縫洞型油藏開發(fā)流體勢數(shù)學(xué)模型及調(diào)控效果影響因素

李 青 ，李小波，杜春暉，劉洪光，丁 磊，楊 敏，孫致學(xué)

（1.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊 830011；2.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580）

中國西部碳酸鹽巖油藏油氣資源豐富，其中縫洞型約占2/3，是中國石油增儲(chǔ)上產(chǎn)的重要陣地［1-2］。塔河油田是中國典型的縫洞型碳酸鹽巖油藏，位于塔里木盆地阿克庫勒凸起軸部，油田主體區(qū)是由多期巖溶作用疊加改造而成。相對(duì)于中東、北美等地區(qū)的碳酸鹽巖油藏，塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏埋藏深（深度大于5 400 m），儲(chǔ)集空間類型多（以溶洞和大型裂縫為主，溶洞規(guī)模較大且連通形式多樣），儲(chǔ)層預(yù)測不確定性大，縫洞單元內(nèi)儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)且油水關(guān)系復(fù)雜［3-5］。上述特征造成塔河油田油井初始產(chǎn)能差異大、油井穩(wěn)產(chǎn)期短，油井見水具有突發(fā)性，水驅(qū)采收率僅為14.9%。截至2015 年底，塔河油田見水井839 口，占總開采井?dāng)?shù)的71%。建立分類管控技術(shù)對(duì)策，即對(duì)未見水高產(chǎn)油井優(yōu)化合理工作制度，盡量延長油井無水采油期，對(duì)已見水縫洞單元探索增能控水的綜合調(diào)控方法成為油田生產(chǎn)亟需解決的關(guān)鍵難題［6-10］。

1940 年，HUBBERT 基于理論流體力學(xué)中的伯努利原理，同時(shí)考慮油氣在地下各點(diǎn)之間所具有的機(jī)械能，提出了油氣成藏中的質(zhì)量流體勢概念［11］。從能量守恒角度研究地下油氣水等流體運(yùn)移規(guī)律，并應(yīng)用于油氣資源勘探領(lǐng)域。鄒才能等在研究油氣成藏動(dòng)力問題時(shí)，明確了流體勢壓差和勢差概念內(nèi)涵，提出流體勢包括水勢、油勢和氣勢，指出流體在地下兩點(diǎn)之間流動(dòng)的根源是兩點(diǎn)之間存在壓差或者勢差［12］。作為油氣運(yùn)移的反過程，油氣藏儲(chǔ)層中油氣等烴類流體的采出亦取決于空間流體勢差。流體勢開始由油氣運(yùn)聚成藏方面應(yīng)用到砂巖油藏開發(fā)領(lǐng)域。蒲玉國等認(rèn)為，油田注水開發(fā)中可動(dòng)的油氣一部分將運(yùn)聚到更低勢區(qū)的油井而被采出，另一部分將富集在圈閉中無井控制的低勢閉合區(qū)而成為剩余油潛力區(qū)［13］。趙俊威等遵循流體勢控流理論，在砂巖油藏優(yōu)勢滲流通道識(shí)別、剩余油富集區(qū)預(yù)測方面取得了較好的應(yīng)用效果［14-15］。調(diào)研結(jié)果表明，流體勢在縫洞型油藏勘探開發(fā)中的理論研究與應(yīng)用鮮見發(fā)表。為此，筆者在塔河油田縫洞單元流體勢調(diào)控礦場實(shí)踐的基礎(chǔ)上，提出了縫洞型油藏開發(fā)過程中流體勢理論模型及計(jì)算方法，并分析水體倍數(shù)、采液比和排液量等因素對(duì)縫洞型油藏開發(fā)流體勢的影響規(guī)律，以期為縫洞型油藏老區(qū)綜合調(diào)控技術(shù)對(duì)策制定提供理論支撐。

