1、天然气与石油NATURAL GAS AND OIL2023年2月收稿日期:2022-08-31基金项目:中国工程院重点咨询项目“中国高含水老油田可持续发展战略研究”(2019-XZ-15)作者简介:党海龙(1971-)，男，陕西西安人，正高级工程师，博士，主要从事低渗油藏开发理论与技术研究工作。E-mail:danghl yeahnet特低渗透储层蓄能增渗研究与矿场实践党海龙1，2，3崔鹏兴1，2倪军1，2王小锋1，2李俊键3侯玢池1，2梁卫卫11 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安710065;2 陕西省特低渗透油气田勘探与开发工程技术研究中心，陕西西安710065;3 中国石
2、油大学(北京)石油工程学院，北京102249摘要:延长油田部分特低渗透油藏依靠天然能量开发，随着不断开发地层压力逐渐降低，产能不断下降。蓄能增渗作为一种针对低地层能量保持水平低的油藏的注水补能技术，通过本井大液量快速注水、关井、周围井闷井等技术手段，补充地层能量，实现周围对应油井见效，提高油藏渗流能力和渗吸作用。通过构建双重介质模型，开展室内蓄能增渗实验，结果表明:蓄能增渗最佳注入时机为衰减开发地层压力至原始地层压力的 60%70%，最佳注入量为 0.2 PV，闷井时间的增加可以提升蓄能增渗的效果。矿场实践后，油井产量在 30 d 内提高了 5 倍，效果较好，可为延长油田乃至国内其他油田的类似
3、油藏提供借鉴。关键词:衰减开发;蓄能增渗;双重介质模型DOI:10.3969/jissn1006-5539.2023.01.011Study on energy supplement and imbibition increase in ultra-lowpermeability reservoir and field practiceDANG Hailong1，2，3，CUI Pengxing1，2，NI Jun1，2，WANG Xiaofeng1，2，LI Junjian3，HOU Binchi1，2，LIANG Weiwei11 Resarch Institute of Shaanxi
4、Yanchang Petroleum(Group)Co，Ltd，Xian，Shaanxi，710065，China;2 Shaanxi Ultra Low Permeability Oil and Gas Field Exploration and Development Engineering TechnologyResearch Center，Xian，Shaanxi，710065，China;3 College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum(Beijing)，Beijing，102249，ChinaAbstr
5、act:Some ultra-low permeability reservoirs in Yanchang Oilfield rely on natural energydevelopment，the formation pressure gradually decreases and the production capacity continues to declineAs a new way to increase the energy absorption and liquid storage of the surrounding oil wells，the waterinjecti
6、on and liquid storage can be used to increase the energy absorption and liquid storage of thesurrounding oil wells，so as to improve the energy absorption and liquid storage of the surrounding oil wellsIndoor energy supplement and imbibition increase experiments are conducted by developing a dual-med
7、iummodel The results show that the best injection time of energy storage and permeability enhancement is toattenuate the development formation pressure to 60%70%of the original formation pressure，and the28油气勘探与开发第41卷第1期OIL&GAS EXPLORATION AND DEVELOPMENTbest injection volume multiple is 0.2 PV The i
8、ncrease of soaking time can enhance the effect of energysupplement and imbibition increase After field application，the oil well production can be increased by 5times in 30 days，and the effect is good This study can provide valuable reference for reservoirs of the samenature in Yanchang Oilfield and
