于海洋，楊中林，馬恬，雷征東，程時(shí)清，陳浩

1 中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249

2 中國石油天然氣股份有限公司勘探開發(fā)研究院，北京 100083

0 引言

多級壓裂水平井技術(shù)的成熟使得致密油的商業(yè)化開采成為可能，對實(shí)現(xiàn)能源接替具有重要意義[1-3]。從世界范圍來看，以多級壓裂水平井等為特色的增加致密儲層改造體積的方法是最為有效的[4-5]。但即使采用最先進(jìn)的技術(shù)，國外學(xué)者研究發(fā)現(xiàn)致密油藏一次采收率普遍偏低[6-7]，并且油井產(chǎn)量在第一年快速遞減[8-9]。

我國的致密油藏分布較廣，具有低滲透率、低孔隙度、高含水、非均質(zhì)性等特點(diǎn)。例如鄂爾多斯盆地，其儲層經(jīng)過較強(qiáng)的演化改造發(fā)育微-納米孔喉系統(tǒng)，形成低孔、特低孔-超低滲的致密砂巖儲層[8-10]。我國致密油藏大都需要補(bǔ)充地層能量。但是采用注水補(bǔ)充能量的方式常遇到水注不進(jìn)，即使能注入也極易發(fā)生水竄等問題[11-15]。本文研究的致密油藏也遇到上述難題，區(qū)塊儲層單井產(chǎn)量約16 m3/d，第一年遞減率在40%左右[16-18]。此外，儲層地層壓力普遍偏低，壓力系數(shù)在0.75～0.85，是造成產(chǎn)量快速遞減主要原因之一。所以，提出能有效補(bǔ)充能量，提高原油采收率的開發(fā)方式意義重大[19]。

本文以某油田L(fēng)致密油藏為實(shí)例，針對天然能量開發(fā)效果差、注水難度大的現(xiàn)狀，提出了一種新的異井異步注采開發(fā)方式。

1 異井異步注采開發(fā)方式

同井縫間注采[19]是指在同一口水平井上，采用封隔器、單向閥等技術(shù)，實(shí)現(xiàn)部分裂縫注入流體，部分裂縫采油的開發(fā)方式。異井異步注采是在同井縫間注采原理的基礎(chǔ)上，布置平行的2口或多口壓裂井，注采裂縫交替排布，采油及注水交替進(jìn)行。本文以2口壓裂井為例進(jìn)行討論。

1.1 異井異步注采原理

首先考慮2口井之間為“對稱式布縫”(圖1)，根據(jù)注入縫的位置不同，分為注入縫相對(圖2)和注入縫相錯(圖3)2種情況。井下油管設(shè)計(jì)有配注閥和配產(chǎn)閥，可由電纜傳輸信號，地面控制井下配注閥和配產(chǎn)閥的開啟和關(guān)閉。

其次，設(shè)計(jì)“同注同采”和“一注一采”2種注入方式?！巴⑼伞笔侵钙叫械木?和井2同時(shí)注水，或同時(shí)采油，流程如圖4所示。“一注一采”是指井1注水后井2采油，或者井2注水后井1采油，流程如圖5所示。

圖1 對稱式布縫示意圖Fig. 1 Illustration of symmetry fractures in two horizontal wells

圖2 注入縫相對示意圖Fig. 2 Illustration of opposite injection scheme in two horizontal wells

1.2 異井異步注采方案

異井異步注采技術(shù)包含如下3種方案：對稱式布縫+注入縫相對+同注同采、對稱式布縫+注入縫相錯+同注同采和對稱式布縫+注入縫相對+一注一采。下面將對它們進(jìn)行詳細(xì)介紹。

