致密油藏多级压裂井异井异步注采可行性研究

于海洋，杨中林，马恬，雷征东，程时清，陈浩

1 中国石油大学(北京)油气资源与工程国家重点实验室，北京 102249

2 中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院，北京 100083

0 引言

多级压裂水平井技术的成熟使得致密油的商业化开采成为可能，对实现能源接替具有重要意义[1-3]。从世界范围来看，以多级压裂水平井等为特色的增加致密储层改造体积的方法是最为有效的[4-5]。但即使采用最先进的技术，国外学者研究发现致密油藏一次采收率普遍偏低[6-7]，并且油井产量在第一年快速递减[8-9]。

我国的致密油藏分布较广，具有低渗透率、低孔隙度、高含水、非均质性等特点。例如鄂尔多斯盆地，其储层经过较强的演化改造发育微-纳米孔喉系统，形成低孔、特低孔-超低渗的致密砂岩储层[8-10]。我国致密油藏大都需要补充地层能量。但是采用注水补充能量的方式常遇到水注不进，即使能注入也极易发生水窜等问题[11-15]。本文研究的致密油藏也遇到上述难题，区块储层单井产量约16 m3/d，第一年递减率在40%左右[16-18]。此外，储层地层压力普遍偏低，压力系数在0.75～0.85，是造成产量快速递减主要原因之一。所以，提出能有效补充能量，提高原油采收率的开发方式意义重大[19]。

本文以某油田L致密油藏为实例，针对天然能量开发效果差、注水难度大的现状，提出了一种新的异井异步注采开发方式。

1 异井异步注采开发方式

同井缝间注采[19]是指在同一口水平井上，采用封隔器、单向阀等技术，实现部分裂缝注入流体，部分裂缝采油的开发方式。异井异步注采是在同井缝间注采原理的基础上，布置平行的2口或多口压裂井，注采裂缝交替排布，采油及注水交替进行。本文以2口压裂井为例进行讨论。

1.1 异井异步注采原理

首先考虑2口井之间为“对称式布缝”(图1)，根据注入缝的位置不同，分为注入缝相对(图2)和注入缝相错(图3)2种情况。井下油管设计有配注阀和配产阀，可由电缆传输信号，地面控制井下配注阀和配产阀的开启和关闭。

其次，设计“同注同采”和“一注一采”2种注入方式。“同注同采”是指平行的井1和井2同时注水，或同时采油，流程如图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，流程如图5所示。

图1 对称式布缝示意图Fig. 1 Illustration of symmetry fractures in two horizontal wells

图2 注入缝相对示意图Fig. 2 Illustration of opposite injection scheme in two horizontal wells

1.2 异井异步注采方案

异井异步注采技术包含如下3种方案：对称式布缝+注入缝相对+同注同采、对称式布缝+注入缝相错+同注同采和对称式布缝+注入缝相对+一注一采。下面将对它们进行详细介绍。

(1)方案一：对称式布缝+注入缝相对+同注同采

对称式布缝+注入缝相对+同注同采的流程见图6。其工作原理是：第1阶段，2口井依靠天然能量开采一段时间；第2阶段，井1井2同时关井停采，开启井下奇数级裂缝位置的配注阀注水，注入水流经注采分隔装置的导流管并进入奇数级裂缝流入地层；第3阶段，2口井停注，焖井(类似稠油蒸汽吞吐的焖井法，实际注入流体为水)，使地层中的原油与注入水充分渗吸置换；第4阶段，同时开启2口井的采油阀，置换出来的原油和注入水的混合物从偶数级裂缝产出，并进入注采分隔装置的导流管、套管和油管形成的环空内，继而进入油管产出。

