低滲透油藏轉(zhuǎn)變注水開發(fā)方式研究
——以大港油田孔南GD6X1區(qū)塊為例

吳忠寶，李 莉，張家良，閻逸群，王俊文，張 原

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油大港油田公司勘探開發(fā)研究院，天津 300270）

中國石油經(jīng)過幾十年勘探開發(fā)，以低滲透、低豐度為主的低品位油藏比例越來越高，資源劣質(zhì)化趨勢明顯［1］，投資成本居高不下，有效開發(fā)難度加大。美國致密油藏依靠體積壓裂技術(shù)進步產(chǎn)量大幅攀升，中國將該技術(shù)應(yīng)用于致密油和低滲透油藏開發(fā)，提高單井初期產(chǎn)能初見成效，但美國致密油以海相沉積為主，而中國低滲透油藏和致密油以陸相沉積為主，存在砂體規(guī)模小、地層壓力系數(shù)低及原油黏度高等特點，因此體積壓裂后油井產(chǎn)油量遞減快，累積產(chǎn)油量和采出程度低，經(jīng)濟效益差［2-4］，體積壓裂后衰竭開采的開發(fā)方式并不適用于中國低滲透油藏的開發(fā)。由此，需要確立新的開發(fā)思路，找到效益開發(fā)的技術(shù)路線。為此，筆者擺脫傳統(tǒng)注水開發(fā)的固有模式，新開發(fā)模式提出了轉(zhuǎn)變注水開發(fā)方式的新思路，建立全新的“體積改造+有效驅(qū)替+滲吸采油”開發(fā)模式，不僅可以較大幅度地提高單井產(chǎn)油量，同時可持續(xù)補充地層能量，達到增加累積產(chǎn)油量、提高油藏采收率的目的。

1 基本思路

1.1 由孔隙驅(qū)替向縫網(wǎng)驅(qū)替轉(zhuǎn)變

常規(guī)低滲透油藏的儲集空間以孔隙為主，注采井間的流線以徑向流為主，根據(jù)達西定律，井間驅(qū)動壓差主要消耗在井筒附近，有效驅(qū)動壓差小，同時由于低滲透油藏儲層物性差、滲流阻力高，因此常規(guī)開發(fā)技術(shù)難以建立有效的注采驅(qū)替系統(tǒng)。油田現(xiàn)場為了注進水、注夠水，多采用高壓注水的方式補充地層能量，但仍然難以見效，而轉(zhuǎn)變開發(fā)方式，采用體積壓裂技術(shù)在井筒附近產(chǎn)生具有一定帶寬的縫網(wǎng)，將井筒附近的孔隙型油藏改造成雙重介質(zhì)油藏，一方面可大幅降低井筒附近油藏的滲流阻力和驅(qū)動壓差消耗，大幅提高井間有效驅(qū)動壓差；另一方面將井與井之間的驅(qū)動轉(zhuǎn)化為縫網(wǎng)之間的驅(qū)動，將注采井間的徑向流轉(zhuǎn)換為縫網(wǎng)之間的線性流，大幅降低驅(qū)動距離與驅(qū)動壓差。假設(shè)體積壓裂前注采井距為Dj，排距為Dh，體積壓裂后產(chǎn)生帶寬為Wj的縫網(wǎng)，縫網(wǎng)間驅(qū)替距離為Dh-Wj，而且Dh-Wj遠小于Dj，注采驅(qū)動壓差大幅度降低，從而實現(xiàn)了由注水建立孔隙驅(qū)替向縫網(wǎng)有效驅(qū)替的轉(zhuǎn)變（圖1）。如海塔盆地B28井區(qū)，該區(qū)儲層水敏性強，平均滲透率僅為0.5 mD，注水困難；采油井B28-X62-58 由初期單井日產(chǎn)油量8 t/d降至0.4 t/d，體積壓裂后，對應(yīng)的注水井注入壓力大幅下降，注水量快速上升，單井日產(chǎn)油量由0.4 t/d 增至最高10.3 t/d，后期穩(wěn)產(chǎn)在4.5～5.0 t/d。

