致密油藏多級壓裂井異井異步注采可行性研究

于海洋，楊中林，馬恬，雷征東，程時清，陳浩

1 中國石油大學(北京)油氣資源與工程國家重點實驗室，北京 102249

2 中國石油天然氣股份有限公司勘探開發研究院，北京 100083

0 引言

多級壓裂水平井技術的成熟使得致密油的商業化開采成為可能，對實現能源接替具有重要意義[1-3]。從世界范圍來看，以多級壓裂水平井等為特色的增加致密儲層改造體積的方法是最為有效的[4-5]。但即使采用最先進的技術，國外學者研究發現致密油藏一次采收率普遍偏低[6-7]，并且油井產量在第一年快速遞減[8-9]。

我國的致密油藏分布較廣，具有低滲透率、低孔隙度、高含水、非均質性等特點。例如鄂爾多斯盆地，其儲層經過較強的演化改造發育微-納米孔喉系統，形成低孔、特低孔-超低滲的致密砂巖儲層[8-10]。我國致密油藏大都需要補充地層能量。但是采用注水補充能量的方式常遇到水注不進，即使能注入也極易發生水竄等問題[11-15]。本文研究的致密油藏也遇到上述難題，區塊儲層單井產量約16 m3/d，第一年遞減率在40%左右[16-18]。此外，儲層地層壓力普遍偏低，壓力系數在0.75～0.85，是造成產量快速遞減主要原因之一。所以，提出能有效補充能量，提高原油采收率的開發方式意義重大[19]。

本文以某油田L致密油藏為實例，針對天然能量開發效果差、注水難度大的現狀，提出了一種新的異井異步注采開發方式。

1 異井異步注采開發方式

同井縫間注采[19]是指在同一口水平井上，采用封隔器、單向閥等技術，實現部分裂縫注入流體，部分裂縫采油的開發方式。異井異步注采是在同井縫間注采原理的基礎上，布置平行的2口或多口壓裂井，注采裂縫交替排布，采油及注水交替進行。本文以2口壓裂井為例進行討論。

1.1 異井異步注采原理

首先考慮2口井之間為“對稱式布縫”(圖1)，根據注入縫的位置不同，分為注入縫相對(圖2)和注入縫相錯(圖3)2種情況。井下油管設計有配注閥和配產閥，可由電纜傳輸信號，地面控制井下配注閥和配產閥的開啟和關閉。

其次，設計“同注同采”和“一注一采”2種注入方式。“同注同采”是指平行的井1和井2同時注水，或同時采油，流程如圖4所示。“一注一采”是指井1注水后井2采油，或者井2注水后井1采油，流程如圖5所示。

圖1 對稱式布縫示意圖Fig. 1 Illustration of symmetry fractures in two horizontal wells

圖2 注入縫相對示意圖Fig. 2 Illustration of opposite injection scheme in two horizontal wells

1.2 異井異步注采方案

異井異步注采技術包含如下3種方案：對稱式布縫+注入縫相對+同注同采、對稱式布縫+注入縫相錯+同注同采和對稱式布縫+注入縫相對+一注一采。下面將對它們進行詳細介紹。

(1)方案一：對稱式布縫+注入縫相對+同注同采

對稱式布縫+注入縫相對+同注同采的流程見圖6。其工作原理是：第1階段，2口井依靠天然能量開采一段時間；第2階段，井1井2同時關井停采，開啟井下奇數級裂縫位置的配注閥注水，注入水流經注采分隔裝置的導流管并進入奇數級裂縫流入地層；第3階段，2口井停注，燜井(類似稠油蒸汽吞吐的燜井法，實際注入流體為水)，使地層中的原油與注入水充分滲吸置換；第4階段，同時開啟2口井的采油閥，置換出來的原油和注入水的混合物從偶數級裂縫產出，并進入注采分隔裝置的導流管、套管和油管形成的環空內，繼而進入油管產出。

