裂缝性致密油藏注水吞吐转不稳定水驱开发模拟

2022-03-14邸士莹程时清白文鹏尚儒源潘有军史文洋

石油钻探技术 2022年1期

邸士莹，程时清，白文鹏，尚儒源，潘有军，史文洋

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密 839000）

目前，致密油藏多采用水平井体积压裂的方式开采[1–4]，当地层压力系数较高时，致密油藏水平井经体积压裂后，地层能量充足，产量较高[5–7]。对于地层压力系数适中的区块，体积压裂后采用衰竭式开发，产量下降很快，重复压裂虽能短期提高产量，但无法长期保持高产。水平井注水吞吐作为一种补充能量的开发方式[8]，早期可以取得一定增油效果，但后期效果变差。目前，长庆油田、延长油田和大庆油田等已经进行了注水吞吐开发致密油藏的试验，但效果普遍较差。对于天然裂缝比较发育的致密油藏，采用水平井压裂投产初期产量较高。体积蓄能压裂或注水吞吐多轮次开采后，地层中的天然裂缝随地层压力升高或降低会扩展或闭合[9–10]。目前针对致密储层中天然裂缝扩展及延伸的相关研究虽然已取得了一些进展，但并未充分描述裂缝扩展过程。Fan Tianyi等人[11]总结了动态裂缝起裂、延伸和趋于闭合的演化规律，认为地层压力升高是动态裂缝起裂的主控因素。Wang Yang等人[12]在考虑注水诱导缝内没有支撑剂的情况下，明确了诱发裂缝开启后存储系数与裂缝半长的变化规律。汪洋等人[13–15]利用动态资料研究了注水诱发微细缝开启扩展的机理，得出了注水过程中温度和压力随储层应力变化的规律。赵思远等人[16–17]针对鄂尔多斯盆地吴起油田开展注水诱发裂缝试验，该试验表明多次达到破裂压力后，注水会产生诱导裂缝，只有选择适合的注水参数，才能达到最佳的驱油效果。基于学者们得出的注水诱导裂缝扩展机理，可以充分利用裂缝扩展形成的高导流通道，转变开发方式，改善开发效果。吴忠宝等人[18–20]提出了将低渗透油藏由径向驱替向线性驱替转变、由缩小井距到转变注水开发方式的思想，初步应用效果显著。

以上方法没有考虑致密油藏的岩石力学性质，难以准确描述注水诱导天然裂缝的展布，水驱开发技术也不成熟，不适用于裂缝性致密油藏。笔者根据Irwin理论及弹性力学分析了裂缝尖端附近的应力分布，基于注水诱导天然裂缝扩展原理，刻画了裂缝扩展渗透率及地层压力的变化规律，提出将注水吞吐转为周期注水的不稳定水驱开发方式。模拟实例井生产10年，预测采收率、累计采油量、压力及剩余油分布情况，探讨此方法的可行性，研究成果对于改善裂缝性致密油藏开发效果具有一定理论意义。

1 裂缝性致密油藏注水吞吐难点

某致密油藏M区块属于凝灰岩裂缝性致密油藏，2015年开始注水吞吐，是目前较大规模的致密油藏水平井注水吞吐试验区。截至2020年9月，该区块注水吞吐120井次，其中56口井吞吐3～6轮次。该区块大量岩心观察及生产动态特征表明天然裂缝较为发育，裂缝是储层主要渗流通道，但裂缝分布不均匀，油井受效程度不同，单井产能低、递减快。

该区块某典型井4轮次吞吐后增油效果变差，特别是第4轮吞吐单井产油量低于100 m3/d。不稳定试井成果表明，注水吞吐过程中在较高压力条件下存在天然裂缝扩展，且裂缝在较长时期内维持开启状态。随地层压力降低，部分裂缝闭合，但现有方法无法全面描述裂缝扩展过程，且现有模型较少考虑岩石力学性质，难以刻画基质、天然裂缝和压裂裂缝渗透率与压力的变化过程。

分析注水吞吐过程中注水诱导天然裂缝扩展与岩石力学的关系，合理利用天然裂缝扩展形成的动态裂缝，是目前裂缝性致密油藏数值模拟需要考虑的难点。

2 注水诱导天然裂缝扩展机理

为了明确注水吞吐过程中注水诱导天然裂缝扩展过程，下面基于岩石力学理论讨论天然裂缝扩展机理。

2.1 基本扩展机理

注水吞吐过程中，高压注水引起地层应力发生变化，地应力增加导致天然裂缝发生扩展。随着注水时间增长，地层压力升高，当地层压力达到裂缝开启压力时，天然裂缝被激活，裂缝扩展并向地层深处延伸。确定天然裂缝开启压力，有助于分析天然裂缝扩展过程。

系统试井可识别天然裂缝是否开启，确定天然裂缝开启压力。根据注水井的系统试井资料绘制注水指示曲线，曲线斜率倒数即为注水井的吸水指数，其反应储层的吸水能力。以某致密油藏M和ND 2个区块为例，分析地层压力与吸水能力的关系。

