超低渗透低压油藏水平井转变开发方式试验

安 杰，唐梅荣，曹宗熊，王文雄，陈文斌，吴顺林

（中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，西安710021）

0 引言

近年来，以北美页岩气为代表的非常规油气资源增长迅速，在全球范围内掀起了一场非常规油气资源的开发热潮，吴奇等［1］，Mayerhofer等［2］在美国页岩气储层特征、压裂开发技术等方面研究较多，目前水平井体积压裂技术是实现致密油气藏效益开发的核心技术［3］。鄂尔多斯盆地致密油资源量规模大、分布范围广，具有广阔的开发前景，但其物性差，微裂缝发育，注水开发易引起油井爆性水淹，开发难度大。李宪文等［4］，李忠兴等［5］对北美非常规油藏、盆地致密油开发方式及关键技术开展试验研究，认为采用准自然能量、长水平井、体积压裂的技术思路可使盆地致密油得到效益开发。

鄂尔多斯盆地长X油藏与致密油有所不同，属于超低渗透油藏，其压力系数较低，天然微裂缝发育程度低，适合于注水补充能量开发。前期采用超前注水［6］七点井网长水平井开发，初期单井产能有所提高，但含水率上升快，压裂时为了避免人工裂缝与水平井腰部注水井水线的窜通，需要在水平段与水线交叉的位置左右各避开100 m，这样会造成约200 m水平段无压裂改造而浪费。同时由于需要超前注水2～3 mon，油井压裂投产则需要等待超前注水完成后方可施工，油井等停时间较长影响了新井贡献时率。为解决这些问题，本文借鉴致密油的开发思路，采用逆势思维的方法提出超低渗透油藏转变开发方式的思路，即“停止超前注水、减少注水井数量、减少水平段长度、将密切割压裂［7-8］和体积压裂［9］相结合”，并开展现场试验研究，以期为超低渗致密油藏高效开发提供技术支撑。

1 开发简介

鄂尔多斯盆地长X油藏埋深为2 200～2 520 m，储层平均厚度为18 m，岩性以中细砂岩为主，形成于浅水三角洲沉积环境。储层孔隙类型以粒间孔为主，其次为溶孔，平均孔隙度为9.6%。孔喉结构以微细喉为主，排驱压力高，中值半径小，分选相对较好。地层温度为74.4℃，压力系数为0.82，渗透率为0.37 mD，属于超低渗透Ⅲ类低压致密储层。前期以超前注水七点井网水平井开发为主，水平段平均长度为785 m，一般超前注水2～3 mon可达到地层能量的120%，压裂改造10段，初期单井日产油为7.5 t，含水率为38.5%。

2 注水方式优化

鄂尔多斯盆地长X低压致密储层，天然能量低，原始驱动类型以弹性驱动和溶解气驱为主，如果不及时补充能量，地层压力会大幅度下降，油井产量递减快。根据该区块前期定向井开发实践可以看出：注水开发较自然能量开发可以大幅度提高油井单井产量，油井产量递减明显减缓，超前注水开发效果好于同步注水和自然能量开发（图1）。

图1 长X油藏不同开发方式开发效果对比Fig.1 Comparison of development effects of different methods for Chang X reservoir

采用超前注水方式［10］，要达到超前注水量往往需要2～3 mon，期间完钻油井处于关井等停状态。压裂和投产作业施工需要等到超前注水完成后方可进行，导致等停时间较长和新井当年贡献时率较低，在原油生产任务紧张时这种矛盾更为突出。体积压裂技术具有补充地层能量的作用，从相邻区块测压试验可以看出：压裂时大量的入地液量可以快速补充地层能量，入地液量在0.6万m3以上时5 d内地层能量提高至16.8 MPa，可以达到原始地层压力的120%，达到了超前注水的效果（图2）。因此，把注水方式优化为同步注水，注水参数维持原参数不变，超前注水所补充的地层能量则由大液量的体积压裂工艺来快速补充。

图2 长X油藏入地液量与地层能量的关系Fig.2 Relationship between the amount of liquid entering the ground and the energy of the formation of Chang X reservoir

