法［14］，可追蹤到流體質點的運動軌跡，得到常規壓裂和大規模壓裂兩種壓裂方式的水驅流線分布情況圖（圖3）。從流線分布情況來看，在采用常規壓裂方式情況下，由于注采井距過大，油水井無法建立有效驅動體系，注水井與油井無法形成有效水驅，油井產量主要來自井筒周圍天然能量。當油井實施大規模壓裂改造后，有效縮短了注水井與裂縫系統的距離，使注水井與多分支縫系統形成了良好的注采關系，裂縫兩側可達到較好的驅替效果。

圖3 不同壓裂方式注采水驅流線圖Fig.3 Water flooding flow diagram of different fracturing modes

2.2 含水及產量變化規律

從不同壓裂方式7年末開發指標對比來看，實施大規模壓裂改造后，油井初期產量達到常規壓裂的2.0倍，且注水受效后產量可進一步提高，7年累計采出程度達到常規壓裂的2.5倍以上（圖4）。但由于裂縫系統壓力傳導較快，當注水前緣推至采油井時，油井開始見水。隨著受效程度增強，含水呈現快速上升特征，導致油井產量隨之下降。因此，有效減緩注水推進速度是提高壓后水驅效果的關鍵。

圖4 不同壓裂方式開發指標對比Fig.4 Comparison of development index between different fracturing modes

3 高效壓裂優化設計

為實現大規模壓裂水驅效果，需對該項技術的適用性進行深入分析。通過單井動靜態資料及應用效果統計可知，物質基礎是保證增油效果的先決條件，為確保大規模壓裂的水驅效果，要求壓裂層段地層系數大于5 mD·m，單井控制儲量大于5.0×104t，為確保上述條件，在砂體規模上，有效厚度2 m以上油層需大于3個。同時，為確保壓裂后能及時補充地層能量，壓裂井需連通2口以上水井，為防止與斷層溝通，壓裂井與斷層距離應大于100 m。

在壓裂潛力層確定后，還需依據井網情況開展壓裂層段整體統籌，在確保單井可采儲量的情況下，避免壓竄情況發生。按照壓裂半縫長120 m考慮時，對于注采井距小于250 m的井網，壓裂層段設計時應按照“鄰井錯層、隔井同層”的壓裂方式；對于注采井距大于250 m的井網，在單井可采儲量允許的情況下可采取“鄰井同層”的壓裂方式。

4 注水補充能量方式優化

鑒于大規模壓裂井存在受效后含水上升快的開發矛盾，為進一步延長壓裂受效時間，應依據見效情況采取個性化調整方式。

4.1 見效前保持高注水壓力

大規模壓裂除了形成滲流能力較強的主次分支縫系統，同時也形成了微裂縫系統，這些微裂縫只有在較高的地層壓力下才能處于張開狀態，起到提高儲層導流能力、擴大泄油體積的作用。鑒于特低滲透儲層注水時存在擬啟動壓力，為防止因地層壓力急劇下降微裂縫閉合，需在壓后初期水井端保持較高注水壓力，不僅能有效提高注水強度，及時補充地層能量，還可提高儲層的吸水指數，進一步提高小層動用程度。

對于注入壓力并不是無限制的提高，應遵循以下兩方面原則：

（1）注入壓力應低于油層隔層、套管及水泥環的保護壓力，防止油層隔層及水泥環破裂，導致竄槽及套變情況的發生；

（2）注入壓力應接近或略高于儲層破裂壓力，可使儲層中的微裂縫處于張開狀態并有較小延伸，有助于吸水能力的提高。若破裂壓力過大，則易造成注入水竄層或單層突進情況發生。對于破裂壓力的確定，可借鑒鄰近壓裂井的施工數據確定。

4.2 見效后采取周期性注水方式

大規模壓裂井注水開發最典型的特征是注入水易沿著人工裂縫方位快速推進，油井見水后含水上升速度快、穩產期短，因此，在注水受效后應及時采取有效的控水措施，預防含水突升。油井見效初期，往往以人工裂縫方位見效為主，該方向上地層能量已基本得到恢復，此時應及時周期性停注，使形成注水通道的裂縫有效閉合。隨著裂縫內地層壓力的擴散重新形成油水運移通道，達到控制含水上升、改善水驅效果的目的。待含水保持穩定后，重新恢復注水。通過周期性注水調整，在確保供液能力的同時，可有效控制含水上升速度，進一步延長大規模壓裂開發有效期。

通過對特低滲透油藏注水受效周期及受效后含水上升速度的分析，由經驗法確定了周期注水的注入周期及配注量原則：

（1）為確保在周期停注后實現良好的油水置換，有效提高注入水利用率，停注時間應為所在井區受效周期的1/2左右；

（2）以保持注采平衡為原則，減少周期停注后造成的能量損失，日配注量應為采出液量的2倍；

（3）注入壓力應控制在油層破裂壓力及套管和油層隔層最大擠損壓力以內。

5 應用實例

在X油田實施了18口井，平均單井壓裂厚度為15 m，層間跨度限制在30 m以內，采用“鄰井錯層、隔井同層”的壓裂方式。壓裂施工排量6.0～8.0 m3/min，平均單井壓裂液用量1 600 m3，加砂量180 m3。井下微地震監測結果表明，在形成一條主縫的同時，還產生多向分支縫，最終形成縫網狀系統（圖5）。壓裂后形成的縫網規模為399 m（長）×87 m（寬）×155 m（高），在擴大裂縫波及體積的同時，有效提高了儲層導流能力。

圖5 B0井下微地震監測圖Fig.5 B0 downhole micro-seismic monitoring diagram

大規模壓裂后初期單井日產油5.6 t，與壓前對比單井日增油4.5 t，560 d內平均單井累計增油1800 t，其中實施時間較早的B8區塊，單井累計增油已達3 500 t，取得較好的增油效果（表1）。

表1 X油田大規模壓裂效果情況統計Table 1 Statistics of large-scale fracturing results in X Oilfield

井區油井實施壓裂改造后，鄰近10口注水井初期采取提壓注水措施，鑒于井區儲層平均破裂壓力為16.5 MPa，將注入井注入壓力由原來的15.8 MPa升至17.0 MPa，通過提高注入壓力，單井日注水量由13 m3/d升至41 m3/d。注水6個月后油井陸續受效，其中10口油井明顯見到注水效果，注水受效后，對注入狀況較好的3個井組及時采取半周期為3個月、注入量為30～50 m3/d的層間周期注水，通過周期性注水調整，見效井產液量保持穩定，綜合含水保持較低水平，單井日產油量保持5.0 t以上。

6 結論

（1）通過大規模壓裂縫長及壓裂層段的優化設計，可使單井產量提高至常規壓裂的2.0倍，同時達到縮小注采井距的目的，使特低滲透儲層建立起有效驅動體系，實現低產低效斷塊的有效注水動用。

（2）大規模壓裂注水見效井易出現含水突升情況，壓后通過提壓與周期性注水相結合的方式可有效控制含水上升速度。

（3）實例應用證明，大規模壓裂有效期內累計采出程度可達常規壓裂的2.5倍，可使特低滲透油藏階段采出程度得到明顯提高，可進一步推廣應用。

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