(2)方案二：對稱式布縫+注入縫相錯+同注同采

圖7為對稱式布縫+注入縫相錯+同注同采流程圖。其工作原理是：第1階段，2口井依靠天然能量開采一段時間；第2階段，井1井2停采，開啟配注閥，向2口井環形空間注水，注入水流經注采分隔裝置的導流管并進入井1偶數級裂縫和井2的奇數級裂縫，最后流入地層；第3階段，2口井同時停注，燜井，使得地層中的原油與注入水滲吸置換；第4階段，2口井井下采油閥打開，置換出來的原油和注入水的混合物從井1的奇數級裂縫和井2的偶數級裂縫產出，并進入注采分隔裝置的導流管與套管和油管形成的環空內，繼而進入油管產出。

圖3 注入縫相錯示意圖Fig. 3 Illustration of non-opposite injection scheme in two horizontal wells

圖4 “同注同采”示意圖Fig. 4 Illustration of an opposite injection alternating production scheme in two horizontal wells

圖5 “一注一采”示意圖Fig. 5 Illustration of injection in a well while production in anther well

圖6 方案一(對稱式布縫+注入縫相對+同注同采)注采流程示意圖Fig. 6 Flow diagram of injection alternating production in case 1

(3)方案三：對稱式布縫+注入縫相對+一注一采

對稱式布縫+注入縫相對+一注一采的流程見圖8。其工作原理是：第1階段，2口井依靠天然能量開采一段時間；第2階段，井2停采，井1停抽轉注，即開啟井下配注閥，向環形空間注水，注入水流經注采分隔裝置的導流管并進入井1的奇數級裂縫流入地層；第3階段，井1停注，燜井，使得地層中的原油與注入水滲吸置換；第4階段，開啟井2的井下采油閥，以及單向閥，置換出來的原油和注入水的混合物從井2的偶數級裂縫產出，并進入注采分隔裝置的導流管與套管和油管形成的環空內，繼而進入油管產出；第5階段，井2停抽轉注，開啟配注閥，向環形空間注水，注入水流經注采分隔裝置的導流管并進入井2的奇數級裂縫流入地層；第6階段，井2停注，燜井，使得地層中的原油與注入水滲吸置換；第7階段，開啟井1的井下采油閥，以及單向閥，置換出來的原油和注入水的混合物從井1的偶數級裂縫產出，并進入注采分隔裝置的導流管與套管和油管形成的環空內，繼而進入油管產出。

圖7 方案二(對稱式布縫+注入縫相錯+同注同采)注采流程示意圖Fig. 7 Flow diagram of injection alternating production in case 2

圖8 方案三(對稱式布縫+注入縫相對+一注一采)注采流程示意圖Fig. 8 Flow diagram of injection alternating production in case 3

2 油藏背景

某油田L致密油藏主要含油層系是CⅢ(代號)，其中CⅢ3和CⅢ5最為發育，主要由侏羅紀晚期深湖相組成。儲層平均滲透率為0.34 mD，孔隙度為11.8%，有效厚度薄，其儲層巖性以含泥粉砂巖為主，水平段較長，區塊內部斷層發育較多，將整個井區分割成多個面積較小的斷塊。表1列舉了L油藏的主要儲層參數。

L油藏的開發始于2013年8月，共計劃了12口井，P1井和P2井在壓裂后采取關井措施，實際生產井只有10口。截止2015年9月, 參考區塊單井水平井初期產量維持在7.6～26.1 m3/d，平均16.8 m3/d。2015年平均單井油產量保持在12.2～20.3 m3/d，全區塊油產量整體遞減30%，個別油井產量遞減達81%。此外，全區塊井底流壓保持在2～4 MPa， 注入壓力在38～40 MPa。P1井是L油藏的一口典型油井，圖9展示了它的生產歷史。從圖中可以看出，P1井油產量在第一年就下降了40%左右，含水率也從近10%升高到30%左右。

表1 L油藏儲層參數Table 1 Reservoir parameters of L Oil field

3 油藏數值模擬及敏感性因素分析

3.1 裂縫參數和注入方式

針對L致密油藏，采用數值模擬方法，優選異井異步注采縫間距、裂縫半長、注入方式等。以方案一的異井異步注采開發模式為例，建立油藏數值模型，通過設置虛擬井來模擬相互間隔的壓裂段，2口水平井井間距為400 m，井長800 m。以裂縫半長、裂縫間距、注入量、注入速度和燜井時間5個參數為變量進行方案設計，以單井累積采油量為目標，優選注采方案。

