超低滲—致密油藏水平井開發(fā)注采參數(shù)優(yōu)化實踐
——以鄂爾多斯盆地長慶油田為例

趙繼勇，樊建明，何永宏，楊子清，高偉，高武彬

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室；3.中國石油長慶油田分公司油藏評價處；4.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院）

超低滲—致密油藏水平井開發(fā)注采參數(shù)優(yōu)化實踐
——以鄂爾多斯盆地長慶油田為例

趙繼勇1,2，樊建明1,2，何永宏2,3，楊子清1,2，高偉2,4，高武彬1,2

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室；3.中國石油長慶油田分公司油藏評價處；4.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院）

注水補充能量水平井開發(fā)過程存在擬溶解氣驅(qū)和水驅(qū)兩種驅(qū)替機理，3個不同的滲流階段?；诖苏J(rèn)識，結(jié)合水平井開發(fā)試驗跟蹤評價結(jié)果，確定了注水井、采油井合理工作制度和注采參數(shù)確定原則：①采用注水井與水平井大規(guī)模體積壓裂相結(jié)合的超前注水能量補充模式；②建立了不同儲集層定向井超前注水和注水強度計算理論圖版；③超前注水時機應(yīng)在水平井完井之后；④水平井合理初期產(chǎn)量根據(jù)存地液量與排距、超前注水量、水線推進速度等參數(shù)確定；⑤注水未見效前合理生產(chǎn)流壓略大于飽和壓力，注水見效后合理生產(chǎn)流壓不低于飽和壓力的2/3，同時結(jié)合動態(tài)及時調(diào)整。基于研究成果，2013年HQ油田投產(chǎn)80口水平井，見水井比例由8.8%降到3.0%，水平井平均單井產(chǎn)量年遞減控制在15%之內(nèi)，取得了較好的實施效果。圖14表4參12

超低滲—致密油藏；水平井；體積壓裂；存地液量；注采參數(shù)優(yōu)化；長慶油田

1 長慶油田開發(fā)概況

長慶油田超低滲—致密油藏具有儲集層物性差、巖性致密，非達西滲流明顯、地層壓力系數(shù)低（0.6～ 0.8）和天然裂縫較發(fā)育等特征[1-7]。為實現(xiàn)該類油藏規(guī)模有效開發(fā)，長慶油田積極轉(zhuǎn)變開發(fā)方式，由以定向井開發(fā)為主逐漸過渡到水平井開發(fā)為主。水平井開發(fā)能夠大幅度提高初期單井產(chǎn)量已達成共識，但關(guān)于采用何種井網(wǎng)形式和儲集層改造技術(shù)爭論較多[8-10]。根據(jù)長慶油田4年多水平井規(guī)模試驗及開發(fā)實踐（截至2013年底，投產(chǎn)水平井447口），筆者認(rèn)為，除了以上兩點外，與井網(wǎng)及改造工藝相匹配的注采參數(shù)對水平井的長期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)也有較大的影響，表現(xiàn)在以下兩個方面。

①水平井大規(guī)模體積壓裂提高單井產(chǎn)量的同時，有可能溝通油藏中天然裂縫形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，采用注水補充能量開發(fā)時，如果注水參數(shù)不合理，容易造成初期大面積裂縫性水淹。由現(xiàn)場試驗結(jié)果，一般發(fā)生水淹的水平井后期單井產(chǎn)量都較低（目前找水、堵水的工藝技術(shù)還有待進一步完善），因此優(yōu)化注水參數(shù)尤為重要。

②由于水平井壓裂改造體積較大，初期近井地帶供液較足，投產(chǎn)初期動液面常常在井口位置。目前為追求初期高產(chǎn)，通常是在注水見效之前即高速開發(fā)，沒有合理控制流壓，造成近井地帶投產(chǎn)初期脫氣嚴(yán)重，第1年遞減較大，因此需要確定合理的水平井初期產(chǎn)量和井底流壓，避免因脫氣而導(dǎo)致的遞減偏大的現(xiàn)象，以實現(xiàn)較長時間的穩(wěn)產(chǎn)。

本文總結(jié)了長慶油田自2010年以來，以實現(xiàn)水平井長期穩(wěn)產(chǎn)為目標(biāo)，在與定向井注水、水平井采油的紡錘形五點井網(wǎng)相匹配的注采參數(shù)優(yōu)化方面獲得的經(jīng)驗和認(rèn)識。

