特低渗砂砾岩油藏多段压裂水平井合理注水开发方式

崔传智, 陈鸿林, 郭迎春,王 倩,张书凡

(1.中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580；2.中国石油化工股份有限公司 胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257000)

0 引 言

特低渗砂砾岩油藏(气测渗透率为1×10-3～10×10-3μm2)具有岩性致密、压实作用强、埋藏较深以及地层可钻性差等特点，利用常规开发技术效益较差[1-6]。姚约东[7]将低渗透油藏中的多段压裂水平井的参数整合到了油藏数值模拟软件中进行模拟，通过研究该口生产井的开发动态，分析各个参数对其产能影响。曾凡辉[8]提出油田在进行超前注水开发时要重点关注渗透率对其的影响，这是由于随着渗透率的降低，整个开发区块油藏的压敏效应会变得十分明显，对于超低渗透率等区块进行超前注水，将会取得较为良好的效果。

盐家地区砂砾岩油藏盐227块属特低孔、特低渗砂砾岩油藏，在生产开发方案中采用的是长井段多段压裂水平井，在采用弹性开发时采收率较低，稳产时间短，产量随地层能量的降低衰竭速率较快，难以有效地收回开发成本，针对以上问题，有必要对砂砾岩油藏的注水开发可行性进行研究。盐家地区砂砾岩油藏的地层物性较差，非均质性高，地层能量衰竭较为迅速，有着“注不进，采不出”的特点，而采用大型体积压裂以后，若采用常规注采开发措施，可能会导致注入流体沿着导流能力高的裂缝迅速推进，造成生产井快速水淹，无法形成有效的油水驱替系统，因此就需要采用与低渗透砂砾岩油藏相适应的注水开发方式进行开发[9-12]，本文尝试采用注水吞吐的开发方式，研究其对产能的优化效果。通过研究常规注水、超前注水、注水吞吐开发等措施，分析合理的开发方式，为特低渗砂砾岩油藏多段压裂水平井注水开发方案提供理论支持。

1 常规注水开发

1.1 模型建立

随着生产开发的推进，特低渗砂砾岩油藏地层能量大大降低，多段压裂水平井的产能也随之迅速降低，难以保证长期有效的稳产，效益回收率低，因此为了提高经济效益，在弹性开发的基础上，分析盐家地区砂砾岩油藏注水开发的可行性，建立砂砾岩油藏注水开发油藏多段压裂水平井(MFHW)交错排状井网数值模拟模型。其中原油在地面时的密度为0.84 g/cm3，油藏的初始地层压力为18.7 MPa，孔隙度为0.076，地层油黏度为2.45 mPa·s，渗透率为1×10-3μm2，井距与排距分别为400 m、360 m，水平井长度为800 m，裂缝半长为120 m，裂缝段数为5，裂缝导流能力为25 D·cm，排状水平井注采模型如图1所示。

1.2 常规注水开发渗流特征

常规注水开发方式下，生产井采用定量生产的工作制度，根据井壁压力随时间变化做出的压力导数曲线，如图2所示。

图2 多段压裂水平井注水开发井壁压力与压力导数(穿透比:0.35)Fig.2 Well hole pressure and pressure derivative of multistage fracturing horizontal well with water injection development(penetration ratio:0.35)

由图2可知:定压边界油藏多段压裂水平井注水生产时，油藏流体流动经历6个阶段:(1)井筒储存阶段(导数曲线m=1)；(2)裂缝单线性流阶段(压力导数曲线m=1/2)；(3)裂缝双线性流动阶段(压力导数曲线m=1/4)；(4)过渡径向流阶段，(5)过渡线性流阶段，(6)边界控制拟稳态流阶段。