保持裂縫半長、注入量、注入速度和燜井時間不變，模擬不同裂縫間距的異井異步注采開發指標，模擬結果如表2所示。

從圖10看出，裂縫間距小于80 m時累積采油量隨裂縫間距增大而增加，超過80 m時采油量反而下降。說明當裂縫間距過小時，易發生水淹，導致產油量降低，而裂縫間距過大時，水波及范圍有限，累積產油量反而降低。因此優選間距80 m，實際施工時應考慮現場的施工條件。

圖9 P1井的生產動態Fig. 9 Production performance of well P1

保持裂縫間距、注入量、注入速度和燜井時間不變，模擬不同裂縫半長的異井異步注采開發指標，模擬結果如表3所示。

從圖11看出，裂縫半長從140 m增大到160 m時，增油效果明顯，累計采油量顯著提高，但裂縫長度超過160 m后，曲線趨于水平，表明繼續增加裂縫半長對增加累計產量無益。因此在現場實施中，考慮造縫的經濟效益，160 m左右的裂縫半長屬于最優。

保持裂縫間距、裂縫半長、注入速度和燜井時間不變，模擬不同注入量下異井異步注采的開發效果，模擬結果如表4所示。

從圖12看出，在裂縫間距、裂縫半長、注入速度和燜井時間相同的條件下，隨注入量的增加，累積采油量增加，當注入量達到3500 m3時，累積采油量曲線變平緩，因此優選注入量為3500 m3。現場施工時，由于多級壓裂縫與天然微細縫組成復雜的縫網系統，注入水易沿裂縫竄進，影響驅替效果，所以實際應用時采用溫和注水方式。推薦初期采用較小的注水速度，充分發揮裂縫與基質的滲吸作用，此時注入量小于采出量；后期逐步增大注入速度，達到注采平衡，最終注入量達到數值模擬確定的最優注入量(如本例中的3500 m3)。

保持裂縫間距、裂縫半長、注入量和燜井時間不變，模擬不同注入速度下異井異步注采的開發指標，模擬結果如表5所示。

從圖13看出，在裂縫間距、裂縫半長、注入速度和燜井時間相同的條件下，隨注入速度增大，累積采油量略有增加，但增加幅度不大。雖然如此，在不超過地層破裂壓力，以及現場施工條件允許的條件下，仍可以盡量增大注入速度。這樣在注入量一定的條件下，可以節約注入時間，減少生產周期，提高經濟效益。此方案適用于注采平衡階段，前期仍然推薦溫和注水方式，以防嚴重的水竄發生。

保持裂縫間距、裂縫半長、注入量和注入速度不變，模擬不同燜井時間時異井異步注采的開發指標，模擬結果如表6所示。

從圖14看出，在注入量和注入速度相同的條件下，隨燜井時間增長，累積采油量先增加后趨于平緩。燜井時間較短時，增加燜井時間可以增強滲吸作用，故累計采油量增加；但在相同的注入量和注入速度下，超過35 d的燜井時間對累計采油量貢獻減弱，故優選燜井時間為35 d。

綜上所述，“對稱式布縫+注入縫相對+同注同采”模式的優選方案為，裂縫間距80 m，裂縫半長160 m，注入量3500 m3，注入速度300 m3/d，燜井時間35 d，累積采油量3970 t。同時，現場注入介質可以采用活性水，在保護儲層的同時可以縮短燜井時間。

表2 不同裂縫間距方案模擬結果Table 2 Simulation results of different fracture spacing in the six cases

圖10 累積采油量與裂縫間距關系曲線Fig. 10 Relationship between cumulative oil production and fracture spacing

表3 不同裂縫半長方案模擬結果Table 3 Simulation results of different half-length of fracture in the six cases

圖11 累積采油量與裂縫半長關系曲線Fig. 11 Relationship between cumulative oil production and fracture half-length

表4 不同注入量方案模擬結果Table 4 Simulation results of different injection volume in the nine cases