1 縫洞型油藏與砂巖油藏流動(dòng)模式及開發(fā)方式差異

縫洞型油藏儲(chǔ)集空間類型多，有效儲(chǔ)集體空間分布隨機(jī)，以溶洞和大型裂縫為主要儲(chǔ)滲空間，滲流和自由流乃至湍流等多種流動(dòng)模式復(fù)合出現(xiàn)，該類油藏流動(dòng)模式及開發(fā)方式與砂巖油藏明顯不同［16］。其一，油藏流體流動(dòng)模式復(fù)雜及流體流速不同。相同生產(chǎn)壓差下，縫洞型油藏未充填洞穴和巖溶管道內(nèi)流體流速明顯高于以孔隙為主的砂巖油藏，尤其在充填程度較低的洞穴型儲(chǔ)層近井區(qū)域，流體流速高，在運(yùn)動(dòng)方程中慣性力不可忽略。其二，由于縫洞型油藏存在大型未充填洞穴、大型酸壓裂縫和裂縫-孔隙型儲(chǔ)層等多種儲(chǔ)滲介質(zhì)，流體在不同介質(zhì)中所遵循的流動(dòng)模式顯著不同。以表征流體慣性力與黏滯力比值的雷諾數(shù)作為判別標(biāo)準(zhǔn)，將裂縫-孔隙型儲(chǔ)層、大型酸壓裂縫和未充填洞穴劃分為不同的流動(dòng)模式（表1）。由于儲(chǔ)集體內(nèi)溶洞洞徑和裂縫開度遠(yuǎn)大于砂巖喉道內(nèi)徑，根據(jù)毛細(xì)管力方程可知，縫洞型油藏內(nèi)部毛細(xì)管力很小，因此界面系統(tǒng)對(duì)多相流體流動(dòng)的影響低于中低滲透砂巖油藏，尤其是當(dāng)油田處于天然能量驅(qū)動(dòng)的彈性開發(fā)初期，天然水侵尚未發(fā)生時(shí)，地層內(nèi)單相流動(dòng)，此時(shí)界面能可以忽略。其三，砂巖油藏有效儲(chǔ)層空間分布穩(wěn)定、相對(duì)均質(zhì)，且儲(chǔ)層呈層狀分布，該類油藏縱向上以開發(fā)層系為基本單元，平面上以面積井網(wǎng)和切割井網(wǎng)等相對(duì)規(guī)則的井網(wǎng)系統(tǒng)為主。而縫洞型油藏沒有傳統(tǒng)意義上“油層”的概念，含油儲(chǔ)集體在奧陶系內(nèi)離散分布，儲(chǔ)層預(yù)測難度大。由于洞穴、溶蝕孔洞及裂縫等儲(chǔ)集空間多樣，儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)。該類油藏以縫洞單元為基本開發(fā)對(duì)象，以地震反演及縫洞雕刻的串珠狀“甜點(diǎn)”作為靶點(diǎn)，以點(diǎn)狀非規(guī)則布井為主［3］。相對(duì)于砂巖油藏，縫洞型油藏開發(fā)井網(wǎng)欠完善，井控地質(zhì)儲(chǔ)量低，井間通道及水侵路徑識(shí)別難度大，尤其是油井見水后產(chǎn)量銳減，調(diào)控治理手段有限，一次和二次采收率較低。

表1 縫洞型油藏與砂巖油藏流動(dòng)模式及開發(fā)方式對(duì)比Table1 Comparison of flow model and development mode of fracture-cavity reservoir and sandstone reservoir

2 數(shù)學(xué)模型和計(jì)算方法

2.1 數(shù)學(xué)模型

理論研究及開發(fā)實(shí)踐表明，地層中流體勢是決定縫洞型油藏油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律及水侵方向的本質(zhì)因素［17-18］?？p洞型油藏內(nèi)流體受力分析結(jié)果表明，單位體積流體在開發(fā)過程中主要作用力包括重力、彈性力、界面張力、慣性力和黏滯力。因此，縫洞型油藏開發(fā)流體勢主要包括位能、壓能、動(dòng)能、界面能、黏滯力能和能量損耗?；谀芰渴睾愫土黧w力學(xué)基本原理，建立的縫洞型油藏開發(fā)流體勢數(shù)學(xué)模型為：

