裂縫性潛山油藏滲流特征及不穩定注水策略*
——以渤海錦州25-1南油田潛山油藏為例

蘇彥春 朱志強

(中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

與砂巖油藏相比，裂縫性潛山油藏的非均質性更強，裂縫的存在導致其滲流規律復雜。為便于理解，依據孔滲特征的差異，將裂縫性油藏處理為包括基質和裂縫兩套系統的雙重介質油藏，其中裂縫系統孔隙度往往較小，但滲透率很大，對整個油藏的流動起主要控制作用；而基質孔隙度相對較大，是主要的儲油空間，但滲透率較低，需要通過裂縫才能流動。目前對于裂縫性油藏的滲流機理方面的認識處于定性描述階段，實際油藏中裂縫與基質的供油規律并不明確[1-5]。油田生產也表明,裂縫性油藏生產規律復雜，衰竭開發油井產能遞減快，注水開發又極易形成裂縫竄流，造成油井的快速水淹，有效控水穩油難度大[6-14]。

對于裂縫性潛山油藏，其裂縫和基質存儲的原油是一樣的。當原油被采到地面時，礦場無法區分出原油是來自裂縫還是基質，室內實驗也很難將不同類別的油分別飽和到基質和裂縫中而不發生混合，進而開展模擬實驗，因此從礦場和實驗室的角度難以實現裂縫性油藏的滲流特征的刻畫，僅能通過數值模擬方法進行研究。而裂縫本身應力敏感性強[15-18]，隨壓力變化程度大，基質主要通過滲吸作用出油，這些參數的取值在不同文獻的研究結果中存在較大的偏差[19-21]，因此需要通過實驗準確獲取這2個參數，建立更為精細的油藏數值模型，開展滲流特征研究，定量刻畫基質、裂縫的滲流規律，為裂縫性油藏采取合理的控水穩油措施尋找策略。

1 裂縫儲層應力敏感及基質滲吸實驗

裂縫性油藏存在2個關鍵且難確定的參數對其滲流特征影響較大，分別為裂縫滲透率隨壓力變化的敏感程度及基質滲吸出油的采出程度。選取錦州25-1南油田潛山油藏的巖心開展裂縫介質應力敏感實驗和基質巖心滲吸實驗來準確獲取這2個參數。

1.1 裂縫介質應力敏感實驗

裂縫性油藏降壓開采時地層壓力下降較快，壓力下降必然導致裂縫閉合從而影響開發效果。以前開展的裂縫介質應力敏感實驗表明裂縫的壓敏性極強，但實驗材料均為比較致密的小柱塞，柱塞內以微裂縫發育為主，一般反映低滲裂縫儲層的應力敏感特征[15-18]。而鉆井、錄井、成像測井等資料顯示，錦州25-1南油田潛山油藏宏觀裂縫發育，其裂縫開度達毫米級別，因此需要尋找裂縫尺度較大的巖樣進行實驗。天然裂縫導致鉆井取心過程收獲率低，難以獲得帶較大裂縫的樣品，一般采取人造縫開展此類實驗，但實驗中裂縫一般都是人造的水平貫穿縫，裂縫壓力下降時開度方向與巖心夾持器的圍壓方向相反(圖1)，導致其應力敏感性極強，得到與低滲裂縫儲層基本一致的實驗結果。這與油田實際仍存在矛盾，設想當裂縫傾斜或垂直時，裂縫壓力下降時開度方向與巖心夾持器的圍壓方向垂直(圖1)，應力敏感會相對變弱。而實際裂縫性油藏中起主導作用的裂縫多為中高角度的傾斜縫，故本次實驗開展不同裂縫傾角巖心的應力敏感實驗。

圖1 水平縫與垂直縫應力敏感對比實驗示意圖

實驗巖心樣品來自錦州25-1南油田潛山油藏，巖心致密，孔隙度小于5%，滲透率小于1 mD，肉眼未觀測到明顯裂縫，采取人造裂縫，裂縫的角度分別為0°、15°、30°和40°(圖2)，相同實驗條件下開展裂縫介質應力敏感實驗。由于基質的孔隙度和滲透率均較小，忽略其影響，認為該實驗結果反映裂縫的應力敏感程度。

