考虑动态裂缝的特低渗透油藏渗流模型

彭缓缓，王文环，吕文峰，姜晶，姜瑞忠，马栋

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中海油天津分公司，天津300457；3.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

考虑动态裂缝的特低渗透油藏渗流模型

彭缓缓1，王文环1，吕文峰1，姜晶2，姜瑞忠3，马栋3

（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中海油天津分公司，天津300457；3.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

特低渗透油藏注水过程中产生注水动态裂缝，导致油井生产特征差异大、油水渗流规律复杂。为综合考虑动态裂缝和基质非线性渗流对开发的影响，通过开发动态、岩石力学及各类测试资料分析，确定了动态裂缝开启压力界限及延伸规律。利用“方向性压敏效应”表征最大主应力方向动态裂缝开启与延伸，结合“非线性渗流”表征侧向基质驱替，改进了特低渗透油藏渗流模型。利用改进的模型准确预测出WY油藏剩余油富集区域，指导了油藏井网的加密调整，提高水驱采收率5百分点，为剩余油分布预测及水驱开发调整提供了依据和手段。

特低渗透油藏；动态裂缝；侧向驱替；非线性渗流；剩余油分布

0　引言

特低渗透油藏注水开发受裂缝与基质非均质双重制约，渗流规律复杂。目前，在特低渗透储层裂缝对水驱开发效果影响方面的研究，主要集中在天然裂缝及人工压裂裂缝［1-4］，但是，在特低渗透油藏注水开发过程中，由于储层物性差，长期注水后憋压使得注水井压力不断升高，超过储层潜裂缝开启和延伸压力，导致油藏在水驱开发过程中显现新的地质属性——动态裂缝［5-9］，油藏渗流也由原始单一孔隙介质渗流转变为孔隙与裂缝的复合渗流，导致油井暴性水淹，加重注入水无效循环，成为影响水驱开发效果的主控因素。

近年来对特低渗透油藏水驱渗流理论的研究由最初的达西渗流模型逐渐发展为考虑启动压力梯度、应力敏感的渗流模型，对裂缝的表征只是通过改变近井地带导流能力来等效人工压裂裂缝，而没有考虑在注水过程中动态裂缝的开启及延伸特征。

本文以长庆油田WY特低渗透油藏为例，从水驱开发规律研究出发，结合室内实验及基础理论研究，综合考虑动态裂缝和基质非线性渗流对开发的影响，对渗流模型进行了改进。改进的模型更能反映特低渗透油藏水驱开发规律的本质。

1　动态裂缝影响下的水驱规律

1.1油藏概况

以长庆油田WY油藏为例。该油藏渗透率为2.3× 10-3μm2，地层压力系数为0.76；20世纪90年代初注水开发，油井压裂后才能获得工业油流，水井均采用爆燃爆压方式投注；采用中高渗油藏井网形式，300 m正方形反九点井网，注水井排方向为东西向，与该区域的现今最大主应力方向NE67°夹角成23°。

1.2生产井水淹特征

WY油藏投产不到2 a，随着动态裂缝的开启和延伸，最大主应力方向油井陆续发生暴性水淹。根据油井产量和含水变化特征及位置分布特点，可将油井分为主向井和侧向井2种，生产特征如图1所示。

图1　WY油藏不同类型油井生产特征曲线及分布

由图可以看出：1）主向井。投产1 a左右即发生暴性水淹，具有明显的裂缝见水特征（含水率上升、产液量上升、产油量递减），该类油井与相邻井组水井连线与现今最大水平主应力方向一致。2）侧向井。无水采油期较长，有的长达数十年，且见水后表现为特低渗透油藏特有基质水淹特征（难以靠含水率上升提液，且随着含水率上升产液量和产油量均递减），该类油井主要分布在现今最大主应力方向水线两侧。

1.3油藏水驱规律

从主、侧向2类井生产特征分析可见，特低渗透油藏开发由最初基质驱替变为主向裂缝驱替，水驱开发主要分为2个阶段。第1阶段为沿现今最大主应力方向裂缝驱替阶段。注入水憋压并沿现今最大主应力方向造缝，导致该方向油井发生暴性水淹，油藏含水上升，属裂缝渗流。第2阶段为沿侧向基质驱替阶段。现今最大主应力方向水淹井关井或转注后，沿裂缝形成高压条带，注入水开始近线性侧向基质驱替，属基质非线性渗流。