（1）式中右邊由左到右分別為位能項(xiàng)、壓能項(xiàng)、動(dòng)能項(xiàng)、界面能項(xiàng)、黏滯力能項(xiàng)和能量損耗項(xiàng)。其中，位能是指地下單位體積流體在重力作用下相對(duì)于基本面所具有的能量。對(duì)于地下油氣來講，埋深通常上千米，油藏厚度達(dá)上百米，以埋深為4 000 m、厚度為100 m 的油藏為例，油藏原油相對(duì)于地面具有的位能約為3.5×107J，單位體積原油由油藏底部到頂部對(duì)應(yīng)的位能變化量約為8.7×105J。壓能是指單位體積流體在油藏壓力下具有的能量。在油藏開發(fā)過程中，油藏壓力是變化的，不同的壓力對(duì)應(yīng)的壓能不同。假定初始油藏壓力為50 MPa，進(jìn)入平衡開發(fā)后油藏的壓力為45 MPa，則油藏由初始狀態(tài)進(jìn)入平穩(wěn)開發(fā)這一段時(shí)間內(nèi)，油藏流體壓能變化值為5×106J。動(dòng)能是指單位體積流體流動(dòng)過程中不同流速時(shí)具有的能量。對(duì)于縫洞型油藏來說，由于未充填洞穴和斷裂系統(tǒng)是流體的存儲(chǔ)空間和運(yùn)移通道，因此其動(dòng)能計(jì)算不同于常規(guī)油藏。流體流速與壓力梯度的關(guān)系因存儲(chǔ)空間的狀況不同而不同。在研究縫洞型油藏不同介質(zhì)內(nèi)流體流動(dòng)方程時(shí)，一般根據(jù)雷諾數(shù)選擇不同的流動(dòng)方程來描述裂縫-孔隙（型）、大型酸壓裂縫、未充填洞穴型儲(chǔ)層內(nèi)的流動(dòng)模式。界面能是依存于油水兩相不互溶界面處由于界面張力產(chǎn)生的附加能，其大小與油水性質(zhì)、界面張力及儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)參數(shù)有關(guān)。流體在縫洞型油藏內(nèi)部流動(dòng)時(shí)，存在油、氣、水、固之間的復(fù)雜界面系統(tǒng)，使得表面層顯示出表面張力、表面吸附和毛細(xì)現(xiàn)象等機(jī)理，從而產(chǎn)生界面能。流體的黏滯性是指流體在運(yùn)動(dòng)狀態(tài)下抵抗剪切變形的能力，即內(nèi)部流體質(zhì)點(diǎn)之間出現(xiàn)的相對(duì)運(yùn)動(dòng)。黏滯力能是由于相鄰層間流體以不同速度流動(dòng)時(shí)產(chǎn)生的摩擦造成的，其大小與流體流動(dòng)時(shí)的剪切速率和黏度有關(guān)。流體在縫洞型油藏內(nèi)流動(dòng)過程中，各流體層之間以及流體與巖石內(nèi)壁之間會(huì)產(chǎn)生摩擦阻力，由該阻力所引起的能量損失稱為沿程損耗。與此同時(shí)，流體流經(jīng)孔隙、裂縫和溶洞等不同儲(chǔ)集空間時(shí)在邊界急劇變化的區(qū)域亦存在流動(dòng)阻力，稱為局部損耗。沿程損耗和局部損耗兩部分組成了（1）式右邊的能量損耗項(xiàng)，其大小與流體黏度、巖石內(nèi)壁粗糙度和沿程長度等參數(shù)相關(guān)。

塔河油田埋藏深，天然能量充足的縫洞系統(tǒng)一般經(jīng)歷天然能量驅(qū)動(dòng)的彈性開采階段、以單井注水替油為主的注水開發(fā)早期階段和單元注采的注水開發(fā)中晚期階段［2］。這3 個(gè)開采階段油藏流體由單相原油過渡到油水兩相，原油相對(duì)于基準(zhǔn)面位置發(fā)生變化，同時(shí)，油藏壓力、儲(chǔ)層物性及流體性質(zhì)均發(fā)生變化。以未充填洞穴儲(chǔ)層彈性開采階段為例，油藏在彈性開采過程中，生產(chǎn)井壓力低，周圍形成低流體勢區(qū)域；壓降漏斗由生產(chǎn)井向外擴(kuò)散，流體通過裂縫或溶蝕孔洞進(jìn)入生產(chǎn)井，在該階段油藏中僅有單相原油流動(dòng)，所以不存在界面能。其中，裂縫-孔隙型儲(chǔ)層內(nèi)流體流動(dòng)遵循達(dá)西滲流，大型酸壓裂縫中流體流動(dòng)符合Forchheimer 高速非達(dá)西滲流，未充填洞穴內(nèi)流動(dòng)模式為Navier-Stokes 自由流。生產(chǎn)井附近的壓力場分布呈較規(guī)則的同心圓形狀分布，形成“漏斗狀”的壓力場［19］，地層中某點(diǎn)壓力可表示為：

