低滲透油藏X 區塊水平井補能研究及應用

許嘉樂，王 鵬，楊 雷，楊 宣

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

隨著油氣田勘探開發逐步深入，低滲透油藏作為油田穩產上產的重要組成部分。因低滲透儲層孔喉結構復雜，發育微裂縫，流動阻力極大，非均質性極強，傳統直井技術手段在這類儲層過程中遇到了極大的困難。

水平井相對直井來說，能夠擴大油氣層裸露面積，對于提高油氣井單井產量，油氣采集率效果顯著。隨著水平井分段壓裂技術取得重大突破，水平井具有采油指數高、生產壓差小、無水采油期長等優勢，但隨著生產實踐，也逐漸暴露出一些問題，水平井常規注水適應性差，自然能量開發遞減大，導致產能損失過大，整體采出程度低。同時水平井見水后含水迅速上升，產油量急劇下降。為保證水平井高效穩產，針對水平井開發能量不足問題，進行補能方式探討及應用分析評價，選取低滲透油藏X 區塊C1 儲層為研究對象。D 油藏X 區塊處于伊陜斜坡中段，油層組產狀十分平緩，構造特征與區域特征一致，為低傾角西傾單斜，同時各小層構造具有較好的繼承性。其砂體呈北東-西南方向展布，以三角洲前緣亞相沉積為主，油藏圈閉類型主要受水下分流河道、水下天然堤、河口壩及分流間灣等沉積微相控制，圈閉成因與砂巖的側向尖滅及巖性致密遮擋有關，屬典型巖性油藏。

X 區塊C1 油藏內部砂體疊加厚度大，連通性較好，整體含油面積大、油層相對穩定，局部油層變薄，區塊致密油儲層物性差，平均滲透率0.18 mD，平均孔隙度9.4%，有效厚度16.1 m，含油飽和度47.7%，時差204 μs/m，儲層物性差，屬于致密油范疇。儲層平均埋深2 218 m，地層溫度71.9 ℃，原始地層壓力為16.4 MPa，含油面積32.7 km2，地質儲量1 496×104t。

X 區塊經歷：定向井超前注水開發（常規壓裂）→定向井體積壓裂準自然能量開發→水平井開發三個階段。目前X 區塊C1 油藏共投產水平井54 口，開井數41 口，平均日產液2.51 m3，日產油0.93 t，綜合含水60.4%。目前含水在60%以上占總井數45.2%，平均動液面1 583 m，地質儲量采油速度為0.16%，采出程度為2.08%，累計產油量為29.8×104t。

1 油藏開采能量變化分析

1.1 儲層裂縫發育特征

通過野外露頭觀察，研究區塊C1 主要發育構造裂縫，分布相對規則，具有等間距性，裂縫發育范圍廣，產狀相對穩定，成組發育，可形成良好的裂縫網格系統。根據巖心統計、成像測井、鑄體薄片等宏觀及微觀資料總結，研究區C1 致密油儲層主要發育有高角度天然裂縫，裂縫傾角大于80°。儲層天然裂縫發育，在高強度改造過程中裂縫易溝通，導致井間干擾性大，產能恢復率低[1-5]。

2014 年6 月由于X 區塊C1 水平井區域鉆井、壓裂改造，導致該區域內4 口水平井、2 口定向井含水上升，導致6 口井合計損失產能18.1 t。

1.2 準自然能量開發效果評析

研究區X 區塊水平井開發初期能量主要來源于地層原始能量和前期體積壓裂時滯留液補充（超前注水）的能量。體積壓裂在水力壓裂的過程中，通過在主裂縫上形成多條支縫或者溝通天然裂縫，最終形成復雜裂縫網絡，增加井筒與儲集層接觸面積，間接使入地液量增加，經過返排大量滯留液存在于地層中，在水平井開發范圍內形成高壓區，以達到補充地層能量的作用。準自然能量開發方式最直接的效果為油藏開發初期水平井產量高，且采油速度大。由于短期內能量快速下降，并且不能及時有效的補充能量，引起產量迅速遞減，當地層能量接近到一定程度（接近原始地層壓力）時，產量遞減變緩。

準自然能量開發階段，初期因體積壓裂存在于地層中的滯留液能量補給，單井產量達7.4 t，產量遞減相對緩慢。隨著開采時間的增加，受到能量無法得到有效補充，同時地層壓力下降，油井開采10 月后單井產量降至4.4 t，其中水平井第一年遞減率高達40.5%，兩年合計遞減率達62.1%（見圖1）。

圖1 X 區塊C1 油藏水平井遞減情況

2 補能技術應用及效果分析

針對研究區塊對初期地層壓力為8.2 MPa，能量保持水平為49.5%，目前壓力保持水平下降至37.8%，測得地層壓力6.23 MPa。能量下降，導致整個區塊油藏產量迅速遞減，油井低產低效，采出程度僅為2.81%，遠達不到理想采出程度，因此通過補能技術：定向井周期注水、定向井蓄能壓裂、水平井吞吐注水、小型吞吐方法應用，進行效果評價分析。

