考慮動態(tài)裂縫的特低滲透油藏滲流模型

彭緩緩，王文環(huán)，呂文峰，姜晶，姜瑞忠，馬棟

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中海油天津分公司，天津300457；3.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580）

考慮動態(tài)裂縫的特低滲透油藏滲流模型

彭緩緩1，王文環(huán)1，呂文峰1，姜晶2，姜瑞忠3，馬棟3

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中海油天津分公司，天津300457；3.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580）

特低滲透油藏注水過程中產生注水動態(tài)裂縫，導致油井生產特征差異大、油水滲流規(guī)律復雜。為綜合考慮動態(tài)裂縫和基質非線性滲流對開發(fā)的影響，通過開發(fā)動態(tài)、巖石力學及各類測試資料分析，確定了動態(tài)裂縫開啟壓力界限及延伸規(guī)律。利用“方向性壓敏效應”表征最大主應力方向動態(tài)裂縫開啟與延伸，結合“非線性滲流”表征側向基質驅替，改進了特低滲透油藏滲流模型。利用改進的模型準確預測出WY油藏剩余油富集區(qū)域，指導了油藏井網的加密調整，提高水驅采收率5百分點，為剩余油分布預測及水驅開發(fā)調整提供了依據和手段。

特低滲透油藏；動態(tài)裂縫；側向驅替；非線性滲流；剩余油分布

0　引言

特低滲透油藏注水開發(fā)受裂縫與基質非均質雙重制約，滲流規(guī)律復雜。目前，在特低滲透儲層裂縫對水驅開發(fā)效果影響方面的研究，主要集中在天然裂縫及人工壓裂裂縫［1-4］，但是，在特低滲透油藏注水開發(fā)過程中，由于儲層物性差，長期注水后憋壓使得注水井壓力不斷升高，超過儲層潛裂縫開啟和延伸壓力，導致油藏在水驅開發(fā)過程中顯現(xiàn)新的地質屬性——動態(tài)裂縫［5-9］，油藏滲流也由原始單一孔隙介質滲流轉變?yōu)榭紫杜c裂縫的復合滲流，導致油井暴性水淹，加重注入水無效循環(huán)，成為影響水驅開發(fā)效果的主控因素。

近年來對特低滲透油藏水驅滲流理論的研究由最初的達西滲流模型逐漸發(fā)展為考慮啟動壓力梯度、應力敏感的滲流模型，對裂縫的表征只是通過改變近井地帶導流能力來等效人工壓裂裂縫，而沒有考慮在注水過程中動態(tài)裂縫的開啟及延伸特征。

本文以長慶油田WY特低滲透油藏為例，從水驅開發(fā)規(guī)律研究出發(fā)，結合室內實驗及基礎理論研究，綜合考慮動態(tài)裂縫和基質非線性滲流對開發(fā)的影響，對滲流模型進行了改進。改進的模型更能反映特低滲透油藏水驅開發(fā)規(guī)律的本質。

1　動態(tài)裂縫影響下的水驅規(guī)律

1.1油藏概況

以長慶油田WY油藏為例。該油藏滲透率為2.3× 10-3μm2，地層壓力系數為0.76；20世紀90年代初注水開發(fā)，油井壓裂后才能獲得工業(yè)油流，水井均采用爆燃爆壓方式投注；采用中高滲油藏井網形式，300 m正方形反九點井網，注水井排方向為東西向，與該區(qū)域的現(xiàn)今最大主應力方向NE67°夾角成23°。

1.2生產井水淹特征

WY油藏投產不到2 a，隨著動態(tài)裂縫的開啟和延伸，最大主應力方向油井陸續(xù)發(fā)生暴性水淹。根據油井產量和含水變化特征及位置分布特點，可將油井分為主向井和側向井2種，生產特征如圖1所示。

