超低渗-致密油藏水平井补能方式研究应用进展

肖 鄂，马钰凯，王政杰，白 婷，王进博，任宇飞

（延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安 716000）

利用水平井开发超低渗-致密油藏是提高采收率的一项关键技术，水平井开发油藏可以增加单井控制储量和单井产能，为取得更好的开发效果，大都采用体积压裂以形成较大的缝网，提高渗流体积。国内外超低渗-致密油藏开发实践证明：水平井和体积压裂是成功开发超低渗-致密油藏的关键。

结合国内外多个超低渗-致密油田水平井开发实例，随着开发的持续，产量逐步递减，利用天然能量－弹性驱开发油藏，年平均递减率大于10%[1]，敖南油田水平井日产水平投产第一年后降到初期的30%～60%[2]。受致密油藏岩性致密、孔喉微小以及水平井压裂改造的影响，如何有效补充地层能量，实现超低渗-致密油藏高效开发则成为一个问题。

本文对国内低渗油藏水平井开发不同能量补充方式的研究与应用现状进行梳理总结，以期对同类油藏水平井高效开发提供借鉴与参考。

1 注水补能

水平井注水技术于20 世纪90 年代被提出。1991年美国Texaco 石油勘探开发公司首次利用水平井对NewHope 油田进行注水开发试验，塔里木哈得4 油田首开国内水平井注水先例，刘鹏飞等[3]对水平井开发注水补充能量的油藏条件展开了研究。

实验表明，在注水开发早期，驱替作用占主导地位，注入水首先进入大孔喉。随着注水过程的深入，较大孔喉逐渐被注入水填充，原油不断减少，驱替作用逐渐减弱，细小孔隙中的原油因渗吸作用不断被水从孔隙中置换出来。

1.1 渗吸机理

在没有加压的情况下，多孔介质自动地吸入某种润湿相流体叫渗吸，也称自吸。对于超低渗-致密油藏，毛管力和重力是驱替原油的主要动力。在这两种力的共同作用下，基质克服黏滞阻力将孔喉中的原油驱出[4]。

1.2 注水补能方式

由于致密油藏本身特性及水平井体积压裂改造，注水开发时，存在“注水不见效、见效即见水”问题，注入水如何实现有效地补充地层能量。据研究目前主要有2 类4 种方式：第一类是在水平井本井内注水补充地层能量，具体可分为：同井同步注采和井内注水吞吐；第二类是利用井网注水补充地层能量，分为以下2种：一是通过平面注采井网注水，二是通过储层纵向上注水实现能量补充。

同井同步注采是在同一口水平井内以封隔器、密封插管等工具，实现部分压裂缝注水，部分压裂缝采油（见图1）。其工作原理是选取其中一条或几条压裂缝作为注入通道，结合油套分注技术与分段封隔技术，在水平段内将注入裂缝与相邻的采油裂缝封隔，注入水从油套环空进入指定压裂缝驱油，原油流入封隔器后的采油裂缝，随后进入油管采出，在同一水平井内形成分段同步注采系统（见图2）。这种驱替方式将过去直井点状注水转变为水平井段内线状注水，降低了注水压力，较短的注采距形成了有效驱替系统，同时扩大了水驱波及体积。王晶等[5]通过数值模拟对衰竭式开发、五点法井网、水平井奇注偶采和水平井逐段注采的方式进行研究预测，结果表明水平井同井同步注采地层能量补充及时，开发效果好。并在长庆油田MP93 井和CP14-01 井开展矿场试验，增油770 t，含水稳定。

图1 同井同步注采工艺管柱示意图

图2 水平井多段注多段采示意图

注水吞吐则是在前期将水注入井中，注入水进入地层后沿高渗裂缝大孔道扩散，当注入一定量后，关井焖井，发生渗吸作用，水自动吸入岩心并驱替出原油，使油藏中的油水状态及其分布发生改变，随后开井生产的方式[6]。樊建明等[7]以鄂尔多斯盆地延长组长7 致密油为例，运用数值模拟对水平井注水吞吐前提条件展开研究，表明岩石亲水、分选良好的细小孔喉、较高的含油饱和度和裂缝是注水吞吐的有力条件。王平平等[8]对胡尖山油田安83 井区长7 致密油水平井开发时不同地层能量补充方式进行了评价，认为水平井吞吐采油注水效果明显，周期注水和异步注采能较好的解决地层能量补充与含水上升过快的矛盾。张翠萍等[9]在新安边油田长7 层致密油开展注水吞吐试验，地层压力上升，对应邻井液量和产量增加，平均单井增油560 t，平均有效期260 d，吞吐效果良好。

