裂缝性油藏的注采模式研究

李云鹏，朱志强，孟智强，程 奇，文佳涛

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

KAT潜山油藏为块状弱底水裂缝性油藏，岩石类型主要为片麻岩类及碎裂岩类，油田生产过程中，注入水极易沿大裂缝窜流造成油井高含水，表现为水驱波及系数低，油藏的采收率较低[1-8]。由于大小裂缝的渗透性差异很大，水驱过程中存在强烈的缝间干扰现象，当注采井间大裂缝窜流通道形成且稳定后，中小裂缝及基质中的原油很难动用[9-20]。合适的注采模式能有效增大裂缝性油藏的水驱波及系数，是提高其采收率的关键。为此，模拟在实际油藏温度、压力条件下不同注采模式的水驱开发效果，最终确定裂缝性油藏最适合的注采模式，指导实际裂缝油田的井网调整和部署。

1 裂缝性油藏一维岩心缝间干扰实验研究

1.1 实验步骤

实验步骤主要包括：①制作裂缝性岩心，将岩心切割并拼接后，钻取裂缝性岩心柱塞；②制作好2块裂缝性岩心柱塞，一块岩心柱塞之间垫滤网模拟高渗通道，另一块垫黄片模拟低渗通道，垫滤网与黄片的目的是为了避免裂缝完全闭合，同时对高渗与低渗通道进行有效区分；③将制作好的裂缝性岩心分别放入2个岩心夹持器中，测量其渗透率，饱和原油，进行双管并联水驱油实验，并记录两管较稳定时的产液量。

1.2 实验结果统计和分析

用围压泵给不同岩心夹持器加围压，从而控制裂缝开度，达到改变裂缝渗透率的目的，重复实验以取得足够多的实验数据(表1)。

表1 16组并联实验结果统计

绘制高渗管与低渗管渗透率比值与低渗管分流量关系曲线(图1)。图1中虚线表示高、低渗管完全按照达西定律分配而不考虑存在干扰时的低渗管分流量曲线，红色数据点为实验数据结果。由图1可知，当渗透率比值大于2.0时，由于裂缝间干扰的影响，分流量已开始偏离达西定律分配，渗透率比值越大，缝间干扰越严重，偏离达西定律程度越高；当渗透率比值大于4.0时，高渗管分流量占到90%以上，低渗管分流量小于10%(表1)；且高、低渗管分流量比大于9:1时，渗透率比值与低渗管分流量之间呈现出近似线性关系，对上述曲线段进行线性函数拟合，得到裂缝性岩心渗透率比值与低渗管分流量关系式：

(1)

式中：KH为高渗管渗透率，10-3μm2；KL为低渗管渗透率，10-3μm2；fL为低渗管分流量，mL。

图1 岩心并联实验结果统计

式(1)即为裂缝渗透率比值界限预测公式。依据式(1)，当低渗管分流量为0时，渗透率比值界限为18.8；当渗透率比值小于18.8时，高渗与低渗岩心均出液，即高渗与低渗均参与渗流；当渗透率比值大于18.8时，只有高渗管参与渗流，在裂缝干扰效应的影响下，低渗管几乎不参与渗流。

2 裂缝性油藏注采模式平面模型数值模拟研究

基于上述缝间干扰实验，结合潜山裂缝发育规律，设计开展不同注采模式的开发效果研究，分别为强注强采、强注弱采、弱注强采和弱注弱采4种模式。强注强采模式是指注水井和采油井均部署在裂缝相对发育的区域，裂缝与基质的渗透率比值大于18.8，模型设置裂缝与基质渗透率比值为100.0；强注弱采是指注水井部署在裂缝相对发育的区域，而采油井部署在裂缝相对不发育的区域，裂缝相对不发育的区域是指裂缝与基质的渗透率比值小于18.8，模型设置裂缝与基质渗透率比值为10.0；弱注强采是指注水井部署在裂缝相对不发育的区域，而采油井部署在裂缝相对发育的区域；弱注弱采是指注水井和采油井均部署在裂缝相对不发育的区域。