實驗方法為首先測定原始地層壓力下巖心的水相滲透率，逐步降低回壓使巖心內壓力逐漸下降，圍壓保持不變，記錄不同壓力下的水相滲透率。將不同壓力下裂縫滲透率和壓力進行無因次化，繪制無因次滲透率與壓力下降比例關系曲線(圖3)，對比可以看出傾斜縫的應力敏感性要比水平縫弱，且裂縫傾角越大，應力敏感相對越弱。故裂縫性油藏數值模擬中應根據實際儲層裂縫角度選取合適的應力敏感參數。

1.2 基質巖心滲吸實驗

基質巖心滲吸實驗目前開展的較多，一般都采用淹沒法，通過計量巖心排出油的體積來反映油水交換的程度，進而確定滲吸采收率，但是文獻中不同實驗結果差異較大，巖心滲吸采收率從15%～35%不等[17-19]。即使巖心孔滲、潤濕性、油黏度等均相近實驗條件下滲吸采收率仍存在差異，究其原因為巖心孔隙結構存在差異，尤其是當巖心內存在不同程度的微裂縫時滲吸采出程度差異更大。

圖2 錦州25-1南油田潛山油藏巖心造縫實物圖

圖3 錦州25-1南油田潛山油藏不同裂縫角度應力敏感實驗

為進一步了解巖心內微裂縫發育程度對基質滲吸采收率的影響，本次實驗選取多塊巖心開展不同微裂縫發育程度的滲吸對比實驗，這里所指微裂縫為開度范圍為10～20 μm的小裂縫，巖心范圍內延伸長度小，一般不貫穿巖心樣品，對巖心孔隙度、滲透率參數影響不大，但在毛管力作用下水能夠進入，對滲吸作用影響較大。巖心處理過程為洗油，烘干，測孔隙度、滲透率參數，選取孔滲參數差別不大的巖心樣品(孔隙度5.9%～6.1%，滲透率均小于1 mD)進行CT掃描，了解巖心內微裂縫發育程度，再次選取巖心內發育1條裂縫、2條裂縫(平行和垂直)和3條裂縫等4塊樣品進行滲吸實驗(圖4)。

實驗過程首先將4塊樣品進行抽真空、飽和地層水，用實驗室配置的模擬油進行油驅水至束縛水狀態，并浸泡在模擬油中待用。實驗方法采用淹沒法，采用計量排出油的體積法計算滲吸采收率，繪制不同樣品不同時間內滲吸的采出程度。從實驗結果(圖5)可以看出，隨著巖心內微裂縫發育程度的增加，滲吸采收率提高，且滲吸采收率與微裂縫間的組合關系不敏感。故裂縫油藏數值模擬中應根據實際油田巖心的微裂縫發育程度來考慮基質的滲吸采收率。

圖4 錦州25-1南油田潛山油藏巖心樣品CT掃描結果

圖5 錦州25-1南油田潛山油藏巖心自發滲吸實驗結果對比

2 裂縫性潛山油藏滲流特征

通過礦場和實驗室的方法難以實現裂縫和基質系統中流體的區分，無法開展其滲流特征的研究，而數值模擬方法可以通過雙重介質建模來實現兩者的區分，進而開展裂縫性油藏滲流特征的定量刻畫。

2.1 考慮裂縫壓敏和基質滲吸的雙重介質油藏數值模型

以錦州25-1南油田潛山油藏為例建立雙重介質油藏數值模型(Eclipse)，統計儲層裂縫傾角，以中高角度為主，30°～60°裂縫最多，平均約為40°，故油藏數值模擬過程中選用40°裂縫的應力敏感參數較為合適，結合前述裂縫介質應力敏感實驗結果，并考慮油田實際地層壓力為16 MPa，得到油藏裂縫系統的應力敏感參數(表1)，數值模擬中通過關鍵字ROCKTAB進行描述；結合油田已鉆開發井的裂縫發育特征，巖心2條微裂縫符合大多數巖心薄片的統計結果，利用該滲吸實驗數據來計算不同含水飽和度下毛管力參數(表2)，該計算方法借鑒前人利用滲吸實驗反算毛管壓力曲線的方法[22]，數值模型中通過關鍵字SWOF進行描述。這樣就得到考慮裂縫壓敏和基質滲吸的雙重介質油藏數值模型，圖6為錦州25-1南油田潛山油藏新模型與原模型壓力和含水的擬合情況對比，可以看出新模型擬合程度更高，考慮傾斜縫應力敏感較弱，地層壓力下降更快；考慮基質滲吸增強，產油量增多導致含水率變低。新模型更符合油藏實際生產，故在此模型的基礎上開展裂縫性油藏滲流特征研究。

