王敬 ，趙衛(wèi) ，劉慧卿 ，劉芳娜 ，張拓崢 ，竇亮彬 ，楊新玲，李波

（1. 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；2. 中國石油大學（北京）教育部重點實驗室，北京 102249；3. 西安石油大學石油工程學院，西安 710065；4. 中國石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏發(fā)育大量裂縫和溶洞，屬于典型的縫洞型油藏?？p洞型油藏與常見的碎屑巖油藏存在巨大差異，其儲集層非均質(zhì)性強，儲滲空間為大小各異、形態(tài)多樣且空間離散分布的溶洞、裂縫和溶孔，流體流動規(guī)律和驅(qū)油機理較為復雜，導致縫洞型油藏開發(fā)和研究難度大[1-4]。現(xiàn)階段，該類油藏鉆井過程中通常將溶洞作為鉆遇目標，投產(chǎn)初期普遍采用衰竭開發(fā)。溶洞井初期產(chǎn)量高但地層能量下降較快，且大多數(shù)溶洞位于井間地帶，僅靠衰竭開發(fā)采收率較低，需要進行注水開發(fā)；近幾年，塔河油田120余個縫洞單元開展了注水開發(fā)[5]。由于儲集體連通程度和空間分布的強非均質(zhì)性，注水驅(qū)油過程中同一注水井不同方向上注入水推進速度差異較大，一定程度上影響水驅(qū)開發(fā)效果。對大量注采單元生產(chǎn)動態(tài)分析表明，注水井單向驅(qū)替和生產(chǎn)井單向受效均超過 70%，注水波及系數(shù)較低，注采單元內(nèi)井間干擾問題突出。近年來，縫洞型油藏物理模擬技術(shù)不斷發(fā)展，但由于縫洞油藏的復雜性，實驗模型在追求精細化和復雜化的同時也一定程度上限制了研究結(jié)論的普適性，因此在實驗模型設計階段適當忽略縫洞結(jié)構(gòu)的一些個性化特征，有助于獲得相對普適性的認識，能有效指導縫洞單元注水開發(fā)。本文考慮縫洞型油藏的主要宏觀特征及驅(qū)油機理，設計并制作了具有普適性的簡化物理實驗模型，開展了水驅(qū)井間干擾實驗；基于滲流理論和縫洞型油藏水驅(qū)油機理建立了注水驅(qū)油數(shù)值反演模型；結(jié)合實驗結(jié)果，應用反演模型研究了不同因素對縫洞油藏水驅(qū)干擾特征的影響規(guī)律，從有利于注水開發(fā)的角度提出了構(gòu)建注采井網(wǎng)的優(yōu)化策略，為縫洞油藏生產(chǎn)動態(tài)分析、注采井網(wǎng)構(gòu)建調(diào)整和增產(chǎn)改造提供技術(shù)思路。

1 縫洞型油藏注水干擾特征物理模擬實驗

縫洞型油藏儲集層非層狀分布[1-2]，非均質(zhì)性和離散性是該類油藏的突出特征，井間裂縫或裂縫帶連通能力的差異和裂縫帶連接的溶洞體積差異導致注水開發(fā)過程中生產(chǎn)井受效不均。借鑒砂巖油藏注水層間干擾概念，將注水井間干擾定義為注采單元中某一注水井向兩口以上生產(chǎn)井注水時，由于各注采方向物性、井距等差異，導致注入水沿各注采方向分流比例相互干擾的現(xiàn)象。為了研究縫洞型油藏注水干擾特征，首先根據(jù)地質(zhì)特征簡化開展了注水干擾物理模擬實驗。

1.1 實驗方案設計

1.1.1 縫洞型油藏地質(zhì)模型特征化

由于儲集體空間離散分布，縫洞型油藏很難建立較為完善的注采井網(wǎng)，通常以注采單元作為研究對象，圖 1為塔河油田 T313注采單元受效關(guān)系圖，其中TK223井為注水井，T313井、TK315井、TK248井、TK249CH井、TK249井為生產(chǎn)井，部分注采井連線穿過溶洞。TK223井注水后，由于存在各注采方向連通性、滲流阻力、儲集體分布差異造成的井間干擾效應，僅TK315井和TK248井明顯受效。

圖1 T313注采單元受效關(guān)系示意圖

縫洞型油藏中，溶洞間主要通過復雜的裂縫網(wǎng)絡連接[1-2]，這些裂縫帶發(fā)育存在較強的非均質(zhì)性。根據(jù)對塔河油田大量縫洞單元注采井間連通特征的分析，忽略井間縫洞結(jié)構(gòu)個性化特征，提取“井間裂縫或裂縫帶連通能力差異和連接的溶洞體積差異”這一普適性特征，可將注采井間簡化為4種模式（見圖2）。

