超低滲透低壓油藏水平井轉變開發(fā)方式試驗

安 杰，唐梅榮，曹宗熊，王文雄，陳文斌，吳順林

（中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，西安710021）

0 引言

近年來，以北美頁巖氣為代表的非常規(guī)油氣資源增長迅速，在全球范圍內掀起了一場非常規(guī)油氣資源的開發(fā)熱潮，吳奇等［1］，Mayerhofer等［2］在美國頁巖氣儲層特征、壓裂開發(fā)技術等方面研究較多，目前水平井體積壓裂技術是實現(xiàn)致密油氣藏效益開發(fā)的核心技術［3］。鄂爾多斯盆地致密油資源量規(guī)模大、分布范圍廣，具有廣闊的開發(fā)前景，但其物性差，微裂縫發(fā)育，注水開發(fā)易引起油井爆性水淹，開發(fā)難度大。李憲文等［4］，李忠興等［5］對北美非常規(guī)油藏、盆地致密油開發(fā)方式及關鍵技術開展試驗研究，認為采用準自然能量、長水平井、體積壓裂的技術思路可使盆地致密油得到效益開發(fā)。

鄂爾多斯盆地長X油藏與致密油有所不同，屬于超低滲透油藏，其壓力系數(shù)較低，天然微裂縫發(fā)育程度低，適合于注水補充能量開發(fā)。前期采用超前注水［6］七點井網長水平井開發(fā)，初期單井產能有所提高，但含水率上升快，壓裂時為了避免人工裂縫與水平井腰部注水井水線的竄通，需要在水平段與水線交叉的位置左右各避開100 m，這樣會造成約200 m水平段無壓裂改造而浪費。同時由于需要超前注水2～3 mon，油井壓裂投產則需要等待超前注水完成后方可施工，油井等停時間較長影響了新井貢獻時率。為解決這些問題，本文借鑒致密油的開發(fā)思路，采用逆勢思維的方法提出超低滲透油藏轉變開發(fā)方式的思路，即“停止超前注水、減少注水井數(shù)量、減少水平段長度、將密切割壓裂［7-8］和體積壓裂［9］相結合”，并開展現(xiàn)場試驗研究，以期為超低滲致密油藏高效開發(fā)提供技術支撐。

1 開發(fā)簡介

鄂爾多斯盆地長X油藏埋深為2 200～2 520 m，儲層平均厚度為18 m，巖性以中細砂巖為主，形成于淺水三角洲沉積環(huán)境。儲層孔隙類型以粒間孔為主，其次為溶孔，平均孔隙度為9.6%?？缀斫Y構以微細喉為主，排驅壓力高，中值半徑小，分選相對較好。地層溫度為74.4℃，壓力系數(shù)為0.82，滲透率為0.37 mD，屬于超低滲透Ⅲ類低壓致密儲層。前期以超前注水七點井網水平井開發(fā)為主，水平段平均長度為785 m，一般超前注水2～3 mon可達到地層能量的120%，壓裂改造10段，初期單井日產油為7.5 t，含水率為38.5%。

2 注水方式優(yōu)化

鄂爾多斯盆地長X低壓致密儲層，天然能量低，原始驅動類型以彈性驅動和溶解氣驅為主，如果不及時補充能量，地層壓力會大幅度下降，油井產量遞減快。根據(jù)該區(qū)塊前期定向井開發(fā)實踐可以看出：注水開發(fā)較自然能量開發(fā)可以大幅度提高油井單井產量，油井產量遞減明顯減緩，超前注水開發(fā)效果好于同步注水和自然能量開發(fā)（圖1）。

圖1 長X油藏不同開發(fā)方式開發(fā)效果對比Fig.1 Comparison of development effects of different methods for Chang X reservoir

采用超前注水方式［10］，要達到超前注水量往往需要2～3 mon，期間完鉆油井處于關井等停狀態(tài)。壓裂和投產作業(yè)施工需要等到超前注水完成后方可進行，導致等停時間較長和新井當年貢獻時率較低，在原油生產任務緊張時這種矛盾更為突出。體積壓裂技術具有補充地層能量的作用，從相鄰區(qū)塊測壓試驗可以看出：壓裂時大量的入地液量可以快速補充地層能量，入地液量在0.6萬m3以上時5 d內地層能量提高至16.8 MPa，可以達到原始地層壓力的120%，達到了超前注水的效果（圖2）。因此，把注水方式優(yōu)化為同步注水，注水參數(shù)維持原參數(shù)不變，超前注水所補充的地層能量則由大液量的體積壓裂工藝來快速補充。

圖2 長X油藏入地液量與地層能量的關系Fig.2 Relationship between the amount of liquid entering the ground and the energy of the formation of Chang X reservoir