(1)方案一：對稱式布縫+注入縫相對+同注同采

對稱式布縫+注入縫相對+同注同采的流程見圖6。其工作原理是：第1階段，2口井依靠天然能量開采一段時(shí)間；第2階段，井1井2同時(shí)關(guān)井停采，開啟井下奇數(shù)級裂縫位置的配注閥注水，注入水流經(jīng)注采分隔裝置的導(dǎo)流管并進(jìn)入奇數(shù)級裂縫流入地層；第3階段，2口井停注，燜井(類似稠油蒸汽吞吐的燜井法，實(shí)際注入流體為水)，使地層中的原油與注入水充分滲吸置換；第4階段，同時(shí)開啟2口井的采油閥，置換出來的原油和注入水的混合物從偶數(shù)級裂縫產(chǎn)出，并進(jìn)入注采分隔裝置的導(dǎo)流管、套管和油管形成的環(huán)空內(nèi)，繼而進(jìn)入油管產(chǎn)出。

(2)方案二：對稱式布縫+注入縫相錯+同注同采

圖7為對稱式布縫+注入縫相錯+同注同采流程圖。其工作原理是：第1階段，2口井依靠天然能量開采一段時(shí)間；第2階段，井1井2停采，開啟配注閥，向2口井環(huán)形空間注水，注入水流經(jīng)注采分隔裝置的導(dǎo)流管并進(jìn)入井1偶數(shù)級裂縫和井2的奇數(shù)級裂縫，最后流入地層；第3階段，2口井同時(shí)停注，燜井，使得地層中的原油與注入水滲吸置換；第4階段，2口井井下采油閥打開，置換出來的原油和注入水的混合物從井1的奇數(shù)級裂縫和井2的偶數(shù)級裂縫產(chǎn)出，并進(jìn)入注采分隔裝置的導(dǎo)流管與套管和油管形成的環(huán)空內(nèi)，繼而進(jìn)入油管產(chǎn)出。

圖3 注入縫相錯示意圖Fig. 3 Illustration of non-opposite injection scheme in two horizontal wells

圖4 “同注同采”示意圖Fig. 4 Illustration of an opposite injection alternating production scheme in two horizontal wells

圖5 “一注一采”示意圖Fig. 5 Illustration of injection in a well while production in anther well

圖6 方案一(對稱式布縫+注入縫相對+同注同采)注采流程示意圖Fig. 6 Flow diagram of injection alternating production in case 1

(3)方案三：對稱式布縫+注入縫相對+一注一采

對稱式布縫+注入縫相對+一注一采的流程見圖8。其工作原理是：第1階段，2口井依靠天然能量開采一段時(shí)間；第2階段，井2停采，井1停抽轉(zhuǎn)注，即開啟井下配注閥，向環(huán)形空間注水，注入水流經(jīng)注采分隔裝置的導(dǎo)流管并進(jìn)入井1的奇數(shù)級裂縫流入地層；第3階段，井1停注，燜井，使得地層中的原油與注入水滲吸置換；第4階段，開啟井2的井下采油閥，以及單向閥，置換出來的原油和注入水的混合物從井2的偶數(shù)級裂縫產(chǎn)出，并進(jìn)入注采分隔裝置的導(dǎo)流管與套管和油管形成的環(huán)空內(nèi)，繼而進(jìn)入油管產(chǎn)出；第5階段，井2停抽轉(zhuǎn)注，開啟配注閥，向環(huán)形空間注水，注入水流經(jīng)注采分隔裝置的導(dǎo)流管并進(jìn)入井2的奇數(shù)級裂縫流入地層；第6階段，井2停注，燜井，使得地層中的原油與注入水滲吸置換；第7階段，開啟井1的井下采油閥，以及單向閥，置換出來的原油和注入水的混合物從井1的偶數(shù)級裂縫產(chǎn)出，并進(jìn)入注采分隔裝置的導(dǎo)流管與套管和油管形成的環(huán)空內(nèi)，繼而進(jìn)入油管產(chǎn)出。

圖7 方案二(對稱式布縫+注入縫相錯+同注同采)注采流程示意圖Fig. 7 Flow diagram of injection alternating production in case 2