圖1 體積壓裂前后驅(qū)替方式轉(zhuǎn)換示意Fig.1 Schematic diagram of displacement mode transformation before and after volume fracturing

1.2 由連續(xù)注水向滲吸采油方式轉(zhuǎn)變

油藏體積改造后，連續(xù)注水會加劇油井快速水淹，大幅縮短油藏生命周期。而采用注水吞吐、異步注采和油水井互換等滲吸采油開發(fā)方式，可有效降水增油，擴大波及體積，提高油藏采收率。

注水吞吐 注水吞吐是指同一口采油井先注入水，然后再返排的過程。常規(guī)壓裂油藏的注水吞吐主要是采用慢速滲吸機理［5-7］，油藏體積改造后，在井筒周圍形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，滲吸采油作用由常規(guī)壓裂油藏中的輔助作用上升為主導(dǎo)作用［8-12］，同時由于體積壓裂大幅降低了滲流阻力，注水量加大，注水后地層壓力會高于正常壓力水平，采油井回采時裂縫與基質(zhì)間將產(chǎn)生較高的驅(qū)動壓差，基質(zhì)中流體將在驅(qū)替作用下進入裂縫并通過井筒采出，由于在回采過程中驅(qū)替壓差會隨地層壓力降低而逐步減小，因此除滲吸采油作用外，注水吞吐還包括裂縫與基質(zhì)間壓差持續(xù)變化的不穩(wěn)定驅(qū)替作用［13］。注水吞吐一般適用于小斷塊、砂體分布零散，難以組成經(jīng)濟注采井網(wǎng)的低滲透油藏。

異步注采 異步注采是指一種注采不同步的滲吸采油開發(fā)方式，即注水井注入時采油井停產(chǎn)，采油井開采時注水井停注。通過注采不同步的開發(fā)方式，即能通過注水補充地層能量，實現(xiàn)注采井間的有效驅(qū)替，又能充分發(fā)揮井筒附近裂縫網(wǎng)絡(luò)的滲吸采油作用降水增產(chǎn)［14-15］。異步注采適用于砂體連續(xù)性好，可形成注采井網(wǎng)的低滲透油藏。

油水井互換 油水井互換是指在油田開發(fā)過程中，油水井功能互換，即采油井調(diào)整為注水井，注水井調(diào)整為采油井的開發(fā)方式［16］。油水井互換是利用注入水與原油在地層中的交換作用采出原油，即滲吸采油，同時注入水起到補充地層能量的作用，為原油的采出提供必要的生產(chǎn)壓差。除了滲吸采油作用外，油水井互換還可以起到改變油藏中流體流線方向、增加水驅(qū)波及體積的作用。

1.3 由縮小井距提高動用儲量向體積改造提高縫控儲量轉(zhuǎn)變

低滲透油藏由于儲層物性差，基礎(chǔ)井網(wǎng)難以建立注采驅(qū)替系統(tǒng)，油藏縱向和平面水驅(qū)動用程度均較低，要進一步提高油藏水驅(qū)動用程度，往往采用井網(wǎng)加密調(diào)整進而縮小注采井距的開發(fā)技術(shù)，但會造成單井控制儲量大幅降低，經(jīng)濟效益變差，而引入體積改造技術(shù)，壓碎地層產(chǎn)生縫網(wǎng)可大幅度降低滲流阻力，在縫網(wǎng)控制范圍內(nèi)的油藏均能得到有效動用［17-20］。體積壓裂規(guī)模越大，產(chǎn)生的縫網(wǎng)覆蓋的儲量越多，油藏動用程度和階段采出程度越高。如大慶油區(qū)垣平1 井，水平井井段長度為2 660 m，鉆遇砂巖總長度為1 484.4 m，體積壓裂12 段，每段2簇，縫長為300 m，計算單井縫控地質(zhì)儲量為38×104t，初期日產(chǎn)油量為42 t/d，預(yù)測開采10 a 累積產(chǎn)油量可達2.6×104t。