3 井網優(yōu)化

井網的設計既要充分考慮注水井和采油井之間的壓力傳遞關系，還要考慮最大程度地延緩主應力方向的水竄以及水淹時間，見水后難以治理，同時還應注意注采井位置間的合理匹配關系，以避免出現(xiàn)死油區(qū)，提高井網儲量控制程度［11］。

選取馬嶺油田木A區(qū)長X油藏作為數(shù)值模擬研究對象，在精細地質模型的基礎上，根據(jù)木A井區(qū)儲層參數(shù)和前期生產特征，建立數(shù)模模型，分別設計直井菱形反九點井網、水平井五點和七點井網，對比不同開發(fā)井網的優(yōu)劣。模擬結果表明：水平井井網較直井井網能明顯提高采出程度，直井井網、水平井五點井網和水平井七點井網的最終采出程度分別為21.1%，25.4%和26.5%（圖3）。

圖3 長X油藏不同井網含水率與采出程度的關系Fig.3 Relationship between water content and production degree of different well types of Chang X reservoir

水平井七點井網與五點井網的最終采出程度雖然相差不大，但相同采出程度下七點井網的含水率較高，油井見水速度較快。在壓裂改造時，為了避免水平井腰部注水井水線與人工裂縫溝通，七點井網會在水平段腰部水線兩邊各避開100 m左右不進行壓裂改造，這樣會浪費約200 m水平段，而五點井網每口水平井對應4口注水井，較七點井網少鉆2口注水井，這樣，既沒有浪費水平段長度，又節(jié)約了開發(fā)成本，綜合考慮井網后優(yōu)化調整為五點井網。

4 水平段長度優(yōu)化

水平段長度直接影響著油井的單井產能，合適的水平段長度能形成有效的驅替系統(tǒng)［12］，進而最大限度地提高單井產能，從而獲得較高的最終采收率。合理水平段長度受井網形式和注采驅替半徑控制，同時也需綜合考慮工藝、投資、效益等影響因素。

數(shù)值模擬及礦場實踐表明：水平段越長，單井日產油量越高、增產倍數(shù)也越高，但對于油藏最終采收率及經濟效益而言，并不是水平段長度越長越好，水平段長度存在一個合理的范圍。在裂縫密度、注水井和油井工作制度相同的情況下利用油藏數(shù)值模擬軟件對比不同開發(fā)階段水平段長度與單井產能、采出程度的關系，結果表明：五點井網情況下，水平段越長單井產能越高，但水平段超過400 m以后，隨著水平段長度增加單井產能增長緩慢（圖4）；隨著水平段長度增加，不同年限的階段采出程度降低，超過400 m以后，采出程度下降速度加快（圖5）。因此，該區(qū)塊水平段長度控制在400 m左右單井產量和采出程度均最高。

圖4 長X油藏不同開發(fā)階段單井產能與水平段長度的關系Fig.4 Relationship between single well productivity and horizontal section length in different development stages of Chang X reservoir

圖5 長X油藏不同開發(fā)階段采出程度與水平段長度的關系Fig.5 Relationship between production degree and horizontal section length in different development stages of Chang X reservoir

從滲流特征方面分析認為，水平井井網注水補充能量開發(fā)過程存在水驅和擬彈性溶解氣驅2種驅替機理，在長X超低滲透低壓油藏中主要依靠注水驅替，控制面積比例越高，水驅見效特征越明顯，初期產能貢獻率越高，因此，提高水驅控制面積比例是注水開發(fā)的核心。通過對比五點井網中不同水平段長度下，注水水驅控制面積比例，從表1可以看出，在水平段長度從200 m增加到800 m，注水水驅控制面積比例由42%降低到20%，初期產能增幅減??；水平段長度超過400 m時，水驅控制面積比例下降幅度增大，水平段長度在200 m和400 m時，水驅控制面積比例相差不大，但水平段長度在400 m時，初期產能較高。

表1 長X油藏不同水平段長度水驅控制面積比例和初期產能數(shù)據(jù)Table 1 Relationship between water flood control area ratio and initial capacity of different horizontal section length of Chang X reservoir

依據(jù)單井綜合成本、開發(fā)指標預測等參數(shù)經濟評價的結果表明：水平段長度為400 m時，內部收益率最高，投資回收期最短，經濟效益最好（表2）。結合不同水平段長度對單井初期產能、采出程度、水驅控制產能貢獻率和經濟評價結果，優(yōu)化水平段長度為400 m左右，是前期水平段長度的一半。

表2 長X油藏五點井網水平段長度與經濟效益的關系Table 2 Relationship between horizontal section length and economic benefit in five-spot well network of Chang X reservoir

