致密油藏動態裂縫擴展機理及應用1)

邸士瑩 程時清 白文鵬 魏 操 汪 洋 秦佳正

* (中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室,北京 102249)

? (西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室,成都 610500)

引 言

致密油藏水平井體積壓裂投產后,隨著地層能量不斷釋放,采油能力衰減,產量遞減快.在注水吞吐、水驅、CO2驅等能量補充方式中,長慶、吐哈等油田采用注水吞吐,初期增油效果好.注水吞吐成為接替衰竭開采、補充地層能量的有效方式[1-2].Hagoort 等[3]、Fan 等[4]和Wang 等[5]提出注水易誘導部分天然裂縫擴展.田虓豐等[6]和蒲春生等[7]根據儲層應力陰影效應,從數值模擬角度分析了水力裂縫同步擴展到多裂縫的動態延伸特征.Rountree 等[8]、王勃等[9]和唐巨鵬等[10]認為周期注水應力改造可以減小水平地應力差對裂縫擴展的約束能力,促進微裂縫大量發育、溝通天然裂縫形成縫網.王友凈等[11]、汪洋等[12]、嚴謹等[13]、Wang 等[14]注意到天然裂縫擴展形成的不規則復雜縫網極大的增加了燜井期間裂縫與基質的接觸面積,注入水通過縫網與基質發生靜態滲吸.楊正明等[15-16]、Gao 等[17]和汪勇等[18]發現裂縫性致密儲層與普通油藏不同的滲流機理使得逆向滲吸、正向滲吸共同作用置換原油.蔡建超和郁伯銘[19]、許建紅和馬麗麗[20]明確了注水吞吐初期主要是逆向滲吸作用置換采油.程志林等[21]和Ghasemi 等[22]研究了致密砂巖油水系統自發滲吸特征及規律,通過T2譜反映不同邊界條件對滲吸采收率的影響.隨著吞吐輪次的增加,地層能量不斷釋放,導致每一輪次的采油能力都在衰減,又因為致密油藏注水波及范圍小,逆向滲吸減弱,注水吞吐效果變差,產量遞減快.王家祿等[23]認為在一定的驅替速度范圍內,油水黏度比越小,動態滲吸效果越好.徐中一等[24-25]從油藏尺度及實例分析致密儲層中注水吞吐效果,以期利用逆向滲吸作用提高開發效果,但效果不明顯.王向陽等[26]、Liu 等[27]、馬劍等[28]和李帥等[29]建立了不同尺度巖心滲吸物理模擬實驗方法,研究了致密儲集層滲吸過程的影響因素,并構建了水驅油時滲吸作用的定量評價方法,提出了滲吸及驅替采油的新思想.計秉玉等[30]為更有效地增大驅替作用,針對高含水油井提出改變液流方向的開發方式,提高整體水驅油效率.吳忠寶等[31]和李偉才[32]采用縮小井距及油水井互換的思想提高水驅動用儲量,應用于低滲油藏大港油田某區塊,初步實施效果顯著.

目前裂縫性致密油藏動態裂縫延伸規律、逆向滲吸及驅替機理不清楚,注水吞吐轉變開發方式尚未成熟.筆者根據艾爾文理論、彈性力學及滲流力學分析裂縫尖端附近的應力場分布,結合注水誘導裂縫擴展機理及致密油藏發生逆向滲吸原理,提出將注水吞吐轉為不穩定脈沖注水開發方式.利用逆向滲吸及線性驅替開發方式,模擬實例井生產10年,預測累計采油、壓力及剩余油分布情況,探討了此方法的可行性.

1 注水誘導裂縫擴展機理

致密油藏大規模壓裂水平井注水吞吐后,注水期間井底壓力高于裂縫擴展壓力,天然微細縫被激發、擴展及延伸,或者天然微細裂縫的充填物被沖刷.相互溝通的天然微細縫形成了新的滲流空間,儲層滲透率增加,導流能力增加.

