超低滲透低壓油藏水平井轉(zhuǎn)變開發(fā)方式試驗(yàn)

安 杰，唐梅榮，曹宗熊，王文雄，陳文斌，吳順林

（中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，西安710021）

0 引言

近年來，以北美頁巖氣為代表的非常規(guī)油氣資源增長迅速，在全球范圍內(nèi)掀起了一場(chǎng)非常規(guī)油氣資源的開發(fā)熱潮，吳奇等［1］，Mayerhofer等［2］在美國頁巖氣儲(chǔ)層特征、壓裂開發(fā)技術(shù)等方面研究較多，目前水平井體積壓裂技術(shù)是實(shí)現(xiàn)致密油氣藏效益開發(fā)的核心技術(shù)［3］。鄂爾多斯盆地致密油資源量規(guī)模大、分布范圍廣，具有廣闊的開發(fā)前景，但其物性差，微裂縫發(fā)育，注水開發(fā)易引起油井爆性水淹，開發(fā)難度大。李憲文等［4］，李忠興等［5］對(duì)北美非常規(guī)油藏、盆地致密油開發(fā)方式及關(guān)鍵技術(shù)開展試驗(yàn)研究，認(rèn)為采用準(zhǔn)自然能量、長水平井、體積壓裂的技術(shù)思路可使盆地致密油得到效益開發(fā)。

鄂爾多斯盆地長X油藏與致密油有所不同，屬于超低滲透油藏，其壓力系數(shù)較低，天然微裂縫發(fā)育程度低，適合于注水補(bǔ)充能量開發(fā)。前期采用超前注水［6］七點(diǎn)井網(wǎng)長水平井開發(fā)，初期單井產(chǎn)能有所提高，但含水率上升快，壓裂時(shí)為了避免人工裂縫與水平井腰部注水井水線的竄通，需要在水平段與水線交叉的位置左右各避開100 m，這樣會(huì)造成約200 m水平段無壓裂改造而浪費(fèi)。同時(shí)由于需要超前注水2～3 mon，油井壓裂投產(chǎn)則需要等待超前注水完成后方可施工，油井等停時(shí)間較長影響了新井貢獻(xiàn)時(shí)率。為解決這些問題，本文借鑒致密油的開發(fā)思路，采用逆勢(shì)思維的方法提出超低滲透油藏轉(zhuǎn)變開發(fā)方式的思路，即“停止超前注水、減少注水井?dāng)?shù)量、減少水平段長度、將密切割壓裂［7-8］和體積壓裂［9］相結(jié)合”，并開展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)研究，以期為超低滲致密油藏高效開發(fā)提供技術(shù)支撐。

1 開發(fā)簡(jiǎn)介

鄂爾多斯盆地長X油藏埋深為2 200～2 520 m，儲(chǔ)層平均厚度為18 m，巖性以中細(xì)砂巖為主，形成于淺水三角洲沉積環(huán)境。儲(chǔ)層孔隙類型以粒間孔為主，其次為溶孔，平均孔隙度為9.6%?？缀斫Y(jié)構(gòu)以微細(xì)喉為主，排驅(qū)壓力高，中值半徑小，分選相對(duì)較好。地層溫度為74.4℃，壓力系數(shù)為0.82，滲透率為0.37 mD，屬于超低滲透Ⅲ類低壓致密儲(chǔ)層。前期以超前注水七點(diǎn)井網(wǎng)水平井開發(fā)為主，水平段平均長度為785 m，一般超前注水2～3 mon可達(dá)到地層能量的120%，壓裂改造10段，初期單井日產(chǎn)油為7.5 t，含水率為38.5%。