圖1　WY油藏不同類型油井生產特征曲線及分布

由圖可以看出：1）主向井。投產1 a左右即發(fā)生暴性水淹，具有明顯的裂縫見水特征（含水率上升、產液量上升、產油量遞減），該類油井與相鄰井組水井連線與現(xiàn)今最大水平主應力方向一致。2）側向井。無水采油期較長，有的長達數十年，且見水后表現(xiàn)為特低滲透油藏特有基質水淹特征（難以靠含水率上升提液，且隨著含水率上升產液量和產油量均遞減），該類油井主要分布在現(xiàn)今最大主應力方向水線兩側。

1.3油藏水驅規(guī)律

從主、側向2類井生產特征分析可見，特低滲透油藏開發(fā)由最初基質驅替變?yōu)橹飨蛄芽p驅替，水驅開發(fā)主要分為2個階段。第1階段為沿現(xiàn)今最大主應力方向裂縫驅替階段。注入水憋壓并沿現(xiàn)今最大主應力方向造縫，導致該方向油井發(fā)生暴性水淹，油藏含水上升，屬裂縫滲流。第2階段為沿側向基質驅替階段?，F(xiàn)今最大主應力方向水淹井關井或轉注后，沿裂縫形成高壓條帶，注入水開始近線性側向基質驅替，屬基質非線性滲流。

綜上可知，油藏動態(tài)裂縫的開啟和延伸直接影響著油井水淹分布規(guī)律，決定了油藏開發(fā)階段的劃分，已成為影響特低滲透油藏水驅開發(fā)效果的主控因素。

2　動態(tài)裂縫開啟與延伸規(guī)律

動態(tài)裂縫的本質是巖石各向異性造成的巖層的方向性破裂，其產生需要兩大因素：一是巖石中微結構面（如礦物的解理、晶格缺陷、晶粒邊界、微裂隙等）的存在降低了巖石的強度；二是孔隙壓力增大，巖石強度下降，達到儲層裂縫開啟壓力［7-9］。

2.1動態(tài)裂縫開啟壓力判別方法

動態(tài)裂縫開啟壓力判別與延伸規(guī)律認識，是特低滲透水驅油藏管理與注采調控的基礎。經過研究，動態(tài)裂縫開啟壓力主要可用現(xiàn)今最小水平主應力判別法和注水指示曲線判別法這2種方法來確定。

2.1.1現(xiàn)今最小水平主應力判別法

根據地層破裂壓力計算公式可知，裂縫開啟壓力應大于等于現(xiàn)今最小水平主應力與巖石抗張強度之和。當儲層發(fā)育微裂縫時，巖石抗張強度近似認為0，裂縫的張開只需克服現(xiàn)今水平最小主應力。實驗室測定WY油藏現(xiàn)今最小主應力在20 MPa左右，因此其動態(tài)裂縫開啟壓力應為20 MPa左右。

式中：pfo為裂縫開啟壓力，MPa；σh為現(xiàn)今水平最小主應力，MPa；To為巖石抗張強度，MPa。

2.1.2注水指示曲線判別法

WY油藏4口典型水井注水指示曲線表明，注水井注水量與注入壓力成正比。當注水井井口壓力達到7～8 MPa（注水井井底壓力為19～20 MPa），曲線出現(xiàn)明顯拐點，吸水強度由原來的4～6 m3/（d·m）突增至13～25 m3/（d·m），這標志著儲層動態(tài)裂縫的開啟（見圖2），可認為此時注水井井底壓力即為動態(tài)裂縫開啟壓力。

圖2　WY油藏典型水井注水指示曲線

2.2動態(tài)裂縫延伸規(guī)律

動態(tài)裂縫的延伸方向與水力壓裂裂縫類似，總是優(yōu)先沿最小破裂壓力方向延伸，與現(xiàn)今最大水平主應力方向保持一致。WY油藏3口水井注示蹤劑測試資料證明，水驅滲流優(yōu)勢方向均表現(xiàn)為現(xiàn)今最大水平主應力方向NE67°，利用數值模擬解釋的吸水層平均滲透率高達341×10-3μm2，具有明顯的裂縫滲流特征。

