王銘顯，范子菲, 羅萬靜，丁 杰，田 青，姚 敏，卜祥坤

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院，北京 100083;3.中國石油新疆油田分公司, 新疆 克拉瑪依 834000；4.大慶油田測試技術(shù)服務(wù)分公司，黑龍江 大慶 163514)

特低滲油藏多段壓裂水平井注水可行性分析

王銘顯1，范子菲1, 羅萬靜2，丁 杰2，田 青2，姚 敏3，卜祥坤4

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院，北京 100083;3.中國石油新疆油田分公司, 新疆 克拉瑪依 834000；4.大慶油田測試技術(shù)服務(wù)分公司，黑龍江 大慶 163514)

針對特低滲油藏中多段壓裂水平井注水開發(fā)的可行性問題，論文采用流線模擬方法，研究了多段壓裂水平井在一注一采下的生產(chǎn)動態(tài)特征，探討了影響壓裂水平井注水開發(fā)的主控因素。模擬結(jié)果表明：在不發(fā)生水竄的情況下，壓裂水平井注水能增大單井注入量，提高采油速度和階段采出程度。同時，交錯部署裂縫，裂縫穿透比為0.2～0.4時利于注水開發(fā)。裂縫水竄增大壓裂水平井注水風(fēng)險，邊部水竄、多條裂縫水竄，加速油井水淹，從而喪失壓裂水平井注水的優(yōu)勢。在地質(zhì)條件穩(wěn)定，裂縫規(guī)?？煽氐臈l件下，可以嘗試開展多段壓裂水平井注水實驗。研究結(jié)果可為特低滲油藏中多段壓裂水平井注水提供理論支持。

特低滲油藏；多段壓裂水平井；注水開發(fā)；流線模擬；裂縫水竄

0 引 言

低滲透油藏通常指儲層氣測滲透率小于50×10-3μm2的油藏，而儲層氣測滲透率在1×10-3～10×10-3μm2的油藏又稱為特低滲透油藏[1]。特低滲油藏在中國廣泛分布，但開發(fā)難度較大。隨著開采技術(shù)的發(fā)展，越來越多的特低滲油藏投入開發(fā)[1-2]。注水開發(fā)仍是特低滲油藏的主要開發(fā)方式[3-4]，若采用直井-直井、直井-水平井注采系統(tǒng)，會存在井距小、單井控制儲量有限和有效驅(qū)替難以形成等諸多問題，從經(jīng)濟角度考慮，不宜采用該類注采系統(tǒng)[5-7]。在特低滲油藏中采用水平井注采系統(tǒng)具有重要的現(xiàn)實意義，可增大注入量、降低注入壓力、有效保持油藏壓力和提高油藏采出程度[8-10]。J J Taber等對比了兩口平行的水平井(一注一采)與直井的五點法井網(wǎng)，表明水平井注水能夠增加數(shù)十倍的注入量，驅(qū)油效率能夠增加25%～40%[11-12]。同時，壓裂是特低滲油藏形成經(jīng)濟產(chǎn)能的必要途徑。目前關(guān)于多段壓裂水平井作為采油井的研究和應(yīng)用較多，在滲流理論上形成了一系列有關(guān)多段壓裂水平井的滲流模型和解析解，但作為注水井的研究和應(yīng)用則極少[13-18]。

對于大部分特低滲儲層，注水井注入壓力大，注入能力差，導(dǎo)致油水井間難以建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)。多段壓裂水平井能提高單井產(chǎn)量，作為油井在特低滲儲層開發(fā)中得到廣泛應(yīng)用。論文嘗試從另一個側(cè)面探討特低滲儲層壓裂水平井注水開發(fā)的可行性。利用流線模擬器研究多段壓裂水平井在一注一采下的生產(chǎn)動態(tài)特征，深入討論影響多段壓裂水平井注水的主控因素，評價其注水的優(yōu)勢和風(fēng)險，為壓裂水平井注水提供理論支持。