5 密切割體積壓裂

5.1 壓裂改造思路

停止超前注水提高了油井當年貢獻時率，減少了注水井數(shù)量，節(jié)約了鉆井成本。井網調整避免了水平段長的浪費，同時也帶來了一些問題：如何超前或快速補充地層能量？在縮小了水平段長度的同時如何保證單井產能？這些問題能不能從壓裂增產增能角度得到解決？這給壓裂改造施工帶來了挑戰(zhàn)！顯然，常規(guī)壓裂改造方式已不再適用，從而倒逼壓裂開發(fā)方式的轉變。

統(tǒng)計分析馬嶺X油田前期的156口水平井數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)：水平段長度和壓裂段數(shù)乘積與產量存在一定的正相關性關系，即隨著水平段長度與壓裂段數(shù)乘積的增加，水平井的產量逐漸上升。因此，在水平段長度縮短的情況下，增加改造段數(shù)，同樣可以提高單井產量。

北美非常規(guī)油氣藏的成功開發(fā)［13］和國內致密油單井產量的突破得益于水平井高密度體積壓裂技術，其主要做法是利用體積壓裂改造技術“打碎”儲層，形成網絡裂縫實現(xiàn)“人造”滲透率。通過密切割布縫縮小裂縫間距，貫穿復雜裂縫網絡，可以使油氣從基質向裂縫中的滲流距離最短，從而提高單井產量和采收率［14］。增加改造段數(shù)使縫間距縮小，從而增加縫間干擾，從而導致人工裂縫改造不充分，這也是常規(guī)壓裂改造思路擔心的問題。采用逆向思維方法，充分利用縫間應力干擾［15］這一特征，即布縫越密應力干擾越強，形成的裂縫網絡形態(tài)越復雜，裂縫壁面與儲層基質的接觸面積越大，從而增大泄油面積以提高產量［16-17］。對縮小裂縫間距和裂縫擴展形態(tài)的模擬結果表明：縫間距15 m比縫間距30 m的裂縫擴展形態(tài)更為復雜，泄油面積更大（圖6—7）。

圖6 長X油藏縫間距30 m多簇裂縫擴展形態(tài)模擬Fig.6 Simulation of multi-cluster fracture propagation morphology with 30 m spacing of Chang X reservoir

圖7 長X油藏縫間距15 m多簇裂縫擴展形態(tài)模擬Fig.7 Simulation of multi-cluster fracture propagation morphology with 15 m spacing of Chang X reservoir

通過對致密油進行的常規(guī)型、密集布縫型和增大改造體積型等3種不同壓裂改造方式與累計產量的試驗對比，發(fā)現(xiàn)密集布縫型壓裂縫控制儲量程度高，開發(fā)初期產量較其他2種壓裂改造方式均高；增大改造體積型壓裂方式的最終累產超過常規(guī)型和密集布縫型改造；常規(guī)型壓裂改造井累產和初期產量均最低。

綜上所述，超低滲透低壓油藏將密集布縫型壓裂縫控儲量的最大化優(yōu)勢和體積壓裂增能、增加裂縫體積改造（SRV）等提高累計產量的優(yōu)勢相結合［18-19］，形成密切割體積壓裂改造思路。

5.2 布縫間距優(yōu)化

通過調研國內外密集布縫經驗，北美Purple Hayes 1H井縫間距縮小至9 m，新疆油田瑪湖區(qū)塊先導試驗縫間距由50～70 m降至15～30 m，吐哈油田三塘湖馬朗區(qū)塊先導試驗縫間距由25～30 m降至15～20 m。在長X油藏中，統(tǒng)計42口水平井，分析對比不同縫間距與累計產量的關系（圖8），隨著裂縫間距的縮小，油井累計產量整體上逐漸增大，裂縫間距在20～30 m時平均累產最高。為方便施工管柱的調整，段間距以單根油管長度約10 m為調整幅度，因此，優(yōu)化壓裂布縫間距由前期的70 m縮短至20～30 m。

圖8 長X油藏不同裂縫間距與累計產量的關系Fig.8 Relationship between different fracture spacing and cumulative production of Chang X reservoir

5.3 裂縫縫長優(yōu)化

利用油藏和壓裂模擬軟件，模擬400 m井距下不同支撐裂縫半長與100 m水平段累計產量的關系，裂縫越長產量越高，因此以裂縫全面覆蓋完全改造為目標，水平段中部優(yōu)化支撐裂縫半長為200 m，根部和趾部靠近注水井需控制縫長，優(yōu)化支撐裂縫半長為150 m。

5.4 施工參數(shù)優(yōu)化

壓裂過程中入地液量造縫和替代超前注水增加地層能量作用明顯。井下微地震監(jiān)測表明入地液量與裂縫帶長存在一定的相關性（圖9），入地液量在400～700 m3時裂縫帶長為200～400 m。礦場測壓實踐證明入地液量大可以快速補充地層能量，綜合考慮體積壓裂造縫和補充地層能量的需求，單段液量優(yōu)化為700 m3。