(2)方案二：对称式布缝+注入缝相错+同注同采

图7为对称式布缝+注入缝相错+同注同采流程图。其工作原理是：第1阶段，2口井依靠天然能量开采一段时间；第2阶段，井1井2停采，开启配注阀，向2口井环形空间注水，注入水流经注采分隔装置的导流管并进入井1偶数级裂缝和井2的奇数级裂缝，最后流入地层；第3阶段，2口井同时停注，焖井，使得地层中的原油与注入水渗吸置换；第4阶段，2口井井下采油阀打开，置换出来的原油和注入水的混合物从井1的奇数级裂缝和井2的偶数级裂缝产出，并进入注采分隔装置的导流管与套管和油管形成的环空内，继而进入油管产出。

图3 注入缝相错示意图Fig. 3 Illustration of non-opposite injection scheme in two horizontal wells

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

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

图6 方案一(对称式布缝+注入缝相对+同注同采)注采流程示意图Fig. 6 Flow diagram of injection alternating production in case 1

(3)方案三：对称式布缝+注入缝相对+一注一采

对称式布缝+注入缝相对+一注一采的流程见图8。其工作原理是：第1阶段，2口井依靠天然能量开采一段时间；第2阶段，井2停采，井1停抽转注，即开启井下配注阀，向环形空间注水，注入水流经注采分隔装置的导流管并进入井1的奇数级裂缝流入地层；第3阶段，井1停注，焖井，使得地层中的原油与注入水渗吸置换；第4阶段，开启井2的井下采油阀，以及单向阀，置换出来的原油和注入水的混合物从井2的偶数级裂缝产出，并进入注采分隔装置的导流管与套管和油管形成的环空内，继而进入油管产出；第5阶段，井2停抽转注，开启配注阀，向环形空间注水，注入水流经注采分隔装置的导流管并进入井2的奇数级裂缝流入地层；第6阶段，井2停注，焖井，使得地层中的原油与注入水渗吸置换；第7阶段，开启井1的井下采油阀，以及单向阀，置换出来的原油和注入水的混合物从井1的偶数级裂缝产出，并进入注采分隔装置的导流管与套管和油管形成的环空内，继而进入油管产出。

图7 方案二(对称式布缝+注入缝相错+同注同采)注采流程示意图Fig. 7 Flow diagram of injection alternating production in case 2

图8 方案三(对称式布缝+注入缝相对+一注一采)注采流程示意图Fig. 8 Flow diagram of injection alternating production in case 3

2 油藏背景

某油田L致密油藏主要含油层系是CⅢ(代号)，其中CⅢ3和CⅢ5最为发育，主要由侏罗纪晚期深湖相组成。储层平均渗透率为0.34 mD，孔隙度为11.8%，有效厚度薄，其储层岩性以含泥粉砂岩为主，水平段较长，区块内部断层发育较多，将整个井区分割成多个面积较小的断块。表1列举了L油藏的主要储层参数。

L油藏的开发始于2013年8月，共计划了12口井，P1井和P2井在压裂后采取关井措施，实际生产井只有10口。截止2015年9月, 参考区块单井水平井初期产量维持在7.6～26.1 m3/d，平均16.8 m3/d。2015年平均单井油产量保持在12.2～20.3 m3/d，全区块油产量整体递减30%，个别油井产量递减达81%。此外，全区块井底流压保持在2～4 MPa， 注入压力在38～40 MPa。P1井是L油藏的一口典型油井，图9展示了它的生产历史。从图中可以看出，P1井油产量在第一年就下降了40%左右，含水率也从近10%升高到30%左右。

表1 L油藏储层参数Table 1 Reservoir parameters of L Oil field

3 油藏数值模拟及敏感性因素分析

3.1 裂缝参数和注入方式

针对L致密油藏，采用数值模拟方法，优选异井异步注采缝间距、裂缝半长、注入方式等。以方案一的异井异步注采开发模式为例，建立油藏数值模型，通过设置虚拟井来模拟相互间隔的压裂段，2口水平井井间距为400 m，井长800 m。以裂缝半长、裂缝间距、注入量、注入速度和焖井时间5个参数为变量进行方案设计，以单井累积采油量为目标，优选注采方案。

