超低滲儲層水平井體積壓裂后合理燜井時間研究

王玲

中國石油遼河油田分公司 勘探開發研究院（遼寧 盤錦 124010）

1 概況

M區主力含油層系為三疊系延長組發育辮狀河三角洲前緣亞相沉積，砂體分布穩定，厚度12～20 m，油層厚度大，但巖性致密，以細砂巖為主，發育小孔細喉型儲層，孔隙度主要分布范圍6%～16.3%，平均8.1%，滲透率0.05～1.2 10-3μm2，平均0.42×10-3μm2，屬于低孔超低滲儲層。由于儲層物性較差，射孔后無油氣顯示，直井壓后可獲得工業油流，但試采后初期日產油小于1 t/d，累產油小于500 t，效益建產難度大。

2020年試驗水平井體積壓裂提產，取得了較好效果。研究區巖石脆性指數高，為52.5%，兩項應力差較小，為4.5 MPa，有利于大規模壓裂形成復雜縫網，改善儲層流體滲流條件。初期日產油20 t/d，但遞減較快，月遞減率19.1%，且含水率大于60%，居高不下。針對這種情況，分析認為燜井時間起了關鍵作用。燜井時間較短，壓裂液無效采出，經濟效益差，且未充分發揮滲吸置換作用，造成穩產時間短，措施效果差；但燜井時間較長，同樣會帶來地層能量保持不足，壓裂液返排受影響等問題。因此，超低滲儲層水平井體積壓裂后燜井時間對壓裂效果影響較大。

2 油水滲吸置換特征

滲吸作用是在毛管力作用下，多孔介質自發的吸入某種潤濕性流體進入基質巖塊中，吸入的潤濕性流體把非潤濕性流體從基質中驅替出去，形成潤濕相與非潤濕相置換模式，將非潤濕相置換并驅替到裂縫系統中，這個過程就是裂縫與基質之間流體的交滲流動過程。水力壓裂改造使得壓裂液與儲層基質之間獲得較大的接觸面。燜井過程中，壓裂液作為潤濕相流體在毛管力作用下被吸入較小的孔隙喉道，深入儲層深處，置換地層流體至壓裂縫網區，使得部分非潤濕相（原油）與壓裂液返排，形成滲吸置換作用[1-5]。

將水驅油實驗與核磁共振相結合，根據可動流體T2截止值和滲吸原理，可以定量表征可動流體中驅替量和滲吸量大小。如圖1所示，分別測試巖心飽和水狀態、束縛水狀態及殘余油狀態下T2弛豫時間譜，小于T2截止值部分的可動油（粉色區域）依靠滲吸作用采出，反映水驅過程中滲吸量的大小，大于T2截止值部分的可動油（黃色區域）依靠驅替作用采出，反映水驅過程中驅替量的大小。

圖1 M區超低滲巖心核磁共振T2馳豫時間譜分布圖

從不同滲透率巖心的可動油測試結果來看，隨著儲層滲透率的增加，孔喉半徑增加，油水流動阻力減小，但毛管力作用減弱，油水滲吸置換動力不足[6]，依靠滲吸作用采出的可動油逐漸減少，依靠驅替作用采出的可動油顯著增加，表明滲吸過程主要為小孔隙內的油水置換，隨著滲透率的降低，滲吸作用逐漸增強（圖2）。

圖2 M區超低滲巖心不同滲透率滲吸貢獻比例圖

壓后燜井過程中，壓裂液在基質內實現油水滲吸置換作用，裂縫區附近的基質儲層內飽和度重新排列，原油集中在裂縫周圍，裂縫中的含水飽和度逐漸降低，基質中含水飽和度逐漸升高，最終壓裂液置換出儲層中的原油，起到“增油”的作用，主要表現為多尺度裂縫-基質非線性滲流特征和滲吸置換特征，總體呈現復合滲流特點。

3 水平井體積壓裂后合理燜井時間研究

壓后燜井能夠充分利用油水滲吸置換作用，提高入地液利用率，開井后排液期較短，能夠快速見油，且有效降低含水。由于滲吸作用受儲層物性影響較大，水平井體積壓裂后燜井時間不能一概而論。針對M區塊儲層條件，從理論公式計算、巖心實驗、礦場實踐等方面進行綜合論證，以提高油井產量、減少燜井占井時間、提高新井產能貢獻率為目標，優化M區水平井體積壓裂后合理燜井時間為30～40 d。

3.1 理論公式計算

水平井體積壓裂后壓裂液進入天然裂縫及人工縫，基質滲透率較低，壓裂液短時間不能運移到基質內部。大量壓裂液的存在使得改造區縫網內壓力明顯升高，而被裂縫網格切割的基質巖塊內部壓力仍然保持在原始地層壓力水平。

在壓后燜井過程中，壓裂液由裂縫向基質內部進行滲流和滲吸[7-9]，隨著燜井時間增加，改造區基質內壓力逐漸增加，說明關井過程中主要是壓力由裂縫網格向被其切割的基質巖塊內傳播。因此，可以將合理關井時間轉換為求解裂縫內壓裂液滲流到基質巖塊內部中心需要的時間[10]。

壓裂液由裂縫向基質滲流平均速度。

式中：V為平均滲流速度，m/s；Km為基質滲透率，10-3μm2；μ為流體黏度，mPa·s；P1為壓裂后裂縫壓力，Pa；P2為基質壓力，Pa；L為裂縫到基質之間的距離，m；G為啟動壓力梯度，MPa/m。