圖12 累積采油量和注入量關系曲線Fig. 12 Relationship between cumulative oil production and cumulative injection

表5 不同注入速度方案模擬結果Table 5 Simulation results of different injection rate in the four cases

圖13 累積采油量和注入速度關系曲線Fig. 13 Relationship between cumulative oil production and injection rates

表6 不同燜井時間方案模擬結果Table 6 Simulation results of different stewing time in the seven cases

圖14 累積采油量和燜井時間關系曲線Fig. 14 Relationship between cumulative oil production and stewing time

3.2 開發方式對比

采用CMG軟件的GEM模塊，建立油藏數值模型，對衰竭開采、注水吞吐、縫間水驅、異井異步注采4種開發方式進行數值模擬。因為異井異步注采和注水吞吐都涉及到燜井，4種開發方式不易形成對比，在數值模擬時，適當延長了生產時間，以對比分析不同開發方式見效時間長短。實際生產過程需考慮注采平衡，注入和采出時間不宜相差太大。

模擬的單井日產油量和單井累積產油量如圖15和圖16所示。衰竭開采以15 t/d的采液速度定產生產，前期穩產一段時間，隨后日產油量迅速下降，一年內的單井累積采油量2520.8 t。

注水吞吐的日產油量變化分為3個階段。所有裂縫同時注水45天，累積注入量3000 m3，此階段不采油；45天后，停止注水，以15 t/d的采液速度定產生產，由于前期含水高，此階段日產油量呈上升趨勢；隨后，日產油量迅速下降，一年內單井累積采油量2916.7 t。

縫間水驅的2口井前期奇數級裂縫注水，累積注水量同為3000 m3，同時偶數級裂縫采油，以15 t/d的采液速度定產生產，前期穩產一段時間，隨后日產油量開始下降，一年內的單井累積采油量4088.6 t。

采用對稱式布縫+注入縫相對+同注同采模式，優選注采參數，前期注水10天，累積注入量3000 m3，燜井時間35 d，此階段不采油；45天后，停止注水，以15 t/d的采液速度定產生產，前期穩產一段時間，隨后日產油量開始下降，一年內的單井累積采油量3969.9 t。

對比圖15中4條曲線發現，縫間水驅和方案一的日產油量均比注水吞吐時更高，穩產期更長，遞減率更低。縫間水驅初期采出油量較高，且未充分發揮裂縫與基質的滲吸作用，日產油量發生遞減的時間早于方案一。由圖16可知，一個生產周期內，注水吞吐累積提高采油量395.9 t，方案一累積提高采油量1449.2 t，縫間水驅累積提高采油量1567.8 t，縫間水驅累積采油量略高于方案一。

圖15 4種開發方式日產油量對比圖Fig. 15 Comparison of oil production rates in four development modes

圖16 4種開發方式累積采油量對比圖Fig. 16 Comparison of cumulative oil recovery in four development modes

10年采出程度的數值模擬結果如圖17所示。衰竭開采采出程度為8.01 %；經過3輪次注水吞吐，采出程度為10.52 %，采出程度增加2.51 %；相同注水量情況下，縫間驅油采出程度為13.38%；方案一采出程度為14.05 %，高于縫間驅油0.67 %，高于衰竭式開采6.01 %。結合圖15、圖16，方案一模式下的異井異步注采較縫間驅替穩產期更長，后期產量更高。但由于方案一在每個生產周期初期要關井一段時間，期間無產量，而同一時期內縫間驅替開井生產，使得短期內累積產油量方案一低于縫間驅油。從圖17可見，長期來看，異井異步注采的開發效果更好。

以雙壓裂水平井為例，進行了4種開發方式的方案設計及數值模擬計算，認為相對于準天然能量衰竭式開采、注水吞吐和縫間注采，異井異步注采的開采效果更好。注水吞吐只能在短期內小幅度提高累積采油量，不能顯著提高采收率；縫間注采早期產量高，但異井異步注采的穩產期更長、遞減率更低、采收率更高，比縫間驅油高0.67 %，比衰竭式開采高6.01%。