1.1 天然裂縫擴展機理

注水誘導裂縫擴展之前天然裂縫已經存在,第i次裂縫擴展壓力計算不同于第一次.艾爾文理論能夠用裂縫尖端附近的應力場強度分析第i次裂縫擴展問題,該理論是艾爾文等在格里菲斯脆性斷裂理論基礎上經過不斷豐富和發展而形成的,主要適用于小范圍裂縫尖端應力與應變場分析[33-34].在注水后原本閉合的天然裂縫發生擴展,擴展的天然微細裂縫可以視為小范圍裂縫,分為3 種類型:I 型裂縫張開、II 型裂縫劃開、III 型裂縫撕開(圖1).注水誘發裂縫擴展的形式可視為I 型、II 型及交叉裂縫擴展.由于II 型模擬難度系數比較大,本文只對I 型及交叉擴展型開展研究.

圖1 裂縫3 種類型Fig.1 Three types of fractures

1.1.1 I 型裂縫擴展規律

假設閉合的天然裂縫只發生I 型破壞,采用Westergaard 應力函數求解,根據拉氏變換和廣義胡克定律得到解析函數,進而求裂縫尖端附近的應變分量及應力場強度因子KI.

致密油藏在開發擾動之前就已經承受應力的作用,這個應力一般稱為原地應力(或地應力).原地應力狀態由上覆巖層壓力和兩個水平方向的主應力組成,x方向為最大水平主應力方向,y方向為最小水平主應力方向,z方向為鉛垂方向(圖2(a)).

對于二維平面裂縫,假設“無限大”板,板上有一個長為2a的矩形中心貫穿裂紋(圖2(b)),這個板在無限遠處受雙向等值拉伸應力的作用,忽略流動過程中流體剪切強度的影響、注液系統內各種摩擦力影響、流體與巖石表面間的摩擦阻力，假設在任一時刻,縫內各點的壓力均相等.針對平面裂縫體,為研究方便取極坐標系,坐標原點取在裂縫尖端(圖2(c)).其中,σ為板兩端承受的均勻拉應力,MPa;a為貫穿的矩形切口的半長軸,m;r為裂縫尖端控制區極半徑,m;θ為以裂縫尖端為圓心區域上的方位角,(°).

圖2 應力分布示意圖Fig.2 Schematic diagram of stress distribution

基于裂縫尖端應力場強度的觀點,運用線彈性理論和復變函數理論可以求得裂縫尖端附近任意一點A(r,θ)處的應力分布如式(1).裂縫尖端附近的應力場分布[35-36]形式為

其中,fij(θ)為角分布函數;K為裂縫尖端應力場強度因子,其國際單位為MPa?m1/2.應力場強度因子的臨界值即斷裂韌度,它反映了裂縫擴展即抵抗脆斷的能力[37].針對不同的地層,K值可以通過實驗測得.

根據艾爾文理論及裂縫尖端的擴展準則[38],K表達式為

其中,Pnet(t)裂縫張開的凈內壓,MPa;L為裂縫半長,m.將式(2)代入式(1)得到裂縫尖端附近的應力場與凈內壓的關系表達式為

由于儲層應力場計算過程較繁瑣,本節僅利用式(3)定性地分析裂縫尖端的應力與裂縫面受內壓的關系.注水初期,裂縫凈內壓隨著注水量的增加而升高,由式(2)可知,應力場強度因子也隨之升高.當應力場強度因子K達到斷裂韌度KIC,在裂縫尖端會發生擴展.斷裂韌度可以實驗獲得或者查詢已有成果[39].

該簡化模型有一定的局限性,適用于單一裂縫的判據,且對Ⅰ型裂縫問題比較適用.KI是表征裂縫尖端區域應力場強弱程度的參量,而且是唯一的參量,局限于裂縫尖端附近區域的應力場分析.

1.1.2 多裂縫交叉裂縫擴展滲流模型

致密油藏注水吞吐后,地層中因存在天然裂縫及非均質等因素,還會發生裂縫交叉擴展(圖3(a)和圖3(b)).交叉擴展的天然裂縫溝通壓裂裂縫形成了動態縫網(圖3(c)).但由于交叉裂縫擴展從斷裂力學分析難度系數較大,因此,從滲流力學的角開展研究.