保持裂缝半长、注入量、注入速度和焖井时间不变，模拟不同裂缝间距的异井异步注采开发指标，模拟结果如表2所示。

从图10看出，裂缝间距小于80 m时累积采油量随裂缝间距增大而增加，超过80 m时采油量反而下降。说明当裂缝间距过小时，易发生水淹，导致产油量降低，而裂缝间距过大时，水波及范围有限，累积产油量反而降低。因此优选间距80 m，实际施工时应考虑现场的施工条件。

图9 P1井的生产动态Fig. 9 Production performance of well P1

保持裂缝间距、注入量、注入速度和焖井时间不变，模拟不同裂缝半长的异井异步注采开发指标，模拟结果如表3所示。

从图11看出，裂缝半长从140 m增大到160 m时，增油效果明显，累计采油量显著提高，但裂缝长度超过160 m后，曲线趋于水平，表明继续增加裂缝半长对增加累计产量无益。因此在现场实施中，考虑造缝的经济效益，160 m左右的裂缝半长属于最优。

保持裂缝间距、裂缝半长、注入速度和焖井时间不变，模拟不同注入量下异井异步注采的开发效果，模拟结果如表4所示。

从图12看出，在裂缝间距、裂缝半长、注入速度和焖井时间相同的条件下，随注入量的增加，累积采油量增加，当注入量达到3500 m3时，累积采油量曲线变平缓，因此优选注入量为3500 m3。现场施工时，由于多级压裂缝与天然微细缝组成复杂的缝网系统，注入水易沿裂缝窜进，影响驱替效果，所以实际应用时采用温和注水方式。推荐初期采用较小的注水速度，充分发挥裂缝与基质的渗吸作用，此时注入量小于采出量；后期逐步增大注入速度，达到注采平衡，最终注入量达到数值模拟确定的最优注入量(如本例中的3500 m3)。

保持裂缝间距、裂缝半长、注入量和焖井时间不变，模拟不同注入速度下异井异步注采的开发指标，模拟结果如表5所示。

从图13看出，在裂缝间距、裂缝半长、注入速度和焖井时间相同的条件下，随注入速度增大，累积采油量略有增加，但增加幅度不大。虽然如此，在不超过地层破裂压力，以及现场施工条件允许的条件下，仍可以尽量增大注入速度。这样在注入量一定的条件下，可以节约注入时间，减少生产周期，提高经济效益。此方案适用于注采平衡阶段，前期仍然推荐温和注水方式，以防严重的水窜发生。

保持裂缝间距、裂缝半长、注入量和注入速度不变，模拟不同焖井时间时异井异步注采的开发指标，模拟结果如表6所示。

从图14看出，在注入量和注入速度相同的条件下，随焖井时间增长，累积采油量先增加后趋于平缓。焖井时间较短时，增加焖井时间可以增强渗吸作用，故累计采油量增加；但在相同的注入量和注入速度下，超过35 d的焖井时间对累计采油量贡献减弱，故优选焖井时间为35 d。

综上所述，“对称式布缝+注入缝相对+同注同采”模式的优选方案为，裂缝间距80 m，裂缝半长160 m，注入量3500 m3，注入速度300 m3/d，焖井时间35 d，累积采油量3970 t。同时，现场注入介质可以采用活性水，在保护储层的同时可以缩短焖井时间。

表2 不同裂缝间距方案模拟结果Table 2 Simulation results of different fracture spacing in the six cases

图10 累积采油量与裂缝间距关系曲线Fig. 10 Relationship between cumulative oil production and fracture spacing

表3 不同裂缝半长方案模拟结果Table 3 Simulation results of different half-length of fracture in the six cases

图11 累积采油量与裂缝半长关系曲线Fig. 11 Relationship between cumulative oil production and fracture half-length

表4 不同注入量方案模拟结果Table 4 Simulation results of different injection volume in the nine cases

图12 累积采油量和注入量关系曲线Fig. 12 Relationship between cumulative oil production and cumulative injection

表5 不同注入速度方案模拟结果Table 5 Simulation results of different injection rate in the four cases