則天然能量開采階段生產(chǎn)井附近流體勢數(shù)學(xué)模型可表示為：

礦場實(shí)踐證實(shí)，縫洞型油藏油水重力分異明顯，流體符合上油下水分布模式。在天然能量開發(fā)階段，底水區(qū)尚未啟動(dòng)，且沒有人工注水，因此，油藏內(nèi)可近似認(rèn)為僅有單相原油流動(dòng)［20］，故（3）式右側(cè)界面能項(xiàng)可以忽略。根據(jù)縫洞型油藏儲(chǔ)層類型及填充程度，裂縫-孔隙型儲(chǔ)層、大型酸壓裂縫和未充填洞穴內(nèi)流體流動(dòng)模式的表達(dá)式分別為：

2.2 計(jì)算方法

流體勢場和流體勢線是表征油藏變量在空間分布特征的重要形式。由流體勢計(jì)算公式可知，與常規(guī)流線僅基于油藏壓力場計(jì)算得到不同，流體勢值由油藏壓能、流體位能、流體動(dòng)能和界面能等組成。因此，流體勢場和流體勢線可以考慮油藏開發(fā)過程中的總機(jī)械能及各項(xiàng)能量之間的轉(zhuǎn)化，對(duì)流體流動(dòng)規(guī)律和流動(dòng)方向指示性考慮的因素更加全面。對(duì)比有限體積法、有限元方法、有限差分法及流線法等數(shù)值求解方法的適應(yīng)性，結(jié)果表明，改進(jìn)流線法（MSL）數(shù)值模擬技術(shù)在物質(zhì)守恒方面具有精度高和求解速度快等優(yōu)點(diǎn)，適用于縫洞型油藏流體勢場和流體勢線的描述與表征。

首先，輸入地層原油黏度與密度、地層流體體積系數(shù)、井筒半徑、油藏靜壓力、井底流動(dòng)壓力、界面張力及潤濕角等油藏和流體基本參數(shù)；應(yīng)用地質(zhì)建模技術(shù)，建立縫洞型油藏構(gòu)造模型、儲(chǔ)層類型模型和屬性參數(shù)等靜態(tài)模型，并根據(jù)實(shí)際井位在模型中設(shè)置注水井和生產(chǎn)井，并完成油藏開發(fā)歷史擬合。然后，讀取每個(gè)時(shí)間步縫洞型油藏?cái)?shù)值模擬計(jì)算的網(wǎng)格壓力場、含油飽和度等數(shù)據(jù)。最后，根據(jù)縫洞型油藏開發(fā)流體勢數(shù)學(xué)模型計(jì)算油藏模型中每個(gè)網(wǎng)格單元流體勢，從而建立縫洞型油藏流體勢三維分布模型（圖1a）。在此基礎(chǔ)上，使用改進(jìn)流線追蹤的半解析法求解網(wǎng)格勢梯度［21］。

將質(zhì)點(diǎn)粒子速度在x和y方向進(jìn)行分解后，根據(jù)粒子進(jìn)入網(wǎng)格的位置，計(jì)算得到粒子沿著某一坐標(biāo)軸離開網(wǎng)格的時(shí)間通式，x軸正負(fù)方向的表達(dá)式為：

則粒子沿x軸正負(fù)方向及y軸正負(fù)方向上離開網(wǎng)格的時(shí)間分別為：

圖1 縫洞型油藏流體勢與流體勢線的三維分布模型Fig.1 3-D distribution models of fluid potential and fluid potential line in fracture-cavity reservoir

由于流線總要從網(wǎng)格的一個(gè)端面流出，二維情況下所計(jì)算的4 個(gè)時(shí)間里的最小非負(fù)值為合理解，為該網(wǎng)格的飛行時(shí)間。