圖8 方案三(對稱式布縫+注入縫相對+一注一采)注采流程示意圖Fig. 8 Flow diagram of injection alternating production in case 3

2 油藏背景

某油田L(fēng)致密油藏主要含油層系是CⅢ(代號)，其中CⅢ3和CⅢ5最為發(fā)育，主要由侏羅紀(jì)晚期深湖相組成。儲層平均滲透率為0.34 mD，孔隙度為11.8%，有效厚度薄，其儲層巖性以含泥粉砂巖為主，水平段較長，區(qū)塊內(nèi)部斷層發(fā)育較多，將整個(gè)井區(qū)分割成多個(gè)面積較小的斷塊。表1列舉了L油藏的主要儲層參數(shù)。

L油藏的開發(fā)始于2013年8月，共計(jì)劃了12口井，P1井和P2井在壓裂后采取關(guān)井措施，實(shí)際生產(chǎn)井只有10口。截止2015年9月, 參考區(qū)塊單井水平井初期產(chǎn)量維持在7.6～26.1 m3/d，平均16.8 m3/d。2015年平均單井油產(chǎn)量保持在12.2～20.3 m3/d，全區(qū)塊油產(chǎn)量整體遞減30%，個(gè)別油井產(chǎn)量遞減達(dá)81%。此外，全區(qū)塊井底流壓保持在2～4 MPa， 注入壓力在38～40 MPa。P1井是L油藏的一口典型油井，圖9展示了它的生產(chǎn)歷史。從圖中可以看出，P1井油產(chǎn)量在第一年就下降了40%左右，含水率也從近10%升高到30%左右。

表1 L油藏儲層參數(shù)Table 1 Reservoir parameters of L Oil field

3 油藏?cái)?shù)值模擬及敏感性因素分析

3.1 裂縫參數(shù)和注入方式

針對L致密油藏，采用數(shù)值模擬方法，優(yōu)選異井異步注采縫間距、裂縫半長、注入方式等。以方案一的異井異步注采開發(fā)模式為例，建立油藏?cái)?shù)值模型，通過設(shè)置虛擬井來模擬相互間隔的壓裂段，2口水平井井間距為400 m，井長800 m。以裂縫半長、裂縫間距、注入量、注入速度和燜井時(shí)間5個(gè)參數(shù)為變量進(jìn)行方案設(shè)計(jì)，以單井累積采油量為目標(biāo)，優(yōu)選注采方案。

保持裂縫半長、注入量、注入速度和燜井時(shí)間不變，模擬不同裂縫間距的異井異步注采開發(fā)指標(biāo)，模擬結(jié)果如表2所示。

從圖10看出，裂縫間距小于80 m時(shí)累積采油量隨裂縫間距增大而增加，超過80 m時(shí)采油量反而下降。說明當(dāng)裂縫間距過小時(shí)，易發(fā)生水淹，導(dǎo)致產(chǎn)油量降低，而裂縫間距過大時(shí)，水波及范圍有限，累積產(chǎn)油量反而降低。因此優(yōu)選間距80 m，實(shí)際施工時(shí)應(yīng)考慮現(xiàn)場的施工條件。

圖9 P1井的生產(chǎn)動態(tài)Fig. 9 Production performance of well P1

保持裂縫間距、注入量、注入速度和燜井時(shí)間不變，模擬不同裂縫半長的異井異步注采開發(fā)指標(biāo)，模擬結(jié)果如表3所示。

從圖11看出，裂縫半長從140 m增大到160 m時(shí)，增油效果明顯，累計(jì)采油量顯著提高，但裂縫長度超過160 m后，曲線趨于水平，表明繼續(xù)增加裂縫半長對增加累計(jì)產(chǎn)量無益。因此在現(xiàn)場實(shí)施中，考慮造縫的經(jīng)濟(jì)效益，160 m左右的裂縫半長屬于最優(yōu)。