采用Eclipse软件在相同生产条件下运算各个模型，比较不同注采模式下的水驱波及效果(图2)。由图2可知：强注强采模式水驱波及系数最小，最易形成裂缝间的窜流；强注弱采模式由于采油井产能较小，水驱波及系数也不大；弱注强采模式水驱波及效果较均匀，水驱波及系数最大；弱注弱采模式由于注水及采油强度均较小，相同开发时间内水驱波及系数比弱注强采模式小。对比4种注采模式分析认为，弱注强采模式是裂缝性油藏最适合的注采模式。

图2 不同注采模式下水驱波及效果

3 裂缝性油藏注采模式三维物理模拟实验研究

3.1 实验样品及实验装置

在实际裂缝性油藏储层中，裂缝的性质及其分布非常复杂，为了便于研究和实验，将其简化为由互相垂直的裂缝系统和被裂缝系统所切割开的岩块组成，即最经典的Warren-Root模型(图3)。根据锦州25-1南潜山裂缝性油藏的储层岩石物性，选择微裂缝大量发育的浅啡网纹花岗岩作为实验用驱替介质。经测量，岩石平均孔隙度为4%～7%，渗透率为0.3×10-3～1.0×10-3μm2，与油田实际情况相接近，将岩石切割成大小不同的立方体小样品。

采用自助设计的大型三维物理模拟实验装置。该实验装置能模拟实际油田的高温高压的条件，最大限度接近地层条件。

图3 Warren-Root模型示意图

3.2 不同注采模式的模拟实验

采用5 cm的小岩块及滤网组合构建裂缝比较发育的区域，高、低部位各部署2口水平井，形成强注强采模式；底部位换成10 cm的大岩块及黄片构建裂缝相对不发育的区域，形成弱注强采模式(图4)。图4中蓝色粗线为注水井，黑色粗线为采油井。将岩块分别饱和原油后进行组合，放入自助设计的大型实验装置中，加围压模拟地层压力，继续饱和原油至稳定状态，开展水驱油实验(图5)。由图5可知，弱注强采模式可获得较高的无水采收率和最终采收率，从物理模拟的角度证实了裂缝性油藏弱注强采注采模式具有较好的开发效果，即为裂缝性油藏最合适的注采模式。

图4 不同注采模式的大型三维物理模拟实验

图5 不同注采模式大型三维物理模拟实验结果对比

4 应用实例

4.1 老井区注采模式剖析

在潜山裂缝性油藏注采模式认识的指导下，对KAT油田已投产井区注采模式进行剖析(图6)。老井区近似三角形井网，低部位1口注水井E23H，高部位2口采油井E21H和E22H。生产过程中油井见水特征差别很大，E21H井见水后含水上升缓慢，而E22H井则表现为暴性水淹。结合井区裂缝的发育规律认为，注水井E23H和采油井E22H处于优势裂缝发育条带，易形成优势窜流通道，同时统计2口油井的生产压差，E21H生产压差为4.0 MPa，E22H生产压差仅为0.4 MPa，也表明E21H处在裂缝相对不发育的区域，与注水井E23H形成强注弱采模式；E22H处在裂缝相对发育的区域，与注水井E23H形成强注强采模式，该模式水驱波及系数小，易形成水窜通道，从而导致E22H井暴性水淹。

4.2 新井区注采模式调整

对潜山新井区进行井网优化，将原来内底部注水优化为边底部注水，尽可能构建弱注强采注采模式。该井区投产后，平均油井产能超过300 m3/d，生产2 a多至今未含水，无水采油期相比老井区延长达1 a以上，取得较好的开发效果。

图6KAT油田某井区井位及裂缝发育示意图

5 结 论

(1) 对于潜山裂缝性油藏，注水井开发过程中，由于裂缝级次的差别，缝间干扰严重，导致水驱波及系数较低，将注水井部署在裂缝相对不发育区域，采油井部署在裂缝发育区域，形成弱注强采的注采模式，对改善裂缝性油藏的水驱波及效果具有积极的作用。

(2) 剖析KAT油田老井区注采模式，解释油井含水特征差异的原因，并开展新区块井网优化，形成弱注强采注采模式，新井区投产后相比老井区无水采油期延长1 a以上。实践证明，弱注强采的注采模式是裂缝性油藏适合的注采模式，对类似裂缝性油藏井网部署具有指导和借鉴意义。

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