1 地質(zhì)模型建立和模擬方案設(shè)計

圖1 靜態(tài)地質(zhì)模型Fig.1 The static geological model

利用Eclipse軟件的FrontSim模塊進行流線模擬研究，以西部某油田的特低滲油藏M為背景建立地質(zhì)模型。在地質(zhì)模型中，部署兩口水平井。P1為采油井，I1為注水井，均與X方向平行，X方向的兩側(cè)各預(yù)留700 m的距離，且均處在Z方向第二層的正中間。P1和I1分別位于Y方向的1/3和2/3處，注采井的間距為400 m。裂縫垂直于主滲透率方向(X方向)，局部加密處理，縫間間距為160 m，分正對分布和交錯分布兩種情形(圖1)。考慮到模擬收斂性的影響，采用等效模型處理裂縫滲透率和模擬網(wǎng)格尺寸。油藏初始時為未飽和狀態(tài)，只有油水兩相，是典型的黑油模型，具體參數(shù)見表1。論文圍繞多段壓裂水平井注水的可行性及影響多段壓裂水平井注水的主控因素設(shè)計5組對比方案開展研究，具體方案見表2。其中，CASE 1和CASE 4可作為其它對比方案組的基礎(chǔ)方案。采油井的產(chǎn)液量和注水井的注水量均為40 m3/d，注采平衡，模擬生產(chǎn)時間為15年。

表1 模擬模型相關(guān)參數(shù)

2 油水井壓裂情況對注水開發(fā)的影響

第1組對比方案，考慮油水井均不壓裂、只油井壓裂、只水井壓裂和油水井均壓裂4種情況，整體分析壓裂情況對水平井注水開發(fā)的影響。定義裂縫穿透比為裂縫半長與注采井的間距之比。上述方案中，裂縫穿透比都取為0.3。

表2 不同模擬方案的相關(guān)參數(shù)

流線模擬法可直觀地刻畫注入水在儲層中的推進情況，反映注入水驅(qū)替規(guī)律。流線分布范圍反映了水驅(qū)控制范圍的大小。流線的疏密程度反映了水驅(qū)波及系數(shù)的高低。流線越密集，波及系數(shù)越高；反之，波及系數(shù)越低。

圖2是上述4種方案第5年的流線分布圖。4種情況下流線分布特征的相似之處在于：在水平井的內(nèi)側(cè)，流線分布較密集，說明內(nèi)側(cè)驅(qū)替較為完善；在水平井的外側(cè)，從井筒的邊部到中部，流線由密集逐漸變?yōu)橄∈?，說明邊部的驅(qū)替效果最好，越靠近中部驅(qū)替效果越差。4種情況下流線分布特征的不同之處在于注水前緣推進的位置明顯不同。

圖3和圖4表明，當(dāng)油水井均不壓裂時，模擬生產(chǎn)時間內(nèi)油井的含水率均為0，表明注入水未形成有效驅(qū)替。只油井壓裂和只水井壓裂時均能提高油藏的采出程度，兩者的采出程度曲線存在交叉現(xiàn)象。在第一交叉點的前期，只油井壓裂時油井產(chǎn)能相對較高，其無水采油期相對較長，但水井未進行壓裂，注水基本不見效；在第一交叉點的后期，只水井壓裂時注水逐漸見效，導(dǎo)致其采出程度開始高于只油井壓裂時，其無水采油期相對較短。當(dāng)油水井均壓裂時，油井產(chǎn)能較高，且階段采出程度大幅度提高，明顯優(yōu)于其他3種方案，但壓裂水平井形成多裂縫復(fù)雜滲流系統(tǒng)，無水采油期較短，含水上升較快?？梢姡诓话l(fā)生裂縫水竄的情況下，壓裂水平井注水能增大單井注入量，提高采油速度和階段采出程度。

圖2 不同壓裂情況下注水開發(fā)流線分布圖(第5年)Fig.2 The streamline distribution of water flooding with different fracturing condition(The 5th year)

圖3 不同壓裂情況下采出程度隨時間變化曲線Fig.3 The curve between recovery and time with different fracturing condition

圖4 不同壓裂情況下含水率隨時間變化曲線Fig.4 The curve between water-cut and time with different fracturing condition

3 多段壓裂水平井注水開發(fā)的主控因素分析

壓裂水平井注水開發(fā)的可行性取決于裂縫水竄的強弱程度。下面從裂縫穿透比、貫穿位置和貫穿條數(shù)三個方面對裂縫水竄進行研究，評價多段壓裂水平井注水開發(fā)的優(yōu)勢和風(fēng)險，為壓裂水平井注水提供理論支持。

3.1 裂縫正對分布時裂縫穿透比的影響

第2組對比方案中，注采井的裂縫呈正對分布，取裂縫穿透比分別為0.2、0.3、0.4和0.5，進行模擬對比。當(dāng)裂縫穿透比為0.5時，人工裂縫將采油井和注水井直接貫穿。