圖3 多裂縫交叉擴展形成動態縫網Fig.3 Multi-fractures cross and expand to form a dynamic fracture network

裂縫發生交叉擴展,假設油、水兩相流動且等溫,考慮地層巖石及流體的可壓縮性,建立注水吞吐油水兩相連續性方程、滲流模型以及傳導率計算方程.

(1) 注水吞吐油水兩相連續性方程

對于注水吞吐油水兩相滲流,注入水和原油產出導致儲層含水及含油飽和度是動態變化的,則油相及水相的連續方程表示為

其中,po及pw分別為油相和水相壓力,MPa;ρo及ρw分別為油層條件下原油密度和地層水的密度,103t/m3;kro和krw分別為油相和水相對滲透率,10?3μm2;k是基質絕對滲透率,10?3μm2;μo及μw分別為油和水的黏度,cp;qo及qw分別為產液量和注入量,m3;so及sw分別為含油飽和度和含水飽和度,%.

隨著注水吞吐開發,油層流體的采出,地層壓力不斷下降,導致巖石發生變形、流體被壓縮.基質及流體的狀態方程為

其中,po,0為油相初始壓力,MPa;pw,0為水相初始壓力,MPa;ρo,0為油層條件下原油初始密度,103kg/m3;ρw,0為油層條件下地層水初始密度,t/m3;φ 為油層條件下孔隙度,無量綱;φo為原始油層孔隙度,無量綱;co為原油壓縮系數,MPa?1;cr為巖石壓縮系數,MPa?1;cw為地層水壓縮系數,MPa?1;p0為原始地層壓力,MPa;p為地層壓力,MPa.

(2)滲流模型

致密油藏基質與裂縫的接觸面主要發生逆向滲吸,毛管力占主導作用.則毛管力輔助方程為

由于致密油藏基質滲透率極低,原油從基質和天然裂縫以及壓裂裂縫流動到水平井筒中,其產量方程為

其中,pc為毛管力,MPa?1;pwf為井底流壓,MPa;WIo及WIw為井指數公式.采用Peaceman 模型[40-41]概念并予以修正,其井指數計算公式如下

其中,re為供給半徑,m;rw為井半徑,m;h為基質中裂縫高度,m;Bo及Bw分別為原油及水的體積系數,無因次;s為表皮系數,無因次.

由于致密油藏儲層及流體的復雜性,考慮啟動壓力,滲流速度方程為

其中v表示滲流速度,m/s;?p為地層壓力變化量,無因次;k為儲層滲透率,10?3μm2,μ為流體黏度,cp;G為啟動壓力梯度,MPa/m.

基于儲層存在的應力敏感效應,根據基質和裂縫的敏感程度設置模型

其中,k是有效滲透率,10?3μm2;ko為初始壓力下基質的滲透率,10?3μm2;αk為應力敏感系數,無因次.

考慮裂縫導流系數的動態變化,得到計算公式

其中,kf(t)是動態裂縫滲透率,10?3μm2;wf(t)表示動態裂縫寬度,m.

(3)傳導率計算方程

針對交叉裂縫的情況,將交叉裂縫單元之間的傳導率近似處理,將裂縫網格可看作普通網格,此時裂縫網格與基質網格傳導率表示為

式中Ti為裂縫網格與基質網格傳導率,kfi是裂縫和基質滲透率的調和平均值,10?3μm2;Afi是裂縫與基質接觸面積,m2;dfi是兩條裂縫中心距離,m.

當兩條裂縫相交時,裂縫網格與裂縫網格傳導率[42-43]為

其中,kf1和kf2是裂縫段的滲透率,10?3μm2;df1和df2是裂縫段到相交線的平均距離,Af1及Af2是裂縫段接觸面積,m2.

建立壓裂水平井M56-152H 常規數值模型及交叉裂縫數值模型,常規模型模擬日產液與實際數據有差異(圖4(a)),交叉裂縫擴展形成的動態縫網模型模擬日產液,歷史擬合較好(圖4(b)).

