劉 建 謝啟超 樊建明 王繼偉 孫 棟 王 迪

（1. 中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院；2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室）

近年來，隨著油田開發(fā)階段的不斷深入，長慶油田新區(qū)建產(chǎn)對象從低滲透、特低滲透油藏逐步向超低滲透油藏轉(zhuǎn)變。剩余三級儲量中超低滲透儲量占比達到69.4%，如何高效動用該類儲量是目前面臨的主要難題。超低滲透油藏開發(fā)前期，采用“點注面采”的五點井網(wǎng)水平井注水開發(fā)，水平段以長度400～500m為主，排距以150m為主，但生產(chǎn)中表現(xiàn)出見效程度低、遞減大、采油速度慢的問題，整體開發(fā)效果不理想。從國內(nèi)外文獻調(diào)研發(fā)現(xiàn)，超低滲油藏補充能量目前缺乏有效的方式[1-6]。

1 線注線采井網(wǎng)的提出

傳統(tǒng)的直井點狀注水、水平井線狀采油方式，難以滿足超低滲透油藏水平井體積壓裂開發(fā)有效能量補充要求，主要表現(xiàn)在3個方面：（1）超低滲透水平井體積壓裂規(guī)模較大，縫網(wǎng)比較復(fù)雜，物性差，井排距大見效難，井排距小容易水竄；（2）為了提高初期產(chǎn)量，超低滲透油藏水平井一般設(shè)計水平段較長，采用直井注水時，若注水井井數(shù)比例小的話，整個注采井網(wǎng)系統(tǒng)的壓力保持水平較低，見效很困難，如果注水井井數(shù)比例較高，例如水平井七點、九點井網(wǎng)，容易見水，經(jīng)濟效益評價較差；（3）采用傳統(tǒng)的定向井較遠距離注水驅(qū)替方式時，由于水平井人工裂縫對注水井水線的屏蔽作用，人工裂縫之間的區(qū)域處于準自然能量開發(fā)狀態(tài)，水驅(qū)難以波及到，壓力保持水平難以提高。

因此，根據(jù)前期認識及經(jīng)驗總結(jié)，提出了水平井交錯布縫線注線采井網(wǎng)，通過進一步數(shù)值模擬研究，認為該井網(wǎng)具有以下優(yōu)勢：（1）局部區(qū)域的裂縫優(yōu)勢方向基本保持一致，有利于避免早期見水；（2）由過去的點狀注水轉(zhuǎn)變?yōu)榫€狀注水，在注水量相同的情況下，注水壓力降低，有利于避免注水過程中天然裂縫產(chǎn)生二次開啟，降低裂縫性水淹風(fēng)險；（3）將人工裂縫縫間區(qū)域由彈性溶解氣驅(qū)轉(zhuǎn)變?yōu)樗?qū)，形成了人工裂縫段間驅(qū)替和滲吸驅(qū)油相結(jié)合的能量補充方式[7]；（4）壓力場、流線場具有分布均勻、水驅(qū)控制范圍大的特征（圖1）。

圖1 線注線采井網(wǎng)含油飽和度場及流線場圖

2 線注線采開發(fā)儲層適應(yīng)條件

2.1 試驗區(qū)基本情況

通過對合水油田長63油藏開展精細地質(zhì)研究，優(yōu)選Z288井南部為試驗區(qū)。該區(qū)長632為目標小層，油層平均厚度為9.5m，孔隙度為10.1%，滲透率為0.21mD，含油飽和度為55%，為典型的超低滲透油藏。該區(qū)油層分布穩(wěn)定、連續(xù)性好，可保證水平井注采具有較好的對應(yīng)關(guān)系。

2.2 離散元水力壓裂數(shù)值模型建立

為了探究不同差應(yīng)力條件下，水力壓裂縫在井筒規(guī)模和井組之間的延伸方向和分布特征，本次研究分別設(shè)計了井筒規(guī)模（2m×2m）和井組規(guī)模（400m×400m）兩類地質(zhì)模型。針對這兩類地質(zhì)模型，賦予脆性指數(shù)為0.5對應(yīng)的顆粒細觀巖石力學(xué)參數(shù)，平行黏結(jié)模量為4GPa，線性接觸模量為26GPa，剛度比為0.2625，法向黏結(jié)強度為3.55MPa，切向黏結(jié)強度為2.37MPa，建立了符合研究區(qū)的差應(yīng)力水力壓裂數(shù)值模擬巖石力學(xué)模型。為了模擬巖石在地下的應(yīng)力環(huán)境，建立的巖石力學(xué)模型需通過伺服機制加載兩向垂直的水平最大主應(yīng)力和水平最小主應(yīng)力，加載后的模型保持邊界顆粒固定，以便模型一直保持在該應(yīng)力環(huán)境之中[8-10]。