2 低滲透油藏注水開發(fā)新模式

改變低滲透油藏常規(guī)注水開發(fā)模式，將體積壓裂和注水吞吐、異步注采、油水井互換等多種滲吸采油開發(fā)方式及重復(fù)壓裂組合應(yīng)用，最大可能地提高單井產(chǎn)油量，快速提高階段累積產(chǎn)油量，盡快收回投資，以實現(xiàn)低滲透油藏規(guī)模效益開發(fā)的目的。

整體體積壓裂 不分油水井，均實施體積壓裂，悶井滲吸后進行衰竭開采，直至地層壓力下降為合理水平后關(guān)井停產(chǎn)。新開發(fā)模式與傳統(tǒng)開發(fā)模式的區(qū)別在于，不以建立有效驅(qū)替為唯一目的，因此開發(fā)井網(wǎng)中的油水井并不固定，隨著開采階段的變化注水井別會發(fā)生相應(yīng)的轉(zhuǎn)變，初期為獲得較高的階段累積產(chǎn)油量，所有井均設(shè)為采油井，體積壓裂后利用天然能量及壓裂液補充能量衰竭開發(fā)，當(dāng)?shù)貙訅毫λ浇抵猎嫉貙訅毫Φ?0%～80%時，為避免壓裂縫閉合，此時關(guān)井停產(chǎn)。

注水補充能量 注水井開始注水，建立有效驅(qū)替體系，此時采油井悶井滲吸，并恢復(fù)地層能量。地層壓力下降后，選擇設(shè)計井網(wǎng)中的注水井開始快速注水，盡快補充地層能量，由于體積壓裂大幅降低了井筒附近滲流阻力，因此較易建立注采有效驅(qū)替系統(tǒng)，同時由于壓裂縫存在，采油井如果開井極易水淹，所以此時采油井宜關(guān)井滲吸并恢復(fù)地層能量。

整體滲吸采油 注水井停注，悶井滲吸后，油水井均開井采油，整體滲吸采油，其中采油井異步采油，注水井吞吐滲吸。當(dāng)注水地層能量恢復(fù)到高于原始地層壓力后，注水井逐步停注，為了提高階段產(chǎn)油量，注水井在悶井滲吸后與采油井一起開井采油，對于注水井而言，滲吸采油方式為吞吐滲吸，而對采油井來說，由于采油井開采時不注水，注水時采油井不開采，因此采油井滲吸采油方式為異步注采。

周期補能滲吸 當(dāng)?shù)貙訅毫M一步降低到原始地層壓力的70%～80%后，所有油水井均停產(chǎn)，注水井開始注水補充能量，重復(fù)以上3個步驟，周期性滲吸采油，一般約2～3個周期。由于油藏含油飽和度不斷降低，含水率逐步升高，且壓裂縫不斷閉合，單井高峰產(chǎn)油量會逐步降低，開發(fā)效果變差，一般情況下，滲吸采油2～3 個周期效果較好。此時完成第1輪次體積壓裂，如要進一步改善開發(fā)效果，則需要進行重復(fù)體積壓裂。

重復(fù)壓裂油水井互換 所有油水井重復(fù)體積壓裂，初期仍衰竭開采，且油水井互換。現(xiàn)場開發(fā)實踐表明，體積壓裂與常規(guī)壓裂一樣均存在一定的有效期，在注水吞吐周期性升壓和降壓過程中，裂縫網(wǎng)絡(luò)將逐漸閉合，因此需要重復(fù)體積壓裂來形成持續(xù)有效的裂縫網(wǎng)絡(luò)，同時重復(fù)體積壓裂還可產(chǎn)生新的裂縫，不斷提高油藏動用程度。因此，再一次對所有油水井進行重復(fù)體積壓裂，然后悶井滲吸后衰竭開采，地層壓力下降后，注水井開始注水補充能量，為了進一步改善開發(fā)效果，此時油水井互換，改變液流方向。

