裂縫性油藏的注采模式研究

李云鵬，朱志強，孟智強，程 奇，文佳濤

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

KAT潛山油藏為塊狀弱底水裂縫性油藏，巖石類型主要為片麻巖類及碎裂巖類，油田生產過程中，注入水極易沿大裂縫竄流造成油井高含水，表現為水驅波及系數低，油藏的采收率較低[1-8]。由于大小裂縫的滲透性差異很大，水驅過程中存在強烈的縫間干擾現象，當注采井間大裂縫竄流通道形成且穩定后，中小裂縫及基質中的原油很難動用[9-20]。合適的注采模式能有效增大裂縫性油藏的水驅波及系數，是提高其采收率的關鍵。為此，模擬在實際油藏溫度、壓力條件下不同注采模式的水驅開發效果，最終確定裂縫性油藏最適合的注采模式，指導實際裂縫油田的井網調整和部署。

1 裂縫性油藏一維巖心縫間干擾實驗研究

1.1 實驗步驟

實驗步驟主要包括：①制作裂縫性巖心，將巖心切割并拼接后，鉆取裂縫性巖心柱塞；②制作好2塊裂縫性巖心柱塞，一塊巖心柱塞之間墊濾網模擬高滲通道，另一塊墊黃片模擬低滲通道，墊濾網與黃片的目的是為了避免裂縫完全閉合，同時對高滲與低滲通道進行有效區分；③將制作好的裂縫性巖心分別放入2個巖心夾持器中，測量其滲透率，飽和原油，進行雙管并聯水驅油實驗，并記錄兩管較穩定時的產液量。

1.2 實驗結果統計和分析

用圍壓泵給不同巖心夾持器加圍壓，從而控制裂縫開度，達到改變裂縫滲透率的目的，重復實驗以取得足夠多的實驗數據(表1)。

表1 16組并聯實驗結果統計

繪制高滲管與低滲管滲透率比值與低滲管分流量關系曲線(圖1)。圖1中虛線表示高、低滲管完全按照達西定律分配而不考慮存在干擾時的低滲管分流量曲線，紅色數據點為實驗數據結果。由圖1可知，當滲透率比值大于2.0時，由于裂縫間干擾的影響，分流量已開始偏離達西定律分配，滲透率比值越大，縫間干擾越嚴重，偏離達西定律程度越高；當滲透率比值大于4.0時，高滲管分流量占到90%以上，低滲管分流量小于10%(表1)；且高、低滲管分流量比大于9:1時，滲透率比值與低滲管分流量之間呈現出近似線性關系，對上述曲線段進行線性函數擬合，得到裂縫性巖心滲透率比值與低滲管分流量關系式：

(1)

式中：KH為高滲管滲透率，10-3μm2；KL為低滲管滲透率，10-3μm2；fL為低滲管分流量，mL。

圖1 巖心并聯實驗結果統計

式(1)即為裂縫滲透率比值界限預測公式。依據式(1)，當低滲管分流量為0時，滲透率比值界限為18.8；當滲透率比值小于18.8時，高滲與低滲巖心均出液，即高滲與低滲均參與滲流；當滲透率比值大于18.8時，只有高滲管參與滲流，在裂縫干擾效應的影響下，低滲管幾乎不參與滲流。

2 裂縫性油藏注采模式平面模型數值模擬研究

基于上述縫間干擾實驗，結合潛山裂縫發育規律，設計開展不同注采模式的開發效果研究，分別為強注強采、強注弱采、弱注強采和弱注弱采4種模式。強注強采模式是指注水井和采油井均部署在裂縫相對發育的區域，裂縫與基質的滲透率比值大于18.8，模型設置裂縫與基質滲透率比值為100.0；強注弱采是指注水井部署在裂縫相對發育的區域，而采油井部署在裂縫相對不發育的區域，裂縫相對不發育的區域是指裂縫與基質的滲透率比值小于18.8，模型設置裂縫與基質滲透率比值為10.0；弱注強采是指注水井部署在裂縫相對不發育的區域，而采油井部署在裂縫相對發育的區域；弱注弱采是指注水井和采油井均部署在裂縫相對不發育的區域。

