柴達木盆地英西 油藏壓裂水平井注水吞吐工藝探索及應用

謝貴琪，蒲永霞，萬有余，劉世鐸，馮昕媛

1.中國石油青海油田分公司采工藝研究院（甘肅 敦煌 736202）

2.中國石油青海油田分公司勘探開發研究院（甘肅 敦煌 736202）

1 地質概況

2 注水吞吐可行性論證

國內外各個油田對于致密油的開發實踐發現，由于地層的非常規特性，采取高壓注水建立驅動體系的常規開發方式對于該類油藏已經不具有適用性[1-5]，致密油儲層進行體積壓裂后，井筒附近存在裂縫網絡，注水措施會導致油井快速見水，無法達到充能、增產穩產的效果；注水吞吐技術是致密油水平井在開發中后期有效補充地層能量、提高采收率的一種新手段，該技術在國內其他致密油田的應用也表明了注水吞吐工藝具有很好的針對性[6-10]。

注水吞吐技術的主要模式是在井口注入一定量液體增補近井地帶地層能量后，借助毛管力在親水性儲層中的吸水排油功效，使注入水吸入到基質中并滯留，從而把原油驅替到高滲帶，實現油、水兩相在儲層內的二次分布，使得滲吸置換出的油相與注入液體一同被生產出[11-14]，該技術分為重復壓裂注水吞吐模式和低排量高壓注水吞吐模式兩大方向。重復壓裂注水吞吐模式和低排量高壓注水吞吐模式的相同之處是均在原井口進行注水，生產的方式包含3個階段，即“注”、“燜”、“采”（圖1）。其中圖1（a～c）表示低排量高壓注水吞吐，圖1（d～f）表示重復壓裂注水吞吐。

圖1 兩種注水吞吐模式各個階段示意圖

兩種注水吞吐模式在“注”“燜”階段具有較大的差異，重復壓裂注水吞吐的“注”階段井底壓力需要達到地層破裂壓力，重新激活已失效的裂縫或微裂縫，進而補充儲層基質地層能量，促進孔喉內原油被更多地置換出來；“燜”階段是借助油相與注入水之間進行的滲吸置換，實現油藏中油水重新分布，各類裂縫的激活加快了油水兩相的置換效果，縮短了油水兩相二次分布所需時長，提高了燜井效率，增加了經濟效益[11-15]。

以上增產原理分析表明，重復壓裂注水吞吐方法是通過“大規模注入充能、高效率燜井置換”的模式來進行的注水吞吐工藝，對于英西儲層水平井的開發具有很好的借鑒意義。因此，以該類重復壓裂注水吞吐工藝為主要思路，圍繞英西區塊油藏特性，開展了注水吞吐工藝的可行性論證。

2.1 儲層潤濕性

儲層的毛細管力特征受潤濕性影響較大，儲層親水、毛細管力的方向與措施液經裂縫流入基質的方向相同，形成滲吸置換的動力；儲層親油、毛細管力的方向與措施液經裂縫流入基質的方向相反，滲吸置換無法有效進行。通過對英西水平井靶層27個巖樣開展潤濕性測定，實驗結果為22個巖樣表現為親水性，1 個巖樣表現為中性，4 個巖樣表現為親油性，表明英西區塊儲層整體表現為親水性，易于注水吞吐技術的實施。

2.2 基質含油性

致密油儲層進行體積壓裂后，儲層滲流場符合雙重孔隙介質模型，若儲層表現為親水性、毛細管力的大小與基質含油飽和度呈正相關關系，基質內油相與裂縫內的水相置換作用增強。因此，滲吸置換效果與含油飽和度正相關（圖2）。

圖2 英西儲層毛細管力變化曲線

體積壓裂后與人工裂縫溝通情況較好的基質內的原油被快速采出，剩余油大量殘留在滲流條件差的基質中，在注水吞吐“注”的過程中，裂縫中充滿水相，毛細管力發揮驅動作用將油相從基質孔隙中置換出來。英西儲層水平井體積壓裂后生產初期平均日產油45 t，最高可達155 t，最長生產時長單井SP1井生產時間達1 000余天，累計已產油1.4×104t，表明該致密儲層具有很強的生產潛力，長期衰竭式開發后，殘余在基質中的剩余油量仍相當可觀。

2.3 儲層孔喉結構

儲層孔隙半徑與毛細管力呈負相關關系，致密儲層孔隙半徑越小，措施液越容易在毛細管力的作用下流入基質[16]。英西區塊儲層致密油儲層的常規壓汞、數字巖心以及核磁分析表明，該儲層儲集空間孔隙以微孔型為主，半徑集中在2.5～10 μm，喉道以細喉型為主，半徑集中在0.5～6 μm，且孔喉尺寸較為均勻，對于滲吸置換均勻具有促進作用（圖3）。