图13 累积采油量和注入速度关系曲线Fig. 13 Relationship between cumulative oil production and injection rates

表6 不同焖井时间方案模拟结果Table 6 Simulation results of different stewing time in the seven cases

图14 累积采油量和焖井时间关系曲线Fig. 14 Relationship between cumulative oil production and stewing time

3.2 开发方式对比

采用CMG软件的GEM模块，建立油藏数值模型，对衰竭开采、注水吞吐、缝间水驱、异井异步注采4种开发方式进行数值模拟。因为异井异步注采和注水吞吐都涉及到焖井，4种开发方式不易形成对比，在数值模拟时，适当延长了生产时间，以对比分析不同开发方式见效时间长短。实际生产过程需考虑注采平衡，注入和采出时间不宜相差太大。

模拟的单井日产油量和单井累积产油量如图15和图16所示。衰竭开采以15 t/d的采液速度定产生产，前期稳产一段时间，随后日产油量迅速下降，一年内的单井累积采油量2520.8 t。

注水吞吐的日产油量变化分为3个阶段。所有裂缝同时注水45天，累积注入量3000 m3，此阶段不采油；45天后，停止注水，以15 t/d的采液速度定产生产，由于前期含水高，此阶段日产油量呈上升趋势；随后，日产油量迅速下降，一年内单井累积采油量2916.7 t。

缝间水驱的2口井前期奇数级裂缝注水，累积注水量同为3000 m3，同时偶数级裂缝采油，以15 t/d的采液速度定产生产，前期稳产一段时间，随后日产油量开始下降，一年内的单井累积采油量4088.6 t。

采用对称式布缝+注入缝相对+同注同采模式，优选注采参数，前期注水10天，累积注入量3000 m3，焖井时间35 d，此阶段不采油；45天后，停止注水，以15 t/d的采液速度定产生产，前期稳产一段时间，随后日产油量开始下降，一年内的单井累积采油量3969.9 t。

对比图15中4条曲线发现，缝间水驱和方案一的日产油量均比注水吞吐时更高，稳产期更长，递减率更低。缝间水驱初期采出油量较高，且未充分发挥裂缝与基质的渗吸作用，日产油量发生递减的时间早于方案一。由图16可知，一个生产周期内，注水吞吐累积提高采油量395.9 t，方案一累积提高采油量1449.2 t，缝间水驱累积提高采油量1567.8 t，缝间水驱累积采油量略高于方案一。

图15 4种开发方式日产油量对比图Fig. 15 Comparison of oil production rates in four development modes

图16 4种开发方式累积采油量对比图Fig. 16 Comparison of cumulative oil recovery in four development modes

10年采出程度的数值模拟结果如图17所示。衰竭开采采出程度为8.01 %；经过3轮次注水吞吐，采出程度为10.52 %，采出程度增加2.51 %；相同注水量情况下，缝间驱油采出程度为13.38%；方案一采出程度为14.05 %，高于缝间驱油0.67 %，高于衰竭式开采6.01 %。结合图15、图16，方案一模式下的异井异步注采较缝间驱替稳产期更长，后期产量更高。但由于方案一在每个生产周期初期要关井一段时间，期间无产量，而同一时期内缝间驱替开井生产，使得短期内累积产油量方案一低于缝间驱油。从图17可见，长期来看，异井异步注采的开发效果更好。

以双压裂水平井为例，进行了4种开发方式的方案设计及数值模拟计算，认为相对于准天然能量衰竭式开采、注水吞吐和缝间注采，异井异步注采的开采效果更好。注水吞吐只能在短期内小幅度提高累积采油量，不能显著提高采收率；缝间注采早期产量高，但异井异步注采的稳产期更长、递减率更低、采收率更高，比缝间驱油高0.67 %，比衰竭式开采高6.01%。