長X油藏砂體厚度大，儲隔層應力差為5～7 MPa，縱向遮擋條件好，有利于壓裂大排量施工，通過壓裂軟件模擬，排量超過6 m3/min以后，縫高失控風險增大；排量4～6 m3/min時裂縫在砂層內有效延伸；排量小于4 m3/min時提供的凈壓力太小，不利于復雜網絡裂縫的形成。該區(qū)閉合應力為30 MPa，在2.5 kg/m2鋪置濃度下，石英砂與陶粒導流能力的差別較小，優(yōu)選石英砂替代陶?？纱蠓冉档椭蝿┏杀?，平均砂比為15%～25%，滿足支撐裂縫的導流能力需求，單段支撐劑用量為60～100 m3。優(yōu)化后加強了整體壓裂加砂強度、進液強度、排量等參數(shù)。

圖9 長X油藏微地震監(jiān)測裂縫帶長與入地液量的關系Fig.9 Relationship between fracture length and the amount of liquid entering ground by microseismic monitoring of Chang X reservoir

5.5 壓裂工藝和液體優(yōu)選

短水平井考慮工藝簡單、高效、穩(wěn)定、滿足體積壓裂等因素，優(yōu)選技術成熟度較高的水力噴射分段壓裂工具［20］，單趟作業(yè)能力達12段，預計一趟鉆完所有水平段作業(yè)，可提高施工效率。采用單噴射器射孔，點源起裂，避免多簇裂縫進液不均影響裂縫擴展的問題。環(huán)空加砂減少油管加砂對噴嘴的損傷程度，可以提高管柱施工能力和作業(yè)排量。

針對大液量、大排量體積壓裂施工壓力高的特點，優(yōu)選EM系列滑溜水壓裂液，降阻率達60%以上，其返排回收液經過簡單的沉淀過濾即可重復利用，綜合利用率達100%，實現(xiàn)了綠色壓裂。

6 現(xiàn)場試驗

2018年在馬嶺油田長X油藏開展5口水平井轉變開發(fā)方式對比試驗，試驗參數(shù)見表3—4，試驗井水平段長度平均為384 m，較前期減少一半多，壓裂段數(shù)由前期的平均10段增加至13段，裂縫密度由1.3條/100 m提高到3.4條/100 m，平均入地液量為7 604 m3，砂量為 1 212 m3；排量為 6.0 m3/min，壓裂改造的強度得到全面提升。加砂強度由1.1 t/m增加至4.1 t/m，排量由5.3 m3/min增加至6.0 m3/min，進液強度由6.9 m3/m增加至16.8 m3/m，初期每100 m水平段日產油為1.68 t，較前期增加了88.7%。投產半年后含水率為21.9%，含水率快速上升得到控制。壓裂后地層壓力保持在壓裂前的120%水平，快速補充地層能量效果較好，達到超前注水補充地層能量的效果。油井直接投產不用因超前注水而等停，新井貢獻時率提高了30%，減少了注水井數(shù)量和水平段長度，綜合節(jié)約成本20%，壓裂液全部回收利用，減少了環(huán)保壓力，總體上試驗取得了較好的效果。

表3 長X油藏轉變開發(fā)方式試驗數(shù)據(jù)Table 3 Test data of transformation development model of Chang X reservoir

表4 長X油藏水平井壓裂施工參數(shù)Table 4 Fracturing construction parameters of horizontal well of Chang X reservoir

7 結論

（1）轉變超低滲透油藏傳統(tǒng)的開發(fā)思路，將非常規(guī)油氣與超低滲透油藏開發(fā)技術相結合，通過優(yōu)化井網和注水方式、水平段長度，以增能、增加改造體積、提高縫控產量為目的，將致密油高密度體積壓裂技術率先引進到低滲透油藏儲層改造中，在馬嶺油田長X油藏壓裂改造中取得了較好的開發(fā)效果。

（2）密集布縫壓裂增加了改造段數(shù)和縫控儲量，縮短了油氣從基質向裂縫中的滲流距離；體積壓裂增加地層能量、提高改造體積優(yōu)勢明顯，兩者相結合可以彌補因超前注水補充的能量和水平段長度減少而造成產量下降的影響。

（3）針對長X油藏的試驗形成了五點法短水平井密切割體積壓裂技術模式，在沒有超前注水、注水井井數(shù)減少和水平段長度縮短的情況下，地層能量得到了快速補充，含水率快速上升得到控制，油井投產的等停時間減少了30%，每100 m水平段產能較前期增加了88.7%，節(jié)約鉆井成本20%，試驗的工藝措施可進一步推廣。