表1 錦州25-1南油田潛山油藏裂縫應力敏感參數

表2 錦州25-1南油田潛山油藏基質毛管力參數

圖6 錦州25-1南油田潛山油藏數值新模型和原模型壓力

2.2 裂縫性潛山油藏滲流特征

在上述模型的基礎上，利用TRACERS關鍵字定義基質和裂縫系統中不同示蹤劑類別(OIL1和OIL2)就可實現基質和裂縫流體的區分。錦州25-1南油田潛山油藏數值模型中裂縫與基質原始儲量比例為1∶3，模型結果通過示蹤劑追蹤即可得到基質、裂縫不同含水階段的出油規律，以裂縫初期出油量為分母無因次化基質和裂縫的出油量，即可實現不同階段基質和裂縫滲流特征的定量刻畫，結果如圖7所示。從圖7可以看出，裂縫滲流呈現出單調遞減的出油規律，初期遞減快、后期遞減慢；基質滲流呈現出先增大后減小的出油規律。根據基質滲流特征進一步將其劃分為4個階段。

圖7 錦州25-1南油田潛山油藏基質、裂縫滲流特征

第1階段為基質滲吸的蟄伏階段，含水率小于20%，地層壓力由原始地層壓力開始下降,油藏以裂縫彈性能釋放供油為主，裂縫出油比例大于90%，基質出油比例很小。由于油藏內以單相油為主，雙重介質中的動態和單純裂縫介質基本一致[23]，油藏生產動態往往表現出油井產能高，產量遞減較快的特征，如圖8中A41井組2010—2012年的生產特征。由于裂縫系統孔隙度很小，注水時水驅前緣推進很快，故這一階段一般采取降壓開采策略，既能充分利用裂縫油藏的彈性能，增大油藏的壓降波及程度和動用程度，又能減少注水量，延長油藏無水采油期，這也是國內外很多裂縫性油藏初期采取降壓開采策略的主要原因，待地層壓力降低至一定壓力水平后轉注水開發[5]。

圖8 錦州25-1南油田潛山油藏A41井組生產特征

第2階段為基質滲吸的發軔階段[23]，含水率為20%～40%，地層壓力下降為原始地層壓力70%左右，裂縫供油比例下降較快，但仍是主要供油系統，比例約為70%，基質出油比例快速增加，基質和裂縫中的流體在油水兩相毛管力的作用下開始交換，基質出油比例快速增加。油田生產動態表現為油藏產液量降低、生產壓差增大，部分油井含水突破，裂縫水竄通道形成，油藏產量遞減仍較快，如圖8中2012—2014年生產特征。這一階段為緩解裂縫水竄和增大基質出油，可實施脈沖注水，也就是通過地面設備周期性調整注水井的注水量，在地下形成不穩定的脈沖波，既保證裂縫的水驅效果，又促進基質和裂縫間的流體交換，增加基質原油的動用程度。

第3階段為基質滲吸的旺汲滲階段[23]，含水率為40%～85%，地層壓力保持在原始地層壓力70%左右，基質裂縫供油比例相當，這一階段持續時間最長，油藏遞減變慢，基質成為產量接替的關鍵；由于油藏以油水兩相為主，滲吸作用發揮充分，基質原油補給增加，而裂縫系統中的含水飽和度將沿著驅替方向逐漸達到擬穩定狀態，含水率上升趨于平緩，基質中大部分原油在本階段采出。油田生產動態表現為油田采油速度低、產量遞減慢、持續時間長，如圖8中2014年至今的生產特征。繼續強化注水方式以增大基質和裂縫的流體交換促進更深層基質滲吸的發生，這階段可周期性開關注水井實施周期注水[18-20]，周期注水實際上就是脈沖注水的一種強化，當脈沖注水階段脈沖量為零時，就發展為周期注水，周期性的壓力波動，引起裂縫與基巖塊間流體的交換，同時促進毛管滲吸作用，增大其滲吸深度，進一步增強基質出油。