上述数值模拟研究验证了异井异步注采的可行性，在实际生产中，需根据实际储层条件灵活调整。注水阶段建议采用温和注水方式，前期注入速度小，后期注入速度逐渐增大，但注入压力不能超过地层破裂压力；考虑储层的非均质性，焖井时间和开采时间也需灵活调整，考虑到注采平衡，也可采取注水时间和开采时间差距不大的方案，比如注入20天、焖井15天、开采30天为一个周期；其次，从衰竭开采转异井异步注采开发时，注水可分为2个阶段：注水第1阶段主要作用是填补衰竭生产导致的体积亏空，第2阶段目的是使地层增压，形成驱替。

3.3 裂缝导流能力

储层非均质性是影响致密油藏开发的重要因素。对于基质渗透率极低的致密油藏，裂缝导流能力对异步注采的开发效果有着重要影响。裂缝导流能力低，不能形成有效的高渗通道，采收率低。太过发育的裂缝，则容易引起水窜，也会降低预期采收率。本文模拟了异井异步注采在不同裂缝导流能力下10年的累计采出程度。储层渗透率仍为0.34 mD，裂缝导流能力分别为12 mD·m、24 mD·m、36 mD·m、48 mD·m、60 mD·m、72 mD·m、84 mD·m。

图17 4种开发方式10年采出程度对比Fig. 17 Comparison of recovery rates in ten years for four development modes

图18 不同裂缝导流能力下异井异步注采采出程度对比Fig. 18 Oil recovery of proposed methods under different fracture conductivites

图19 10年采出程度与裂缝导流能力关系Fig. 19 Relationship between oil recovery and fracture conductivity after ten years

如图18和图19所示，裂缝导流能力在48 mD·m以上时，累计采出程度随导流能力的增加而放缓，呈现明显的上限效应。当裂缝导流能力低于48 mD·m时，10年的累计采收率随导流能力的降低而下降。因此，在水力压裂的过程中，既需要形成较长的主裂缝，增加水平井的控制范围，也需要保证支撑剂在主裂缝中的聚集，形成高渗通道，保证异井异步注采的效果。

实际生产中，水力裂缝经常与天然裂缝沟通，可能导致注入缝与采出缝之间存在高渗透通道，增加储层的非均质性。针对此种情况，可人为地调节井下注采控制装置，调节每级裂缝的注入量和采出量，增加异井异步注采对非均质性储层的适应性；如遇注入缝与采出缝直接沟通的极端情况，甚至可关闭此区域的注采装置，防止水窜发生。当然，异步注采也有其适用范围，它要求实施井组周围不存在明显的断层，水平井完井状况良好，水泥环能有效封堵套管与储层间的空隙等。因此，异井异步注采需综合考虑地层非均质性因素、水平井完井条件和总的经济效益。

4 结论

(1) 提出了致密油藏多级压裂井异井异步注采开发方式，水平井间布缝为“对称式”，分注入缝相对和注入缝相错2种情况。井下油管设计有配注阀和配产阀，实现缝间注采切换。

(2) 针对某L致密油藏，“对称式布缝+注入缝相对+同注同采”模式的优选方案为裂缝间距80 m，裂缝半长160 m，注入量3500 m3，注入速度300 m3/d，焖井时间35 d，累积增油量1449 t。现场注入介质可以采用活性水，在保护储层的同时可以缩短焖井时间。

(3) 裂缝导流能力对采出程度影响显著，某L致密油藏，当裂缝导流能力低于48 mD·m 时，10年累计采出程度随导流能力的降低而下降；导流能力高于48 mD·m时，曲线趋于水平，累计采出程度几乎不再变化。在水力压裂时，扩大裂缝控制范围会降低主裂缝的导流能力，具体实施时需平衡好二者的关系，实现最终采出程度最大化。

(4)“对称式布缝+注入缝相对+同注同采”模式与衰竭式开采、注水吞吐及缝间水驱的开发指标对比表明，注水吞吐只能短期内小幅度提高累积采油量，不能显著提高采收率；缝间水驱早期产量高，见效快；异井异步注采的稳产期更长，采出程度更高，比衰竭式开采高6.01%，具有很好的应用前景。

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