圖5為不同裂縫穿透比下第5年的流線分布圖。隨著裂縫穿透比的增加，流線整體變稀疏，表明水驅(qū)波及系數(shù)降低，水驅(qū)效果變差。靠近油水井邊部裂縫的流線最密集，中間裂縫的流線較稀疏，進一步證明井筒邊部裂縫區(qū)域的驅(qū)替效果好于中間裂縫區(qū)域。同時，隨著裂縫穿透比的增加，水驅(qū)前緣離采油井越近。當(dāng)穿透比為0.5時，第5年的水驅(qū)前緣已經(jīng)突破到采油井，注入水直接沿裂縫進入采油井被采出，未達到驅(qū)油目的，注水效果最差。

圖6 不同裂縫穿透比下含水率隨時間變化曲線Fig.6 The curve between water-cut and time with different fracture penetration ratio

圖7 不同裂縫穿透比下含水率-采出程度關(guān)系曲線Fig.7 The curve between water-cut and recovery with different fracture penetration ratio

圖6表明，壓裂后初期，裂縫越長，見水時間越早，含水率上升也越快。當(dāng)裂縫穿透比為0.5時，采油井開始生產(chǎn)后就見水，含水率很快上升到60%，呈現(xiàn)出暴性水淹的特征。圖7表明，裂縫貫穿時，原油主要在高含水期采出，而裂縫未貫穿時，原油主要在低含水期采出。模擬生產(chǎn)期內(nèi)，不壓裂和裂縫貫穿時的采出程度都偏低。在中高含水采油期，除不壓裂和裂縫貫穿的情況之外，含水率相同時，裂縫穿透比越大，采出程度越低。因此，較長的裂縫不利于提高特低滲油藏在開發(fā)中后期和最終的采出程度。

3.2 裂縫交錯分布時裂縫穿透比的影響

現(xiàn)場生產(chǎn)中，裂縫正對分布會增加裂縫水竄的風(fēng)險，因而裂縫交錯分布更有實際意義。第3組方案中，設(shè)置裂縫交錯分布，取穿透比分別為0.2、0.4、0.6和0.8來進行研究。

圖8為不同裂縫穿透比下第5年的流線分布圖。整體上，交錯裂縫的流線分布特征與正對裂縫的流線分布特征相似，即隨裂縫穿透比的增加，流線變稀疏，水驅(qū)效果變差。不同的是，當(dāng)裂縫穿透比大于0.5后，裂縫交錯區(qū)域的流線紊亂程度加劇，裂縫間的驅(qū)替效果顯著。

圖8 不同裂縫穿透比下注水開發(fā)流線分布圖(第5年)Fig.8 The streamline distribution of water flooding with different fracture penetration ratio(The 5th year)

圖9 不同裂縫穿透比下含水率隨時間變化曲線Fig.9 The curve between water-cut and time with different fracture penetration ratio

圖10 不同裂縫穿透比下含水率-采出程度關(guān)系曲線Fig.10 The curve between water-cut and recovery with different fracture penetration ratio

圖9和圖10表明，裂縫交錯分布時，各方案都存在較短的無水采油期，說明裂縫交錯分布可延緩油井的見水時間。裂縫越長，采油井的含水率上升越快。除不壓裂的情況之外，含水率相同時，裂縫穿透比越大，采出程度越小?？傮w上，相同的裂縫穿透比下，裂縫交錯分布時的注水效果好于裂縫正對分布時。

結(jié)合裂縫正對分布和交錯分布兩種情形，為充分發(fā)揮多段壓裂水平井在特低滲油藏中注水的優(yōu)勢，建議在盡量避免裂縫水竄的前提下，交錯部署注采井間的裂縫，取裂縫穿透比在0.2～0.4之間。

3.3 裂縫貫穿位置的影響

第4組對比方案中，裂縫正對分布，考慮只有1條裂縫貫穿的情況，設(shè)置裂縫貫穿位置在井口、井尾、水平井段1/4處和水平井段1/2處4種方案。其中，貫穿位置的裂縫穿透比為0.5，非貫穿位置的裂縫穿透比為0.3。

圖11為不同裂縫貫穿位置下第5年的流線分布圖。4種方案中的流線分布呈現(xiàn)一定的規(guī)律，大部分注入水沿貫穿裂縫直接流向采油井，表現(xiàn)為裂縫貫穿區(qū)域的流線稀疏，并且發(fā)生顯著的紊亂變形。整體上，裂縫水竄時，很難形成有效驅(qū)替。