在三維結(jié)構(gòu)化網(wǎng)格中，已知在一個(gè)網(wǎng)格內(nèi)粒子的起始點(diǎn)位置為()xp,yp,zp，則粒子離開點(diǎn)的位置為()xe,ye,ze，按照（7）式—（11）式計(jì)算得到xe,ye,ze的表達(dá)式分別為：

按照（12）式—（14）式連續(xù)地在不同網(wǎng)格上追蹤粒子軌跡，直到生產(chǎn)井所在網(wǎng)格（即飛行時(shí)間為0的網(wǎng)格），從而建立縫洞型油藏流體勢線分布模型（圖1b）?；贛atlab 平臺(tái)開發(fā)縫洞型油藏開發(fā)流體勢計(jì)算軟件包。其中，可以輸入油水界面張力、潤濕角、密度和黏度等基礎(chǔ)參數(shù)，應(yīng)用開發(fā)流體勢梯度和流體勢線追蹤等計(jì)算方法實(shí)現(xiàn)縫洞型油藏網(wǎng)格系統(tǒng)流體勢速度、流體勢梯度等關(guān)鍵參數(shù)計(jì)算功能。

3 縫洞型油藏流體勢調(diào)控效果影響因素

收集統(tǒng)計(jì)了塔河油田15個(gè)已實(shí)施調(diào)控井組（或單元）的調(diào)控參數(shù)及受效期內(nèi)累積增油量數(shù)據(jù)。調(diào)控井組巖溶背景以斷控巖溶為主，其次為復(fù)合巖溶和風(fēng)化殼巖溶。根據(jù)巖溶結(jié)構(gòu)、油水關(guān)系、能量狀況和井組油水產(chǎn)出動(dòng)態(tài)，針對(duì)底水抬升侵入產(chǎn)層段井組，選擇溶蝕深度大且與底水溝通好的井排水降低局部有限水體能量，減緩底部水侵，如TH646CHTK611 井組。根據(jù)2018 年和2019 年對(duì)15 個(gè)流體勢調(diào)控井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)跟蹤評(píng)價(jià)，截至2019 年底，85%的井組通過選擇排水井，改變工作制度，提高排液量后，對(duì)應(yīng)受效井增油降水效果明顯，調(diào)控有效期內(nèi)累積增油量為61 484 t，取得了顯著的效益。

將15個(gè)井組的調(diào)控效果劃分為明確見效、疑似見效和未見效3 個(gè)級(jí)別。對(duì)巖溶背景（主要為斷控巖溶、風(fēng)化殼巖溶和復(fù)合巖溶3類）、排液強(qiáng)度、采液比、受效時(shí)排液量和調(diào)控時(shí)機(jī)進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化之后，通過繪制調(diào)控效果雷達(dá)圖分析流體勢調(diào)控效果的影響因素。由圖2 可以看出：排液強(qiáng)度、采液比、受效時(shí)排水量越高，則井組調(diào)控效果越好；而調(diào)控時(shí)機(jī)的明確見效和疑似見效2 個(gè)級(jí)別區(qū)分不大，但考慮到降低調(diào)控風(fēng)險(xiǎn)，仍建議優(yōu)選井組綜合含水率較高時(shí)開始流體勢調(diào)控。巖溶背景與調(diào)控效果相關(guān)性一般，排除地質(zhì)因素，可能是由于目前已實(shí)施流體勢調(diào)控的15個(gè)井組中，斷控巖溶油藏占比達(dá)到80%，風(fēng)化殼巖溶和復(fù)合巖溶比例過少而造成分析結(jié)果存在較大的不確定性。

圖2 縫洞型油藏流體勢調(diào)控效果影響因素分析結(jié)果Fig.2 Analysis results of influencing factors of fluid potential adjustment effect in fracture-cavity reservoir

由于多數(shù)井組尚處于礦場試驗(yàn)早期，部分井組尚未明顯受效或處于評(píng)價(jià)期。為了彌補(bǔ)由于實(shí)際調(diào)控井組數(shù)據(jù)較少造成的分析結(jié)果的不確定性，建立TH12338—TH12349 井組三維縫洞地質(zhì)模型，采用控制變量法，分析水體倍數(shù)、采液比和排液量等參數(shù)對(duì)縫洞單元開發(fā)效果的影響，研究影響縫洞單元流體勢調(diào)控效果的主控因素。

