王 鵬，王 明，張佳磊，張 雷，李 博，孫文博

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏概況

D1 區(qū)C7 油藏屬于三角洲前緣亞相沉積，油藏圈閉類型主要受水下分流河道、河口壩及分流間灣等沉積微相控制，圈閉成因與砂巖的側向尖滅及巖性致密遮擋有關，屬典型巖性油藏。砂體空間上主要發(fā)育C72小層，水下分流河道發(fā)育，砂體疊加厚度大，連片性好。油藏內部砂體連通性較好，整體含油面積大、油層相對穩(wěn)定，平均孔隙度9.4%，滲透率0.18 mD，含油飽和度47.7%，時差204.5 μs/m，儲層物性差，屬致密油范疇[1]。儲層孔隙類型主要為粒間孔、溶蝕孔（包括長石溶孔、巖屑溶孔以及粒間溶孔）、晶間孔和微裂隙，其中儲層主要的儲集空間為粒間孔，泥巖微裂縫發(fā)育，是烴類初次運移的主要通道[2]。

該區(qū)2013 年實施水平井開發(fā)，主要采用五點井網(wǎng)，水平井長度400～1 600 m，井距500～700 m，排距150～180 m。改造方式主要為水力噴砂環(huán)空加砂分段多簇壓裂和水平井泵送速鉆橋塞體積壓裂，初期單井日產油8.00 t，含水率28.9%。由于區(qū)域內裂縫發(fā)育，注水適應性較差，準自然能量開發(fā)，具有開發(fā)初期水平井產量高，采油速度大，產量遞減快，采收率低的特點。

該油藏能量保持水平持續(xù)偏低，目前僅為37.8%，單井產量由8.00 t 下降到3.18 t 再下降到1.29 t，低產低效井逐年增加。能量低是目前水平井低產低效的主要原因[3-4]。

2 注水吞吐技術前期試驗效果及存在的問題

2.1 水平井注水吞吐機理

（1）補充地層能量。通過注水提升地層能量，實現(xiàn)生產過程中增大生產壓差，增加單井產量。

（2）滲吸置換作用[5-7]。致密油油藏體積壓裂改造后，形成高導流能力裂縫網(wǎng)，燜井過程中毛細管力作用將裂縫中潤濕相（水）滲吸到基質內，基質中的非潤濕相（油）被置換到裂縫中，開抽后裂縫中的原油在生產壓差作用下運移到井筒中。

（3）水洗油效果。生產排液過程中，通過注入水返排將滲吸置換到裂縫中的原油攜帶出地層，實現(xiàn)增產，提高采收率。

通過“注入補能-燜井置換-恢復采油”，過程中優(yōu)化吞吐參數(shù)、燜井時間，提升開發(fā)效果（圖1、圖2）。

圖1 吞吐試驗壓力變化示意圖

圖2 吞吐過程滲吸置換示意圖

2.2 長周期注水吞吐補能

2020-2021 年實施長周期注水吞吐4 井次，其中驅油劑+籠統(tǒng)注入1 井次，籠統(tǒng)注入2 井次，分段注入1 井次。

注入方式：注水泵穩(wěn)定注入，注入排量90～110 m3/d，累計注水量7 000～10 000 m3，注水周期70～100 d，時間較長；處理井筒后下注水管柱注入，籠統(tǒng)注入管柱下入至入窗點附近，分段注入需配套配水器和Y341封隔器。

注入總量設計思路：通過物質守恒定律，計算投產以來累計采出造成的地層虧空，要求注水量補充虧空體積的80%～100%，達到迅速恢復地層能量，提高單井產量的目的。

為了更好的評價水平井注水吞吐的效果，引入“吞吐返排率”概念，脫胎于注水開發(fā)井組的“注水比”，定義為采出水的體積與采出原油地下體積的和占注入水總體積的百分比。

“增油指數(shù)”：注水吞吐過程中累計注水量與吞吐后累計增油量的比值，用來衡量注水利用率。增油指數(shù)值越大，注水利用率越低。

注入過程中均出現(xiàn)注水壓力平穩(wěn)階段，疑似存在動態(tài)縫開啟情況，2 口井注入/燜井過程出現(xiàn)鄰井見水情況。

3 種注入方式效果整體較差，僅1 口井有效，累計增油僅118 t，增油指數(shù)50.8 m3/t。7 個月后平均返排率僅為14.6%，日產液降至措施前水平，由2.50 m3下降到2.40 m3，日產油由1.46 t 下降到0.90 t，含水率由31.3%上升到55.9%，整體提液效果較差。