第2 輪次補能滲吸 重復(fù)注水補充能量、整體滲吸采油和周期補能滲吸的步驟。圖2表示一個完整的2 輪次體積改造（每輪次包括3 周期吞吐滲吸和異步注采）、1 次油水井互換的開發(fā)過程，通常情況下，重復(fù)體積壓裂開發(fā)效果和有效期均低于上一次壓裂，因此實際開發(fā)中可根據(jù)具體經(jīng)濟效益情況決定體積壓裂的輪次。

圖2 低滲透油藏新開發(fā)模式示意Fig.2 Schematic diagram of new development mode for low permeability reservoirs

新開發(fā)模式闡述了轉(zhuǎn)變開發(fā)方式的基本思路和開發(fā)步驟，但現(xiàn)場開發(fā)實踐與理論難免會存在一定差異，具體到單井時會存在壓裂及投產(chǎn)先后不一致、各井地層壓力水平存在差異等問題，注水井注水補充地層能量也會存在先后次序，因此實際油藏開發(fā)時，很難嚴格按照新開發(fā)模式的步驟操作，而應(yīng)根據(jù)開發(fā)模式基本原理進行具體實施。

3 礦場應(yīng)用效果

大港油田孔南GD6X1 區(qū)塊構(gòu)造上為一南北受斷層夾持的西高東低的狹長斷塊，孔一段棗V 油組為孔南地區(qū)特低滲透主力層系，埋深為3 740～4 000 m，平均有效滲透率為3.9 mD，油層有效厚度為26.5 m，地層原油黏度為2.3 mPa·s，儲層屬弱親水性，油藏含油飽和度高達60%～65%，具備滲吸采油基礎(chǔ)。

該區(qū)為沖積扇扇緣沉積亞相，基礎(chǔ)井網(wǎng)為300 m×150 m的菱形反九點井網(wǎng)，儲層砂體連通率低，僅為58.9%，雙向連通率小于30%，因此常規(guī)壓裂注水開發(fā)油井受效程度低，產(chǎn)量遞減快。2015 年7 月投產(chǎn)，初期平均單井日產(chǎn)油量為9.6 t/d，含水率為19.6%；2017 年8 月平均單井日產(chǎn)油量僅為1.7 t/d，含水率無明顯變化，年遞減率高達65%，預(yù)測最終水驅(qū)采收率僅為12%，可見傳統(tǒng)水驅(qū)開發(fā)模式已無法適應(yīng)該類油藏的有效開發(fā)。

3.1 新開發(fā)模式應(yīng)用

由于大港油田孔南GD6X1 區(qū)塊常規(guī)壓裂注水開發(fā)效果差，經(jīng)濟效益低，需要轉(zhuǎn)變開發(fā)思路，礦場采用“體積改造+有效驅(qū)替+滲吸采油”新開發(fā)模式開展先導(dǎo)試驗，設(shè)計井排方向與儲層主應(yīng)力方向一致，為北偏東50°，利用現(xiàn)有井網(wǎng)中的10 口老井，并根據(jù)儲層發(fā)育狀況部署擴邊井10 口，形成10 注10采的300 m×150 m 的五點井網(wǎng)（圖3）。首先采用體積壓裂技術(shù)，提高油藏縱向動用程度，建立平面有效驅(qū)替，并充分利用滲吸采油作用控水增油，后期適時重復(fù)體積壓裂，重塑縫網(wǎng)，進一步提高油藏動用程度（圖4）。

圖3 大港油田孔南GD6X1區(qū)塊井網(wǎng)設(shè)計Fig.3 Well pattern design of GD6X1 Block of Kongnan in Dagang Oilfield