以受效井含水率降幅作為流體勢調(diào)控效果評(píng)價(jià)指標(biāo)，以油藏靜態(tài)參數(shù)和采液比等參數(shù)作為自變量，通過計(jì)算不同調(diào)控參數(shù)時(shí)生產(chǎn)井油井含水率，評(píng)價(jià)影響開發(fā)流體勢的因素及規(guī)律，判斷其對(duì)流體勢調(diào)控效果，為礦場調(diào)控參數(shù)的優(yōu)化提供依據(jù)。

在排液井與受效井產(chǎn)液量一定（50 m3/d）的條件下，不同裂縫滲透率下排液井與受效井間裂縫滲透率對(duì)受效井含水率影響結(jié)果（圖3）表明：當(dāng)排液井與受效井之間沒有裂縫溝通時(shí)，排液井的生產(chǎn)對(duì)受效井的含水率變化沒有影響。而當(dāng)排液井與受效井間有裂縫直接連通時(shí)，排液井的生產(chǎn)對(duì)受效井的含水率變化影響顯著，即隨著排液井與受效井之間裂縫滲透率的增加，受效井含水率降幅增大。這是因?yàn)?，排液井的排采在近井區(qū)域形成明顯的流體低勢區(qū)，隨著排液井和受效井之間裂縫滲透率的逐漸增大，在勢差驅(qū)動(dòng)下，受效井附近的地層水更快地流向排液井被采出，從而明顯降低了受效井含水率。

圖3 排液井與受效井間裂縫滲透率對(duì)受效井含水率的影響Fig.3 Influence of fracture permeability between liquid production well and response well on water cuts of response wells

通過改變TH12338—TH12349 井組天然水體倍數(shù)，研究水體倍數(shù)對(duì)井組調(diào)控效果的影響。結(jié)果（圖4）表明：當(dāng)水體倍數(shù)為10時(shí)，通過人工排水或生產(chǎn)井控液等調(diào)控手段對(duì)井組控水效果最好，而隨著水體能量的增強(qiáng)，調(diào)控措施效果變差；當(dāng)水體倍數(shù)大于30 時(shí)，控水效果已不明顯，說明水體倍數(shù)是影響流體勢調(diào)控的重要地質(zhì)因素。

圖4 不同水體倍數(shù)時(shí)受效井含水率變化Fig.4 Influence of water body multiples on water cuts of response wells

通過對(duì)比排液井與受效井不同采液比時(shí)受效井含水率變化結(jié)果發(fā)現(xiàn)，排液井排液量越大，對(duì)于受效井控水效果越好（圖5）。綜合考慮受效井增油量和現(xiàn)場排采工藝限制，排液井與受效井的采液比取4～6 為優(yōu)，當(dāng)采液比為6 時(shí)，受效井含水率由87%降至58%，井組排液引流降水勢的控水效果明顯。對(duì)比采液比分別為2 和6 時(shí)油藏內(nèi)部流體勢動(dòng)態(tài)演化過程模擬結(jié)果可知，隨著排液井排液量增加，排液井近井區(qū)域形成低流體勢區(qū)，受效井近井區(qū)域的地層水在流體勢差驅(qū)動(dòng)下將流向排液井被采出，受效井近井帶底水錐體出現(xiàn)明顯回落，有效降低了受效井含水率（圖6）。

圖5 不同采液比時(shí)受效井含水率變化Fig.5 Water cuts of response wells at different liquid production ratios

4 結(jié)論

圖6 不同采液比時(shí)受效井附近底水抬升位置對(duì)比Fig.6 Comparison of elevated positions of bottom water near response wells at different liquid production ratios

針對(duì)縫洞型油藏特殊地質(zhì)條件及開發(fā)特征，建立了縫洞型油藏開發(fā)流體勢數(shù)學(xué)模型，明確了縫洞型油藏單位體積流體具有的總機(jī)械能主要包括位能、壓能、動(dòng)能、界面能、黏滯力能和能量損耗，并研究了各項(xiàng)能量參數(shù)取值及計(jì)算方法，重點(diǎn)討論了單位體積流體動(dòng)能項(xiàng)的計(jì)算方法。