2 致密儲集層注水的可行性和必要性

長慶超低滲—致密儲集層的地層壓力系數(shù)為0.6～0.8，比國外（地層壓力系數(shù)大于1.3）采用衰竭式開發(fā)的致密油儲集層壓力系數(shù)低，筆者從以下2個方面說明長慶油田超低滲—致密儲集層注水開發(fā)的可行性和必要性。

2.1 注水開發(fā)可行性

X衍射分析表明，鄂爾多斯盆地三疊系延長組儲集層黏土礦物成分以綠泥石、高嶺石、伊利石為主，占敏感礦物的80%以上。黏土礦物以酸敏礦物為主，水敏礦物較少，儲集層敏感性試驗結(jié)果與黏土礦物成分、性質(zhì)較吻合，即呈中強—中偏弱酸敏，無—弱速敏、弱水敏(注入水試驗無水敏)等敏感性。因此，在油田注水開發(fā)過程中，注入水不會對儲集層造成較大的傷害[11]，儲集層特征有利于注水開發(fā)。

2.2 注水開發(fā)必要性

超低滲—致密油藏的開發(fā)實踐表明[12]，與依靠天然能量開發(fā)相比，注水開發(fā)能夠獲得更好的開發(fā)效果。圖1、圖2為長慶油田不同油藏采用定向井注水開發(fā)與依靠天然能量開發(fā)效果對比曲線。圖1為儲集層物性相對較好的ZB油田長8油藏（滲透率0.69×10-3μm2，孔隙度12.1%）日產(chǎn)油曲線，圖2為物性較差的HS油田Z211井區(qū)長6油藏（滲透率0.2×10-3μm2，孔隙度8.9%）累計產(chǎn)油曲線。由圖1、圖2可見，注水開發(fā)具有單井日產(chǎn)油和累計產(chǎn)油量較高、遞減較小的優(yōu)勢。超前注水能夠有效提高初期平均單井日產(chǎn)油，相對同步注水平均單井日產(chǎn)油提高15%左右。

圖1 ZB油田長8油藏注水開發(fā)與天然能量開發(fā)平均單井日產(chǎn)油對比曲線

圖2 HS油田Z211井區(qū)長6油藏注水開發(fā)與天然能量開發(fā)平均單井累計產(chǎn)油量對比曲線

HS油田Z211井區(qū)長6油藏2010—2012年開展了定向井小井距超前注水試驗，注水井21口，平均單井日注水18.7 m3，注水壓力13.5 MPa，儲集層有較強的吸水能力（見圖3），注水開發(fā)效果明顯優(yōu)于天然能量開發(fā)（見圖4）。

礦場試驗數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，超低滲—致密油藏能夠?qū)崿F(xiàn)有效注水，鑒于定向井超前注水的開發(fā)效果[12]，水平井采用超前注水開發(fā)方式。

3 注水補充能量水平井開發(fā)特征

結(jié)合室內(nèi)研究成果和現(xiàn)場開發(fā)實踐，已基本查明注水補充能量水平井開發(fā)特征，為注采參數(shù)優(yōu)化奠定了基礎(chǔ)。

圖3 HS油田Z211井區(qū)長6油藏單井日注水量及井口注水壓力曲線

圖4 HS油田Z211井區(qū)長6油藏注水開發(fā)與天然能量開發(fā)平均單井日產(chǎn)油對比曲線

3.1 驅(qū)替機理

注水補充能量水平井開發(fā)過程存在水驅(qū)和擬彈性溶解氣驅(qū)兩種驅(qū)替機理。兩種方式在不同的區(qū)域分別占有主導(dǎo)地位：壓裂縫之間的區(qū)域由于相鄰縫的屏蔽作用，主要靠擬彈性溶解氣驅(qū)替；注水井與裂縫之間的區(qū)域主要靠注入水驅(qū)替。兩種驅(qū)替方式分布區(qū)域及流線場圖見圖5。

圖5 紡錘形布縫五點井網(wǎng)關(guān)鍵參數(shù)及流線場圖

3.2 水平井大規(guī)模體積壓裂的間接作用

以西峰油田X233區(qū)塊長7油藏（滲透率0.21×10-3μm2，孔隙度13.0%）YP1井、YP2井為例，YP1井入地總液量7 794.4 m3，排出3 743 m3，返排率僅48%；YP2井入地總液量7 472.1 m3，排出3 834 m3，返排率僅51.3%。將水平井壓裂技術(shù)參數(shù)和微地震監(jiān)測裂縫參數(shù)（見表1、表2）導(dǎo)入數(shù)值模擬FrontSim模塊，評價壓裂后近井滲流場特征。由壓裂后地層壓力抬升水平和壓裂液流場圖可見（見圖6），體積壓裂過程中大量壓裂液的注入，很好地改善了近井地帶的滲流環(huán)境，形成了較大范圍的改造體積，且抬升了近井地層壓力水平，地層壓力增加2.4 MPa，壓力水平為115%。