为了研究常规注水开发的渗流特征，根据划分的渗流阶段和数值模拟结果中对应的压力场，做出不同时间段的流线图，如图3-图6所示。

图3 裂缝双线性流阶段Fig.3 Double linear flow of fracture period

图4 过渡径向流阶段Fig.4 Transient radial flow of fracture period

图5 过渡线性流阶段Fig.5 Transient linear flow period

图6 边界拟稳态流阶段Fig.6 Quasi-steady flow under control of boundary period

通过流线图可以看出4个流线特征比较明显的阶段，在注水开发的早期，首先是裂缝双线性流阶段，流线有沿裂缝和垂直于裂缝两种方向，本阶段持续时间很短，很快就进入过渡径向流阶段，过渡径向流阶段的流线以裂缝段为中心，主要分布在各条裂缝之间的区域，因此缝间原油主要靠这一阶被动用。随着生产开发的进行，进入过渡线性流阶段，此阶段的流线平行指向裂缝和水平井组成的压裂井系统，井排之间的原油开始被动用，到了后期，随着压力波传播到控制边界，整个地层进入边界控制拟稳态流阶段，此时的流线分布均匀，储层动用面积大，不动用区域小且主要集中在边、角位置。注水开发为地层及时补充了能量，使得压力波波及边界的时间减短，比弹性开发更先进入边界控制拟稳态阶段，提高了驱替时效，缩短了油藏的开采时间。

1.3 常规注水开发规律

图7为注水开发累积产油量和含水率变化曲线，注水开发初期产能非常高，其产油量远大于弹性开采，但见水后含水上升速度较快，这是由于砂砾岩油藏普遍采用了大型体积压裂的方法，提高储层渗透物性的同时，注入流体容易沿着导流能力高的裂缝快速推进，使得生产井的含水率迅速升高，使得注水的效果变差，难以建立有效的油水驱替系统，因此多段压裂水平井注水开发时，应重视水淹问题。

图7 多段压裂水平井(HF)注水开发累积产油量、含水率变化Fig.7 Oil production and water ratio change of multiple-fracturing horizontal well water flooding development

2 注水吞吐

2.1 注水吞吐机理

针对常规注水方式的水淹问题，本文借鉴另外一种特殊的注水开发方式——注水吞吐，注水吞吐是一种区别于常规油藏注水的生产开发方式，它利用同井注水采油的方法，在前期将水注入井中，注入水沿着井筒进入地层，随即进入具有较高渗透性的裂缝、大孔道中，当注入一定量后，进行关井闷井，充分利用地层岩石孔隙中毛管力，将通过井筒注入的水与基质或者孔隙中的油气发生置换作用，促使油藏中的油水状态发生变化，改变其分布情况，随后开井生产，将前期注入的水以及地层中油气开采出来的方式。如图8—图10所示，我们将注水吞吐的开发方式划分为三个不同的开发阶段:第一个阶段是注水升压阶段；第二个阶段是关井置换阶段；第三个阶段是开井采油阶段。

图8 注水升压阶段Fig. 8 Water injection and pressure rise period

图9 油水交渗阶段Fig. 9 Shat-in replacement

图10 开井采油阶段Fig.10 Production period

由于它需要利用地层岩石孔隙中毛管力的作用，将注入水吸入并保留在低渗透孔道内，并将孔道内的原油排到渗透率较高的区域中，因此适用的油藏条件为亲水性油藏,另外压裂造缝完善程度决定着油水接触面积，继而影响基质与裂缝之间的置换渗吸作用的强弱，影响整个开发效果。盐家地区砂砾岩油藏岩石表现为亲水，且储层敏感性为低水敏，投产的水平井均采用体积压裂改造，缝网较为发育，因此开展注水吞吐具有一定物质基础。

2.2 注水吞吐渗流特征和开发规律

2.2.1 模型建立及生产动态分析

图11 地层压力随时间的变化Fig.11 Formation pressure as time change

图12 日产油与日产液随时间的变化Fig.12 Daily oil and liquid production as time changes

根据盐家地区砂砾岩油藏的油藏物性及生产参数，建立油藏数值模型，利用注水吞吐的原理模拟生产状态，采用定压生产，在自然弹性能量开发阶段结束以后，以定压22.7 MPa对8口生产井进行转注，注水时间为一个自然月，对地层补充能量；随后，关井15天，促使油水置换；继而开井生产12个月，此为一个周期，如此循环20个周期。图11是地层压力随时间的变化曲线，可以看出，刚开始弹性开发结束时地层压力降低到了14 MPa，因此产能迅速降低，随即生产井转注，注入压力为22.7 MPa，地层能量得到补充，地层能量上升至18 MPa并开井生产。

图12是日油与日液随时间的变化曲线，两图表明由于生产井进行转注，导致生产井附近存在大量的注入水，因此在初始的几天内，随着流体的采出，含水率会迅速升高，当到达峰值时，含水率迅速降低，这是由于闷井而发生油水渗吸置换作用，提高了生产井周边的含油饱和度，同时补充了地层能量，进而将地层中的剩余油开发了出来。