2 注水方式優(yōu)化

鄂爾多斯盆地長X低壓致密儲(chǔ)層，天然能量低，原始驅(qū)動(dòng)類型以彈性驅(qū)動(dòng)和溶解氣驅(qū)為主，如果不及時(shí)補(bǔ)充能量，地層壓力會(huì)大幅度下降，油井產(chǎn)量遞減快。根據(jù)該區(qū)塊前期定向井開發(fā)實(shí)踐可以看出：注水開發(fā)較自然能量開發(fā)可以大幅度提高油井單井產(chǎn)量，油井產(chǎn)量遞減明顯減緩，超前注水開發(fā)效果好于同步注水和自然能量開發(fā)（圖1）。

圖1 長X油藏不同開發(fā)方式開發(fā)效果對(duì)比Fig.1 Comparison of development effects of different methods for Chang X reservoir

采用超前注水方式［10］，要達(dá)到超前注水量往往需要2～3 mon，期間完鉆油井處于關(guān)井等停狀態(tài)。壓裂和投產(chǎn)作業(yè)施工需要等到超前注水完成后方可進(jìn)行，導(dǎo)致等停時(shí)間較長和新井當(dāng)年貢獻(xiàn)時(shí)率較低，在原油生產(chǎn)任務(wù)緊張時(shí)這種矛盾更為突出。體積壓裂技術(shù)具有補(bǔ)充地層能量的作用，從相鄰區(qū)塊測(cè)壓試驗(yàn)可以看出：壓裂時(shí)大量的入地液量可以快速補(bǔ)充地層能量，入地液量在0.6萬m3以上時(shí)5 d內(nèi)地層能量提高至16.8 MPa，可以達(dá)到原始地層壓力的120%，達(dá)到了超前注水的效果（圖2）。因此，把注水方式優(yōu)化為同步注水，注水參數(shù)維持原參數(shù)不變，超前注水所補(bǔ)充的地層能量則由大液量的體積壓裂工藝來快速補(bǔ)充。

圖2 長X油藏入地液量與地層能量的關(guān)系Fig.2 Relationship between the amount of liquid entering the ground and the energy of the formation of Chang X reservoir

3 井網(wǎng)優(yōu)化

井網(wǎng)的設(shè)計(jì)既要充分考慮注水井和采油井之間的壓力傳遞關(guān)系，還要考慮最大程度地延緩主應(yīng)力方向的水竄以及水淹時(shí)間，見水后難以治理，同時(shí)還應(yīng)注意注采井位置間的合理匹配關(guān)系，以避免出現(xiàn)死油區(qū)，提高井網(wǎng)儲(chǔ)量控制程度［11］。

選取馬嶺油田木A區(qū)長X油藏作為數(shù)值模擬研究對(duì)象，在精細(xì)地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，根據(jù)木A井區(qū)儲(chǔ)層參數(shù)和前期生產(chǎn)特征，建立數(shù)模模型，分別設(shè)計(jì)直井菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)、水平井五點(diǎn)和七點(diǎn)井網(wǎng)，對(duì)比不同開發(fā)井網(wǎng)的優(yōu)劣。模擬結(jié)果表明：水平井井網(wǎng)較直井井網(wǎng)能明顯提高采出程度，直井井網(wǎng)、水平井五點(diǎn)井網(wǎng)和水平井七點(diǎn)井網(wǎng)的最終采出程度分別為21.1%，25.4%和26.5%（圖3）。

圖3 長X油藏不同井網(wǎng)含水率與采出程度的關(guān)系Fig.3 Relationship between water content and production degree of different well types of Chang X reservoir

水平井七點(diǎn)井網(wǎng)與五點(diǎn)井網(wǎng)的最終采出程度雖然相差不大，但相同采出程度下七點(diǎn)井網(wǎng)的含水率較高，油井見水速度較快。在壓裂改造時(shí)，為了避免水平井腰部注水井水線與人工裂縫溝通，七點(diǎn)井網(wǎng)會(huì)在水平段腰部水線兩邊各避開100 m左右不進(jìn)行壓裂改造，這樣會(huì)浪費(fèi)約200 m水平段，而五點(diǎn)井網(wǎng)每口水平井對(duì)應(yīng)4口注水井，較七點(diǎn)井網(wǎng)少鉆2口注水井，這樣，既沒有浪費(fèi)水平段長度，又節(jié)約了開發(fā)成本，綜合考慮井網(wǎng)后優(yōu)化調(diào)整為五點(diǎn)井網(wǎng)。