表1 YP1井微地震監(jiān)測各段裂縫參數(shù)表

表2 YP2井微地震監(jiān)測各段裂縫參數(shù)表

圖6 YP1井和YP2井壓裂后壓力場及流線場圖

3.3 注水補充能量開發(fā)水平井滲流階段

定向井注水、水平井采油的紡錘形五點井網(wǎng)注水補充能量開發(fā)過程中，水平井滲流過程分為3個階段：①定向井超前注水，注水井周圍壓力上升（見圖7a），壓力傳播速度慢；②水平井大規(guī)模壓裂，水平井周圍壓力迅速上升，并向注水井周圍擴散（見圖7b）；③水平井投產(chǎn)后，進入水驅(qū)和擬彈性溶解氣驅(qū)并存階段，如果初期產(chǎn)量過高，水平井近井區(qū)域快速降壓（見圖7c），容易造成近井地帶脫氣，影響水平井穩(wěn)產(chǎn)效果。

圖7 從超前注水至油井投產(chǎn)后壓力場變化圖

4 注水井參數(shù)優(yōu)化

水平井大規(guī)模體積壓裂過程中形成的人工裂縫網(wǎng)絡(luò)對注水井參數(shù)優(yōu)化有較大影響，體積壓裂理想的目標(biāo)是在壓裂過程中產(chǎn)生分叉縫，多個分叉縫形成“縫網(wǎng)”系統(tǒng)，最終可形成縱橫“網(wǎng)狀縫”系統(tǒng)。長慶油田超低滲—致密油藏水平井井底微地震監(jiān)測結(jié)果顯示，體積壓裂微地震信號帶長和帶寬比常規(guī)壓裂均有較大幅度的增加，微地震信號帶長由約200 m增大到260 m左右，微地震信號帶寬由約90 m增大到100 m左右。在定向井注水、水平井采油的面積注水方式下，體積壓裂人工裂縫影響注水開發(fā)效果，需要優(yōu)化注水參數(shù)，包括超前注水量、單井配注量和注水時機，以降低水平井投產(chǎn)初期裂縫性水淹風(fēng)險，并防止后期含水上升過快。

4.1 超前注水量

4.1.1 理論計算

根據(jù)地層壓縮系數(shù)的定義，可得到累計注水量與地層壓力的關(guān)系。該方法計算簡單，可根據(jù)所需壓力保持水平計算要求的超前注水量（見圖8）。圖版計算的原始地層壓力為12.0 MPa，壓力保持水平為110%，不同區(qū)塊應(yīng)用時需根據(jù)實際地層壓力進行校正。依據(jù)注水補充能量水平井開發(fā)驅(qū)替機理研究認(rèn)識，與定向井計算注水井單井控制面積時一般不考慮壓裂縫不同，水平井計算注水井單井控制面積時，應(yīng)扣除形成的縫網(wǎng)面積。

圖8 不同儲集層超前注水量計算圖版

4.1.2 礦場實踐

HQ油田長6油藏Y284區(qū)塊為典型的超低滲—致密油藏。截至2013年底，該區(qū)10口水平井發(fā)生溢流，根據(jù)定向井超前注水量與溢流井的統(tǒng)計關(guān)系，超前注水量大于1 400 m3后，水平井有可能發(fā)生溢流。為了進一步優(yōu)化超前注水量，選取水平段長度和裂縫改造密度接近的水平井，由超前注水后投產(chǎn)初期單井日產(chǎn)油、投產(chǎn)滿1年單井日產(chǎn)油統(tǒng)計結(jié)果可知，超前注水量為1 200 m3左右時，水平井投產(chǎn)初期（前3個月）和投產(chǎn)滿1年日產(chǎn)油量均高（見圖9a、9b），且含水率較低，超前注水量超過1 200 m3之后，產(chǎn)油量隨超前注水量增加增幅降低。