3　特低滲透油藏滲流模型的改進

通過前文分析得知，在特低滲透油藏注水開發(fā)中，動態(tài)裂縫的開啟控制了特低滲透油藏水驅開發(fā)規(guī)律，使得水驅開發(fā)過程分為2個階段：第1階段為注入水沿動態(tài)裂縫驅替，遵循達西滲流規(guī)律；第2階段為沿裂縫側向基質驅替，遵循非線性滲流規(guī)律。因此，為準確表述特低滲透油藏兩段式水驅開發(fā)規(guī)律，綜合室內實驗、生產數據分析，對動態(tài)裂縫開啟、延伸規(guī)律以及基質非線性滲流規(guī)律進行了研究與表征。

3.1動態(tài)裂縫變化規(guī)律表征

3.1.1方向性壓敏

注水過程中，裂縫的開啟、閉合、延伸等動態(tài)變化特征與儲層物性及壓力有關，裂縫的動態(tài)變化，反映到開發(fā)動態(tài)上，就是儲層的滲透率發(fā)生了變化［10-11］。這與壓敏是相似的，但是這種滲透率的變化是具有方向性特征的，沿著裂縫的方向，滲透率發(fā)生變化，垂直于

式中：K為壓力p時的滲透率，10-3μm2；K0為原始地層壓力p0時的滲透率，10-3μm2；αK0為壓力p0時的滲透率變化系數。

3.1.2方向性相滲

在裂縫等效區(qū)域，不僅滲透率是變化的，而且其滲流規(guī)律也不同于低滲基質中的兩相滲流規(guī)律。由于裂縫具有一定開度，且滲流能力強，其滲流的特殊性表現(xiàn)在：不存在啟動壓力梯度、束縛水和殘余油飽和度小、兩相滲流區(qū)寬、殘余油條件下，水相滲透率高等特點，因此在裂縫中采用裂縫相滲系統(tǒng)。由于裂縫的相滲是與方向性壓敏配合使用，將其稱之為“方向性相滲”。

3.2基質非線性滲流規(guī)律表征

低滲透儲層孔喉細微，孔隙比表面積大，固-液界面張力作用顯著，邊界層影響不可忽略，流體呈現(xiàn)非牛頓特性，導致流體在低滲透儲層中流動存在非線性滲流［12-13］?；诿毠苣Ｐ?，引入邊界層和流體屈服應力，建立側向驅替過程中油水兩相運動方程：裂縫方向，滲透率不變，其稱之為“方向性壓敏”。通過實驗室測定、現(xiàn)場生產資料分析，確定滲透率隨著壓力的變化呈指數變化關系。

油、水兩相連續(xù)方程可表示為

將運動方程代入連續(xù)性方程，得到流動方程，轉換成地面標準狀況下體積守恒形式，再加上定解條件，就構成了完整的數學模型：

式中：vo，vw分別為油相、水相滲流速度，cm/s；K（Δpo）為考慮壓敏效應的巖石絕對滲透率，μm2；po，pw分別為油、水壓力，10-1MPa；Kro，Krw分別為油相、水相相對滲透率；μo，μw分別為油、水黏度，mPa·s；ζ1o，ζ2o，ζ1w，ζ2w分別為油相、水相非線性滲流參數，10-1MPa/cm；ρo，ρw分別為油、水密度，g/cm3；D為油藏深度，cm；g為重力加速度，cm/s2；qo，qw分別為油相、水相單位時間采出的質量，g/s；qov，qwv分別為油相、水相單位時間采出的體積，cm3/s；Bo，Bw分別為油、水體積系數；φ（Δpo）為考慮壓敏效應的巖石孔隙度；So，Sw分別為油、水飽和度。

4　模型應用

利用改進的特低滲透油藏滲流模型，編制了兩相非線性滲流數值模擬軟件，并選取WY油藏6個井組進行模擬研究。WY油藏綜合含水率56%，含水上升率為3.3%，水驅矛盾日益突出。應用以上研究成果，計算了含油飽和度場分布，結果表明注入水沿現(xiàn)今最大主應力方向驅替，側向井動用程度低，平面驅替不均勻，大量剩余油分布在水線兩側，裂縫兩側注入水的波及范圍不足100 m。