4 水平段長度優(yōu)化

水平段長度直接影響著油井的單井產(chǎn)能，合適的水平段長度能形成有效的驅(qū)替系統(tǒng)［12］，進(jìn)而最大限度地提高單井產(chǎn)能，從而獲得較高的最終采收率。合理水平段長度受井網(wǎng)形式和注采驅(qū)替半徑控制，同時(shí)也需綜合考慮工藝、投資、效益等影響因素。

數(shù)值模擬及礦場(chǎng)實(shí)踐表明：水平段越長，單井日產(chǎn)油量越高、增產(chǎn)倍數(shù)也越高，但對(duì)于油藏最終采收率及經(jīng)濟(jì)效益而言，并不是水平段長度越長越好，水平段長度存在一個(gè)合理的范圍。在裂縫密度、注水井和油井工作制度相同的情況下利用油藏?cái)?shù)值模擬軟件對(duì)比不同開發(fā)階段水平段長度與單井產(chǎn)能、采出程度的關(guān)系，結(jié)果表明：五點(diǎn)井網(wǎng)情況下，水平段越長單井產(chǎn)能越高，但水平段超過400 m以后，隨著水平段長度增加單井產(chǎn)能增長緩慢（圖4）；隨著水平段長度增加，不同年限的階段采出程度降低，超過400 m以后，采出程度下降速度加快（圖5）。因此，該區(qū)塊水平段長度控制在400 m左右單井產(chǎn)量和采出程度均最高。

圖4 長X油藏不同開發(fā)階段單井產(chǎn)能與水平段長度的關(guān)系Fig.4 Relationship between single well productivity and horizontal section length in different development stages of Chang X reservoir

圖5 長X油藏不同開發(fā)階段采出程度與水平段長度的關(guān)系Fig.5 Relationship between production degree and horizontal section length in different development stages of Chang X reservoir

從滲流特征方面分析認(rèn)為，水平井井網(wǎng)注水補(bǔ)充能量開發(fā)過程存在水驅(qū)和擬彈性溶解氣驅(qū)2種驅(qū)替機(jī)理，在長X超低滲透低壓油藏中主要依靠注水驅(qū)替，控制面積比例越高，水驅(qū)見效特征越明顯，初期產(chǎn)能貢獻(xiàn)率越高，因此，提高水驅(qū)控制面積比例是注水開發(fā)的核心。通過對(duì)比五點(diǎn)井網(wǎng)中不同水平段長度下，注水水驅(qū)控制面積比例，從表1可以看出，在水平段長度從200 m增加到800 m，注水水驅(qū)控制面積比例由42%降低到20%，初期產(chǎn)能增幅減??；水平段長度超過400 m時(shí)，水驅(qū)控制面積比例下降幅度增大，水平段長度在200 m和400 m時(shí)，水驅(qū)控制面積比例相差不大，但水平段長度在400 m時(shí)，初期產(chǎn)能較高。

表1 長X油藏不同水平段長度水驅(qū)控制面積比例和初期產(chǎn)能數(shù)據(jù)Table 1 Relationship between water flood control area ratio and initial capacity of different horizontal section length of Chang X reservoir

依據(jù)單井綜合成本、開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)等參數(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的結(jié)果表明：水平段長度為400 m時(shí)，內(nèi)部收益率最高，投資回收期最短，經(jīng)濟(jì)效益最好（表2）。結(jié)合不同水平段長度對(duì)單井初期產(chǎn)能、采出程度、水驅(qū)控制產(chǎn)能貢獻(xiàn)率和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果，優(yōu)化水平段長度為400 m左右，是前期水平段長度的一半。