水平井超前注水量包括2部分：①定向井的超前注水量（可由圖8得到）；②水平井體積壓裂液存地液。仍以HQ油田長6油藏Y284區(qū)塊為例，該區(qū)塊儲集層改造方式主體采用水平井分段多簇壓裂改造工藝，統(tǒng)計80口井的壓裂改造參數(shù)，平均改造段數(shù)8段，單井入地液量1 130.5 m3，返排率僅為43.4%，存地液量640 m3，存地液量間接起到了超前注水作用，因此該區(qū)實際超前注水量應(yīng)該在1 800 m3左右。

圖9 超前注水量與投產(chǎn)初期及投產(chǎn)滿1年單井日產(chǎn)油關(guān)系圖

4.2 單井配注量

針對不同儲集層物性，采用油藏數(shù)值模擬方法（基本參數(shù)見表3，不同儲集層單井日注水量方案見表4）分別評價投產(chǎn)15年不同滲透率下單井日注水量與采出程度、壓力保持水平、含水率等開發(fā)指標(biāo)的關(guān)系（見圖10），并與HQ油田長6油藏（滲透率0.41×10-3μm2）和ZB油田長8油藏（滲透率0.69×10-3μm2）礦場實踐相結(jié)合，確定了超低滲—致密油藏不同儲集層單井日注強度圖版（見圖11）。其他相似油藏應(yīng)用時，可以根據(jù)實際油層厚度確定單井配注量。

表3 數(shù)值模擬基本參數(shù)

表4 不同儲集層單井日注水方案

4.3 注水時機

考慮到目前鉆井過程出現(xiàn)溢流的情況，盡管對超前注水量進行了優(yōu)化，但由于實際儲集的復(fù)雜性，為了進一步降低鉆井過程中發(fā)生溢流的可能性，超前注水時機由水平井鉆井前優(yōu)化到完井后。近4年來儲集層改造前準(zhǔn)備時間逐年縮短，由2010年的67 d縮短到2013年的43 d，目前單井試油周期約34 d，儲集層改造準(zhǔn)備時間加上單井試油周期約77 d，能夠滿足超前注水的要求（超前注水時間一般為70～80 d）。

圖10 不同儲集層單井配注優(yōu)選圖版

5 采油水平井參數(shù)優(yōu)化

5.1 采油水平井開發(fā)試驗階段

長慶油田前期開發(fā)試驗階段水平井開發(fā)規(guī)律可分為3個階段（見圖12）。

初期穩(wěn)產(chǎn)階段：主要受裂縫周圍溶解氣驅(qū)和存地液補充能量的影響；遞減較快階段：主要受近井裂縫段溶解氣驅(qū)控制；穩(wěn)定遞減階段：遠(yuǎn)井地帶受溶解氣驅(qū)和水驅(qū)控制，進入真正的地層供液階段。初期產(chǎn)量過高使得近井地帶脫氣嚴(yán)重，第1年遞減較大，產(chǎn)量大幅度遞減后，再由注水提高地層壓力難度較大，從而影響最終采收率。

圖11 不同儲集層單井日注水強度圖版

5.2 采油水平井參數(shù)優(yōu)化

5.2.1 單段平均產(chǎn)量

單段平均產(chǎn)量的計算采用礦場統(tǒng)計方法。以HS油田長7、長6油藏，HQ油田長6油藏和ZB油田長8油藏4個典型的水平井規(guī)模開發(fā)區(qū)為例：HS油田長7油藏水平井采用大排量混合水壓裂（40口井，滲透率0.18×10-3μm2），平均單段產(chǎn)量1.1 t；HS油田長6油藏水平井亦采用大排量混合水壓裂（50口井，滲透率0.2×10-3μm2），平均單段產(chǎn)量1.2 t；HQ油田長6油藏水平井采用分段多簇壓裂（150口，滲透率0.41×10-3μm2），平均單段產(chǎn)量0.9 t；ZB油田長8油藏水平井采用分段壓裂（20口井，滲透率0.69×10-3μm2），平均單段產(chǎn)量1.3 t。儲集層滲透率及改造工藝的差異，使得水平井單段產(chǎn)量有所不同，平均單段產(chǎn)量在1.1 t左右，據(jù)此可以根據(jù)水平井改造段數(shù)初步評估水平井產(chǎn)量。

5.2.2 水線推進速度

采用數(shù)值模擬和動態(tài)監(jiān)測相結(jié)合的方法，確定了不同儲集層的水線推進速度（見圖13），其中已動用主要儲集層（滲透率為（0.2～0.5）×10-3μm2）的水線推進速度為0.61～1.13 m/d。在排距一定時，儲集層滲透率越低，見效時間越長。