圖11 不同裂縫貫穿位置下注水開發(fā)流線分布圖(第5年)Fig.11 The streamline distribution of water flooding with different position of fracture channeling(The 5th year)

圖12 不同裂縫貫穿位置下含水率隨時間變化曲線Fig.12 The curve between water-cut and time with different position of fracture channeling

圖13 不同裂縫貫穿位置下含水率-采出程度關(guān)系曲線Fig.13 The curve between water-cut and recovery with different position of fracture channeling

圖12和圖13表明，當(dāng)裂縫不貫穿時，其含水率低于同期其它方案，而采出程度明顯高于其它方案。裂縫水竄時，4種方案的含水率-時間關(guān)系曲線和含水率-采出程度關(guān)系曲線都接近重合。這說明無論水竄發(fā)生在什么位置，都將導(dǎo)致含水率的快速上升和采出程度的明顯降低，使壓裂水平井注水的優(yōu)勢喪失。其中，裂縫在井口或井尾這種邊部位置發(fā)生水竄時對開發(fā)最為不利，在1/4處或1/2處時略好。

根據(jù)裂縫的產(chǎn)液貢獻率，無論裂縫貫穿發(fā)生在井筒的什么位置，貫穿位置的裂縫貢獻了采油井的絕大部分產(chǎn)液量，非貫穿位置裂縫的產(chǎn)液量在整個油井的產(chǎn)液量貢獻中很小(圖14)。這說明貫穿裂縫對整個油井的產(chǎn)液控制程度極高，當(dāng)井筒邊部發(fā)生貫穿時，這種趨勢更突出。裂縫的產(chǎn)水貢獻率表現(xiàn)出與產(chǎn)液貢獻率相似的規(guī)律，貫穿位置的裂縫貢獻了采油井的絕大部分產(chǎn)水量，將近95%，其他位置裂縫對產(chǎn)水量的貢獻可忽略不計(圖15)。與產(chǎn)液貢獻率不同的是，無論裂縫貫穿發(fā)生在什么位置，貫穿位置的裂縫對整個油井的產(chǎn)水控制程度相同且很高。因此，裂縫貫穿后對特低滲油藏的均勻驅(qū)替和整體采油極為不利。

3.4 裂縫貫穿條數(shù)的影響

第5組對比方案針對裂縫貫穿條數(shù)，設(shè)置1條裂縫貫穿、2條裂縫貫穿、3條裂縫貫穿和5條裂縫貫穿4種方案。其中，貫穿位置的裂縫穿透比為0.5，非貫穿位置的裂縫穿透比為0.3，貫穿裂縫沿著井筒中部對稱分布。

圖16為不同裂縫貫穿條數(shù)下第5年的流線分布圖。隨著裂縫貫穿條數(shù)的增加，流線的紊亂程度劇烈增加，流線變稀疏，說明水驅(qū)波及系數(shù)降低，驅(qū)替效率變差。整體上，多條裂縫水竄時，注采井間很難建立有效的驅(qū)替系統(tǒng)，注水效果比上組方案中單條裂縫貫穿時的效果更差。

圖14 不同裂縫貫穿位置下的裂縫產(chǎn)液貢獻率對比圖Fig.14 The chart of contribution rate of liquid production with different position of fracture channeling

圖15 不同裂縫貫穿位置下的裂縫產(chǎn)水貢獻率對比圖Fig.15 The chart of contribution rate of water production with different position of fracture channeling

圖16 不同裂縫貫穿條數(shù)下注水開發(fā)流線分布圖(第5年)Fig.16 The streamline distribution of water flooding with different number of fracture channeling(The 5th year)

圖17和圖18表明，當(dāng)不發(fā)生裂縫水竄時，其含水率明顯低于同期其它方案，而采出程度明顯高于其它方案。隨著裂縫貫穿條數(shù)的增加，初期含水率迅速上升，很快進入高含水采油期。發(fā)生裂縫水竄時，在相同的含水率下，裂縫貫穿條數(shù)越多，采出程度越低，但總體上相差幅度不大。這表明只要有1條裂縫貫穿，壓裂水平井注水效果會顯著降低，而繼續(xù)增加裂縫貫穿條數(shù)，注水效果會持續(xù)變差。