模擬結(jié)果表明：隨著差應(yīng)力增加，壓裂縫沿水平最大主應(yīng)力方向延伸越遠，沿水平最小主應(yīng)力方向延伸越短，壓裂縫的包絡(luò)橢圓變得越來越扁。壓裂縫的包絡(luò)橢圓形態(tài)呈現(xiàn)兩個階段，當脆性指數(shù)小于0.5時，隨著脆性指數(shù)增加，裂縫發(fā)育帶的長寬比增大，橢圓越渾圓；當脆性指數(shù)不小于0.5時，隨著脆性指數(shù)增加，裂縫發(fā)育帶的長寬比變小，橢圓越扁平（圖2、圖3）。

圖2 不同差應(yīng)力條件下裂縫發(fā)育帶長寬比

圖3 不同脆性條件下裂縫發(fā)育帶長寬比

根據(jù)不同模型的壓裂縫發(fā)育帶形態(tài)定量表征結(jié)果，結(jié)合不同模型壓裂縫發(fā)育帶內(nèi)部優(yōu)勢壓裂縫分布特征，本次研究總結(jié)了不同差應(yīng)力條件下壓裂縫縫網(wǎng)系統(tǒng)及其模式。據(jù)統(tǒng)計，脆性指數(shù)越接近0.5，兩向應(yīng)力差越大，裂縫帶的長寬比越大、越扁平，越適合線注線采井網(wǎng)要求（圖4）。

圖4 兩向應(yīng)力差與壓裂縫發(fā)育帶長寬比關(guān)系圖

2.3 儲層巖石力學(xué)測試

線注線采井網(wǎng)特征決定了該井網(wǎng)下壓裂縫網(wǎng)應(yīng)為細長縫，以減小油井水淹風(fēng)險。通過前面研究，認為縫網(wǎng)形態(tài)和儲層脆性、兩向應(yīng)力差關(guān)系密切。因此通過開展巖石聲發(fā)射試驗、三軸巖石力學(xué)測試等，獲得泊松比、彈性模量等關(guān)鍵參數(shù)，并進行動態(tài)、靜態(tài)標定，實現(xiàn)常規(guī)測井對于巖石力學(xué)參數(shù)的準確計算。通過在合水油田長6油藏Z288區(qū)開展巖石力學(xué)參數(shù)分析計算，得到主力目的層長632層的脆性指數(shù)為0.4～0.5，兩向應(yīng)力差為4～8MPa，試驗井組區(qū)域兩向應(yīng)力差為8MPa（圖5）。

圖5 合水油田Z288區(qū)長632層水平差應(yīng)力分布圖

3 線注線采井網(wǎng)開發(fā)技術(shù)政策

提高水驅(qū)見效的初衷決定了線注線采井網(wǎng)的關(guān)鍵點是避免過早見水，因此該井網(wǎng)最核心的政策為井距、段間距、水平段長度和投注制度。

3.1 井距和段間距優(yōu)化

水平檢查井巖心觀察表明：超低滲透油藏水平井人工壓裂縫有效長度和寬度有限[11-12]，可進一步縮小段間距。通過水平井取心觀察，AP檢239-24井距A239-24垂直距離80m，方位NW7°，常規(guī)取心85m，僅在1m左右范圍可見3條疑似天然裂縫或人工壓裂縫（取心23m處），與微地震監(jiān)測帶寬（64～85m）差距較大（圖6）。因此，從下步井網(wǎng)設(shè)計思路來看，要減小井距和段間距，以進一步提高儲量動用。

圖6 AP檢239-24 水平檢查井井位

通過計算，研究區(qū)儲層脆性指數(shù)變化范圍不大，為0.4～0.5，因此模擬脆性指數(shù)為0.45條件下，不同差應(yīng)力對應(yīng)的人工壓裂縫帶寬及縫長（表1、圖7）。地質(zhì)優(yōu)選的線注線采試驗井組區(qū)域差應(yīng)力為8MPa，對應(yīng)半縫長為189m，縫高為61m，因此優(yōu)化井距為200m（對應(yīng)半縫長），交錯段間距為60m（對應(yīng)縫高）。