保持裂縫間距、裂縫半長、注入速度和燜井時(shí)間不變，模擬不同注入量下異井異步注采的開發(fā)效果，模擬結(jié)果如表4所示。

從圖12看出，在裂縫間距、裂縫半長、注入速度和燜井時(shí)間相同的條件下，隨注入量的增加，累積采油量增加，當(dāng)注入量達(dá)到3500 m3時(shí)，累積采油量曲線變平緩，因此優(yōu)選注入量為3500 m3?，F(xiàn)場施工時(shí)，由于多級壓裂縫與天然微細(xì)縫組成復(fù)雜的縫網(wǎng)系統(tǒng)，注入水易沿裂縫竄進(jìn)，影響驅(qū)替效果，所以實(shí)際應(yīng)用時(shí)采用溫和注水方式。推薦初期采用較小的注水速度，充分發(fā)揮裂縫與基質(zhì)的滲吸作用，此時(shí)注入量小于采出量；后期逐步增大注入速度，達(dá)到注采平衡，最終注入量達(dá)到數(shù)值模擬確定的最優(yōu)注入量(如本例中的3500 m3)。

保持裂縫間距、裂縫半長、注入量和燜井時(shí)間不變，模擬不同注入速度下異井異步注采的開發(fā)指標(biāo)，模擬結(jié)果如表5所示。

從圖13看出，在裂縫間距、裂縫半長、注入速度和燜井時(shí)間相同的條件下，隨注入速度增大，累積采油量略有增加，但增加幅度不大。雖然如此，在不超過地層破裂壓力，以及現(xiàn)場施工條件允許的條件下，仍可以盡量增大注入速度。這樣在注入量一定的條件下，可以節(jié)約注入時(shí)間，減少生產(chǎn)周期，提高經(jīng)濟(jì)效益。此方案適用于注采平衡階段，前期仍然推薦溫和注水方式，以防嚴(yán)重的水竄發(fā)生。

保持裂縫間距、裂縫半長、注入量和注入速度不變，模擬不同燜井時(shí)間時(shí)異井異步注采的開發(fā)指標(biāo)，模擬結(jié)果如表6所示。

從圖14看出，在注入量和注入速度相同的條件下，隨燜井時(shí)間增長，累積采油量先增加后趨于平緩。燜井時(shí)間較短時(shí)，增加燜井時(shí)間可以增強(qiáng)滲吸作用，故累計(jì)采油量增加；但在相同的注入量和注入速度下，超過35 d的燜井時(shí)間對累計(jì)采油量貢獻(xiàn)減弱，故優(yōu)選燜井時(shí)間為35 d。

綜上所述，“對稱式布縫+注入縫相對+同注同采”模式的優(yōu)選方案為，裂縫間距80 m，裂縫半長160 m，注入量3500 m3，注入速度300 m3/d，燜井時(shí)間35 d，累積采油量3970 t。同時(shí)，現(xiàn)場注入介質(zhì)可以采用活性水，在保護(hù)儲層的同時(shí)可以縮短燜井時(shí)間。

表2 不同裂縫間距方案模擬結(jié)果Table 2 Simulation results of different fracture spacing in the six cases

圖10 累積采油量與裂縫間距關(guān)系曲線Fig. 10 Relationship between cumulative oil production and fracture spacing

表3 不同裂縫半長方案模擬結(jié)果Table 3 Simulation results of different half-length of fracture in the six cases

圖11 累積采油量與裂縫半長關(guān)系曲線Fig. 11 Relationship between cumulative oil production and fracture half-length

表4 不同注入量方案模擬結(jié)果Table 4 Simulation results of different injection volume in the nine cases

圖12 累積采油量和注入量關(guān)系曲線Fig. 12 Relationship between cumulative oil production and cumulative injection

表5 不同注入速度方案模擬結(jié)果Table 5 Simulation results of different injection rate in the four cases

圖13 累積采油量和注入速度關(guān)系曲線Fig. 13 Relationship between cumulative oil production and injection rates