表2 長X油藏五點(diǎn)井網(wǎng)水平段長度與經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)系Table 2 Relationship between horizontal section length and economic benefit in five-spot well network of Chang X reservoir

5 密切割體積壓裂

5.1 壓裂改造思路

停止超前注水提高了油井當(dāng)年貢獻(xiàn)時(shí)率，減少了注水井?dāng)?shù)量，節(jié)約了鉆井成本。井網(wǎng)調(diào)整避免了水平段長的浪費(fèi)，同時(shí)也帶來了一些問題：如何超前或快速補(bǔ)充地層能量？在縮小了水平段長度的同時(shí)如何保證單井產(chǎn)能？這些問題能不能從壓裂增產(chǎn)增能角度得到解決？這給壓裂改造施工帶來了挑戰(zhàn)！顯然，常規(guī)壓裂改造方式已不再適用，從而倒逼壓裂開發(fā)方式的轉(zhuǎn)變。

統(tǒng)計(jì)分析馬嶺X油田前期的156口水平井?dāng)?shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)：水平段長度和壓裂段數(shù)乘積與產(chǎn)量存在一定的正相關(guān)性關(guān)系，即隨著水平段長度與壓裂段數(shù)乘積的增加，水平井的產(chǎn)量逐漸上升。因此，在水平段長度縮短的情況下，增加改造段數(shù)，同樣可以提高單井產(chǎn)量。

北美非常規(guī)油氣藏的成功開發(fā)［13］和國內(nèi)致密油單井產(chǎn)量的突破得益于水平井高密度體積壓裂技術(shù)，其主要做法是利用體積壓裂改造技術(shù)“打碎”儲(chǔ)層，形成網(wǎng)絡(luò)裂縫實(shí)現(xiàn)“人造”滲透率。通過密切割布縫縮小裂縫間距，貫穿復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，可以使油氣從基質(zhì)向裂縫中的滲流距離最短，從而提高單井產(chǎn)量和采收率［14］。增加改造段數(shù)使縫間距縮小，從而增加縫間干擾，從而導(dǎo)致人工裂縫改造不充分，這也是常規(guī)壓裂改造思路擔(dān)心的問題。采用逆向思維方法，充分利用縫間應(yīng)力干擾［15］這一特征，即布縫越密應(yīng)力干擾越強(qiáng)，形成的裂縫網(wǎng)絡(luò)形態(tài)越復(fù)雜，裂縫壁面與儲(chǔ)層基質(zhì)的接觸面積越大，從而增大泄油面積以提高產(chǎn)量［16-17］。對(duì)縮小裂縫間距和裂縫擴(kuò)展形態(tài)的模擬結(jié)果表明：縫間距15 m比縫間距30 m的裂縫擴(kuò)展形態(tài)更為復(fù)雜，泄油面積更大（圖6—7）。

圖6 長X油藏縫間距30 m多簇裂縫擴(kuò)展形態(tài)模擬Fig.6 Simulation of multi-cluster fracture propagation morphology with 30 m spacing of Chang X reservoir

圖7 長X油藏縫間距15 m多簇裂縫擴(kuò)展形態(tài)模擬Fig.7 Simulation of multi-cluster fracture propagation morphology with 15 m spacing of Chang X reservoir

通過對(duì)致密油進(jìn)行的常規(guī)型、密集布縫型和增大改造體積型等3種不同壓裂改造方式與累計(jì)產(chǎn)量的試驗(yàn)對(duì)比，發(fā)現(xiàn)密集布縫型壓裂縫控制儲(chǔ)量程度高，開發(fā)初期產(chǎn)量較其他2種壓裂改造方式均高；增大改造體積型壓裂方式的最終累產(chǎn)超過常規(guī)型和密集布縫型改造；常規(guī)型壓裂改造井累產(chǎn)和初期產(chǎn)量均最低。

綜上所述，超低滲透低壓油藏將密集布縫型壓裂縫控儲(chǔ)量的最大化優(yōu)勢(shì)和體積壓裂增能、增加裂縫體積改造（SRV）等提高累計(jì)產(chǎn)量的優(yōu)勢(shì)相結(jié)合［18-19］，形成密切割體積壓裂改造思路。