第1 輪次體積壓裂和滲吸采油 第1 輪次體積壓裂和滲吸采油的主要步驟為：①不分油水井，均大液量大排量體積壓裂，悶井滲吸2～3 個月，衰竭開采1.5～2 a，平均單井日產(chǎn)油量為8.0 t/d以上穩(wěn)產(chǎn)6 個月，之后進入遞減，至地層壓力水平為70%以上，所有油水井均關(guān)井停產(chǎn)。②注水井開始注水，注水約2 個月，平均日注水量為110 t/d，至地層壓力水平恢復(fù)至原始地層壓力的100%～150%，停注。③注水井悶井滲吸約1 個月后，油水井共同開井采油約9個月，采油井異步注采、注水井吞吐滲吸。④重復(fù)步驟②—③，滲吸采油3個周期，且每個周期單井平均日產(chǎn)油量均低于上一周期。⑤5 a 后重復(fù)體積壓裂，進入第2輪次體積壓裂。

第2 輪次體積壓裂和滲吸采油 第2 輪次體積壓裂和滲吸采油的主要步驟包括：①所有油水井均重復(fù)體積壓裂，悶井滲吸2～3 個月，衰竭開采1.5～2 a，平均單井日產(chǎn)油量為7.0 t/d以上穩(wěn)產(chǎn)6個月，之后進入遞減，至地層壓力水平70%以上，所有油水井均停產(chǎn)。②油水井互換，反向驅(qū)替，注水井（第1輪次中為采油井）開始注水，注水約2 個月，平均日注水量為105 t/d，至地層壓力水平恢復(fù)至100%～150%，停注。③注水井悶井滲吸約1 個月，之后油水井共同采油約9個月，采油井異步注采、注水井吞吐滲吸共3個周期。④重復(fù)步驟②—③，滲吸采油3個周期。

圖4 采油井和注水井10 a 2輪次體積壓裂和滲吸采油生產(chǎn)曲線預(yù)測Fig.4 Prediction curves of producer and injector with volume fracturing and imbibition oil recovery for two rounds in 10 years

該區(qū)塊10 a 開展2 輪次體積壓裂，后期若重復(fù)體積壓裂開發(fā)效果將逐步變差，因此需要根據(jù)經(jīng)濟效益情況決定是否開展第3輪次體積壓裂。

3.2 有效驅(qū)替與滲吸采油作用分析

采用通用商業(yè)數(shù)值模擬軟件Eclipse 分析新開發(fā)模式下有效驅(qū)替與滲吸采油在油藏開發(fā)中所起的作用。根據(jù)滲吸采油作用由油水毛細管力驅(qū)動的機理，體積壓裂后油藏滲吸采油速度可用滲流理論公式表示：

新開發(fā)模式下油藏包括有效驅(qū)替和滲吸采油2種作用。由（1）式可知，當(dāng)考慮油水毛細管力為0時，則滲吸采油速度為0，油藏中的滲吸作用即可忽略，此時數(shù)值模擬計算累積產(chǎn)油量均為驅(qū)替作用所產(chǎn)生；而當(dāng)考慮毛細管力時，數(shù)值模擬計算累積產(chǎn)油量則為有效驅(qū)替和滲吸采油共同作用的結(jié)果，由此即可分別計算得到有效驅(qū)替和滲吸采油作用所占比例。