2.2.2 常规注水开发与注水吞吐特征对比

图13 常规注水和注水吞吐开发方式下的含水率Fig.13 The water ratio of two kinds of water-injection and water injection & production development ways

图13为常规注水和注水吞吐开发方式下的含水率曲线，图中实线代表吞吐注水开发含水率，其最终的含水率为50%，而虚线代表着常规注水开发的含水率，其最终的含水率达到75%，由此可以看出，注水吞吐开发控制油井水淹的能力要远远大于常规注水开发模式。

2.3 超前注水

超前注水可以看成是注水吞吐的一种变形，实际地层中物性较差，因此进行压裂措施，加大压裂液的注入量，且使压裂液留在地层中不反排，继而进行关井闷井一段时间。这种方法与常规的压裂改造措施相比，有利于补充油藏中的能量，闷井措施使得油水重新分布，驱油的效率明显增加。本文利用油藏数值模拟软件建立超前注水的模型，在生产井生产开发之前，分别定压差22.7 MPa，注水1、2、3、4个月，提高地层能量，闷井15天后，然后再进行区块的开发生产，分析在一个吞吐周期内注入量及闷井时间对于开发效果的影响。

图14 不同注入量下的产油量Fig.14 Oil production with different injection

图15 不同注入量下地层压力Fig.15 Formation pressure with different injection

2.3.1 注水量的影响

图14为弹性开发及超前注水不同注入水量时的产油量变化，由上图可以看出，在弹性开发方式下，随着地层能量的衰竭，采出程度迅速趋于稳定，最终产量较低。而超前注水的方式使得特低渗油藏区块的产油量有了明显的提高，可以看出超前注水1、2个月的最终产量增加幅度较大，能提高常规弹性开发产量的30%左右，而注水3、4个月的产量增长范围在0.2%内，变化不大，因此随着超前注水时间的不断增加，产量的增加幅度会越来越低且最终趋于一定水平。图15是不同注入量下地层压力变化图，在定压23 MPa注水的过程中，随着注入时间的不断增加，地层压力逐渐升高，原始地层压力为18.7 MPa，注水1、2个月地层能量上升较快，而继续注水至3、4个月后，上升幅度趋于减小，因此在超前注水的过程中，要注意合适的注水量，保证较高的经济效益。

2.3.2 闷井时间的影响

由于超前注水借鉴了注水吞吐的工作原理，因此其同样分为注水升压、关井置换和开井采油三个阶段，为了最大化超前注水提高采收率的能力，需要确定相对合理的闷井时间，保障渗吸置换作用的顺利进行，统计不同闷井时间下的产能变化如表1。

表1不同闷井时间下产能变化

Table1Variationofproductivityunderdifferentwellclosetimes

闷井时间/d初期产能/m3生产半年产能/(m3/d)生产一年产能/(m3/d)最终采收率/%15762330989307824309926083243099490882430996

由表1可以看出，在超前注水中，闷井时间对生产井的初期产能产生了较大影响，而随着地层能量衰竭，开发到中后期时，闷井时间对于生产开发的影响近乎为零，因此其最终采收率的提高，主要是在于对初期产能的提高。

3 结 论

(1)定压边界油藏多段压裂水平井注水生产时，油藏流体流动经历6个阶段，与弹性开发相比，注水开发能及时补充地层能量，增大储层动用面积，优先进入边界控制阶段，提高了驱替时效。

(2)常规注水开发时初期产能非常高，见水后含水率上升速度快，使得注水的效果变差，这是注入水沿着高导流能力的裂缝快速推进的结果，因此，常规油藏的注水开发方式特别注意避免水淹问题。

(3)注水吞吐开发适用于亲水、弱水敏储层，共分为注水升压、关井置换和开井采油三个阶段，随着周期注水的进行，采出程度不断呈阶梯状升高，产量远大于弹性能量开发。实验中注水吞吐开发的最终含水率比常规注水开发25%左右，说明注水吞吐控制油井水淹的能力要大于常规注水开发模式。

(4)通过超前注水的方式，将注入地底的大量压裂液留在地下不反排，在前期能提高常规弹性开发产量的30%左右。随着超前注水时间和注水量的不断增加，最终产量的增加幅度越来越少；在超前注水中，闷井时间对生产井的初期产能影响较大，在中后期对提高采收率影响很小。

(5)超前注水能提高前期弹性开发的产能，注水吞吐能降低中后期水淹的程度，因此可尝试开展前期超前注水与中后期注水吞吐相结合的开发模式。

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