縫洞型油藏以溶洞和大型裂縫為主要儲(chǔ)滲空間，滲流、自由流乃至湍流等多種流動(dòng)模式復(fù)合出現(xiàn)，該類油藏儲(chǔ)滲條件及開發(fā)方式與砂巖油藏明顯不同。以流體力學(xué)中雷諾數(shù)為判別準(zhǔn)數(shù)，明確了裂縫-孔隙型儲(chǔ)層中流體流動(dòng)模式為達(dá)西滲流、大型酸壓裂縫內(nèi)流體流動(dòng)遵循Forchheimer 高速非達(dá)西滲流，未充填洞穴內(nèi)流體流動(dòng)遵循Navier-Stokes 方程。在計(jì)算縫洞型油藏開發(fā)流體勢時(shí)，應(yīng)該根據(jù)縫洞型油藏的儲(chǔ)層類型選擇相應(yīng)的流體速度表達(dá)式來計(jì)算單位體積流體所具有的動(dòng)能值。

依據(jù)縫洞型油藏開發(fā)流體勢理論模型，基于縫洞型油藏?cái)?shù)值模擬壓力場、飽和度場和速度場等網(wǎng)格數(shù)據(jù)，編制了縫洞型油藏開發(fā)流體勢計(jì)算模型，并對(duì)影響縫洞單元流體勢調(diào)控效果的地質(zhì)及開發(fā)主要因素進(jìn)行敏感性分析，連通排液井和受效井的裂縫滲透率和水體倍數(shù)是影響流體勢調(diào)控效果的主要地質(zhì)因素；采液比是影響縫洞型油藏流體勢調(diào)控效果的開發(fā)因素。

符號(hào)解釋

Ax——直角坐標(biāo)系中垂直于x軸方向上的網(wǎng)格面積，m2；

Ay——直角坐標(biāo)系中垂直于y軸方向上的網(wǎng)格面積，m2；

Az——直角坐標(biāo)系中垂直于z軸方向上的網(wǎng)格面積，m2；

B——地層流體體積系數(shù)，無量綱；

g——重力加速度，m/s2；

h——油藏厚度，m；

i——物理量或網(wǎng)格坐標(biāo)在x軸上的分量，無量綱；

j——物理量或網(wǎng)格坐標(biāo)在y軸上的分量，無量綱；

k——物理量或網(wǎng)格坐標(biāo)在z軸上的分量，無量綱；

K——地層滲透率，mD；m——生產(chǎn)井總數(shù)；

n——生產(chǎn)井井?dāng)?shù)；

p——壓力，Pa；

pf——油藏中某點(diǎn)壓力，Pa；

ps——油藏中靜止壓力，Pa；Q——油井排液量，m3/s；

r——孔隙半徑，m；

rj——研究點(diǎn)與井筒的軸向距離，m；

R——油井供油半徑，m；

t——飛行時(shí)間，s；

txi——粒子在i網(wǎng)格x方向的飛行時(shí)間，s；

tx1——粒子在x軸正方向上的飛行時(shí)間，s；

tx2——粒子在x軸負(fù)方向上的飛行時(shí)間，s；

ty1——粒子在y軸正方向上的飛行時(shí)間，s；

ty2——粒子在y軸負(fù)方向上的飛行時(shí)間，s；

v——流體流速，m/s；

vx——x方向速度分量，m/s

vxi——i網(wǎng)格上x方向速度分量，m/s；

vy——y方向速度分量，m/s

vyi——i網(wǎng)格上y方向速度分量，m/s；

vz——z方向速度分量，m/s；

vzi——i網(wǎng)格上z方向速度分量，m/s；

x——空間坐標(biāo)x軸分量，m；

xi——i網(wǎng)格空間坐標(biāo)的x軸分量，m；

(xe,ye,ze)——粒子離開點(diǎn)位置；

(xp,yp,zp)——粒子起始點(diǎn)位置；

y——空間坐標(biāo)y軸分量，m；

yj——j網(wǎng)格空間坐標(biāo)的y軸分量，m；

z——海拔高度或空間坐標(biāo)z軸分量，m；

zk——k網(wǎng)格空間坐標(biāo)的z軸分量，m；

β——流體Forchheimer系數(shù)，無量綱；

μ——地層流體黏度，Pa·s；

θ——潤濕角，（°）；

ρ——地層流體密度，kg/m3；

σ——界面張力，mN/m；

Φ——流體勢，J。