3 井网优化

井网的设计既要充分考虑注水井和采油井之间的压力传递关系，还要考虑最大程度地延缓主应力方向的水窜以及水淹时间，见水后难以治理，同时还应注意注采井位置间的合理匹配关系，以避免出现死油区，提高井网储量控制程度［11］。

选取马岭油田木A区长X油藏作为数值模拟研究对象，在精细地质模型的基础上，根据木A井区储层参数和前期生产特征，建立数模模型，分别设计直井菱形反九点井网、水平井五点和七点井网，对比不同开发井网的优劣。模拟结果表明：水平井井网较直井井网能明显提高采出程度，直井井网、水平井五点井网和水平井七点井网的最终采出程度分别为21.1%，25.4%和26.5%（图3）。

图3 长X油藏不同井网含水率与采出程度的关系Fig.3 Relationship between water content and production degree of different well types of Chang X reservoir

水平井七点井网与五点井网的最终采出程度虽然相差不大，但相同采出程度下七点井网的含水率较高，油井见水速度较快。在压裂改造时，为了避免水平井腰部注水井水线与人工裂缝沟通，七点井网会在水平段腰部水线两边各避开100 m左右不进行压裂改造，这样会浪费约200 m水平段，而五点井网每口水平井对应4口注水井，较七点井网少钻2口注水井，这样，既没有浪费水平段长度，又节约了开发成本，综合考虑井网后优化调整为五点井网。

4 水平段长度优化

水平段长度直接影响着油井的单井产能，合适的水平段长度能形成有效的驱替系统［12］，进而最大限度地提高单井产能，从而获得较高的最终采收率。合理水平段长度受井网形式和注采驱替半径控制，同时也需综合考虑工艺、投资、效益等影响因素。

数值模拟及矿场实践表明：水平段越长，单井日产油量越高、增产倍数也越高，但对于油藏最终采收率及经济效益而言，并不是水平段长度越长越好，水平段长度存在一个合理的范围。在裂缝密度、注水井和油井工作制度相同的情况下利用油藏数值模拟软件对比不同开发阶段水平段长度与单井产能、采出程度的关系，结果表明：五点井网情况下，水平段越长单井产能越高，但水平段超过400 m以后，随着水平段长度增加单井产能增长缓慢（图4）；随着水平段长度增加，不同年限的阶段采出程度降低，超过400 m以后，采出程度下降速度加快（图5）。因此，该区块水平段长度控制在400 m左右单井产量和采出程度均最高。

图4 长X油藏不同开发阶段单井产能与水平段长度的关系Fig.4 Relationship between single well productivity and horizontal section length in different development stages of Chang X reservoir

图5 长X油藏不同开发阶段采出程度与水平段长度的关系Fig.5 Relationship between production degree and horizontal section length in different development stages of Chang X reservoir

从渗流特征方面分析认为，水平井井网注水补充能量开发过程存在水驱和拟弹性溶解气驱2种驱替机理，在长X超低渗透低压油藏中主要依靠注水驱替，控制面积比例越高，水驱见效特征越明显，初期产能贡献率越高，因此，提高水驱控制面积比例是注水开发的核心。通过对比五点井网中不同水平段长度下，注水水驱控制面积比例，从表1可以看出，在水平段长度从200 m增加到800 m，注水水驱控制面积比例由42%降低到20%，初期产能增幅减小；水平段长度超过400 m时，水驱控制面积比例下降幅度增大，水平段长度在200 m和400 m时，水驱控制面积比例相差不大，但水平段长度在400 m时，初期产能较高。

表1 长X油藏不同水平段长度水驱控制面积比例和初期产能数据Table 1 Relationship between water flood control area ratio and initial capacity of different horizontal section length of Chang X reservoir

依据单井综合成本、开发指标预测等参数经济评价的结果表明：水平段长度为400 m时，内部收益率最高，投资回收期最短，经济效益最好（表2）。结合不同水平段长度对单井初期产能、采出程度、水驱控制产能贡献率和经济评价结果，优化水平段长度为400 m左右，是前期水平段长度的一半。

表2 长X油藏五点井网水平段长度与经济效益的关系Table 2 Relationship between horizontal section length and economic benefit in five-spot well network of Chang X reservoir