表6 不同燜井時(shí)間方案模擬結(jié)果Table 6 Simulation results of different stewing time in the seven cases

圖14 累積采油量和燜井時(shí)間關(guān)系曲線Fig. 14 Relationship between cumulative oil production and stewing time

3.2 開發(fā)方式對比

采用CMG軟件的GEM模塊，建立油藏?cái)?shù)值模型，對衰竭開采、注水吞吐、縫間水驅(qū)、異井異步注采4種開發(fā)方式進(jìn)行數(shù)值模擬。因?yàn)楫惥惒阶⒉珊妥⑺掏露忌婕暗綘F井，4種開發(fā)方式不易形成對比，在數(shù)值模擬時(shí)，適當(dāng)延長了生產(chǎn)時(shí)間，以對比分析不同開發(fā)方式見效時(shí)間長短。實(shí)際生產(chǎn)過程需考慮注采平衡，注入和采出時(shí)間不宜相差太大。

模擬的單井日產(chǎn)油量和單井累積產(chǎn)油量如圖15和圖16所示。衰竭開采以15 t/d的采液速度定產(chǎn)生產(chǎn)，前期穩(wěn)產(chǎn)一段時(shí)間，隨后日產(chǎn)油量迅速下降，一年內(nèi)的單井累積采油量2520.8 t。

注水吞吐的日產(chǎn)油量變化分為3個(gè)階段。所有裂縫同時(shí)注水45天，累積注入量3000 m3，此階段不采油；45天后，停止注水，以15 t/d的采液速度定產(chǎn)生產(chǎn)，由于前期含水高，此階段日產(chǎn)油量呈上升趨勢；隨后，日產(chǎn)油量迅速下降，一年內(nèi)單井累積采油量2916.7 t。

縫間水驅(qū)的2口井前期奇數(shù)級裂縫注水，累積注水量同為3000 m3，同時(shí)偶數(shù)級裂縫采油，以15 t/d的采液速度定產(chǎn)生產(chǎn)，前期穩(wěn)產(chǎn)一段時(shí)間，隨后日產(chǎn)油量開始下降，一年內(nèi)的單井累積采油量4088.6 t。

采用對稱式布縫+注入縫相對+同注同采模式，優(yōu)選注采參數(shù)，前期注水10天，累積注入量3000 m3，燜井時(shí)間35 d，此階段不采油；45天后，停止注水，以15 t/d的采液速度定產(chǎn)生產(chǎn)，前期穩(wěn)產(chǎn)一段時(shí)間，隨后日產(chǎn)油量開始下降，一年內(nèi)的單井累積采油量3969.9 t。

對比圖15中4條曲線發(fā)現(xiàn)，縫間水驅(qū)和方案一的日產(chǎn)油量均比注水吞吐時(shí)更高，穩(wěn)產(chǎn)期更長，遞減率更低?？p間水驅(qū)初期采出油量較高，且未充分發(fā)揮裂縫與基質(zhì)的滲吸作用，日產(chǎn)油量發(fā)生遞減的時(shí)間早于方案一。由圖16可知，一個(gè)生產(chǎn)周期內(nèi)，注水吞吐累積提高采油量395.9 t，方案一累積提高采油量1449.2 t，縫間水驅(qū)累積提高采油量1567.8 t，縫間水驅(qū)累積采油量略高于方案一。

圖15 4種開發(fā)方式日產(chǎn)油量對比圖Fig. 15 Comparison of oil production rates in four development modes

圖16 4種開發(fā)方式累積采油量對比圖Fig. 16 Comparison of cumulative oil recovery in four development modes