圖4 M56-152H 產液量歷史擬合結果Fig.4 M56-152H Production history matching results

致密油藏在不同區域均能使用相同形式的運動方程構建統一的控制方程.因此,可以對模型進行離散化求解,降低耦合問題的復雜性,使模型求解變得簡單統一.

下面研究主要以I 型擴展為主,推導裂縫擴展長度、刻畫動態縫網滲流規律.

1.2 裂縫擴展長度

注水誘發裂縫擴展后,裂縫擴展長度及裂縫半長是主要的關鍵參數.根據艾爾文裂縫擴展原理,當K>KIC,裂縫尖端壓力達到地層破裂壓力,天然裂縫發生擴展.由圖2(b)模型假設裂縫擴展縫寬為矩形,第i次擴展長度Li,長度增量為ΔLi(圖5).

圖5 裂縫擴展長度示意圖Fig.5 Schematic diagram of crack propagation length

假設10 級壓裂水平井存在60 條天然裂縫,天然裂縫擴展瞬間,根據格里菲斯準則采用斷裂力學的能量平衡原理[44-46],從舊裂縫生成且還未充填流體的瞬間開始,到新裂縫產生且還未充填流體的瞬間結束為單元,對整個系統進行線彈性求解為

其中,ΔEi表示地面流入的能量,ΔEl表示濾失的能量,ΔEf表示縫內彈性能量,ΔErs表示基質內彈性能,ΔEic表示新的裂縫的能量

可根據格里菲斯準則,克服基質內儲存的彈性能

產生新裂縫表面所吸收的能量Erci+1為

裂縫擴展的整個系統中能量平衡方程為

整理式(26)得到裂縫擴展長度的計算公式

其中,Q為注入量,m3;P(t)注入壓力,MPa;Li為第i次裂縫擴展的裂縫半長,m;PP地層孔隙壓力,MPa;ρ注入流體的密度,kg/m3;PH井筒液柱產生的壓力,MPa;P為裂縫擴展壓力,MPa;Ti為擴展周期,d;Ai+1第i+1 次擴展中半裂縫的側面積,m2;σh地層最小水平主應力,MPa;E地層巖石彈性模量,MPa;ω為裂縫寬度,m;H油層厚度,m;γ 表面能密度,MPa/m2;CL擴展后的濾失系數,m/d1/2;Pio第i次裂縫產生時,地面壓力,MPa;Ti為擴展周期,d;Ti0擴展周期初始時間,d;C(t)濾失系數,無因次.

根據某致密油藏M56 塊注水吞吐期間的5 幾口井的注入量數據,計算得到濾失系數C(t)為

隨著注水時間延長,擴展的天然裂縫延伸,開發過程中需將縫長控制在合理的范圍,防止井間裂縫水竄.由式(2)可知儲層中裂縫尖端方位角θ是隨機分布的,天然裂縫會擴展、延伸并相互溝通,呈現不規則復雜縫網(圖6(b)),此時儲層中流體的滲流機理比較復雜.因此,揭示致密油藏動態裂縫的滲流規律是轉變開發方式的關鍵.

圖6 注水誘發天然裂縫擴展Fig.6 Water-induced the expansion of natural fractures

1.3 裂縫擴展過程中的逆向滲吸判別

自發滲吸是低滲透裂縫水驅油藏的重要開采機理[47].衰竭開采及注水吞吐都會有大量注入水通過不規則復雜縫網進入地層,與基質大面積接觸,發生正向及逆向滲吸作用.為了確定兩種滲吸主控作用,根據滲吸物理機理的判別標準[48],計算NB?1(重力與毛管力的比值Bond 數的倒數)的數值.利用NB?1數值的范圍判定基質滲吸過程中毛細管力和重力的貢獻.當NB?1>5 時,毛管力支配滲吸過程,與基質的接觸面主要發生逆向滲吸;當NB?1<0.2 時,重力支配滲吸過程,主要發生正向滲吸;當0.2