9、other domestic oilfieldsKeywords:Attenuation development;Energy supplement and imbibition increase;Dual mediummodel0前言特低渗透油藏“注不进，采不出”、油井低产低液、以及地层能量亏空大等问题制约着该类油藏的经济有效开发15。目前，压驱注水技术已在胜利油田、华北油田等得到了广泛应用67。该技术基本是在常规注水“注不进”的注入井上开展，以高于储层岩石破裂压力，进行高压注水，扩展储层裂缝，解决注入性的问题。延长油田地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡带，以特低渗透储层为主，水资源匮乏，部分区块无注
10、水井，也缺乏相应的注水管线，长年采用衰竭式开发，整体地层能量保持水平低，个别区块只有 40%左右，储层天然裂缝发育，压驱注水容易造成裂缝沟通，形成高渗通道1，3。针对低压力保持水平低、长期依靠衰竭开发且无对应注水井的储层，延长油田提出蓄能增渗技术，将亏空严重的油井转为注水井，在远低于破裂压力的条件下进行大液量补能，减弱因高压导致的高渗通道的形成，适当启动人工压裂裂缝末端的缝网，通过井组整体闷井来扩大宏观波及面积与微观渗吸驱油范围，充分发挥渗吸置换作用，实现井组受益增产。目前，对于蓄能增渗技术的注入时机、注入量、闷井时间研究较少。本文研制双重介质模型与蓄能增渗实验模拟系统，对低压力保持水平井的储
11、层开展蓄能增渗实验模拟，优化蓄能增渗注入时机、注入量、闷井时间等关键参数，为矿场实践提供指导依据。1蓄能增渗机理分析低产油气井初次压裂导致地应力状态受到严重破坏。在地应力出现改变之后，随着初期最小水平主应力不断增大，注水可以开启注水诱导裂缝，并改变原裂缝的方向814。蓄能增渗技术通过大液量注水提压增注，在此作用下压力场重新分布，强制性裂缝会沿原裂缝方向发展，增加主缝末端裂缝的开启，增大了渗流通道。由于特低渗储层具有启动压力梯度，流体地层饱和压差小，特低渗透油藏开发受到更多限制15。此类油藏在初期采取衰竭开发后，地层压力下降较快，如果注水不及时，造成油藏地层压力低于饱和压力，容易使地层快速脱气，
12、导致油藏产量进一步降低或停采1618。蓄能增渗的注入水在储层中发生渗吸作用，将沿着较细小的孔隙喉道侵入基质岩块，被吸入的水将储层中的原油从中低渗的基质岩块中置换出来，进而原油向较大孔隙喉道处流动1920。2蓄能增渗实验2.1实验设备及材料2.1.1实验装置实验装置主要由平板岩心夹持器、注入泵、围压泵、油/水中间容器、压力采集器及集液装置组成，见图 1。图 1实验流程图Fig1Experimental flow chart38天然气与石油NATURAL GAS AND OIL2023年2月2.1.2实验材料1)实验岩心:岩心设计为双重介质岩心，边界以蓝色细线条表示。岩石基质用红色标明，孔隙度和渗
13、透率分别设置为 0.1 和 1 mD。岩石基质为一系列均匀排列的 4 cm4 cm2.54 cm 的长方体组成，其中基质岩长宽高为 2 块11 块1 块的排列，裂缝宽度为 0.6 cm，组成了一个尺寸为 50 cm10 cm2.54 cm 的双重介质岩心，本次实验选取 8 块，岩心编号 18。人工裂缝在蓝色岩石边界和红色基质之间的白色区域，其孔隙度和渗透率分别是 0.35 和 1 000 mD，见图 2。岩心样品与制作的压实磨具利用接触角法测定样品润湿角为 44，润湿性属于亲水。图 2岩心样品参数图Fig2Parameters of core samples2)实验流体:本实验所使用的油样来自
14、油田现场的致密 油。经 测 量，原 油 密 度 为 8.05 g/cm3，黏 度 为2 mPas(常温常压下)，水相是由去离子水与荧光素钠(0.1 mg/mL)进行混合。混合后的水样颜色呈绿色并与原油油样的黑色形成鲜明对比。2.2实验步骤打磨岩心端面，加围压，抽真空。以 0.1 mL/min 的恒定速度给岩心饱和油，当出口端见油后，将回压阀接入出口端并将反压设置在 3 MPa 继续注油约 4 h。出口端始终用量筒记录出水和出油量，并用于计算出原始含油/水饱和度。打开出口端，设定回压阀的压力，模拟衰竭开采，直至不再出油为止。以设定的注入量向岩心注水，并保证围压始终大于注入压力 2 MPa 以上。
15、闷井到设定的时间，打开出口端，在出口端定时记录产油产水量。当实验含水率达到 95%时终止实验。2.3结果与分析本研究包括三大类实验，分别研究了蓄能增渗的注入时机、注入量和闷井时间对采收率的影响，具体实验测量参数见表 1。表 1蓄能增渗实验测量参数表Tab1Test table of energy supplement and imbibition increase实验内容岩心编号原始含油饱和度注入量/PV注入时机(衰减开采结束时压力)/MPa闷井时间/h 衰减采收率最终采收率注入时机测试869.7%0.232419.55%274.1%0.22248.55%23.87%174.0%0.21241
16、0.05%21.65%370.6%0.202414.06%17.52%注入量测试469.4%0.12249.65%24.57%274.1%0.22248.55%23.87%571.2%0.32247.33%17.25%闷井时间测试668.2%0.221211.98%17.32%274.1%0.22248.55%23.87%764.9%0.224813.02%30.07%48油气勘探与开发第41卷第1期OIL&GAS EXPLORATION AND DEVELOPMENT2.3.1蓄能增渗注入时机的影响双重介质模型在模拟衰减开发过程中，在 8 号、1 号、2 号、3 号岩心压力分别降落至原始压力的 100%、67%、33%、0 时，注入 0.2 PV 的模拟注入水，停注后经过24 h 的闷井进行二次开采。实验记录见图 34，8 号岩心相当于超期注水，所以前期采油速度快;3 号岩心在压力从原始的 3 MPa 下降至大气压的过程中，随着压力的衰减，采 出 程 度 不 断 增 加，衰 减 开 发 采 出 程 度 为14.06%，在注水蓄能之前，相当于衰竭式开发。对比 4组岩心的最终采收率发现，