10年采出程度的數(shù)值模擬結(jié)果如圖17所示。衰竭開采采出程度為8.01 %；經(jīng)過3輪次注水吞吐，采出程度為10.52 %，采出程度增加2.51 %；相同注水量情況下，縫間驅(qū)油采出程度為13.38%；方案一采出程度為14.05 %，高于縫間驅(qū)油0.67 %，高于衰竭式開采6.01 %。結(jié)合圖15、圖16，方案一模式下的異井異步注采較縫間驅(qū)替穩(wěn)產(chǎn)期更長，后期產(chǎn)量更高。但由于方案一在每個(gè)生產(chǎn)周期初期要關(guān)井一段時(shí)間，期間無產(chǎn)量，而同一時(shí)期內(nèi)縫間驅(qū)替開井生產(chǎn)，使得短期內(nèi)累積產(chǎn)油量方案一低于縫間驅(qū)油。從圖17可見，長期來看，異井異步注采的開發(fā)效果更好。

以雙壓裂水平井為例，進(jìn)行了4種開發(fā)方式的方案設(shè)計(jì)及數(shù)值模擬計(jì)算，認(rèn)為相對于準(zhǔn)天然能量衰竭式開采、注水吞吐和縫間注采，異井異步注采的開采效果更好。注水吞吐只能在短期內(nèi)小幅度提高累積采油量，不能顯著提高采收率；縫間注采早期產(chǎn)量高，但異井異步注采的穩(wěn)產(chǎn)期更長、遞減率更低、采收率更高，比縫間驅(qū)油高0.67 %，比衰竭式開采高6.01%。

上述數(shù)值模擬研究驗(yàn)證了異井異步注采的可行性，在實(shí)際生產(chǎn)中，需根據(jù)實(shí)際儲層條件靈活調(diào)整。注水階段建議采用溫和注水方式，前期注入速度小，后期注入速度逐漸增大，但注入壓力不能超過地層破裂壓力；考慮儲層的非均質(zhì)性，燜井時(shí)間和開采時(shí)間也需靈活調(diào)整，考慮到注采平衡，也可采取注水時(shí)間和開采時(shí)間差距不大的方案，比如注入20天、燜井15天、開采30天為一個(gè)周期；其次，從衰竭開采轉(zhuǎn)異井異步注采開發(fā)時(shí)，注水可分為2個(gè)階段：注水第1階段主要作用是填補(bǔ)衰竭生產(chǎn)導(dǎo)致的體積虧空，第2階段目的是使地層增壓，形成驅(qū)替。

3.3 裂縫導(dǎo)流能力

儲層非均質(zhì)性是影響致密油藏開發(fā)的重要因素。對于基質(zhì)滲透率極低的致密油藏，裂縫導(dǎo)流能力對異步注采的開發(fā)效果有著重要影響。裂縫導(dǎo)流能力低，不能形成有效的高滲通道，采收率低。太過發(fā)育的裂縫，則容易引起水竄，也會降低預(yù)期采收率。本文模擬了異井異步注采在不同裂縫導(dǎo)流能力下10年的累計(jì)采出程度。儲層滲透率仍為0.34 mD，裂縫導(dǎo)流能力分別為12 mD·m、24 mD·m、36 mD·m、48 mD·m、60 mD·m、72 mD·m、84 mD·m。

圖17 4種開發(fā)方式10年采出程度對比Fig. 17 Comparison of recovery rates in ten years for four development modes

圖18 不同裂縫導(dǎo)流能力下異井異步注采采出程度對比Fig. 18 Oil recovery of proposed methods under different fracture conductivites

圖19 10年采出程度與裂縫導(dǎo)流能力關(guān)系Fig. 19 Relationship between oil recovery and fracture conductivity after ten years

如圖18和圖19所示，裂縫導(dǎo)流能力在48 mD·m以上時(shí)，累計(jì)采出程度隨導(dǎo)流能力的增加而放緩，呈現(xiàn)明顯的上限效應(yīng)。當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力低于48 mD·m時(shí)，10年的累計(jì)采收率隨導(dǎo)流能力的降低而下降。因此，在水力壓裂的過程中，既需要形成較長的主裂縫，增加水平井的控制范圍，也需要保證支撐劑在主裂縫中的聚集，形成高滲通道，保證異井異步注采的效果。