圖3 孔隙半徑與喉道半徑分布

2.4 裂縫發育程度

儲層裂縫較多時，油水兩相接觸面積變大，基質與裂縫間油水兩相的滲吸置換環境更為有利，滲吸置換效果越好[17]。將不含裂縫巖樣和含裂縫巖心底部置于水中，不同時刻水相滲入巖心的程度有很大差異[18]。實驗結果表明：不含裂縫的巖心，水滲吸進入孔隙的速率緩慢，水完全滲吸入巖心需要1 500 min；對于含裂縫巖心，水相優先滲入裂縫氣候不可分沿裂縫分布方向快速向基質中滲入，水完全滲吸進入巖心僅需要40 min，兩者滲吸速度的差距達到37.5倍（圖4）。

圖4 巖心滲吸實驗圖片

致密油儲層體積壓裂后形成的裂縫網絡較為復雜，通過以往開展體積壓裂時采取的井下微地震監測結果表明[19]，相比于常規小規模壓裂，體積壓裂實施時可以監測到更多的微地震事件點，同時事件點范圍也更廣闊。

圖5 英西水平井壓裂的微地震監測結果

因此，對壓裂水平井開展注入壓力高于破裂壓力的重復壓裂注水吞吐，可以為注入水提供更多的置換通道，也可以將置換體積波及更遠，提高注水吞吐的效率和效果。

1.4.1 s-100止血綾護理組 采用在局部麻醉下行痔核外剝內扎切除術，手術完畢后，將紗布塞入肛門后再將s-100吸收性止血綾貼敷于創面處，然后常規用紗布及膠布壓迫創面止血。術后全身應用抗生素藥物預防感染，24 h后予創面換藥。

3 現場應用及效果評價

3.1 方案制定

圖6 英西水平井地面破裂壓力分布

以斜深5 000 m、套管內徑108.61 mm 井身結構為例進行注水吞吐地面施工壓力計算（表1），結果表明：施工排量達到8～9 m3/min時，基本可以滿足注水吞吐措施液激活人工裂縫和微裂縫網絡的需求。

表1 不同排量下注水吞吐地面施工壓力計算結果

2）注入液量。通過調研國內馬中致密油藏注水吞吐工藝的開展情況[20]發現，目標井累積產油量與入井液量（壓裂液+注水吞吐液量）具有正相關關系（圖7），表明提高吞吐液量可以補充地層能量，延長注水吞吐增油有效時長。因此，現場試驗方案設計注水吞吐液量為前期采出液量的1～1.5倍。

圖7 馬中致密油累計產油量與入井液量相關性

3）燜井時長。燜井過程是地層油水飽和度重新平衡的過程，時間越長，油水兩相滲吸置換進行得越徹底，近井地帶含油飽和度會不斷提高，提高吞吐效果，但開發周期會相應變長[21]。一般認為燜井時地面壓力基本穩定，沒有明顯下降時，辨別為油水滲吸置換過程結束，即燜井結束。根據英西區塊首口注水吞吐水平井SP1井的燜井地面數據監測結果（圖8），燜井15 d 后地面壓力就已經開始不再變化，因此在英西水平井注水吞吐試驗方案中設計燜井時長為15～30 d。

圖8 SP1井注水吞吐后燜井期地面壓力

圖9 英西水平井目的層巖心NaCl被溶解后的孔洞

通過實驗室內開展抗鹽表面活性劑對原油靜態、動態乳化性能實驗，接觸角下降值測定，優選出0.3%QGC添加劑量，因此設計注入液體系為“清水+0.3%QGC（抗鹽表面活性劑）”的措施液配方（表2）。

表2 實驗室評價表面活性劑實驗結果

3.2 實施情況

目前已對英西致密油體積壓裂水平井開展了2井次的注水吞吐先導性試驗，整體來看2 口井均完成了施工目標（表3）。

表3 英西水平井注水吞吐實施情況

3.3 應用效果

表4 英西水平井注水吞吐措施效果

3.4 效果評價

從英西區塊開展的2井次水平井注水吞吐礦場試驗的結果來看，試驗方案實施的施工難度較小，具有可行性優勢；從試驗的效果來看，達到了補充地層壓力、促進油水置換、實現增油和提高采收率的目標。建議后續加大該工藝的試驗力度，積累試驗樣本梳理，對試驗情況進行分析，注水吞吐效果與吞吐水量、燜井時長、液體體系等因素的影響關系，開展更為深入地優化研究，完善非常規油藏體積壓裂水平井注水吞吐有效開發的新思路。

4 結論

1）從儲層潤濕性、基質含油性、儲層孔喉結構、裂縫發育程度方面結合英西儲層條件進行了該區塊開展注水吞吐工藝的可行性論證。分析結果表明，英西區塊致密油壓裂水平井開展注水吞吐工藝具有可行性優勢。

2）通過借鑒國內其他致密油田注水吞吐方案的優化思路，結合英西地區儲層參數、水平井體積壓裂施工歷史情況，完成英西水平井注水吞吐先導性試驗方案優化：注入排量8～9 m/min，注入液量為采出液量的1～1.5 倍，燜井時長為15～30 d，優選吞吐液配方為“清水+0.3%QGC”。

4）通過理論分析、可行性論證和現場先導性試驗結果，綜合表明重復壓裂注水吞吐技術是現階段開發英西致密油藏的有效增產技術措施，但還需結合該區塊油藏實際進一步開展機理研究，精細注水吞吐方案設計，使該工藝得到廣泛推廣和應用。