低滲透油藏注水誘發裂縫實驗研究
——以鄂爾多斯盆地吳起吳倉堡長9油藏為例

趙思遠，賈自力，吳長輝，曲世元，洪千里，王 鋒

(1.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，西安 710075；2.中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；3.延長油田股份有限公司靖邊采油廠，陜西 延安 718500)

目前非常規油氣成為我國勘探開發工作的主要對象，其中低滲透油藏已成為儲量增長的主體。低滲透油藏通常具有低孔低滲、孔喉細小、孔隙結構復雜、存在啟動壓力梯度等特點，采用注水補充地層能量時，需要克服啟動壓力梯度[1]。前人研究表明，低滲透油藏注水開發時，滲透率越低、油相黏度越大，最大滲流阻力越大，但是驅替效率隨著注水倍數、驅替壓力梯度的提高呈上升趨勢，通過提高注水壓力、增加注水量可提高低滲透油藏水驅能力，擴大注水波及面積，提高注水開發效果[2-6]。隨著低滲透油藏注水開發一段時間后，井組內普遍出現油井方向性水淹，其他方向的油井注水不見效的現象[7-10]。針對這一現象，有的學者對不同油田開發動態特征進行分析，認為造成方向性水淹的主要原因是注水井與水淹井之間誘發了裂縫，并對這種裂縫的形成機理進行了研究[7-16]；有的學者利用數值模擬軟件分析動態裂縫的起裂、延伸、趨于閉合的演化過程，動態裂縫造成水竄，加劇了低滲透儲層的非均質性[1]。目前針對誘發裂縫的理論研究有了一定基礎，但是缺少注水誘發裂縫實驗依據，更沒有實現注水誘發裂縫產生的實驗研究，給油田注水開發工作帶來不變。

該研究在前人研究的基礎上，創新設計了注水誘發裂縫模擬實驗裝置，實現了在地層壓力條件下使巖心產生注水誘發裂縫，再現了油田注水開發過程中產生誘發裂縫的現象，并在此基礎上分析誘發裂縫產生的條件及原因。該研究成果系首次從實驗角度實現了在驅替過程中使巖心產生裂縫，而不是先給巖心造縫再進行驅替，為注水誘發裂縫實驗及低滲透油藏驅替實驗的研究起到了借鑒作用，也可以作為現場注水開發工作的依據。

1 實驗方法及條件

1.1 實驗方法與原理

常規的巖心水驅油實驗中，注入壓力隨注入流量的增加而增加，但是注入壓力不能大于圍壓，否則注入水會沿著巖心與膠套的縫隙處流出，達不到使巖心產生裂縫的目的。該研究通過新研制的巖心夾持器，利用圍壓模擬儲層巖石上覆壓力，進水管深入巖心內部而不再只是與夾持器進水端相連接，采用恒定注入速度，模擬低滲特低滲油藏實際注入特征，同時通過出口段的流出動態分析儲層巖心注水特征，根據壓力曲線判定注水誘發裂縫的條件及特征。

1.2 實驗樣品

該研究選用3塊典型的吳起吳倉堡長9儲層巖心，孔隙度為13.20%～15.17%，滲透率為0.123～0.178 mD，具體數據見表1。該研究所用巖心屬于低滲透油藏，物性差，非均質性強。

1.3 實驗裝置

實驗所用的主要裝置有環壓夾持器、恒速恒壓泵、加壓泵、傳感器等，如圖1所示。

1.4 實驗內容與過程

該研究實驗主要分為如下2部分:

1)首先要對巖心進行處理，巖心需鉆一個直徑為進水管直徑大小、深度1～2 cm的孔，進水管插入該孔內后用環氧樹脂封堵巖心；然后裝入巖心夾持器中，并利用裝置進行注水誘發裂縫實驗。

2)實驗采用恒定的圍壓模擬巖石上覆壓力，設定圍壓為20 MPa，采用恒定注入速度模擬低滲透油田實際注水特征，觀測注入壓力P注入曲線變化，判定注水誘發裂縫特征。

3)將已經產生裂縫的巖心浸泡在水中，通過注氣產生氣泡再現已產生的裂縫通道，觀察巖心裂縫形態及延展情況。

2 實驗結果與分析

實驗結果見表2，相關參數曲線如圖2～圖4所示。該實驗使用了3塊長9巖心用于低滲透油藏注水誘發裂縫模擬實驗研究，根據實驗結果發現，在注入過程中，只有當注入壓力超過圍壓后，巖心才會產生裂縫，即必須超過儲層巖石的上覆壓力才會產生裂縫。因此只有超過圍壓的這部分壓力才是產生起裂效果、對裂縫的寬度及長度起作用的有效壓力，即起裂有效壓力ΔP，其計算如式(1)所示：

圖3 W7號巖心注入壓力、有效壓力與流量曲線圖

圖4 W8號巖心注入壓力、有效壓力與流量曲線圖

表2 吳起吳倉堡長9三塊巖心實驗數據結果表

ΔP=P注入-P上覆

(1)

根據有效壓力計算結果顯示，有效壓力對巖心的起裂敏感度更強，結合注入壓力、圍壓與流量曲線圖，有效壓力與流量曲線圖及注氣再現裂縫實驗照片分析得出:

對W1號巖心的注入速度由1 ml/min增加至1.5 ml/min時，有效壓力增加至2.9 MPa后，在2.8～3.1 MPa內波動頻繁，表明注入壓力達到了巖心滲流壓力點或引起輕微裂縫，但是巖心非均質性比較強，滲透率小范圍內差異性交大，該壓力還不足以誘發裂縫的產生；當注入速度增加至2 ml/min后，有效壓力短時間內達到了3.2 MPa后下降至2.7 MPa，最終穩定在2.57～2.63 MPa，表明此時巖心已經產生延伸至表面的裂縫。圖5所示為W1號巖心誘發裂縫位置，可以看到巖心表面的裂縫位置及長度，因此可以確定W1號巖心的起裂有效壓力為峰值壓力3.2 MPa，起裂注入壓力為23.2 MPa。

對W7號巖心為恒定的注入速度2 ml/min，在圖3上可以看到存在2次波峰壓力，第一次壓力峰值為2.8 MPa，第二次峰值為4.2 MPa，巖心產生動態裂縫后穩定壓力在3.5～3.8 MPa，因此W7號巖心的起裂有效壓力為4.2 MPa，即起裂注入壓力為24.2 MPa。圖6所示為W7號巖心誘發裂縫位置，可以看到W7號巖心延伸至表面的裂縫長度小于其他兩塊巖心，曲線上存在2次峰值壓力，在穩定后壓力呈緩慢上升趨勢，表明巖心內靠近注水管位置巖心物性好，脆性指數高，容易產生裂縫，延裂縫延伸方向巖心越來越致密，起始壓力達不到裂縫延伸的目的才導致出現了第二次的峰值壓力，并且比第一次要高，充分體現出該巖心非均質性是3塊巖心中最強的，并且非均質差異分布明顯。

圖6 W7號巖心誘發裂縫位置圖

W8號巖心也為恒定的注入速度2 ml/min，有效壓力的峰值為3.9 MPa，因此W8號巖心的起裂有效壓力為3.9 MPa，即起裂注入壓力為23.9 MPa。由圖7可以看到W8號巖心存在明顯的2條長裂縫，壓力曲線在峰值壓力后平穩段有明顯的壓力降低現象，表明巖心在產生誘發裂縫后隨著注水時長的增加，裂縫開啟度越來越大，導致恒速條件下所需的注入壓力越來越低。

圖7 W8號巖心誘發裂縫位置圖

3 對比常規驅替實驗

該研究還對比進行了常規驅替實驗與誘發裂縫實驗，實驗結果見表3，驅替壓力與流速曲線如圖8和圖9所示。可以發現，常規驅替實驗注入壓力和流速成正比，即隨著注入壓力的增加，注入流量基本呈線性增加；但是沒有出現注入壓力峰值，在超過圍壓后也是呈線性增加，即不能產生誘發裂縫。

圖8 L1巖心驅替壓力與流速曲線圖

圖9 L2巖心驅替壓力與流速曲線圖

通過2個實驗的對比得出，常規驅替實驗在實驗時只要設備允許，可以無限制增加驅替壓力，得出不同注水倍數和驅替壓力下的極限驅油效率和采出程度[23-25]，但是現場實際過高的注水倍數和注入壓力會產生暴性水淹現象。因此在研究注水倍數和驅替壓力對采出程度的影響時，需要用巖心起裂壓力作為約束，得出合理的注水倍數和注入壓力，避免現場實施時過早出現水竄，以達到最好的驅油效果及最大的采出程度。對于低滲透油藏，水竄水淹現象對注水倍數和注入壓力更為敏感，因此要選擇適度溫和的注水技術政策，避免或延緩出現誘發裂縫而引起水竄水淹，擴大水驅波及效率，提高水驅采收率。

4 結論

1)該研究通過對研究區長9巖心進行注水誘發裂縫模擬實驗，成功產生了注水誘發裂縫，為更切合實際的注水誘發裂縫、合理注水技術政策實驗研究提供了基礎。盡管低滲透儲層非均質性強，同一塊巖心內非均質性、物性差異變化大，導致存在不同的壓力特征，出現裂縫的必要條件是注入壓力大于圍壓，即注入壓力要超過儲層巖石的上覆壓力，實驗有效壓力為3.2～4.2 MPa，平均值3.8 MPa。

2)常規驅替實驗注入壓力與流速成正比，隨著注入壓力的增加，注入流量基本呈線性增加，不能產生誘發裂縫；只要設備允許，可以無限制增加驅替壓力，得出不同注水倍數和驅替壓力下的極限驅油效率和采出程度，與現場實際的暴性水淹現象不符，因此需要用巖心起裂壓力作為約束，得出合理的注水倍數和注入壓力，避免現場實施時過早出現水竄，達到最好的驅油效果及最大的采出程度。

3)對于低滲透油藏注水開發，選擇適度溫和的注水技術政策，可以避免形成動態裂縫或延緩動態裂縫的延伸速度，杜絕暴性水淹，有效擴大水驅波及體積，提高水驅采收率。