實(shí)際生產(chǎn)中，水力裂縫經(jīng)常與天然裂縫溝通，可能導(dǎo)致注入縫與采出縫之間存在高滲透通道，增加儲層的非均質(zhì)性。針對此種情況，可人為地調(diào)節(jié)井下注采控制裝置，調(diào)節(jié)每級裂縫的注入量和采出量，增加異井異步注采對非均質(zhì)性儲層的適應(yīng)性；如遇注入縫與采出縫直接溝通的極端情況，甚至可關(guān)閉此區(qū)域的注采裝置，防止水竄發(fā)生。當(dāng)然，異步注采也有其適用范圍，它要求實(shí)施井組周圍不存在明顯的斷層，水平井完井狀況良好，水泥環(huán)能有效封堵套管與儲層間的空隙等。因此，異井異步注采需綜合考慮地層非均質(zhì)性因素、水平井完井條件和總的經(jīng)濟(jì)效益。

4 結(jié)論

(1) 提出了致密油藏多級壓裂井異井異步注采開發(fā)方式，水平井間布縫為“對稱式”，分注入縫相對和注入縫相錯2種情況。井下油管設(shè)計(jì)有配注閥和配產(chǎn)閥，實(shí)現(xiàn)縫間注采切換。

(2) 針對某L致密油藏，“對稱式布縫+注入縫相對+同注同采”模式的優(yōu)選方案為裂縫間距80 m，裂縫半長160 m，注入量3500 m3，注入速度300 m3/d，燜井時(shí)間35 d，累積增油量1449 t?，F(xiàn)場注入介質(zhì)可以采用活性水，在保護(hù)儲層的同時(shí)可以縮短燜井時(shí)間。

(3) 裂縫導(dǎo)流能力對采出程度影響顯著，某L致密油藏，當(dāng)裂縫導(dǎo)流能力低于48 mD·m 時(shí)，10年累計(jì)采出程度隨導(dǎo)流能力的降低而下降；導(dǎo)流能力高于48 mD·m時(shí)，曲線趨于水平，累計(jì)采出程度幾乎不再變化。在水力壓裂時(shí)，擴(kuò)大裂縫控制范圍會降低主裂縫的導(dǎo)流能力，具體實(shí)施時(shí)需平衡好二者的關(guān)系，實(shí)現(xiàn)最終采出程度最大化。

(4)“對稱式布縫+注入縫相對+同注同采”模式與衰竭式開采、注水吞吐及縫間水驅(qū)的開發(fā)指標(biāo)對比表明，注水吞吐只能短期內(nèi)小幅度提高累積采油量，不能顯著提高采收率；縫間水驅(qū)早期產(chǎn)量高，見效快；異井異步注采的穩(wěn)產(chǎn)期更長，采出程度更高，比衰竭式開采高6.01%，具有很好的應(yīng)用前景。

[1] LIAO X W, ZHANG K S, FANG F L, et al. Study and experiment on volumetric fracturing in low pressure tight formation of ordos basin[J]. Journal of Oil and Gas technology, 2013, 35(3): 142-144.

[2] WANG X, ZHAO Z, LI X P, et al. Mixing water fracturing technology for tight oil reservoir in ordos basin[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2012, 34 (5): 80-83.

[3] WANG W, ZHAO G, SU Y L, et al. Application of network fracturing technology to tight oil reservoirs[J]. Xinjiang Petroleum Geology,2013, 34 (3): 345-348.

[4] MAYERHOFER M J, LOLON E, WARPINSKI N R, et al. What is stimulated reservoir volume?[J]. SPE Production & Operations,2010, 25 (01): 89 – 98.

[5] KANFAR M S, GHADERI S M, CLARKSON C R, et al. A modeling study of EOR potential for CO2huff-n-puff in tight oil reservoirs-example from the Bakken formation[J]. SPE Unconventional Resources Conference, Calgary, Alberta, Canada, 15-16 February,2017.