提液效果差，吞吐返排率低，那就得先解釋“水去哪了”這個問題。

通過注入壓力變化分析認為：注水過程中，注水壓力持續(xù)上升，壓力上升停止后，判斷為動態(tài)縫開啟，持續(xù)注入水通過動態(tài)縫進入地層深部，停注后壓力迅速降落，裂縫再次閉合，對補充近井地帶能量作用較小。生產過程中壓力低于動態(tài)縫開啟壓力，造成裂縫內液體返排率低。

由于水平井初期經(jīng)過體積壓裂改造，近井地帶縫網(wǎng)比較發(fā)育，可以認為相對均質，物性較好；地層深部縫網(wǎng)密度逐漸變小，物性變差。隨著開發(fā)周期延長，地層壓力下降，深部裂縫逐漸閉合，演化為動態(tài)縫。

水平井注水過程可以理解為“吹氣球”的過程，見圖3。（1）注水初期，注水補充物性較好的近井地帶能量，“氣球”逐步充滿；（2）隨著注水壓力上升，“氣球”開始膨脹，注水波及體積持續(xù)增大；（3）注水壓力上升停止，“氣球”達到最大，出現(xiàn)破裂，開始漏氣，但由于持續(xù)注入，“氣球”并未出現(xiàn)萎縮，波及體積達到最大，動態(tài)縫開啟，后續(xù)注水進入動態(tài)縫中；（4）停注燜井過程中，注入壓力下降，動態(tài)縫逐步閉合，但仍為一個泄壓點，導致前期的注水持續(xù)進入地層深部，壓力持續(xù)下降，“氣球”體積變小，近井地帶“滲吸置換”作用變差。

圖3 長周期注水吞吐動態(tài)示意圖

2.3 快速注水吞吐補能

為了解決長周期注入過程中，注水有效利用率低的問題，開展了快速注水吞吐補能試驗。

設計思路：由于長周期注水吞吐注入過程中注入壓力上升到一定值后，會開啟動態(tài)縫，導致泄壓影響效果，該方式通過大幅提高注入排量，遠超動態(tài)縫的吸水量，實現(xiàn)即使動態(tài)縫開啟也能有效補充近井地帶能量的目的。分段注入是為了保障各段均勻吸水，提高注水的波及體積。

注入方式：采用壓裂車快速注入，注入排量2 160 m3/d，分3 段注入，每段注水量2 000 m3，累計注水量6 000 m3；分注工藝采用K344 封隔器+注水滑套不動管柱分段注水吞吐，即先單注第1 段，注入完畢后，投小球打開下部滑套，實現(xiàn)第2 段單獨注入；第2 段注入完畢后，投大球打開上部滑套，實現(xiàn)第3 段單獨注入。燜井過程中為3 段籠統(tǒng)燜井。

2021 年4 月實施A2H 快速注水吞吐（吞吐前累計產油4 234 t，累計產液12 115 m3），分3 段注入，注入排量2 160 m3/d，單段注水量2 000 m3，共注水6 000 m3，加EOS-3 驅油劑500 kg，燜井60 d。從注水量計算，補充地層虧空體積的44.5%。注入后井口壓力5.5 MPa，燜井3 d 后壓力降為0。注入及燜井過程中，周圍水平井未出現(xiàn)見效見水情況（表1）。

表1 快速吞吐注入?yún)?shù)

吞吐后日產液由0.79 m3上升到10.02 m3，日產油由0.34 t 上升到1.07 t，含水率由50.1%上升到87.4%，動液面由1 718 m 上升到1 652 m；吞吐3 個月日產液仍有8.22 m3，日產油1.52 t，含水率78.2%，日增油1.18 t，截至目前累計增油323 t，提液和增油效果均好于長周期注水吞吐；目前返排液量3 008 m3，返排率已達54.1%，液量仍然有4.80 m3，補能效果較好。

該方式對比長周期注入，施工周期短、提液效果好、液量較為平穩(wěn)，但高含水率期較長、增油指數(shù)（18.6 m3/t）偏大、注水有效利用率低、投入高收益低，還需進一步優(yōu)化參數(shù)。