采用Eclipse軟件在相同生產條件下運算各個模型，比較不同注采模式下的水驅波及效果(圖2)。由圖2可知：強注強采模式水驅波及系數最小，最易形成裂縫間的竄流；強注弱采模式由于采油井產能較小，水驅波及系數也不大；弱注強采模式水驅波及效果較均勻，水驅波及系數最大；弱注弱采模式由于注水及采油強度均較小，相同開發時間內水驅波及系數比弱注強采模式小。對比4種注采模式分析認為，弱注強采模式是裂縫性油藏最適合的注采模式。

圖2 不同注采模式下水驅波及效果

3 裂縫性油藏注采模式三維物理模擬實驗研究

3.1 實驗樣品及實驗裝置

在實際裂縫性油藏儲層中，裂縫的性質及其分布非常復雜，為了便于研究和實驗，將其簡化為由互相垂直的裂縫系統和被裂縫系統所切割開的巖塊組成，即最經典的Warren-Root模型(圖3)。根據錦州25-1南潛山裂縫性油藏的儲層巖石物性，選擇微裂縫大量發育的淺啡網紋花崗巖作為實驗用驅替介質。經測量，巖石平均孔隙度為4%～7%，滲透率為0.3×10-3～1.0×10-3μm2，與油田實際情況相接近，將巖石切割成大小不同的立方體小樣品。

采用自助設計的大型三維物理模擬實驗裝置。該實驗裝置能模擬實際油田的高溫高壓的條件，最大限度接近地層條件。

圖3 Warren-Root模型示意圖

3.2 不同注采模式的模擬實驗

采用5 cm的小巖塊及濾網組合構建裂縫比較發育的區域，高、低部位各部署2口水平井，形成強注強采模式；底部位換成10 cm的大巖塊及黃片構建裂縫相對不發育的區域，形成弱注強采模式(圖4)。圖4中藍色粗線為注水井，黑色粗線為采油井。將巖塊分別飽和原油后進行組合，放入自助設計的大型實驗裝置中，加圍壓模擬地層壓力，繼續飽和原油至穩定狀態，開展水驅油實驗(圖5)。由圖5可知，弱注強采模式可獲得較高的無水采收率和最終采收率，從物理模擬的角度證實了裂縫性油藏弱注強采注采模式具有較好的開發效果，即為裂縫性油藏最合適的注采模式。

圖4 不同注采模式的大型三維物理模擬實驗

圖5 不同注采模式大型三維物理模擬實驗結果對比

4 應用實例

4.1 老井區注采模式剖析

在潛山裂縫性油藏注采模式認識的指導下，對KAT油田已投產井區注采模式進行剖析(圖6)。老井區近似三角形井網，低部位1口注水井E23H，高部位2口采油井E21H和E22H。生產過程中油井見水特征差別很大，E21H井見水后含水上升緩慢，而E22H井則表現為暴性水淹。結合井區裂縫的發育規律認為，注水井E23H和采油井E22H處于優勢裂縫發育條帶，易形成優勢竄流通道，同時統計2口油井的生產壓差，E21H生產壓差為4.0 MPa，E22H生產壓差僅為0.4 MPa，也表明E21H處在裂縫相對不發育的區域，與注水井E23H形成強注弱采模式；E22H處在裂縫相對發育的區域，與注水井E23H形成強注強采模式，該模式水驅波及系數小，易形成水竄通道，從而導致E22H井暴性水淹。

4.2 新井區注采模式調整

對潛山新井區進行井網優化，將原來內底部注水優化為邊底部注水，盡可能構建弱注強采注采模式。該井區投產后，平均油井產能超過300 m3/d，生產2 a多至今未含水，無水采油期相比老井區延長達1 a以上，取得較好的開發效果。

圖6KAT油田某井區井位及裂縫發育示意圖

5 結 論

(1) 對于潛山裂縫性油藏，注水井開發過程中，由于裂縫級次的差別，縫間干擾嚴重，導致水驅波及系數較低，將注水井部署在裂縫相對不發育區域，采油井部署在裂縫發育區域，形成弱注強采的注采模式，對改善裂縫性油藏的水驅波及效果具有積極的作用。

(2) 剖析KAT油田老井區注采模式，解釋油井含水特征差異的原因，并開展新區塊井網優化，形成弱注強采注采模式，新井區投產后相比老井區無水采油期延長1 a以上。實踐證明，弱注強采的注采模式是裂縫性油藏適合的注采模式，對類似裂縫性油藏井網部署具有指導和借鑒意義。

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