圖13 不同滲透率儲集層水線推進速度

5.2.3 存地液量與初期穩(wěn)產(chǎn)時間、單井產(chǎn)量關(guān)系

考慮到致密儲集層水線推進速度較慢，初期以準(zhǔn)天然能量開發(fā)（水平井大規(guī)模壓裂存地液量間接起到超前注水作用），因此以長慶油田長6和長7油藏投產(chǎn)滿1年的14口水平井為例進行評價。分析存地液量與初期穩(wěn)產(chǎn)時間、單井產(chǎn)量的關(guān)系，認(rèn)為：初期單井產(chǎn)量越高穩(wěn)產(chǎn)時間越短（見圖14a）；存地液量與穩(wěn)產(chǎn)時間具有正相關(guān)關(guān)系（見圖14b）；初期穩(wěn)產(chǎn)階段為存地液量壓力釋放階段。

圖14 穩(wěn)產(chǎn)時間與平均日產(chǎn)油、存地液量關(guān)系

5.2.4 采油水平井合理初期產(chǎn)量及井底流壓

分析長慶油田前期開發(fā)試驗階段水平井開發(fā)規(guī)律（見圖12）可知：初期穩(wěn)產(chǎn)階段主要受裂縫周圍溶解氣驅(qū)和存地液補充能量的影響，水平井在初期穩(wěn)產(chǎn)階段注水并沒有見效；同時水線推進速度表明，注水見效也需要一定的時間。因此，為解決水平井前期開發(fā)試驗由于初期產(chǎn)量不合理（主要表現(xiàn)為偏高）、脫氣嚴(yán)重而造成產(chǎn)量遞減較大的問題，最大程度地發(fā)揮溶解氣驅(qū)的作用，確定水平采油井合理生產(chǎn)流壓在注水未見效前應(yīng)略大于飽和壓力。

考慮到現(xiàn)有五點井網(wǎng)下主要是側(cè)向驅(qū)替，側(cè)向驅(qū)替的時間等于排距除以水線推進速度，由于水平井采用超前注水開發(fā)，因此注水開發(fā)水平井見效時間應(yīng)為側(cè)向驅(qū)替時間減去超前注水時間。同時基于壓裂液存地液量與水平井初期穩(wěn)產(chǎn)時間的關(guān)系，確定水平井投產(chǎn)初期合理產(chǎn)量計算公式如下：

式中 Q——水平井合理初期產(chǎn)量，m3/d；f——壓裂液存地液量，m3；R——排距，m；Vw——水線推進速度，m/d；ΔV——超前注水量，m3；Iw——單井日注量，m3/d。

一般情況下水平井合理的初期產(chǎn)量不高于依據(jù)單段平均產(chǎn)量計算的水平井產(chǎn)量；借鑒定向井生產(chǎn)流壓的取值經(jīng)驗，注水見效后水平井合理生產(chǎn)流壓保持不低于飽和壓力的2/3，同時結(jié)合水平井動液面、日產(chǎn)氣和生產(chǎn)氣油比等動態(tài)參數(shù)及時調(diào)整。

以投產(chǎn)3年的HQ油田長6油藏BQP13井為例。該井水平段長度439 m，改造段數(shù)6段，排距150 m，超前注水1 300 m3，平均單井日注14 m3，入地液量646.5 m3（早期實施的水平井改造規(guī)模較?。?，返排率40%，水線推進速度1.02 m/d，計算合理初期產(chǎn)量為7.2 t/d。實施的情況為，該井初期產(chǎn)量7.8 t/d（根據(jù)動液面變化適當(dāng)調(diào)整產(chǎn)量），投產(chǎn)19個月動液面保持在650 m以上，折算井底流壓大于飽和壓力（12.08 MPa），單井產(chǎn)量比較穩(wěn)定；投產(chǎn)第38個月產(chǎn)量為6.5 t/d，動液面950 m，折算井底流壓9.7 MPa；投產(chǎn)3年以來，第1年遞減14%，第2年遞減9%，最大程度發(fā)揮了溶解氣驅(qū)的作用，減緩了初期遞減，實現(xiàn)了較長時間的穩(wěn)產(chǎn)。從實施的情況看，應(yīng)用該公式確定的水平井合理初期產(chǎn)量比較可靠。

6 應(yīng)用效果

應(yīng)用與紡錘形布縫五點井網(wǎng)相匹配的水平井注采參數(shù)優(yōu)化研究成果，2013年HQ油田長6油藏投產(chǎn)80口水平井，超前注水量為1 000～1 300 m3，平均日注水量14～18 m3，井口注水壓力14.1 MPa，平均單井日產(chǎn)油6.0 t，達到周圍定向井單井產(chǎn)量的4.3倍，見水井比例由8.8%降到3.0%，水平井平均單井產(chǎn)量年遞減控制在15%之內(nèi)，取得了較好的實施效果。