M区块属于凝灰岩裂缝性致密油藏，具有中孔低渗特征，天然裂缝发育，裂缝部分闭合、部分充填。平均埋深 2 500 m，地层温度 65.3 ℃，地层压力系数1.01，油层平均有效厚度35 m，平均孔隙度17.7%，平均渗透率0.063 mD。ND区块油藏属于火山岩裂缝性致密油藏，具有低孔低渗特征，天然裂缝发育，平均埋深 1 500 m，地层温度 40 ℃，地层压力系数0.97，油层平均有效厚度43 m，平均孔隙度9.2%，平均渗透率 0.066 mD。

2区块典型井于2016年3月开始注水吞吐。注水指示曲线存在明显转折，此时，M区块地层压力41.7 MPa，ND 区块地层压力为 35.8 MPa，其后地层压力开始降低且未再升高（见图1）。天然裂缝开启导致储层平均渗透率增加，储层吸水能力明显提高。因此，转折点a对应地层压力为天然裂缝开启压力。根据储层地质特征进行数值模拟，结果表明，注水期间M区块地层压力高于41.7 MPa、ND区块高于35.8 MPa，天然裂缝开启扩展。

图1 典型井注水指示曲线Fig.1 Curve of water-injection indicators for typical wells

注水诱导天然裂缝扩展与岩石的力学性质有密切关系。裂缝的扩展由裂缝尖端开始，裂缝尖端应力应变场强度的大小决定裂缝能否扩展。根据Irwin理论，裂缝扩展分为张开型、划开型及撕开型。以张开型裂缝为例，假设一条长为2a的直线状裂缝，贯穿无限大双向承压平板，简化油藏裂缝周围应力场构建模型（见图2）。

图2 裂缝端部附近应力场分布Fig.2 Stress distribution near fracture tips

根据应力叠加原理，裂缝应力场可视为I区、II区和III区3种受力状态线性叠加的结果。I区视为裂缝面受内压p，利用坐标变换（见图2），采用弹性力学复变函数方法求解，I区裂缝尖端应力场为：

根据断裂力学理论，可求解II区和III区的应力场。 II区的应力场为：

III区的应力场为：

叠加简化，可得初始裂缝尖端和整个储层区域的应力场：

式中：p为裂缝面受内压，MPa；a为裂缝半长，m；σ为裂缝尖端应力，MPa；σmin为最小应力，MPa；σmax为最大应力，MPa；σx，σy和σxy分别为x方向、y方向、xy平面的应力，MPa；r为裂缝中心控制区极半径，m；r1和r2分别为裂缝尖端控制区极半径，m；θ为以裂缝中心为圆心的区域方位角，（°）；θ1为裂缝一端到圆心的区域方位角，（°）；θ2为裂缝另一端到圆心的区域方位角，（°）；fij(θ)为方位角分布函数；i和j表示方向，此处指x，y和xy；A，B和C为系数；I，II和III为裂缝应力场的3个区域。

根据弹性力学理论和岩石破裂准则，裂缝总是沿着垂直于最小水平主应力的方向起裂。M区块的最大主应力方向与水平井水平段平行，最小主应力方向垂直于水平井水平段。

2.2 裂缝扩展规律

为进一步分析致密油藏注水诱导天然裂缝扩展形成复杂缝网过程中，基质、天然裂缝和压裂裂缝3种介质渗透率和压力的变化规律，根据井组地质模型，结合动态数据与试井资料，利用式（9）对M区块典型井进行数值模拟。模拟考虑地层压力变化、压敏效应、导流系数动态变化、地质条件等因素，讨论裂缝尖端应力对渗透率的影响。结果表明，注水初期，压裂裂缝渗透率明显高于基质渗透率，压裂裂缝为主要渗流通道（见图3）。裂缝内压力随注水量增加而升高。注水30 d，缝内压力升至裂缝开启压力，闭合天然裂缝尖端被激发、扩展，充填天然裂缝被冲开，少量天然裂缝扩展，注入水进入天然裂缝中，天然裂缝渗透率逐渐升高。注水50 d，天然裂缝扩展形成新的渗流空间，导流能力提高。注水70 d，大量天然裂缝扩展、延伸并相互沟通，形成高导流的动态裂缝通道。注水90 d，天然裂缝继续延伸，沟通压裂裂缝，形成复杂缝网，天然裂缝及压裂裂缝的渗透率趋于稳定。

图3 裂缝扩展渗透率模拟结果Fig.3 Simulation results for fracture propagation permeability

注水诱导天然裂缝扩展主要受压裂缝缝内压力、天然裂缝发育程度的影响。基于上述模型，模拟基质压力、天然裂缝和压裂缝缝内压力随注水时间的变化，结果见图4。由图4可以看出：基质压力及天然裂缝缝内压力明显低于压裂缝缝内压力；基质压力在注水时间短于30 d时快速升高，长于30 d后升高速度减缓，这是由于注水初期天然裂缝内的填充物被冲刷，少量天然裂缝扩展，使基质压力升高速度减缓；注水时间长于50 d，基质压力开始降低，这是因为天然裂缝开启并扩展，被充填的天然裂缝被冲开，吸水空间增加；注水时间达到70 d，基质压力不再降低，此后天然裂缝缝内压力与基质压力变化趋势一致；注水时间达到90 d，基质压力、天然裂缝和压裂裂缝缝内压力差别较大，但变化趋势一致，天然裂缝延伸并沟通压裂裂缝，形成高导流复杂缝网。