以完善的平面注采井网实现地层能量补充是较为普遍的方式，关键在于建立有效驱替的同时避免水淹水窜。诸多学者对注采井型、井网形式、注水方式和注采参数均展开了深入研究。赵继勇等[10]对长庆油田纺锤形布缝五点井网注采参数优化研究，确定注水时机应在水平井完井之后投产之前，超前注水量为1 000～1 300 m3，平均日注水量14～18 m3，平均单段产油量在1.1 t，合理生产流压应结合注水见效情况和生产动态适时调整。李勇等[11]研究了水平井不同井网形式开发时对注采流线的改变以及开发效果的影响，认为周期性差异化交替注水适用于所有类型油藏，视反七点法井网交替注水适用于物性较好、非均质性较弱的油藏，视五点法井网交替注水适用于物性中等偏好且已处于高-特高含水期开发阶段、非均质性强的油藏。吴锦伟等[12]在红河油田三叠系延长组长8 油层开展矿场试验，得出直注平采和平注平采均能注水见效，平注平采因见效期长，水驱波及系数大和采出程度高而优于直注平采的井网形式，当井距大于700 m 时，会大大降低水淹水窜的风险。吉敏[13]针对长水平段五点井网注水开发时中间段剩余油富集，压力保持水平低的问题，增设2 口注水井将较大注采单元（长水平段五点井网）分割为2 个小注采单元（短水平段七点井网）后，增加了裂缝水驱受效程度。张博[14]对水平井组开展了周期注水试验，提出了适宜渤海N 油田强弱交替周期注水方案。赵静[15]以吉林油田N 区块为例，研究认为以直井注-水平井采时，直井位于水平井趾部累计产油量最高。高吉华[16]通过低渗油藏极限注采井距与渗透率和年度的经验公式，得出宁东油田26 井区延5 油藏极限注采井距464 m。合理井距300～350 m，注采比总体在1.5 左右，采油速度为2%左右。

从纵向上建立注采井网较为少见，杨双等[17]在阿曼D 油田率先开展了纵向上布置注采井网注水补充地层能量的试验，通过建立反映储集层物性变化和小断层分布的精准地质模型和采用水平井地质导向钻井技术，将水平采油井部署在油层顶部，水平注水井部署在油层底部，采用长水平段、小井距跟趾反向部署的井网形式，使得D 油田B 块6 年累计增油量220×104t，同时含水上升稳定。

通过注水实现水平井开发油藏地层能量补充是目前经济成熟的方式，两相对比，井内补充地层能量效果更为显著，适合断块或小的透镜体油藏；而通过井网注水补能则实现了油藏整体开发，更适合连片层状油藏。同井同步注采目前可以实现从跟端到趾端连续单段注多段采方式（逐段同井注采）补充能量，多段注多段采则有赖于井下工艺的发展。

2 注气补能

超低渗-致密油藏由于储层物性极差，流体难以流动，水平井投产后产量便急剧下降，需要补充地层能量；而大规模的人工压裂，改变了储层孔隙结构，渗流场随之改变，注水开发时注入水很容易沿裂缝突进，快速水淹。因此，针对水平井需探索新的能量补充方式[18]。由于CO2接近于油气藏流体中的C2H6和C3H8等组分的热力学特征，同时在适合的温度、压力（CO2的临界温度为31.1 ℃，临界压力为7.47 MPa）范围内具有显著的超临界态流体特征，因此比天然气（干气）、氮气等其他气体更具优势，成为超低渗-致密油藏注气补能的首选。

1958 年，壳牌公司首先在Permian 盆地尝试注CO2进行驱油，并取得成功。1972 年，首个商业化CO2驱项目在美国德克萨斯州西部的Kelly-Snyder 油田Sacroc 区块实施。我国CO2驱油技术始于20 世纪60～70 年代，2000 年以后，针对低渗透油藏，大庆、胜利、吉林、华东和中原油田先后开展了CO2现场试验，取得了初步成果[19]。

2.1 CO2 驱油机理

当CO2最小混相压力（MMP）小于地层压力时，为混相驱，反之则为非混相驱。混相驱替时，驱替剂（注入的CO2）和被驱替剂（地层原油）在油藏条件下消除界面，形成混相，使多孔介质中的毛细管力降至零，从而降低因毛管效应所滞留的原油，提升微观驱油效率[20]。非混相驱以膨胀、萃取和抽提、溶解、降黏、降低界面张力、改善流度比、酸化解堵以及在重油冷采中形成泡沫油流等作用，改善驱油效果。

2.2 CO2 驱研究进展

在CO2驱油的适应性方面，王海妹[21]从流体物性、油藏特征和开发参数3 个方面展开分析研究，认为有效注CO2的原油密度范围为0.80～0.91 g/cm3，黏度在0.3～1 000 mPa·s；油藏地层压力范围为5～60 MPa，埋深范围是600～4 000 m，地层温度为70～121 ℃，油藏地层倾角为0～36°，地层厚度（驱替）为5～60 m，孔隙度为5%～35%，含油饱和度为35%～65%，井距为200～350 m。对低渗油藏，李楠等[22]运用油藏数值模拟与正交试验设计方法，建立超低渗油藏CO2驱开发模型，综合超低渗油藏直井、水平井和CO2驱开发技术的相关生产数据，考虑单井日产量和内部收益率，对比分析得出：超低渗油藏的水平井适宜CO2驱开发（见图3）。