5.2 布縫間距優(yōu)化

通過調(diào)研國內(nèi)外密集布縫經(jīng)驗(yàn)，北美Purple Hayes 1H井縫間距縮小至9 m，新疆油田瑪湖區(qū)塊先導(dǎo)試驗(yàn)縫間距由50～70 m降至15～30 m，吐哈油田三塘湖馬朗區(qū)塊先導(dǎo)試驗(yàn)縫間距由25～30 m降至15～20 m。在長X油藏中，統(tǒng)計(jì)42口水平井，分析對(duì)比不同縫間距與累計(jì)產(chǎn)量的關(guān)系（圖8），隨著裂縫間距的縮小，油井累計(jì)產(chǎn)量整體上逐漸增大，裂縫間距在20～30 m時(shí)平均累產(chǎn)最高。為方便施工管柱的調(diào)整，段間距以單根油管長度約10 m為調(diào)整幅度，因此，優(yōu)化壓裂布縫間距由前期的70 m縮短至20～30 m。

圖8 長X油藏不同裂縫間距與累計(jì)產(chǎn)量的關(guān)系Fig.8 Relationship between different fracture spacing and cumulative production of Chang X reservoir

5.3 裂縫縫長優(yōu)化

利用油藏和壓裂模擬軟件，模擬400 m井距下不同支撐裂縫半長與100 m水平段累計(jì)產(chǎn)量的關(guān)系，裂縫越長產(chǎn)量越高，因此以裂縫全面覆蓋完全改造為目標(biāo)，水平段中部優(yōu)化支撐裂縫半長為200 m，根部和趾部靠近注水井需控制縫長，優(yōu)化支撐裂縫半長為150 m。

5.4 施工參數(shù)優(yōu)化

壓裂過程中入地液量造縫和替代超前注水增加地層能量作用明顯。井下微地震監(jiān)測(cè)表明入地液量與裂縫帶長存在一定的相關(guān)性（圖9），入地液量在400～700 m3時(shí)裂縫帶長為200～400 m。礦場(chǎng)測(cè)壓實(shí)踐證明入地液量大可以快速補(bǔ)充地層能量，綜合考慮體積壓裂造縫和補(bǔ)充地層能量的需求，單段液量優(yōu)化為700 m3。

長X油藏砂體厚度大，儲(chǔ)隔層應(yīng)力差為5～7 MPa，縱向遮擋條件好，有利于壓裂大排量施工，通過壓裂軟件模擬，排量超過6 m3/min以后，縫高失控風(fēng)險(xiǎn)增大；排量4～6 m3/min時(shí)裂縫在砂層內(nèi)有效延伸；排量小于4 m3/min時(shí)提供的凈壓力太小，不利于復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)裂縫的形成。該區(qū)閉合應(yīng)力為30 MPa，在2.5 kg/m2鋪置濃度下，石英砂與陶粒導(dǎo)流能力的差別較小，優(yōu)選石英砂替代陶粒可大幅度降低支撐劑成本，平均砂比為15%～25%，滿足支撐裂縫的導(dǎo)流能力需求，單段支撐劑用量為60～100 m3。優(yōu)化后加強(qiáng)了整體壓裂加砂強(qiáng)度、進(jìn)液強(qiáng)度、排量等參數(shù)。

圖9 長X油藏微地震監(jiān)測(cè)裂縫帶長與入地液量的關(guān)系Fig.9 Relationship between fracture length and the amount of liquid entering ground by microseismic monitoring of Chang X reservoir