图4 3种介质压力随注水时间的变化Fig.4 Pressure changes with water injection time in 3 media

3 不稳定水驱原理

注水诱导天然裂缝扩展形成了高导流的动态缝网，对不稳定水驱有积极意义。从油藏角度分析，注入水沿裂缝扩展方向发生线性驱替作用（见图5）；从宏观尺度分析，天然裂缝扩展后，线性驱替作用占主导地位，主要沿井间扩展的天然微细缝线性向前驱替（见图5），这种有效驱替通道为转变开发方式提供了基础。

图5 裂缝扩展后线性驱替作用示意Fig.5 Linear displacement after fracture propagation

周期注水是不稳定水驱的一种，其与注水吞吐主要不同点是：注水吞吐多轮次后，注入水在致密油藏中的推进速度变得较为缓慢，井间部分区域的原油未能被波及；而在周期注水期间，注水诱导天然裂缝扩展形成复杂缝网，注入水在毛管力作用下通过渗吸置换储层中的原油，使原油进入裂缝通道，并在下一个周期注入水驱替作用下流向采油井，达到有效驱油的目的。

周期注水过程中，初期注水量较高导致地层压力升高，井间地层大量裂缝开启，为预防裂缝继续延伸，不宜采用常规恒定注入量周期注水，需在每个注水单位周期内适度降低注入量，防止裂缝无序扩展（见图6）。

图6 周期注水单位周期内工作制度Fig.6 Work system of cyclic water injection within a unit cycle

随注水量降低，原油不断采出，储层流体压力逐渐降低，作用在裂缝和基质上的有效应力随之增加，岩石体积被压缩，缝网导流能力降低，部分裂缝发生闭合，避免水窜发生。

4 模拟实例

以某致密油藏M区块为例，考虑注水诱导天然裂缝扩展，模拟转化为周期注水后的采收率、累计采油量、地层平均压力、剩余油分布的变化。

为优化周期注水开发方式，根据该区块储层特点，设置注入时间为20，30和40 d，停注时间为10，20 和 30 d，注入量为 100～300 m3/d。模拟结果表明，注入量大于100 m3/d时，水平井间出现明显水窜现象（见图7）。当注入量设置为100 m3/d时，井底压力达到裂缝开启压力41.7 MPa（低于地层破裂压力 60 MPa），2 口采油井以配产 50 m3/d 生产 10 年。

图7 含水饱和度模拟结果Fig.7 Simulation results of water saturation

结合现场实际数据，基于上述模型，设计了9种配产配注方案。模拟设置高注入量为100 m3/d，注入时间分别为 20，30 和 40 d；设置低注入量为 50 m3/d，注入时间分别为20，30和40 d；设置采油时间为40，60 和 80 d，停注时间为 10，20 和 30 d（见表1）。

表1 9种周期注水方案Table 1 9 schemes of cyclic water injection

对比9种周期注水方案的采收率，方案3的采收率最高，为3.13%，该方案的累计采油量最高，预测典型井组1的10年累计采油量为11.56×104m3，工作制度为：以100 m3/d注水量注40 d后，注水量降至 50 m3/d，再注 40 d，停注 10 d，采油井以75 m3/d 配产生产 80 d，关井 10 d。前期注水诱导天然裂缝扩展时平均地层压力升至22 MPa，预测10年后降至20 MPa，地层压力仍然保持较高水平（见图8）。

图8 不同方案下生产模拟结果Fig.8 Simulation results of production under different development schemes

预测典型井组2的10年累计采油量为12.84×104m3（见图9），前期注水诱导天然裂缝扩展时平均地层压力升至 24 MPa，预测 10 年后降至 19 MPa（见图9），地层压力仍然保持较高水平。

图9 采用方案3 某典型井组周期注水模拟结果Fig.9 Simulation results of cyclic water injection for a typical well group with Scheme 3

模拟井组地层压力仍然较高，说明采油井生产10年后能量仍然充足。采油井附近地层剩余油饱和度比较低，这表明采用周期注水方式后，剩余油充分动用（见图10）。

图10 某典型井组周期注水生产模拟结果Fig.10 Simulation results of cyclic water injection production in a typical well group

为进一步说明周期注水的优势，模拟典型井组2以注水吞吐方式开发10年（模拟1）和注水吞吐4轮次后转变为周期注水开发并继续生产至10年（模拟2）的情况。由模拟结果发现：模拟1第4轮次后累计采油量增加幅度降低，10年累计采油量为10.85×104m3；模拟 2 转为周期注水后继续生产至10 年的累计采油量为 12.84×104m3（见图11），与模拟1相比提高约18%，开发效果得到改善。周期注水充分利用了注水诱导天然裂缝形成的高导流能力通道，大幅增加了注入水的波及面积，提高了采油量。