[6] SHOAIB S, HOFFMAN B T. CO2flooding the Elm Coulee Field. Society of Petroleum Engineers[J]. SPE Rocky Mountain Petroleum Technology Conference, Denver, Colorado, 14-16 April, 2009.

[7] SURGUCHEV L, MANRIQUE E, ALVARADO V. Improved oil recovery: status and opportunities[J]. 18th World Petroleum Congress,Johannesburg, South Africa, 25-29 September, 2005.

[8] ZHANG K, SEBAKHY K, WU K, et al. Trends for tight oil exploitation[J]. SPE North Africa Technical Conference and Exhibition,Cairo, Egypt, 14-16 September, 2015.

[9] BAIHLY J D, MALPANI R, ALTMAN R, et al. Shale gas production decline trend comparison over time and basins[J]. Unconventional Resources Technology Conference, San Antonio, Texas, USA, 20-22 July, 2010.

[10] 任大忠, 孫衛(wèi), 黃海, 等. 鄂爾多斯盆地姬塬油田長6致密砂巖儲層成因機(jī)理 [J]. 地球科學(xué). 2016, (10): 1735-1744.[REN D Z,SUN W, HUANG H, et al. Formation mechanism of Chang 6 Tight Sandstone Reservoir in Jiyuan Oil field, Ordos Basin[J]. Journal of Earth Science, 2016, (10): 1735-1744.]

[11] HAN L, GU Y. Miscible CO2water-alternating-gas (CO2-WAG) injection in a tight oil formation[J]. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, 28-30 September, 2015.

[12] CHEN B, REYNOLDS A C. Ensemble-based optimization of the WAG injection process. Society of Petroleum Engineers[J]. SPE Reservoir Simulation Symposium, Houston, Texas, USA, 23-25 February, 2015.

[13] CHEN Y, OLIVER D S, ZHANG D. Ef ficient ensemble-based closed-loop production optimization[J]. SPE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, 20-23 April, 2009.

[14] 李忠興, 屈雪峰, 劉萬濤, 等. 鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段致密油合理開發(fā)方式探討[J].石油勘探與開發(fā), 2015, 42(2):217-221. [LI Z X, QU X F, LIU W T, et al. Development modes of Triassic Yanchang formation Chang 7 member tight oil in Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(2): 217-221.]

[15] 樊建明, 楊子清, 李衛(wèi)兵, 等. 鄂爾多斯盆地長7致密油水平井體積壓裂開發(fā)效果評價(jià)及認(rèn)識[J]. 中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版), 2015, 39(4): 103-110.[ FAN J M, YANG Z Q, LI W B, et al. Assessment of fracturing treatment of horizontal wells using SRV technique for Chang-7 tight oil reservoir in Ordos Basin[J]. Journal of China University of Petroleum( Edition of Natural Science) ,2015, 39(4): 103-110.]

[16] GHADERI S M, CLARKSON C R, KAVIANI D. Evaluation of recovery performance of miscible displacement and WAG processes in tight oil formations[J]. SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, Vienna, Austria, 20-22 March,2012.

[17] ZHOU W, GUPTA S, BANERJEE R, et al. Production forecasting and analysis for unconventional resources[J]. International Petroleum Technology Conference, Beijing, China, 26-28 March, 2013.

[18] SONG C, YANG D T. Optimization of CO2flooding schemes for unlocking resources from tight oil formations[J]. SPE Canadian Unconventional Resources Conference, Calgary, Alberta, Canada, 30 October-1 November, 2012.

[19] 程時(shí)清, 朱常玉, 于海洋, 等. 多級壓裂水平井縫間間隔同時(shí)注水采油方法[P]. 北京: CN105822276A, 2016-08-03.[ CHENG S Q, ZHU C Y, YU H Y, et al. Simultaneous water injection and production in multistage fractured horizontal well[P]. Beijing:CN105822276A, 2016-08-03.]