圖17 不同裂縫貫穿條數(shù)下含水率隨時間變化曲線Fig.17 The curve between water-cut and time with different number of fracture channeling

圖18 不同裂縫貫穿條數(shù)下含水率-采出程度關(guān)系曲線Fig.18 The curve between water-cut and recovery with different number of fracture channeling

上述模擬表明，裂縫水竄的強弱程度直接決定多段壓裂水平井注水在特低滲油藏中的可行性。如果可以避免裂縫水竄，壓裂水平井注水是完全可行的。對于避免裂縫水竄，這主要取決于地質(zhì)條件的穩(wěn)定性、壓裂參數(shù)的設(shè)計和壓裂施工的工藝等因素。因此，在地質(zhì)條件穩(wěn)定和裂縫規(guī)?？煽氐臈l件下，可以嘗試開展多段壓裂水平井注水實驗。

4 結(jié) 論

(1)油水井壓裂情況對水平井注水的影響較大，不同壓裂情況下的注水前緣推進位置和驅(qū)替效果明顯不同。在不發(fā)生裂縫水竄時，壓裂水平井注水能增大單井注入量，提高采油速度和階段采出程度。(2)裂縫貫穿時，大部分注入水沿貫穿裂縫直接流向采油井，裂縫貫穿區(qū)域的流線發(fā)生顯著的紊亂變形，并表現(xiàn)出暴性水淹的特征。整體上，裂縫水竄時，很難形成有效驅(qū)替。較長的裂縫不利于提高特低滲油藏在開發(fā)中后期和最終的采出程度。建議在盡量避免裂縫水竄的前提下，交錯部署注采井間的裂縫，取裂縫穿透比在0.2～0.4之間。(3)邊部水竄或多條裂縫水竄時，將加速油井水淹，使壓裂水平井注水的優(yōu)勢喪失。貫穿裂縫對整個油井的產(chǎn)液和產(chǎn)水控制程度都很高，這對特低滲油藏的均勻驅(qū)替和整體采油極為不利。(4)在地質(zhì)條件穩(wěn)定和裂縫規(guī)?？煽氐臈l件下，可嘗試開展多段壓裂水平井注水實驗。

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Feasibility Analysis of Water Flooding with Multi-fractured Horizontal Wells in Ultra-low Permeability Reservoirs

WANG Mingxian1, FAN Zifei1, LUO Wanjing2, DING Jie2, TIAN Qing2, YAO Min3，BU Xiangkun4

(1.Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083,China; 2.School of EnergyResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China；3.XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,Karamay,Xinjiang834000,China; 4.DaqingLoggingandTestingServicesCompany,Daqing,Heilongjiang163514,China)

For the feasibility of water flooding with multi-fractured horizontal wells in ultra-low permeability reservoirs, using the streamline simulation, this paper studied the production dynamic behavior of the system including one injector and one producer with multi-fractured horizontal wells and then discussed the controlling factors affecting the system’s water flooding. Simulation results show that without fracture channeling, horizontal wells can increase the injection volume and enhance the production rate and recovery. It’s conducive for water flooding when the fracture distribution is not symmetric and the fracture penetration ratio is between 0.2 and 0.4. However, fracture channeling will increase the risk of water flooding with multi-fractured horizontal wells. Fracture channeling at the wellbore’s edge or multi-fracture channeling will accelerate the water breakthrough, thus fractured horizontal wells will lose their advantage. When the geological environment is stable and the fracture scale can be controlled, the experiment of water flooding with multi-fractured horizontal wells can be done. Results from this study can provide theoretical support for water flooding with multi-fractured horizontal wells in ultra-low permeability reservoirs.

ultra-low permeability reservoir; multi-fractured horizontal well; water flooding; streamline simulation; fracture channeling

2015-11-04；改回日期：2016-01-27；責(zé)任編輯：孫義梅。

國家自然科學(xué)基金項目(51674227)；中國石油天然氣集團公司重大專項(2011E-2504)。

王銘顯，男，博士研究生，1989年出生，油氣田開發(fā)工程專業(yè)，主要從事油氣藏工程和數(shù)值模擬研究。

Email：wangmingxian89@126.com。

羅萬靜，男，副教授，1980年出生，油氣田開發(fā)工程專業(yè)，主要從事油氣藏工程和滲流理論的教學(xué)和研究工作。Email：luowanjing@cugb.edu.com。

TE319；TE348

A

1000-8527(2016)06-1361-09