图3 不同开发技术效果、经济效益对比图

在驱替方式研究方面，郑太毅等[23]对CO2驱替和CO2吞吐两种开发方式，直注平采和平注平采两种布井方式进行优选，结果表明：在渗透率小于0.3 mD 时，平注平采的采收程度较直注平采具有明显优势，当渗透率大于0.6 mD 时，二者的采收程度几近相同。渗透率小于0.2 mD 时，注CO2吞吐效果最佳，渗透率位于0.2～0.3 mD 时，驱替效果逐渐追赶反超吞吐效果。

在水平井CO2吞吐注采参数优化研究方面，吴公益等[24]以苏北油田金南等区块为例，对CO2驱油的注入量和焖井期进行研究，认为当注气速度为80 t/d，注入量为600～700 t，焖井时间为30～40 d 时，增油量和换油率较高。李国永等[25]以冀东南堡陆地油田水平井为例，基于工艺优化设计，确定最佳注入速度为：3～5 t/h，焖井时间为21 d。现场实施32 口井，有效井次达30口，有效率达到94%，产油量由吞吐前的52 t/d 上升到吞吐后的271 t/d，为原来的5.2 倍，综合含水率由96.9%降至53.4%，取得了显著的控水增油效果。刘怀珠等[26]参考冀东油田高104-5 断块矿场原油性质，建立三维物理模型，开展水平井CO2吞吐注采参数的优化研究。结果表明：与衰竭开采相比，CO2吞吐增油效果明显，采收率增加幅度为1.97%～9.47%，换油率为1.14～3.62。

在水平井CO2吞吐影响因素分析研究方面，张娟[27]从注入量、注入速度、焖井时间、采液速度和两轮吞吐间隔5 个工艺参数，油层厚度、压力、含油饱和度、孔隙度、渗透率和水平井长度6 个油藏参数进行了分析。唐人选等[28]以苏北盆地9 个规模化注CO2区块为例，分析了井型、压裂情况、注气前油井产油量、注采比和注气方式等对CO2驱油效果的影响。马桂芝等[29]针对南堡陆地油田水平井高含水的情况，对水平井CO2吞吐控水增油主控因素研究，结果表明：隔层、水平段位置、韵律、油层非均质性、地层倾角对水平井CO2吞吐的效果影响差异很大。

在低渗油藏水平井CO2驱经济效益评价方面，蔺丽君等[30]以C 油田致密油藏典型区块为例，采用四口直井注气，一口水平井采油的井网形式，研究不同渗透率级别、不同井排距下分段压裂水平井CO2驱效果。并以财务净现值、内部收益率和投资回收期3 个指标为研究对象，对经济效益进行评价。研究认为：当前油价下，渗透率在0.1～1 mD 时，注CO2有利于补充地层能量，提高采收率。

在总结梳理致密油藏水平井开发能量补充方式中，N2驱、空气泡沫驱等其他气体补能方式由于混相压力高、液化成本高在矿场实践中实施困难，研究较少，CO2是当前注气补能的主要方式。在“双碳”背景下，注CO2实现超低渗-致密油藏能量补充将会引起更为深入的研究和更大范围的应用。

随着吞吐轮次的增加，注CO2换油效率随之降低，优化各轮次吞吐量及注入方式，提升开发效益是下一步研究重点；水平井的裂缝既是CO2良好的渗流通道，也是发生窜流的优势通道，通过优化流体段塞或注采参数发挥其吞吐驱油的优势，避免其劣势亦需要进一步研究。

3 压裂补能

超低渗-致密油藏水平井开发时，对储层进行压裂改造以取得更高的产能成为普遍共识，随着工艺进步，压裂规模也越来越大，入地的压裂液也成为水平井开发前期能量补充的一种方式。基于此，采用大排量低摩阻驱油型压裂液、暂堵剂、补能型压裂液组合，实现了水平井分段体积压裂改造和能量补充[31]。通过全三维压裂软件计算水平井范围内地层压力达到原始地层压力预设倍数时所需的补充入地液量，指导压裂作业，实现地层能量补充，减缓低压致密油藏的递减[32]。

4 结论和建议

4.1 结论

（1）超低渗-致密油藏水平井开发时，同井同步注采、单井吞吐以及通过平面注采井网、纵向注采等注水方式可实现地层能量补充；对致密油藏而言，注CO2吞吐具有更好的驱替效果，是当前注气补能的主要方式。

（2）通过压裂时增加入地液量，可以实现水平井开发前期地层能量的补充。

4.2 建议

（1）从油藏开发的角度，深入研究超低渗-致密油藏地层能量整体有效的补充方式，提升油藏的采收率。

（2）将各种能量补充方式有机结合，实现超低渗-致密油藏水平井高效开发。