7 結(jié)論及認(rèn)識

注水補充能量水平井開發(fā)過程存在擬彈性溶解氣驅(qū)和水驅(qū)兩種驅(qū)替機理。補充能量水平井滲流過程分為3個階段：①定向井超前注水，注水井周圍壓力上升階段，壓力傳播速度慢；②水平井大規(guī)模壓裂，水平井周圍壓力迅速上升，并向注水井周圍擴散；③水平井投產(chǎn)后，進入水驅(qū)和擬彈性溶解氣驅(qū)同時存在階段，水平井近井地帶一直處于低壓區(qū)。

在上述基本規(guī)律認(rèn)識的基礎(chǔ)上，形成了注水補充能量水平井開發(fā)注采參數(shù)確定基本原則及計算圖版：①注水井合理工作制度。提出注水井與水平井大規(guī)模體積壓裂相結(jié)合的超前注水能量補充模式，超前注水量包括定向井的超前注水量和水平井壓裂液的存地液量兩部分，建立了不同儲集層定向井超前注水計算理論圖版；注水時機確定在完井之后；建立了不同儲集層注水強度圖版。②采油水平井合理工作制度。提出根據(jù)存地液量與排距、超前注水量、水線推進速度等的關(guān)系確定水平井合理初期產(chǎn)量的方法，一般情況下不能高于依據(jù)單段平均產(chǎn)量計算的水平井產(chǎn)量；注水未見效前合理生產(chǎn)流壓略大于飽和壓力，盡量保證近井地帶不發(fā)生脫氣現(xiàn)象，注水見效后合理生產(chǎn)流壓保持不低于飽和壓力的2/3，同時結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)及時調(diào)整。

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（編輯 郭海莉 繪圖 劉方方）

Optimization of horizontal well injection-production parameters for ultra-low permeable-tight oil production: A case from Changqing Oilfield,Ordos Basin

Zhao Jiyong1,2,Fan Jianming1,2,He Yonghong2,3,Yang Ziqing1,2,Gao Wei2,4,Gao Wubin1,2
(1.Research Institute of Exploration and Development,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710018,China;2.National Engineering Laboratory of Low Permeability Oilfield Exploration and Development,Xi’an 710018,China;3.Reservoir Evaluation Office,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710018,China;4.Oil &Gas Technology Research Institute,PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi’an 710018,China)

There are two kinds of displacement mechanisms and three different seepage stages during horizontal well development process with water injection energy.A reasonable injection-production working system of the basic principles and parameters are determined according to the evaluation results of horizontal well development test on the basis of understanding fundamental rules.(1) Advanced water injection energy supplement mode is proposed with the combination of injection wells and large volume water fracturing of horizontal wells.(2) Theoretical calculation chart of directional well advanced water injection and water injection intensity is established for various reservoirs.(3) The timing of advanced water injection should follow the completion of the horizontal wells.(4) Reasonable initial production of horizontal well is determined by the relationship of remaining fluid volume with row spacing,advanced injection water volume and flood front advancing velocity.(5) Reasonable production flowing pressure is slightly greater than saturation pressure before water injection does not work,when it works,the reasonable production flow pressure maintains no less than two-thirds of saturation pressure,and adjust it timely combining with dynamic production.Based on the research results,the HQ oilfield put 80 horizontal wells into production during 2013,the proportion of water-breakthrough wells reduces from 8.8% to 3.0%,the annual decrease of the average production of single horizontal well is controlled within 15%.

ultra-low permeable-tight oil;horizontal well;volumetric fracturing;remained underground fluid;injection-production parameters optimization;Changqing Oilfiled

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā):超低滲透油藏有效開采技術(shù)”（2011ZX05013-004）

TE349

A

1000-0747(2015)01-0068-08

10.11698/PED.2015.01.08

趙繼勇（1970-），男，甘肅鎮(zhèn)原人，博士，中國石油長慶油田勘探開發(fā)研究院高級工程師，主要從事低滲致密油藏開發(fā)研究及技術(shù)管理工作。地址：陜西省西安市鳳城四路，長慶油田勘探開發(fā)研究院，郵政編碼：710018。E-mail: zjy_cq@petrochina.com.cn

2014-04-10

2014-12-29