3 小型注水吞吐補能技術實施情況及效果分析

在剖析前兩種注水吞吐工藝影響效果的主要因素基礎上，定型了小型注水吞吐補能試驗。具體分為注水流程小型吞吐和短周期灌注吞吐。

3.1 注水流程小型吞吐

設計思路：該方式通過控制注水量，避免動態(tài)縫開啟，有效補充近井地帶能量的目的（圖4）。

圖4 注水流程小型吞吐原理示意圖

注入方式：利用注水流程直接從油套環(huán)空注入，注入過程中不動生產管柱，利用抽油泵正常生產完成替油工作，燜井結束后直接可以開抽。

實施小型注水吞吐5 井次，注入?yún)?shù)50～90 m3/d，累計注入1 000 m3左右，燜井15～20 d 后開抽。

典型井：A3H 井投產初期日產液13.90 m3，日產油3.18 t，含水率73.1%；吞吐前日產液1.32 m3，日產油1.01 t，含水率11.4%，動液面1 518 m，累計產油4 285 t。該井累計灌水1 250 m3，燜井19 d。注水初期壓力上升快，為了避免動態(tài)縫開啟，降低配注注入。開抽后日產液上升至4.10 m3，日產油1.92 t，含水率49.1%，動液面985 m，流壓得到有效恢復，初期日增油0.91 t，有效期212 d，累計增油349 t，增油指數(shù)3.6 m3/t，累計返排液量979 m3，返排率81.2%，效果較好。

對比長周期及壓裂車快速注水吞吐，以注前兩者1/8 的注入量，取得1.0～1.5 倍的增油量；同時停井時間縮短為30 d，為長周期注入的1/6，壓裂車快速注水吞吐的1/2。該技術操作簡單，具備周期性實施和推廣的條件。

3.2 短周期灌注吞吐

設計思路：針對間歇性出液的水平井，不動生產管柱的情況下，通過水泥車+罐車從油套環(huán)空大排量灌注清水100 m3左右，燜井1～2 d 后開抽。

針對間歇性出液的水平井，共開展了120 井次灌注吞吐試驗，灌注后功圖充滿程度變好，通過對比大部分油井灌水后第2 d 開始見油，第3 d 含水率降至正常，液量第13～15 d 降至灌注前水平，單井平均增油15 t。部分井有效期能達到30 d，增油30 t。

短周期灌注吞吐機理：

（1）一定程度上補充地層能量；

（2）凈化井筒，將水平段上部的臟物推向水平段深部，降低井筒對出液的影響，提高產能發(fā)揮（圖5）。

圖5 短周期灌注吞吐原理示意圖

隨著水平井自然能量開發(fā)，地層能量持續(xù)下降，井筒狀況伴隨變差，出砂、油泥及其他堵塞物日益增多。由于水平段不存在口袋，這些堵塞沉積在水平段，逐步堵塞噴點，出液情況變差，導致液量下降，甚至徹底不出液。定期從套管大排量灌注，可以將水平段上部的堵塞物推向水平段深部，清理上部噴點。

根據(jù)現(xiàn)場試驗效果，多次灌注后效果會逐漸變差。這是由于水平段臟物逐漸增多，導致灌注凈化井筒的效果變差。這時便需要動管柱進行沖砂洗井作業(yè)。

4 結語

（1）注水吞吐過程中并不是注水越多效果越好，而是要提高注水的利用率，實現(xiàn)“近井地帶的有效補能”。

長周期大水量吞吐返排率低，增油效果不佳，經(jīng)濟效益差。注水過程中可以采用“注-燜-注-燜”的間歇注水方式，實現(xiàn)控壓注水，保證壓力在一個合理范圍，避免動態(tài)縫開啟。

壓裂車快速注水吞吐提液效果好，液量較為平穩(wěn)，但投入高收益低，還需進一步優(yōu)化參數(shù)。

注水流程小型吞吐返排率高，增油效果好，取得一定的經(jīng)濟效益，值得推廣，下步建議周期性實施。

（2）短周期灌注吞吐試驗在一定程度上能補充地層能量，更能有效清理井筒，發(fā)揮水平井產能，現(xiàn)場具有很強的實用性。