式中,B為結構常數,無因次;Δρ為油水密度差,kg/m3;g為重力加速度,取9.8 m/s2;H為多孔介質高度,m;K為滲透率,10?3μm2;Φ為孔隙度,無因次;δ為表面張力,mN/m.式(29)沒有考慮基質的潤濕性,而潤濕性對基質滲吸有重要的影響.Iffly 等[49]對上述滲吸機理判別方程進行修正,劉衛東等[50]和姚同玉等[51]也做過類似研究,并做了大量實驗.改進后的NB?1的表達式為

式中,α為潤濕接觸角,(°).Standnes 等[52]進一步實驗研究了潤濕性對滲吸機理的影響.潤濕性越弱,潤濕接觸角越大,界面張力越大.當接觸角大于90°時,界面張力成為滲流阻力.其中B的數值是由孔隙結構常數的表達式[53]計算得出,該公式為

式中,τ是流體流線的迂曲度,無因次;Df為孔隙分形維數,且0

式中,β為擬合常數.裂縫性致密油藏具有低孔、低滲的特征,致密儲層滲吸過程毛管力比常規油藏大.某致密油藏M56 塊,孔隙度φ為0.165,β取值0.51.在天然裂縫擴展后形成的動態縫網中,裂縫視為海岸線科赫曲線類型,根據文獻[54],Df取值為1.2618,由式(31)計算得到B1= 0.45.動態縫網中的基質視為Sierpinski 墊片和Sierpinski 地毯型,Df分別取值1.585 及1.892,計算得到B2=0.394 及B3= 0.22.本文的結構系數近似取三類型的平均值,即B≈ 0.4.

某致密油藏M56 塊,Δρ=1.9 × 102kg/m3,重力加速度g取9.8 m/s2;H=20 m,K=1×10?5μm2,Φ= 16.5%,δ= 30 mN/m,α= 33.6°.由式(30)計算得到致密油藏M56 塊NB?1= 35.7.

根據Schechter 提出的判別標準,當NB?1>5 時,毛管力支配滲吸過程,與基質的接觸面主要發生逆向滲吸.在毛管力作用下,致密油藏M56 塊發生大規模的逆向滲吸,將原油置換到復雜縫網中,這為注水吞吐轉變為脈沖注水開發方式提供了大量可驅替的原油(圖7).

圖7 逆向滲吸作用Fig.7 Reverse imbibition

注水初期,毛管力是逆向滲吸的動力.隨著注水吞吐輪次的增加,地層能量不斷釋放,注水波及面積范圍降低,導致巖石潤濕性減弱.潤濕接觸角α變大,毛管力變成了逆向滲吸阻力.逆向滲吸作用減弱,由逆向滲吸作用置換原油數量將減少,注水吞吐效果變差.

2 致密油藏線性驅替方式

裂縫性致密油藏注水吞吐主要發生徑向驅替及逆向滲吸作用,多輪次注水吞吐后,滲吸置換作用減弱,產量降低明顯.合理利用天然裂縫擴展形成的高導流通道,盡可能地發揮逆向滲吸加驅替作用,是目前裂縫性致密油藏亟待解決的難題.

下面研究將注水吞吐轉為脈沖注水的可行性.

2.1 脈沖注水原理

脈沖注水充分發揮注入水在動態裂縫中的線性驅替作用,增加流體的流動,促使注水波及面積迅速增加,逆向滲吸范圍增加.脈沖注水與注水吞吐主要不同點在于,注水吞吐只發生在本井附近,多輪次吞吐后,致密油藏注入水推進速度較為緩慢,兩井之間部分區域的原油未能被波及.脈沖注水是通過注水井周期性地改變注水量,造成地層壓力周期性升高和降低,從而在裂縫和基質之間產生壓差.壓力升高到高于裂縫開啟壓力時,天然裂縫擴展、延伸并溝通壓裂裂縫而形成的復雜縫網.注入水驅替原油,向前推進,在生產井被采出.

從宏觀上分析,注水吞吐在注水階段驅替作用方向是徑向的(圖8(a)),脈沖注水主要是線性驅替作用占主導地位,主要沿著井間裂縫線性向前驅替(圖8(b)).