2.1 定向井周期注水

2016-2018 年在研究區塊中部五點井網區域開展周期注水試驗，分為東部的短周期注水和西部的長周期注水，二者均為端部井注入。

東部短周期注水區域，注水井共計3 口，單井配注15 m3，注水制度為注3 d 停注3 d。該區域A1 與B1、A2 與B2 兩組油水井對應關系明顯，注水時間達到5 d時，井口含水上升至100%，液量變化不明顯，注水區域其他水平井動態無明顯變化，目前該區域已停止注水。該區域由于裂縫發育，導致注水適應性差，月注采比僅為0.15，補能效果差。

西部長周期注水區域注水井3 口，注水制度為注1 月停1 月，單井配注10～20 m3。該區域2017 年后整體動態平穩，產量遞減率由15.1%下降至5.2%；無注水組同期遞減率由17.9%上升至33.2%。其中見效井1口，液量上升，含水無明顯變化；其余水平井液量仍持續下降。月注采比僅為0.22，周圍油井壓力由5.3 MPa下降至5.08 MPa，壓力下降趨勢未能得到遏制，整體注水補能效果較差。

2.2 定向井蓄能壓裂

2020 年針對X 區塊長7 層位內長停定向注水井A1 實施蓄能壓裂（大排量注水）。A1 實施蓄能壓裂參數：入地液量2 141 m3，油管排量1.2 m3/min，套管排量4.8 m3/min，砂量70 m3，砂比15%，燜井14 d。

效果分析：初期日增油2 t，18 個月后日增油仍有1.07 t，截至目前累計產油550 t。壓裂后燜井過程中注水壓力下降較快，300 h 壓力由13 MPa 下降至0.5 MPa。在蓄能壓裂實施過程中，井組內7 口水平井僅1 口見效見水，其余6 口井均無明顯動態變化。對應見水的水平井實施燜井12 d，開抽后日產液由2.63 m3上升至10.36 m3，含水由14.3%上升至100%，正常開抽40 d后開始見油，日產液4.37 m3，日產油1.2 t，含水67.7%，開抽204 d 后日產液和含水下降至措施前水平，累計增液530 m3，損失油量233 t，增加產水量809 m3，注水利用率低。

從效果來看，定向井蓄能壓裂對周圍水平井補能效果較差。主要原因是壓裂過程中注水沿裂縫單向突進，平面上不能均勻受效。

2.3 水平井吞吐試驗補能

2020-2021 年X 區塊長7 水平井實施各類吞吐補能試驗5 類6 井次。注入工藝分析，B9 井采用分段注入方式，吞吐試驗前日產液2.58 m3，日產油1.27 t，含水42.1%，開抽三個月，日產液6.37 m3，日產油2.5 t，含水53.8%。B8 井和B10 井采用籠統注入方式，其中B8 井吞吐試驗前日產液2.34 m3，日產油1.55 t，含水22.1%，開抽三個月，日產液2.62 m3，日產油0.36 t，含水83.8%；B10 吞吐試驗前日產液2.46 m3，日產油1.74 t，含水16.8%，開抽三個月，日產液3.71 m3，日產油1.53 t，含水51.5%。通過對比，在提液、增油、含水上升情況分段注入效果均優于籠統注入[6-8]。

注入介質分析，B7 井采取籠統注入+驅油劑，吞吐試驗前日產液2.6 m3，日產油1.29 t，含水41.6%，開抽三個月，日產液3.73 m3，日產油0.79 t，含水75.1%。對比同為籠統注入的B8 井生產數據分析，加驅油劑與直接注水的控含水上升的效果基本相當。

返排液量分析，小型吞吐返排率最高為81.2%（累計增油210 t）；分段快速吞吐達到18.8%（累計增油63 t），目前液量仍有8.24 m3，較為平穩；其余注入方式返排率均低于18.0%，且目前液量均低于2.7 m3，提液效果不明顯。

2.3.1 小型吞吐補能 2020-2021 年實施小型吞吐1井次，注入方式為套管直接注入，燜井結束后直接開抽，注入參數30～90 m3/d，累計注入1 205 m3。

B6 井2013 年11 月投產，投產初期日產液13.9 m3，日產油3.18 t，含水率73.1%；吞吐前日產液1.32 m3，日產油1.01 t，含水率11.4%，動液面1 518 m，累計產油4 285 t；2020 年10 月實施小型吞吐灌水試驗，過程中優化參數，累計灌水1 250 m3，燜井19 d；灌水初期壓力上升快，配注由120 m3/d 先下降到90 m3/d 再下降到60 m3/d，燜井期間壓力下降很快，開抽后控液生產，日產液上升至4.1 m3，日產油1.92 t，含水率49.1%，動液面985 m，流壓得到有效恢復，初期日增油0.91 t。截至目前有效期345 d，累計增油210 t，累計返排液量979 m3，返排率81.2%。B6 實施小型吞吐效果良好。