综上可知，油藏动态裂缝的开启和延伸直接影响着油井水淹分布规律，决定了油藏开发阶段的划分，已成为影响特低渗透油藏水驱开发效果的主控因素。

2　动态裂缝开启与延伸规律

动态裂缝的本质是岩石各向异性造成的岩层的方向性破裂，其产生需要两大因素：一是岩石中微结构面（如矿物的解理、晶格缺陷、晶粒边界、微裂隙等）的存在降低了岩石的强度；二是孔隙压力增大，岩石强度下降，达到储层裂缝开启压力［7-9］。

2.1动态裂缝开启压力判别方法

动态裂缝开启压力判别与延伸规律认识，是特低渗透水驱油藏管理与注采调控的基础。经过研究，动态裂缝开启压力主要可用现今最小水平主应力判别法和注水指示曲线判别法这2种方法来确定。

2.1.1现今最小水平主应力判别法

根据地层破裂压力计算公式可知，裂缝开启压力应大于等于现今最小水平主应力与岩石抗张强度之和。当储层发育微裂缝时，岩石抗张强度近似认为0，裂缝的张开只需克服现今水平最小主应力。实验室测定WY油藏现今最小主应力在20 MPa左右，因此其动态裂缝开启压力应为20 MPa左右。

式中：pfo为裂缝开启压力，MPa；σh为现今水平最小主应力，MPa；To为岩石抗张强度，MPa。

2.1.2注水指示曲线判别法

WY油藏4口典型水井注水指示曲线表明，注水井注水量与注入压力成正比。当注水井井口压力达到7～8 MPa（注水井井底压力为19～20 MPa），曲线出现明显拐点，吸水强度由原来的4～6 m3/（d·m）突增至13～25 m3/（d·m），这标志着储层动态裂缝的开启（见图2），可认为此时注水井井底压力即为动态裂缝开启压力。

图2　WY油藏典型水井注水指示曲线

2.2动态裂缝延伸规律

动态裂缝的延伸方向与水力压裂裂缝类似，总是优先沿最小破裂压力方向延伸，与现今最大水平主应力方向保持一致。WY油藏3口水井注示踪剂测试资料证明，水驱渗流优势方向均表现为现今最大水平主应力方向NE67°，利用数值模拟解释的吸水层平均渗透率高达341×10-3μm2，具有明显的裂缝渗流特征。

3　特低渗透油藏渗流模型的改进

通过前文分析得知，在特低渗透油藏注水开发中，动态裂缝的开启控制了特低渗透油藏水驱开发规律，使得水驱开发过程分为2个阶段：第1阶段为注入水沿动态裂缝驱替，遵循达西渗流规律；第2阶段为沿裂缝侧向基质驱替，遵循非线性渗流规律。因此，为准确表述特低渗透油藏两段式水驱开发规律，综合室内实验、生产数据分析，对动态裂缝开启、延伸规律以及基质非线性渗流规律进行了研究与表征。

3.1动态裂缝变化规律表征

3.1.1方向性压敏

注水过程中，裂缝的开启、闭合、延伸等动态变化特征与储层物性及压力有关，裂缝的动态变化，反映到开发动态上，就是储层的渗透率发生了变化［10-11］。这与压敏是相似的，但是这种渗透率的变化是具有方向性特征的，沿着裂缝的方向，渗透率发生变化，垂直于

式中：K为压力p时的渗透率，10-3μm2；K0为原始地层压力p0时的渗透率，10-3μm2；αK0为压力p0时的渗透率变化系数。

3.1.2方向性相渗

在裂缝等效区域，不仅渗透率是变化的，而且其渗流规律也不同于低渗基质中的两相渗流规律。由于裂缝具有一定开度，且渗流能力强，其渗流的特殊性表现在：不存在启动压力梯度、束缚水和残余油饱和度小、两相渗流区宽、残余油条件下，水相渗透率高等特点，因此在裂缝中采用裂缝相渗系统。由于裂缝的相渗是与方向性压敏配合使用，将其称之为“方向性相渗”。