基于模型對WY油藏剩余油富集區(qū)的新認識，優(yōu)化了該油藏最佳井網加密調整方式為：沿現(xiàn)今最大主應力方向線性注水，并在側向均勻加密2口油井，形成井排距為224 m×130 m的線性注采井網（見圖3）。加密調整效果顯著，加密調整后，油藏平均單井日產油由1.6 t上升到1.8 t；采油速度由調整前的0.8%提高到1.3%；綜合含水率由56%降低為50%；水驅采收率由原來的25%上升到30%（見圖4）。

圖3　WY油藏井網加密調整模式

圖4　井網加密調整前后采收率變化曲線

5　結論

1）特低滲透油藏注水動態(tài)裂縫的開啟和延伸是造成油井生產特征差異的原因，是影響水驅開發(fā)效果的主控因素；動態(tài)裂縫的開啟與延伸使得特低滲透油藏水驅開發(fā)分為2個階段：第1階段沿現(xiàn)今最大水平主應力方向裂縫驅替；第2階段沿裂縫側向基質驅替。

2）特低滲透油藏注水動態(tài)裂縫的開啟壓力為現(xiàn)今最小水平主應力，延伸方向為現(xiàn)今最大主應力方向。

3）考慮動態(tài)裂縫開啟與延伸規(guī)律以及基質非線性滲流特征，改進了特低滲透油藏滲流模型，準確表征了特低滲透油藏水驅開發(fā)2個階段的不同滲流特征。

4）利用改進的模型準確預測了WY油藏剩余油主要富集在現(xiàn)今最大主應力方向水線兩側約100 m外的區(qū)域，并提出了轉注主向水淹井、側向加密2口油井的線性注采井網加密調整方式，WY油藏加密后采收率提高了5百分點。

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（編輯王淑玉）

Seepage model of ultra-low permeability reservoir considering dynamic fracture

PENG Huanhuan1，WANG Wenhuan1，LYU Wenfeng1，JIANG Jing2，JIANG Ruizhong3，MA Dong3
（1.Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Beijing 100083，China；2.Tianjin Branch of CNOOC，Tanjin 300457，China；3.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao 266580，China）

Dynamic fracture will be produced during the process of ultra-low permeability reservoir water flooding.Dynamic fracture causes huge differences among oil well production characteristics and makes the flow law more complex.In order to study the influence of dynamic fracture and matrix nonlinearity，the dynamic fracture opening pressure boundary and its extension law were determined through the analysis of rock mechanics，development trends and all kinds of test data.Using the"sensitive directional effect"to characterize the opening and extension of dynamic fracture in the maximum principal stress direction and"non-linear seepage"to characterize lateral matrix displacement，the seepage model of ultra-low permeability reservoir was improved.With the improved model，WY reservoir remaining oil-rich region was accurately predicted，which guided the encryption adjustment and improved water flooding recovery by 5%.This model provides the basis and means for the prediction of the remaining-oil distribution and the adjustment of water flooding.

ultra-low permeability reservoir；dynamic fracture；lateral displacement；non-linear seepage；remaining-oil distribution

TE348

A

10.6056/dkyqt201605019

2016-02-20；改回日期：2016-07-20。

彭緩緩，女，1982年生，工程師，碩士，主要從事低滲透油氣田開發(fā)工作。E-mail：phh21@petrochina.com.cn。

引用格式：彭緩緩，王文環(huán)，呂文峰，等.考慮動態(tài)裂縫的特低滲透油藏滲流模型［J］.斷塊油氣田，2016，23（5）：630-633.

PENG Huanhuan，WANG Wenhuan，LYU Wenfeng，et al.Seepage model of ultra-low permeability reservoir considering dynamic fracture［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：630-633.