5 密切割体积压裂

5.1 压裂改造思路

停止超前注水提高了油井当年贡献时率，减少了注水井数量，节约了钻井成本。井网调整避免了水平段长的浪费，同时也带来了一些问题：如何超前或快速补充地层能量？在缩小了水平段长度的同时如何保证单井产能？这些问题能不能从压裂增产增能角度得到解决？这给压裂改造施工带来了挑战！显然，常规压裂改造方式已不再适用，从而倒逼压裂开发方式的转变。

统计分析马岭X油田前期的156口水平井数据发现：水平段长度和压裂段数乘积与产量存在一定的正相关性关系，即随着水平段长度与压裂段数乘积的增加，水平井的产量逐渐上升。因此，在水平段长度缩短的情况下，增加改造段数，同样可以提高单井产量。

北美非常规油气藏的成功开发［13］和国内致密油单井产量的突破得益于水平井高密度体积压裂技术，其主要做法是利用体积压裂改造技术“打碎”储层，形成网络裂缝实现“人造”渗透率。通过密切割布缝缩小裂缝间距，贯穿复杂裂缝网络，可以使油气从基质向裂缝中的渗流距离最短，从而提高单井产量和采收率［14］。增加改造段数使缝间距缩小，从而增加缝间干扰，从而导致人工裂缝改造不充分，这也是常规压裂改造思路担心的问题。采用逆向思维方法，充分利用缝间应力干扰［15］这一特征，即布缝越密应力干扰越强，形成的裂缝网络形态越复杂，裂缝壁面与储层基质的接触面积越大，从而增大泄油面积以提高产量［16-17］。对缩小裂缝间距和裂缝扩展形态的模拟结果表明：缝间距15 m比缝间距30 m的裂缝扩展形态更为复杂，泄油面积更大（图6—7）。

图6 长X油藏缝间距30 m多簇裂缝扩展形态模拟Fig.6 Simulation of multi-cluster fracture propagation morphology with 30 m spacing of Chang X reservoir

图7 长X油藏缝间距15 m多簇裂缝扩展形态模拟Fig.7 Simulation of multi-cluster fracture propagation morphology with 15 m spacing of Chang X reservoir

通过对致密油进行的常规型、密集布缝型和增大改造体积型等3种不同压裂改造方式与累计产量的试验对比，发现密集布缝型压裂缝控制储量程度高，开发初期产量较其他2种压裂改造方式均高；增大改造体积型压裂方式的最终累产超过常规型和密集布缝型改造；常规型压裂改造井累产和初期产量均最低。

综上所述，超低渗透低压油藏将密集布缝型压裂缝控储量的最大化优势和体积压裂增能、增加裂缝体积改造（SRV）等提高累计产量的优势相结合［18-19］，形成密切割体积压裂改造思路。

5.2 布缝间距优化

通过调研国内外密集布缝经验，北美Purple Hayes 1H井缝间距缩小至9 m，新疆油田玛湖区块先导试验缝间距由50～70 m降至15～30 m，吐哈油田三塘湖马朗区块先导试验缝间距由25～30 m降至15～20 m。在长X油藏中，统计42口水平井，分析对比不同缝间距与累计产量的关系（图8），随着裂缝间距的缩小，油井累计产量整体上逐渐增大，裂缝间距在20～30 m时平均累产最高。为方便施工管柱的调整，段间距以单根油管长度约10 m为调整幅度，因此，优化压裂布缝间距由前期的70 m缩短至20～30 m。

图8 长X油藏不同裂缝间距与累计产量的关系Fig.8 Relationship between different fracture spacing and cumulative production of Chang X reservoir

5.3 裂缝缝长优化

利用油藏和压裂模拟软件，模拟400 m井距下不同支撑裂缝半长与100 m水平段累计产量的关系，裂缝越长产量越高，因此以裂缝全面覆盖完全改造为目标，水平段中部优化支撑裂缝半长为200 m，根部和趾部靠近注水井需控制缝长，优化支撑裂缝半长为150 m。

5.4 施工参数优化

压裂过程中入地液量造缝和替代超前注水增加地层能量作用明显。井下微地震监测表明入地液量与裂缝带长存在一定的相关性（图9），入地液量在400～700 m3时裂缝带长为200～400 m。矿场测压实践证明入地液量大可以快速补充地层能量，综合考虑体积压裂造缝和补充地层能量的需求，单段液量优化为700 m3。