5.5 壓裂工藝和液體優(yōu)選

短水平井考慮工藝簡(jiǎn)單、高效、穩(wěn)定、滿足體積壓裂等因素，優(yōu)選技術(shù)成熟度較高的水力噴射分段壓裂工具［20］，單趟作業(yè)能力達(dá)12段，預(yù)計(jì)一趟鉆完所有水平段作業(yè)，可提高施工效率。采用單噴射器射孔，點(diǎn)源起裂，避免多簇裂縫進(jìn)液不均影響裂縫擴(kuò)展的問題。環(huán)空加砂減少油管加砂對(duì)噴嘴的損傷程度，可以提高管柱施工能力和作業(yè)排量。

針對(duì)大液量、大排量體積壓裂施工壓力高的特點(diǎn)，優(yōu)選EM系列滑溜水壓裂液，降阻率達(dá)60%以上，其返排回收液經(jīng)過簡(jiǎn)單的沉淀過濾即可重復(fù)利用，綜合利用率達(dá)100%，實(shí)現(xiàn)了綠色壓裂。

6 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

2018年在馬嶺油田長X油藏開展5口水平井轉(zhuǎn)變開發(fā)方式對(duì)比試驗(yàn)，試驗(yàn)參數(shù)見表3—4，試驗(yàn)井水平段長度平均為384 m，較前期減少一半多，壓裂段數(shù)由前期的平均10段增加至13段，裂縫密度由1.3條/100 m提高到3.4條/100 m，平均入地液量為7 604 m3，砂量為 1 212 m3；排量為 6.0 m3/min，壓裂改造的強(qiáng)度得到全面提升。加砂強(qiáng)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，進(jìn)液強(qiáng)度由6.9 m3/m增加至16.8 m3/m，初期每100 m水平段日產(chǎn)油為1.68 t，較前期增加了88.7%。投產(chǎn)半年后含水率為21.9%，含水率快速上升得到控制。壓裂后地層壓力保持在壓裂前的120%水平，快速補(bǔ)充地層能量效果較好，達(dá)到超前注水補(bǔ)充地層能量的效果。油井直接投產(chǎn)不用因超前注水而等停，新井貢獻(xiàn)時(shí)率提高了30%，減少了注水井?dāng)?shù)量和水平段長度，綜合節(jié)約成本20%，壓裂液全部回收利用，減少了環(huán)保壓力，總體上試驗(yàn)取得了較好的效果。

表3 長X油藏轉(zhuǎn)變開發(fā)方式試驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 3 Test data of transformation development model of Chang X reservoir

表4 長X油藏水平井壓裂施工參數(shù)Table 4 Fracturing construction parameters of horizontal well of Chang X reservoir

7 結(jié)論

（1）轉(zhuǎn)變超低滲透油藏傳統(tǒng)的開發(fā)思路，將非常規(guī)油氣與超低滲透油藏開發(fā)技術(shù)相結(jié)合，通過優(yōu)化井網(wǎng)和注水方式、水平段長度，以增能、增加改造體積、提高縫控產(chǎn)量為目的，將致密油高密度體積壓裂技術(shù)率先引進(jìn)到低滲透油藏儲(chǔ)層改造中，在馬嶺油田長X油藏壓裂改造中取得了較好的開發(fā)效果。

（2）密集布縫壓裂增加了改造段數(shù)和縫控儲(chǔ)量，縮短了油氣從基質(zhì)向裂縫中的滲流距離；體積壓裂增加地層能量、提高改造體積優(yōu)勢(shì)明顯，兩者相結(jié)合可以彌補(bǔ)因超前注水補(bǔ)充的能量和水平段長度減少而造成產(chǎn)量下降的影響。

（3）針對(duì)長X油藏的試驗(yàn)形成了五點(diǎn)法短水平井密切割體積壓裂技術(shù)模式，在沒有超前注水、注水井井?dāng)?shù)減少和水平段長度縮短的情況下，地層能量得到了快速補(bǔ)充，含水率快速上升得到控制，油井投產(chǎn)的等停時(shí)間減少了30%，每100 m水平段產(chǎn)能較前期增加了88.7%，節(jié)約鉆井成本20%，試驗(yàn)的工藝措施可進(jìn)一步推廣。