表1 不同差應(yīng)力對應(yīng)的縫帶寬及縫長

圖7 采油井400m水平段線注線采井網(wǎng)縫長縫寬示意圖

3.2 水平段長度優(yōu)化

水平段長度選取主要是根據(jù)注水井分段注水工藝現(xiàn)狀進行優(yōu)化，目前水平井分段注水工藝可以實現(xiàn)3～4段注水，因此本次注水井選擇3段式分注。由于注水井和采油井的交錯段間距為60m，因此采油段間距為120m，加之兩端各留20m口袋，優(yōu)化小注采單元水平段長度為400m（圖7）。為了對比不同水平段長度井的開發(fā)效果，優(yōu)化大注采單元水平段880m，即1口水平采油井對應(yīng)2口水平注水井（圖8）。

圖8 采油井880m水平段線注線采井網(wǎng)縫長縫寬示意圖

3.3 合理投注制度

（1）注水量。線注線采由于段間距相對傳統(tǒng)井網(wǎng)較小，雖然按照數(shù)值模擬采油井縫網(wǎng)與注水井縫網(wǎng)不連通，但裂縫方向、規(guī)模存在一定不確定性，注水方式應(yīng)以溫和注水為宜。借鑒同井注采小水量注水取得的較好實施效果，堅持小水量注水，單段日注水量為5m3。

（2）注水時機。為準確判斷來水，待采油井含水降到油藏正常含水時再投注。

（3）投注方式。堅持注水井分段投注，觀察對應(yīng)采油井動態(tài)變化，單段投注間隔時間10d后依次投注下一段。如果遇到見水問題，可有效判斷來水段。

綜上所述，以合水油田長6油藏Z288區(qū)為例，通過縫網(wǎng)模型計算，結(jié)合工藝技術(shù)現(xiàn)狀及礦場經(jīng)驗，優(yōu)化的開發(fā)技術(shù)政策具體包括：井距200m；交錯段間距60m；水平段400m和880m；注水井借鑒已實施井效果，單段日注5m3；投注方式為分段投注，投注間隔時間為10d，之后依次投注下一段，以便有效判斷來水段。

4 實施效果

2019年，Z288試驗區(qū)共部署水平井12口，其中采油井6口（400m水平段水平井4口、880m水平段水平井2口），注水井6口，平均水平段長度為400m。采油井分別采用可溶橋塞體積壓裂與水力噴射分段壓裂工藝，微地震測試顯示基本達到了交錯布縫的目的（圖9）。完鉆水平井12口（采油井6口、注水井6口），平均水平段長度為510m。平均改造段數(shù)6段，單井加砂量為615m3，排量為4.5m3/min，入地液量為4097m3。初期單井日產(chǎn)油6.7t，含水率為39.4%。截至2022年4月，單井日產(chǎn)油3.6t，含水率為36.8%，投注水井6口（8段），累計注水7225m3。

圖9 線注線采試驗井微地震測試成果圖

其中，試驗井GP78-77水平段長度為880m，改造9段，初期日產(chǎn)油8.0t、含水率42.0%，第12個月日產(chǎn)油5.4t、含水率33.2%，第一年遞減32.5%；周圍相當長度水平段水平井2口，平均水平段長度為891m，改造13段，初期日產(chǎn)油8.2t、含水率39.3%，第12個月日產(chǎn)油5.0t、含水率25.6%，第一年遞減39.0%。相比常規(guī)五點井網(wǎng)，線注線采試驗井第一年遞減下降6.5%，表明超低滲透油藏使用該井網(wǎng)可提高水驅(qū)見效，實現(xiàn)能量有效補充，油藏遞減降低（圖10）。

圖10 不同井網(wǎng)水平井產(chǎn)量對比曲線

5 結(jié)束語

（1）通過開展線注線采儲層適應(yīng)性研究，認為脆性指數(shù)越接近0.5，兩向應(yīng)力差越大，裂縫帶的長寬比越大、越扁平，越適合線注線采井網(wǎng)要求。在此基礎(chǔ)上，通過對研究區(qū)開展巖石力學(xué)參數(shù)測試，制定相應(yīng)的段間距，保證縫網(wǎng)全覆蓋的同時，有效避免裂縫溝通。

（2）現(xiàn)場試驗表明，水平井線注線采方式對于超低滲透油藏可行，試驗井單井產(chǎn)量穩(wěn)定，含水平穩(wěn)，遞減降低，對于后期該類儲層的有效開發(fā)、能量補充具有非常重要的借鑒作用。