长X油藏砂体厚度大，储隔层应力差为5～7 MPa，纵向遮挡条件好，有利于压裂大排量施工，通过压裂软件模拟，排量超过6 m3/min以后，缝高失控风险增大；排量4～6 m3/min时裂缝在砂层内有效延伸；排量小于4 m3/min时提供的净压力太小，不利于复杂网络裂缝的形成。该区闭合应力为30 MPa，在2.5 kg/m2铺置浓度下，石英砂与陶粒导流能力的差别较小，优选石英砂替代陶粒可大幅度降低支撑剂成本，平均砂比为15%～25%，满足支撑裂缝的导流能力需求，单段支撑剂用量为60～100 m3。优化后加强了整体压裂加砂强度、进液强度、排量等参数。

图9 长X油藏微地震监测裂缝带长与入地液量的关系Fig.9 Relationship between fracture length and the amount of liquid entering ground by microseismic monitoring of Chang X reservoir

5.5 压裂工艺和液体优选

短水平井考虑工艺简单、高效、稳定、满足体积压裂等因素，优选技术成熟度较高的水力喷射分段压裂工具［20］，单趟作业能力达12段，预计一趟钻完所有水平段作业，可提高施工效率。采用单喷射器射孔，点源起裂，避免多簇裂缝进液不均影响裂缝扩展的问题。环空加砂减少油管加砂对喷嘴的损伤程度，可以提高管柱施工能力和作业排量。

针对大液量、大排量体积压裂施工压力高的特点，优选EM系列滑溜水压裂液，降阻率达60%以上，其返排回收液经过简单的沉淀过滤即可重复利用，综合利用率达100%，实现了绿色压裂。

6 现场试验

2018年在马岭油田长X油藏开展5口水平井转变开发方式对比试验，试验参数见表3—4，试验井水平段长度平均为384 m，较前期减少一半多，压裂段数由前期的平均10段增加至13段，裂缝密度由1.3条/100 m提高到3.4条/100 m，平均入地液量为7 604 m3，砂量为 1 212 m3；排量为 6.0 m3/min，压裂改造的强度得到全面提升。加砂强度由1.1 t/m增加至4.1 t/m，排量由5.3 m3/min增加至6.0 m3/min，进液强度由6.9 m3/m增加至16.8 m3/m，初期每100 m水平段日产油为1.68 t，较前期增加了88.7%。投产半年后含水率为21.9%，含水率快速上升得到控制。压裂后地层压力保持在压裂前的120%水平，快速补充地层能量效果较好，达到超前注水补充地层能量的效果。油井直接投产不用因超前注水而等停，新井贡献时率提高了30%，减少了注水井数量和水平段长度，综合节约成本20%，压裂液全部回收利用，减少了环保压力，总体上试验取得了较好的效果。

表3 长X油藏转变开发方式试验数据Table 3 Test data of transformation development model of Chang X reservoir

表4 长X油藏水平井压裂施工参数Table 4 Fracturing construction parameters of horizontal well of Chang X reservoir

7 结论

（1）转变超低渗透油藏传统的开发思路，将非常规油气与超低渗透油藏开发技术相结合，通过优化井网和注水方式、水平段长度，以增能、增加改造体积、提高缝控产量为目的，将致密油高密度体积压裂技术率先引进到低渗透油藏储层改造中，在马岭油田长X油藏压裂改造中取得了较好的开发效果。

（2）密集布缝压裂增加了改造段数和缝控储量，缩短了油气从基质向裂缝中的渗流距离；体积压裂增加地层能量、提高改造体积优势明显，两者相结合可以弥补因超前注水补充的能量和水平段长度减少而造成产量下降的影响。

（3）针对长X油藏的试验形成了五点法短水平井密切割体积压裂技术模式，在没有超前注水、注水井井数减少和水平段长度缩短的情况下，地层能量得到了快速补充，含水率快速上升得到控制，油井投产的等停时间减少了30%，每100 m水平段产能较前期增加了88.7%，节约钻井成本20%，试验的工艺措施可进一步推广。