上述數值模擬研究驗證了異井異步注采的可行性，在實際生產中，需根據實際儲層條件靈活調整。注水階段建議采用溫和注水方式，前期注入速度小，后期注入速度逐漸增大，但注入壓力不能超過地層破裂壓力；考慮儲層的非均質性，燜井時間和開采時間也需靈活調整，考慮到注采平衡，也可采取注水時間和開采時間差距不大的方案，比如注入20天、燜井15天、開采30天為一個周期；其次，從衰竭開采轉異井異步注采開發時，注水可分為2個階段：注水第1階段主要作用是填補衰竭生產導致的體積虧空，第2階段目的是使地層增壓，形成驅替。

3.3 裂縫導流能力

儲層非均質性是影響致密油藏開發的重要因素。對于基質滲透率極低的致密油藏，裂縫導流能力對異步注采的開發效果有著重要影響。裂縫導流能力低，不能形成有效的高滲通道，采收率低。太過發育的裂縫，則容易引起水竄，也會降低預期采收率。本文模擬了異井異步注采在不同裂縫導流能力下10年的累計采出程度。儲層滲透率仍為0.34 mD，裂縫導流能力分別為12 mD·m、24 mD·m、36 mD·m、48 mD·m、60 mD·m、72 mD·m、84 mD·m。

圖17 4種開發方式10年采出程度對比Fig. 17 Comparison of recovery rates in ten years for four development modes

圖18 不同裂縫導流能力下異井異步注采采出程度對比Fig. 18 Oil recovery of proposed methods under different fracture conductivites

圖19 10年采出程度與裂縫導流能力關系Fig. 19 Relationship between oil recovery and fracture conductivity after ten years

如圖18和圖19所示，裂縫導流能力在48 mD·m以上時，累計采出程度隨導流能力的增加而放緩，呈現明顯的上限效應。當裂縫導流能力低于48 mD·m時，10年的累計采收率隨導流能力的降低而下降。因此，在水力壓裂的過程中，既需要形成較長的主裂縫，增加水平井的控制范圍，也需要保證支撐劑在主裂縫中的聚集，形成高滲通道，保證異井異步注采的效果。

實際生產中，水力裂縫經常與天然裂縫溝通，可能導致注入縫與采出縫之間存在高滲透通道，增加儲層的非均質性。針對此種情況，可人為地調節井下注采控制裝置，調節每級裂縫的注入量和采出量，增加異井異步注采對非均質性儲層的適應性；如遇注入縫與采出縫直接溝通的極端情況，甚至可關閉此區域的注采裝置，防止水竄發生。當然，異步注采也有其適用范圍，它要求實施井組周圍不存在明顯的斷層，水平井完井狀況良好，水泥環能有效封堵套管與儲層間的空隙等。因此，異井異步注采需綜合考慮地層非均質性因素、水平井完井條件和總的經濟效益。

4 結論

(1) 提出了致密油藏多級壓裂井異井異步注采開發方式，水平井間布縫為“對稱式”，分注入縫相對和注入縫相錯2種情況。井下油管設計有配注閥和配產閥，實現縫間注采切換。

(2) 針對某L致密油藏，“對稱式布縫+注入縫相對+同注同采”模式的優選方案為裂縫間距80 m，裂縫半長160 m，注入量3500 m3，注入速度300 m3/d，燜井時間35 d，累積增油量1449 t。現場注入介質可以采用活性水，在保護儲層的同時可以縮短燜井時間。

(3) 裂縫導流能力對采出程度影響顯著，某L致密油藏，當裂縫導流能力低于48 mD·m 時，10年累計采出程度隨導流能力的降低而下降；導流能力高于48 mD·m時，曲線趨于水平，累計采出程度幾乎不再變化。在水力壓裂時，擴大裂縫控制范圍會降低主裂縫的導流能力，具體實施時需平衡好二者的關系，實現最終采出程度最大化。

(4)“對稱式布縫+注入縫相對+同注同采”模式與衰竭式開采、注水吞吐及縫間水驅的開發指標對比表明，注水吞吐只能短期內小幅度提高累積采油量，不能顯著提高采收率；縫間水驅早期產量高，見效快；異井異步注采的穩產期更長，采出程度更高，比衰竭式開采高6.01%，具有很好的應用前景。

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