第4階段為平息階段[23]，含水率大于85%時，地層壓力保持在原始地層壓力70%左右或者更低，基質大部分被水封，基質出油的動力減弱，出油量下降，大部分裂縫也見水，油藏進入開發晚期。為進一步強化注水方式，使更小的裂縫也參與滲流，增大基質的滲吸深度和程度，建議實施異步注采，異步注采是結合采油井關停而開展的一種強化周期注水方式。當注水井注水時關停油井，防止注入水沿原來的水流通道竄流，在注水壓力和毛管壓力的雙重作用下，使注入水進入基質巖塊更深部位的含油孔隙中。油水分異一段時間后油井復產，裂縫與基質巖塊間的壓差加速了毛管滲吸的排油作用，在驅替壓差和毛管滲吸雙重作用下，使更多進入基質巖塊中的注入水被滯留下來，從而替換出原油進入裂縫系統，此方法在東勝堡潛山油藏開發后期實踐效果較好[23-28]。

3 裂縫性潛山油藏不穩定注水策略及礦場試驗

基于上述基質裂縫滲流特征的認識，結合相似油田的開發實踐，逐漸形成了一套裂縫性潛山油藏不穩定注水策略，包括初期降壓開采、低含水階段的脈沖注水、中含水階段的周期注水和高含水階段的異步注采等(圖9)。根據滲流特征，不同階段采取不同的強化注水方式，以達到保持地層壓力、控制含水上升和提高基質出油的目的。

圖9 潛山裂縫性油藏不同含水階段不穩定注水策略

錦州25-1南油田潛山油藏于2009年底投產，初期降壓開采，獲得了較高的采油速度及較長的無水采油期(2 a以上)，地層壓力下降至原始地層壓力70%左右開始轉注水開發，由初期的常規注水逐漸發展為目前的不穩定注水。在不穩定注水策略的指導下，自2016年根據不同井組壓力和含水狀況開展了分階段、分區塊不穩定注水礦場試驗。圖10為潛山2/7井區A21H井組的注采曲線，可以看出2016—2018年該井組實施脈沖注水，2018年至今實施周期注水，注水周期為3～6個月，周邊油井A17H和A18呈現明顯的周期性降水增油效果，含水率下降10%～80%，增油量達到20～100 m3/d，不穩定注水策略在錦州25-1南油田潛山油藏控水穩油方面取得了較好的效果，預計提高油藏采收率3個百分點。

圖10 錦州25-1南油田潛山油藏A21H井組不穩定注水效果

4 結論

1) 裂縫介質應力敏感實驗表明不同傾角的裂縫對應不同的應力敏感程度，裂縫傾角越大，應力敏感性相對越弱；基質滲吸實驗表明巖心內微裂縫發育程度越大，基質滲吸采出程度越高。因此，裂縫性油藏數值模擬中應根據實際儲層的裂縫傾角、微裂縫發育程度來選取合適的應力敏感和基質滲吸參數。

2) 在巖心實驗的基礎上建立了考慮裂縫變形和基質滲吸的裂縫油藏數值模型，利用示蹤劑追蹤刻畫出不同含水階段基質和裂縫的滲流特征，結果表明裂縫系統呈現出單調遞減的出油規律，初期遞減迅速、后期遞減緩慢，基質系統則呈現出先快速增大后緩慢減少的出油規律，據此特征將基質滲流進一步劃分為蟄伏、發軔、旺汲滲和平息等4個階段，不同階段推薦不同的強化注水方式，為不穩定注水策略的建立奠定基礎。

3) 結合裂縫油藏滲流特征及相似油田的開發實踐，構建了裂縫性油藏的不穩定注水策略，即初期降壓開采、低含水階段的脈沖注水、中含水階段的周期注水和高含水階段的異步注采等，并在錦州25-1南油田潛山油藏成功開展了礦場試驗，可為類似裂縫油藏的注水開發提供借鑒。