3.2基质非线性渗流规律表征

低渗透储层孔喉细微，孔隙比表面积大，固-液界面张力作用显著，边界层影响不可忽略，流体呈现非牛顿特性，导致流体在低渗透储层中流动存在非线性渗流［12-13］。基于毛细管模型，引入边界层和流体屈服应力，建立侧向驱替过程中油水两相运动方程：裂缝方向，渗透率不变，其称之为“方向性压敏”。通过实验室测定、现场生产资料分析，确定渗透率随着压力的变化呈指数变化关系。

油、水两相连续方程可表示为

将运动方程代入连续性方程，得到流动方程，转换成地面标准状况下体积守恒形式，再加上定解条件，就构成了完整的数学模型：

式中：vo，vw分别为油相、水相渗流速度，cm/s；K（Δpo）为考虑压敏效应的岩石绝对渗透率，μm2；po，pw分别为油、水压力，10-1MPa；Kro，Krw分别为油相、水相相对渗透率；μo，μw分别为油、水黏度，mPa·s；ζ1o，ζ2o，ζ1w，ζ2w分别为油相、水相非线性渗流参数，10-1MPa/cm；ρo，ρw分别为油、水密度，g/cm3；D为油藏深度，cm；g为重力加速度，cm/s2；qo，qw分别为油相、水相单位时间采出的质量，g/s；qov，qwv分别为油相、水相单位时间采出的体积，cm3/s；Bo，Bw分别为油、水体积系数；φ（Δpo）为考虑压敏效应的岩石孔隙度；So，Sw分别为油、水饱和度。

4　模型应用

利用改进的特低渗透油藏渗流模型，编制了两相非线性渗流数值模拟软件，并选取WY油藏6个井组进行模拟研究。WY油藏综合含水率56%，含水上升率为3.3%，水驱矛盾日益突出。应用以上研究成果，计算了含油饱和度场分布，结果表明注入水沿现今最大主应力方向驱替，侧向井动用程度低，平面驱替不均匀，大量剩余油分布在水线两侧，裂缝两侧注入水的波及范围不足100 m。

基于模型对WY油藏剩余油富集区的新认识，优化了该油藏最佳井网加密调整方式为：沿现今最大主应力方向线性注水，并在侧向均匀加密2口油井，形成井排距为224 m×130 m的线性注采井网（见图3）。加密调整效果显著，加密调整后，油藏平均单井日产油由1.6 t上升到1.8 t；采油速度由调整前的0.8%提高到1.3%；综合含水率由56%降低为50%；水驱采收率由原来的25%上升到30%（见图4）。

图3　WY油藏井网加密调整模式

图4　井网加密调整前后采收率变化曲线

5　结论

1）特低渗透油藏注水动态裂缝的开启和延伸是造成油井生产特征差异的原因，是影响水驱开发效果的主控因素；动态裂缝的开启与延伸使得特低渗透油藏水驱开发分为2个阶段：第1阶段沿现今最大水平主应力方向裂缝驱替；第2阶段沿裂缝侧向基质驱替。

2）特低渗透油藏注水动态裂缝的开启压力为现今最小水平主应力，延伸方向为现今最大主应力方向。

3）考虑动态裂缝开启与延伸规律以及基质非线性渗流特征，改进了特低渗透油藏渗流模型，准确表征了特低渗透油藏水驱开发2个阶段的不同渗流特征。

4）利用改进的模型准确预测了WY油藏剩余油主要富集在现今最大主应力方向水线两侧约100 m外的区域，并提出了转注主向水淹井、侧向加密2口油井的线性注采井网加密调整方式，WY油藏加密后采收率提高了5百分点。

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（编辑王淑玉）

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。

彭缓缓，女，1982年生，工程师，硕士，主要从事低渗透油气田开发工作。E-mail：phh21@petrochina.com.cn。

引用格式：彭缓缓，王文环，吕文峰，等.考虑动态裂缝的特低渗透油藏渗流模型［J］.断块油气田，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.