流體由裂縫滲流到基質巖石的時間為t。

將式（1）代入式（2），得

M區水平井采用細分切割體積壓裂，平均簇間距16 m，那么壓裂縫控制基質巖塊距離L取值8 m，μ取值3.56 mPa·s；Km取值0.42×10-3μm2，P1取壓后停泵壓力16.0 MPa，P2取原始地層壓力14 MPa，G取值0.03 MPa/m。將各參數取值代入公式（3），計算得壓裂后理論燜井時間為23.3 d。

3.2 巖心滲吸實驗

應用核磁共振及成像系統，開展了水平井巖心靜態滲吸實驗。選取M區儲層典型基質巖心，模擬地層條件下油水滲吸實驗，模擬油的黏度為3.56 mPa·s，實驗所用水為現場地層水。將巖心抽真空飽和模擬油，50℃條件下進行加壓，由于實驗所用巖心較小，當外界壓力達到5 MPa時，足以突破巖心內部的啟動壓力梯度，在此條件下，將巖心浸入水中完成油水滲吸并記錄結果，以15 d為一個周期，考察滲吸置換隨時間變化情況。應用核磁共振及成像系統，對生成的圖像及譜圖進行分析（圖3）。結果表明：巖心在滲吸開始初期，短時間內保持較高的滲吸速度，前兩個周期內飽和度發生了巨大變化；進入第三個周期滲吸作用逐漸減弱，油水置換基本達到穩定狀態。

圖3 M區巖心滲吸實驗核磁共振飽和度分布圖

3.3 數值模擬研究

根據M區典型的油藏地質特征，采用CMG軟件IMEX模塊建立水力壓裂靈活井模型。模型采用50 m×50 m的網格。數值模型參數具體為：油藏溫度50℃，原始油藏壓力14 MPa，油層厚20 m，埋深1 800 m，地面原油密度0.834 g/cm3，油藏條件原油黏度3.56 mPa·s，基質孔隙度0.81，基質滲透率0.42×10-3μm2，水平段長度1 200 m，細分15段，單段分5簇壓裂，半縫長150 m，裂縫導流能力20×10-3μm2·m。為確定較合理的燜井時間，對不同燜井時間含油飽和度變化情況進行了對比研究（圖4）。結果表明：燜井30 d時，由于滲吸作用，壓裂液侵入基質距離為0.2 m，超過30 d，含油飽和度變化緩慢；40 d時壓裂液侵入基質距離為0.22 m，較30 d僅增加0.02 m；因此，從數值模擬含油飽和度變化情況分析，M區最佳燜井時間為30 d。

圖4 不同燜井時間含油飽和度分布圖

3.4 礦場實踐

3.4.1 燜井時間與井口壓力變化關系

統計M區5口水平井，平均水平段長度1 193m，油層鉆遇率93.4%，采用水力泵送橋塞分段多簇體積壓裂工藝，井均壓裂15.2段，排量13.0 m3/min，加砂量1 491 m3，入地液量17 003 m3。細分切割體積壓裂融合二次、三次采油理念，壓燜驅一體化，利用縫間彈性驅動和油水滲吸置換補充地層能量，初期平均穩定日產油12.8 t/d。對比5口井壓后井口壓力隨燜井時間變化情況（圖5），可以發現，燜井前10 d，井口壓力下降較快，平均壓降速率8.5%，超過10 d之后，壓力緩慢下降，10～40 d，壓降速率僅為2.1%，超過40 d之后，壓力趨于平穩。

圖5 M區體積壓裂水平井井口壓力隨燜井時間變化關系

3.4.2 燜井時間對油井產量影響

水平井大規模體積壓裂入地液量在造縫的同時，對地層進行了超前補能[11-13]，有效提高了地層壓力水平。據公式計算，水平井水平段長度1 200 m，壓裂入地液量為2.3萬m3，地層壓力系數由0.8上升到1.2，彌補了天然能量不足的劣勢。但壓后燜井時間如果過長，入地液能量會逐漸向外圍驅替，導致井控邊界壓力在達到高峰值后，隨著壓裂液波及范圍增大而呈現下降趨勢，不利于油井產量提升。統計M區生產滿1年的14口水平井首年累產油與燜井時間關系（圖6），壓后燜井30～50 d左右，油井產量相對較高，燜井時間超過40 d，油井累產油隨時間延長呈現下降趨勢。

圖6 M區水平井首年累產油與燜井時間關系

4 結論及建議

1）超低滲儲層存在滲吸特征，且隨著滲透率的降低，滲吸作用逐漸增強。水平井體積壓裂后燜井過程中，壓裂液在基質內實現油水滲吸置換作用，裂縫區附近的基質儲層內飽和度重新排列，最終壓裂液置換出儲層中的原油。

2）水平井體積壓裂后燜井時間對產量影響較大。燜井時間較短，未充分發揮滲吸置換作用，壓裂液無效采出，穩產時間短，措施效果差；但燜井時間較長，入地液能量會逐漸向外圍驅替，不利于油井產量提升。

3）合理燜井時間受儲層物性影響，根據M區儲層物性特征，為保證水平井體積壓裂效果，同時減少燜井占井時間，合理的燜井時間為30～40 d。

4）合理燜井時間因井制宜，建議水平井體積壓裂后燜井過程中同時監測井口壓力及入地液體離子含量變化特征，壓力、離子濃度變化趨于穩定，即可開井放噴。