圖8 徑向和線性驅替作用示意圖Fig.8 Diagram of radial and linear displacement

從油藏尺度分析,注水吞吐方式在基質中的注水波及主要是擬徑向的(圖9(a)),脈沖注水波及主要是沿著注水誘導裂縫擴展方向發生線性驅替作用(圖9(b)).

圖9 裂縫擴展前后徑向和線性驅替作用示意圖Fig.9 Diagram of radial and linear displacement

動態縫網中注入水受毛細管力作用和水動力效應,加之天然裂縫擴展形成的高導流通道,注水波及面積迅速增加,逆向滲吸范圍擴大(圖10(a)和圖10(b)).逆向滲吸作用加強,縫網與基質之間的流體交換速度和質量發生質變,置換出更多的原油.

圖10 注水吞吐和脈沖注水逆向滲吸作用范圍對比Fig.10 Comparison of water-injection huff and puff and pulse water injection imbibition range

圖10 注水吞吐和脈沖注水逆向滲吸作用范圍對比(續)Fig.10 Comparison of water-injection huff and puff and pulse water injection imbibition range (continued)

在下一個脈沖注水期間,裂縫中被置換的原油及無滲吸作用波及區域的原油,在線性驅替作用下流動到井筒.水平井脈沖注水利用了逆向滲吸及線性驅替的采油原理(圖11),與注水吞吐開發方式相比極大地提高了驅油效率.下面以某實際區塊為例,討論該開發方式合理的油井工作制度.

圖11 脈沖注水逆向滲吸及線性驅替作用Fig.11 Reverse imbibition and linear displacement

2.2 脈沖注水可行性探討

某致密油藏屬于凝灰巖裂縫性致密油藏,是國內外規模較大的致密油藏水平井注水吞吐試驗區.該區塊天然微細裂縫比較發育,地層壓力系數為1.013,井距為100 m～200 m,斷裂韌度KIC為0.908 MPa·m1/2.2015年開始注水吞吐,截止2020年9月注水吞吐120 井次,其中56 口井吞吐3～6 輪次.該油藏M56 塊為例,模擬實際井注水吞吐轉化為脈沖注水的累計采油及平均地層壓力.

M56-151H 井(圖12(a)) 于2017年5月開始注水吞吐,建立該井數值模型,有關地層參數、初始地層條件等參數等見表1.

圖12 M56-151H 井組井位圖及裂縫發育情況Fig.12 Well location and fracture development

表1 數值模擬參數表Table 1 Numerical simulation parameter table

模擬結果顯示,注水初期裂縫凈內壓隨著注水量的增加而升高,應力場強度因子也隨之升高.當應力場強度因子K達到0.908 MPa·m1/2,天然微細縫發生開啟及擴展現象.模擬結果還表明,采用定產液方法擬合的實際產液,歷史擬合效果較好(圖13).

圖13 M56-151H 產液量歷史擬合結果Fig.13 M56-151H Production history matching results

2.3 注水吞吐轉脈沖注水

注水吞吐轉為脈沖注水前,在設計井距及段間距離時,要著重考慮裂縫擴展長度,以期確保不會發生水竄.圖14(a)中A點至B點為第i次裂縫擴展長度,根據式(20) 及式(27) 計算得到Li擴= 0.67 m,Lif= 7.66.注水120 天,天然裂縫擴展長度為13.33 m(圖14(b)).每次天然裂縫擴展,Li擴及Lif均小于區塊的井距和段距,水平井段和鄰井之間沒有發生水竄現象(圖15).

圖14 模擬裂縫擴展長度結果Fig.14 Simulated fracture propagation length

圖15 裂縫擴展長度與井距段距對比Fig.15 Result of simulated fracture propagation length

隨著脈沖注水周期的增加,被置換的原油大幅度增多.分析原因,裂縫擴展形成的動態縫網加強了脈沖注水的驅替作用,提高了注入水與基質接觸的面積.逆向滲吸范圍擴大,逆向滲吸作用加強,置換原油的速度及數量發生了質變.