2.3.2 長周期吞吐補能 2020-2021 年實施長周期吞吐4 井次，其中B7 井采取驅油劑+籠統注入，B8 井采取籠統注入，B9 井采取分段注入。注入排量90～110 m3/d，累計注水量7 000～10 000 m3，注入過程中均出現壓力平穩階段，存在動態縫開啟情況。有效率僅為25%，累計增油118 t。目前返排率僅為14.6%，對比措施前日產液由2.5 m3下降至2.4 m3，日產油由1.46 t 下降至0.9 t，含水由31.3%上升至55.9%，整體提液效果較差。

B7 井驅油劑+籠統注入：該井于2020 年4 月30日進行吞吐注水，試驗前日產液2.5 m3，日產油0.4 t，含水85.5%，吞吐前返排率198.5%，地層虧空體積為5 976 m3，采用“注-燜-注-燜”方式分3 次，籠統注入累計注水7 494 m3，驅油劑7.2 t，潤濕反轉劑7.2 t，累計燜井85 d，注入和燜井過程中無明顯見效井。目前返排率17.9%，日產液降至2.41 m3，日產油0.73 t，含水64.5%，效果較差。

B8 井籠統注入：該井于2020 年6 月11 日開始吞吐注水，試驗前日產液2.3 m3，日產油1.39 t，含水28.5%，吞吐前返排率92.9%，地層虧空體積1 028 m3，采用連續注入方式，累計注水8 218 m3，油壓由9.5 MPa上升到10 MPa 后平穩，對應油井B13 見水見效，B8 井和B13 井注采兩端一起開始燜井。目前返排率12.6%，日產液2.7 m3，日產油1.12 t，含水21.3%，效果較差。對應見效井B13，見效前后日產液由2.76 m3升至3.41 m3，日產油由1.72 t 升至2.16 t，含水由26.7%下降至25.4%，累計增油29 t。

B9 井分段注入：該井于2020 年4 月30 日開始吞吐注水，試驗前日產液2.5 m3，日產油0.4 t，含水85.5%，返排率202.9%，地層虧空體積8 628 m3，采用分3 段注水8 277 m3，期間燜井15 d，燜井第11 d 井口壓力降落為0 MPa。二次注水過程中壓力上升為2.1 MPa后平穩，累計注入9 824 m3。初期日增油1.23 t，累計增油118 t。目前返排率僅為13.8%，日產液降至2.33 m3，日產油0.85 t，含水57.3%，已不增油，提液效果差。

提液效果差原因分析：注水過程中，注水壓力持續上升，壓力上升停止，從后期壓降曲線判斷為動態縫開啟，停注后壓力迅速降落，裂縫再次閉合，對補充近井地帶能量作用較小。生產過程中壓力低于動態縫開啟壓力，造成裂縫內液體返排率低。

2.3.3 快速吞吐補能 2020-2021 年實施快速吞吐B11 井。分3 段分別注入，注入排量2 160 m3/d，單段注水量2 000 m3，共注水6 000 m3，燜井60 d。注入后井口壓力5.5 MPa，燜井3 d 后壓力降為0。注入及燜井過程中，周圍水平井未出現見效見水情況。

吞吐后日產液由0.79 m3上升到10.02 m3，日產油由0.34 t 上升到1.07 t，含水由50.1%上升到87.4%，動液面由1 718 m 上升到1 652 m。吞吐3 個月日產液仍有8.22 m3，日產油1.52 t，含水78.2%，增油1.18 t，截至目前累計增油126 t，提液和增油效果均較好；目前返排率已達到18.8%，液量仍有8.0 m3，補能效果較好，注水利用率高。

3 結論

（1）定向井周期注水，短周期注水區域內水平井動態無明顯變化，月注采比僅為0.15；長周期注水產量遞減率由15.1%下降至5.2%，無注水組同期遞減率上升；月注采比僅為0.22，長周期注水較短周期注水效果更好，定向井周期注水整體補能效果差。

（2）定向井蓄能壓裂，井組內7 口水平井僅1 口見效見水，由于壓裂過程中注水沿裂縫單向突進，平面上不能均勻受效。定向井蓄能壓裂對周圍水平井補能效果較差。

（3）吞吐注入試驗，長周期注入過程中有明顯的動態縫開啟，注入水進入動態縫，導致鄰井見水，部分進入地層深部，對水平井近井地帶能量恢復作用較小，無效注水占比高。快速注入和小型吞吐對近井地帶能量恢復作用較大，注水利用率高，周期性開展小型吞吐可以有效降低油藏遞減，恢復單井產能。