体积压裂开发主要分为复杂缝网的形成与全方位提高储集层渗透率两方面。传统压裂理论模式中的压裂裂缝为双翼对称裂缝, 往往以一条主裂缝为主导来改善储集层的渗流能力。而体积压裂裂缝通过应用分段多簇射孔、高排量、大液量、低黏液体材料及技术, 实现对天然裂缝、岩石层理的沟通, 在主裂缝的侧向强制形成次生裂缝, 在次生裂缝上继续分支形成二级次生裂缝, 最终形成复杂缝网。 另一方面, 体积改造后, 裂缝壁面与储集层基质的接触面积最大, 油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离缩短, 极大地提高了储集层整体渗透率^{[2, 3, 4, 5, 6]}。

低渗透油藏渗吸采油的基本原理为水遇到致密岩石, 因为毛细管压力的作用被自动吸入到岩石中, 并驱出油。由于低渗透油藏毛细管压力远高于中高渗透油藏, 为低渗透油藏渗吸采油提供了得天独厚的条件。渗吸采油主控因素包括油藏润湿性、含油饱和度、裂缝发育程度和原油粘度, 油藏越亲水、含油饱和度越高、裂缝越发育、原油粘度越低, 渗吸采油效果越好。参照国内低渗透油藏开发现状, 假设油藏有效厚度为10 m, 水平井常规压裂裂缝半长100 m, 每100 m 压裂1条缝。水平井分段多簇体积压裂将油藏改造为裂缝网络系统, 假设裂缝网络规模分别为20 m× 20 m、10 m× 10 m、1 m× 1 m, 则体积压裂后渗吸采油速度分别达到常规压裂的22、67、196倍。由此可见, 经过体积改造, 低渗透油藏的渗吸采油作用发生了质的变化^{[7, 8, 9, 10, 11, 12]}。渗吸过程与驱替过程相反, 先走小毛细管, 主要在焖井的过程中发挥作用。

注水吞吐是指注水井先注水, 再焖井返排采油的方式。油田开发实践及理论研究表明, 体积压裂后, 如对油藏采用连续注水方式补充地层能量, 油井将快速水淹, 采出程度低; 而采用注水吞吐方式一方面可快速补充地层能量, 另一方面可充分利用渗吸采油作用提高油藏采收率^{[13, 14, 15, 16]}。

利用油藏数值模拟对比连续注水与注水吞吐十年末的含水及采出程度, 结果表明:注水吞吐相比连续注水采出程度可提高一倍以上(图1), 含水率降低接近20%(图2)。

图1

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	图1 连续注水与注水吞吐采出程度对比

图2

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	图2 连续注水与注水吞吐含水率对比

异步注采为“ 注时不采, 采时不注” 的注水开发方式, 与注水吞吐相比, 异步注采可进一步降低油井含水率, 驱替井间剩余油, 提高采收率。数值模拟研究表明, 该试验区采用异步注采与注水吞吐相结合的方式, 与纯粹注水吞吐方式相比, 十年采出程度可提高1%以上, 含水率下降4%左右(图3)。

图3

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	图3 异步注采+注水吞吐与注水吞吐含水率和采出程度对比

在低渗透油田实际注水开发过程中, 随着油井含水上升, 含油饱和度逐渐降低, 大量油珠产生的贾敏效应会给低渗透油藏水驱油过程造成很大阻力, 不仅会使大量的油滴被捕集成为残余油, 而且可能“ 锁死” 已经形成的水驱油通道。因此, 采取油水井别互换的方式, 逆向驱油、增大驱动压差, 抑制和减缓贾敏效应, 具有增油效果。

体积压裂与常规压裂相同, 均有一定的有效期, 因此在体积压裂达到有效期后, 需要重新进行体积改造, 重塑缝网, 恢复裂缝渗流能力。同时, 尽可能通过压裂产生新缝, 进一步提高油藏动用程度。

选取沧东地区GD 6区块作为转变开发方式先导试验区(图4), 主要依据为:

图4

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	图4 GD 6区块构造井位

(1)油藏具有代表性。主力开发层系为孔一段枣Ⅴ 油藏, 埋深 3 740~4 000 m, 储集层平均渗透率3.9 mD, 为深层低渗透率油藏。

(2)注水开发效果差。该区块自2015年7月投产以来, 采用反九点井网, 投产8口油井, 2口注水井。2口注水井初期注水能力50 m³/d, 但注水压力逐渐上升, 累注水4.63× 10⁴ m³后井口注水压力达到35 MPa, 注水不入, 注水井停注, 通过先导试验改变开发方式, 有望大幅改善开发效果。

(3)该区块油藏含油饱和度65%, 原油粘度2.3 mPa· s, 具备渗吸采油基础。

(4)试验区相对独立, 便于后期开发评价; 区块开发时间短, 井筒条件相对完好, 有利于现场实施大规模压裂改造。

根据体积压裂+渗吸采油技术开发机理, 建立GD 6区块开发模型(图5), 具体步骤为:

图5

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	图5 先导试验区块开发模型

(1)不分油水井别, 所有井均体积压裂, 全部衰竭开采两年。

(2)两年后注水井开始注水, 注水2个月, 至地层压力恢复至原始地层压力, 后注水井焖井1个月, 注水期间采油井一直焖井。

(3)注水井焖井1个月后, 油水井均开井采油12个月。

(4)油井异步采油, 注水井吞吐渗吸共3个周期。

(5)达到经济下限后, 重复体积压裂, 且油水井互换, 重复上述步骤。