以M56-152H 井組為例,分別設計3 種方案,注入時間設置為1 d,2 d,3 d.設計注入量設置為300 m3/d,但在模擬含水飽和度場圖時發現,水平井間發生明顯水竄現象(圖16).

圖16 注水量300 m3/d 時發生水竄Fig.16 Water breakthrough occurs when the water injection volume is 300 m3/d

經過反復調整參數,當注入量設置為100 m3/d時,井底壓力達到裂縫開啟壓力41.7 MPa,低于地層破裂壓力60 MPa.停注時間設置為1 d,2 d,3 d,兩口采油井一直以50 m3/d 的采油量生產10年(表2).

表2 脈沖注水3 種方案Table 2 Three schemes of pulse water injection

M56-151H 井3 種設計方案生產10年的累計采油在1.02 × 105～1.05 × 105m3,方案3 累計采油最高,預測10年累計采油量為1.05 × 105m3(圖17(a)).該方案的工作制度是注3 天停3 天,注入量100 m3/d,產油量50 m3/d.預測10年后地層壓力降至20 MPa,但仍然保持較高的水平(圖17(b)).

圖17 模擬脈沖注水3 種方案生產10年預測產量Fig.17 Predicted output of the three schemes of simulated pulse water injection in 10 years

模擬M56-152H 井注水吞吐4 輪次后轉變為脈沖注水,并按照方案3 開采制度,模擬馬56-152H井4 輪次后仍以注水吞吐方式生產至2029年.對比兩者的累計采油量,轉為脈沖注水預測10年累計采油量高于注水吞吐(圖18).

圖18 注水吞吐與脈沖注水生產10年預測產量Fig.18 Predicted output of water-injection huff and puff and pulsed water injection production for 10 years

M56-152H 在脈沖注水前,儲層中部分天然裂縫處于閉合狀態(圖19(a),圖19(b)).脈沖注水后天然裂縫形態發生了擴展延伸、并溝通了壓裂裂縫形成了動態縫網(圖19(c),圖19(d)).

圖19 脈沖注水前后裂縫分布形態Fig.19 Fracture distribution

圖19 脈沖注水前后裂縫分布形態 (續)Fig.19 Fracture distribution (continued)

模擬M56-151H 井底剩余油分布,脈沖注水方式的剩余油飽和度較低.說明注水吞吐4 輪次后轉為脈沖注水方式生產8年,剩余油充分動用(圖20).

圖20 注水吞吐與脈沖注水剩余油分布對比Fig.20 Comparison of remaining oil distribution

3 結論

(1)裂縫性致密油藏注水誘導裂縫擴展可視為張開裂縫及交叉擴展型.注水期間,裂縫凈內壓隨著注水量的增加而升高時,應力場強度因子也隨之升高.當應力場強度因子K達到斷裂韌度KIC,在裂縫尖端會發生擴展、延伸并相互溝通,呈現不規則復雜縫網.提出的裂縫擴展長度計算方法可用于確定裂縫延伸位置,預防裂縫水竄.改進的逆向滲吸的判別公式確定M56 區塊動態裂縫發生了大規模的逆向滲吸.

(2)周期性地改變注水量,從而產生裂縫和基質壓差,造成地層中壓力場的不穩定分布.在壓力上升過程中,注入水通過天然裂縫擴展形成的高導流通道進入到基質,極大地增加了注水波及面積.促使逆向滲吸范圍擴大,逆向滲吸作用加強,縫網與基質之間的流體交換速度和數量均發生質變.更多的原油被置換到縫網中,在下一個脈沖注水周期的線性驅替作用下流向采油井.

(3)討論了裂縫性致密油藏水平井注水吞吐轉變為脈沖注水方式,即由逆向滲吸與徑向驅替作用轉變為逆向滲吸及線性驅替作用.脈沖注水累計產油高、逆向滲吸作用強,充分發揮逆向滲吸及線性驅替作用,能夠實現有效驅油的目的.

(4)實際注水時,應當控制注水量,使得注入期間井底壓力接近天然裂縫開啟壓力,但要低于地層破裂壓力,其目的是增加地層有效滲流能力,同時防止注入水沿裂縫水竄.