由新開發(fā)模式下第1輪次體積壓裂后衰竭開采及3 周期吞吐滲吸和異步注采中，數(shù)值模擬計算有效驅(qū)替與滲吸采油作用采出程度及占比（表1）可以看出，新開發(fā)模式充分發(fā)揮了有效驅(qū)替與滲吸采油的共同作用，隨著油藏采出程度的增加，有效驅(qū)替作用占比逐漸減弱，而滲吸采油作用占比不斷增強，從衰竭開采至第3周期吞吐滲吸和異步注采，有效驅(qū)替作用占比從51.3%降至38.5%，而滲吸采油作用占比從48.7%增至61.5%，其原因為大孔隙中的原油主要由有效驅(qū)替作用初期采出，而后期小孔隙中的原油主要通過滲吸采油作用后期逐步采出。通過新開發(fā)模式有效驅(qū)替與滲吸采油共同作用，研究區(qū)最高采油速度由1.0%提高到1.5%，10 a評價期末開展了2 輪次的體積壓裂和滲吸采油，平均單井增油量為4 665 t，采出程度由5.8%提高到11.8%，提高了6.0%（圖5）。預(yù)測最終采收率可提高10.2%。

表1 新開發(fā)模式下不同開采機理的采出程度對比Table1 Comparison of recoveries of different recovery mechanisms under new development mode %

圖5 不同開發(fā)方式采出程度對比Fig.5 Comparison of recoveries of different development modes

3.3 應(yīng)用效果

大港油田孔南GD6X1 區(qū)塊于2017 年8 月底對10 口老井分批進行體積壓裂，按方案設(shè)計要求悶井滲吸2～3個月后分批投產(chǎn)，平均單井日產(chǎn)油量由體積壓裂前的1.5 t/d 提高到8.5 t/d，完全達到并超過方案設(shè)計要求。其中注采井網(wǎng)中的2口注水井在體積壓裂后下泵轉(zhuǎn)采，初期產(chǎn)油量均達到10 t/d 以上，充分體現(xiàn)了油水井互換的滲吸采油作用。部分井由于儲層有效厚度小，同時體積壓裂時注入地層中液體較少，地層壓力下降快，目前已經(jīng)從衰竭開采階段逐步進入注水滲吸采油開發(fā)階段，其中該區(qū)塊D43-68井最高日注水量達110 t/d，遠高于壓裂前該油藏注水強度，對應(yīng)采油井在注水1 個月后有受效特征，表明注采井間建立了有效驅(qū)替系統(tǒng)。

4 結(jié)論

低滲透油藏由于儲層物性差，常規(guī)壓裂注水開發(fā)低產(chǎn)低液、經(jīng)濟效益差，傳統(tǒng)注水開發(fā)模式已無法適應(yīng)該類油藏經(jīng)濟有效開發(fā)的需要。根據(jù)低滲透油藏滲吸采油作用，汲取近年來中外體積壓裂現(xiàn)場應(yīng)用的得失，創(chuàng)新性地提出了低滲透油藏轉(zhuǎn)變注水開發(fā)方式的3 個新思想，創(chuàng)建了“體積壓裂+有效驅(qū)替+滲吸采油”新開發(fā)模式，并將該模式應(yīng)用于大港油田孔南GD6X1區(qū)塊初步實施效果顯著，預(yù)計最終采收率提高10.2%，明顯改善了該類低滲透油藏注水開發(fā)效果。隨著體積壓裂成本的進一步降低和工藝的進一步完善，以及對體積壓裂油藏滲吸采油作用更深入的研究，新開發(fā)模式在超低滲透油藏的水驅(qū)開發(fā)中將有廣泛的推廣應(yīng)用價值。

符號解釋

Dh——體積壓裂前排距，m；

Dh-Wj——縫網(wǎng)間驅(qū)替距離，m；

Dj——體積壓裂前注采井距，m；

Km——基質(zhì)空氣滲透率，mD；

Kro——油相相對滲透率，為含水飽和度的函數(shù)，小數(shù)；

q——縫網(wǎng)范圍內(nèi)基質(zhì)裂縫間滲吸速度，m3/d；

pcow——毛細管力，為含水飽和度的函數(shù)，MPa；

Vm——體積壓裂范圍內(nèi)基質(zhì)巖塊體積，m3；

Wj——體積壓裂后產(chǎn)生的裂縫帶寬，m；

μo——地層原油黏度，mPa·s；

σ——形狀因子，表示基質(zhì)被裂縫切割程度。