圖2 注采井間簡化模式圖

模式Ⅰ中注采井間為高、低滲裂縫帶，裂縫帶均未連接溶洞；模式Ⅱ中注采井間為高、低滲裂縫帶，高滲裂縫帶連接溶洞（也可代表高滲裂縫帶連接較大溶洞，低滲裂縫帶連接較小溶洞）；模式Ⅲ中注采井間為高、低滲裂縫帶，低滲裂縫帶連接溶洞（也可代表低滲裂縫帶連接較大溶洞，高滲裂縫帶連接較小溶洞）；模式Ⅳ注采井間裂縫帶滲透率相近，其中一條裂縫帶連接溶洞。

1.1.2 模型參數(shù)及實驗流程

為了進一步分析注采井間干擾特征，根據(jù)上述注采井間干擾模式簡化設計并制作了具代表性的可視化縫洞物理模型（見圖3）。注入端與采出端均與細管相連；由于裂縫帶為大量復雜的天然裂縫，具有一定的連續(xù)性，因此通過向細管內(nèi)充填石英砂模擬裂縫帶；細管局部連接一定體積的柱形容器代表溶洞。

圖3 可視化縫洞注采模型示意圖

溶洞中水驅(qū)油的主要機理是重力置換[6-7]，為了保證實驗水驅(qū)油過程與油藏相似，根據(jù)邦德數(shù)（重力與毛管壓力的比值）定義[8-9]以及Prey[10]和Schechter等[11]的研究結(jié)果，縫洞連接處裂縫開度應滿足：

根據(jù)弗勞德數(shù)（慣性力與重力的比值）定義[3]，注入速度應滿足：

實驗主要包括注入系統(tǒng)、計量系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)和模型系統(tǒng)（見圖 4）。注入系統(tǒng)主要為 ISCO泵和中間容器，計量系統(tǒng)主要為量筒。數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)主要為微差壓變送器，采用單晶硅諧振式傳感器技術(shù)，壓力變化不存在滯后現(xiàn)象，具有精度高和穩(wěn)定性好的優(yōu)點，用于測量驅(qū)替過程中沿程壓力變化；根據(jù)實驗壓力變化范圍，選用量程為0～10 kPa和0～40 kPa的兩種微差壓變送器，精度分別為0.01 kPa，0.04 kPa，滿足測量精度要求。模型系統(tǒng)主要為可視化縫洞模型，可視化管充填不同尺寸石英砂模擬不同導流能力的裂縫帶，管長100 mm，內(nèi)徑20 mm，通過體積平衡法測得孔隙體積為100 mL左右；柱形容器模擬3種尺寸溶洞，體積分別為 50，100，200 mL，對應洞縫儲量比約為1∶2，1∶1，2∶1，代表了礦場中的相對較小洞、中洞和較大洞；溶洞與可視管連接位置可根據(jù)實驗方案調(diào)整，根據(jù)（1）式計算結(jié)果，連接處b取值16 mm。

圖4 縫洞模型注采干擾實驗流程

1.1.3 實驗方案及步驟

表1 縫洞油藏注采干擾特征實驗方案

本實驗主要研究不同縫洞模式、溶洞位置、溶洞體積和裂縫帶滲透率比值下的注水干擾特征，為此設計了9組實驗方案，注入速度均為2 mL/min（見表1）。實驗1、2、3、4為不同縫洞模式下的干擾特征實驗方案；實驗 2、5、6為溶洞在高滲裂縫帶不同位置時的干擾特征實驗方案；實驗 2、7、8為高滲裂縫帶中間連接不同體積溶洞時的干擾特征實驗方案；實驗2、4、9為不同裂縫帶滲透率比值下（滲透率比值分別為3∶1，1∶1，10∶1）的干擾特征實驗方案。另外，滲流阻力差異是注水干擾的根源，因此引入滲流阻力比（低滲裂縫帶與高滲裂縫帶滲流阻力之比）分析水驅(qū)特征。

根據(jù)上述方案，設計實驗步驟為：①石英砂粒清洗后放入恒溫箱中加熱烘干；②選擇實驗方案中對應尺寸的石英砂充填模型；③選取預定體積的溶洞連接到預定位置；④連接實驗裝置，注氮氣憋壓 0.5 MPa檢查模型氣密性；⑤以1 mL/min的注入速度飽和模擬油，并計算模擬裂縫帶體積和滲透率；⑥根據(jù)（2）式計算結(jié)果設定總驅(qū)替速度為2 mL/min，開展水驅(qū)實驗，實時記錄出口端產(chǎn)液量和沿程壓力變化，計算實時裂縫滲流阻力比值。

1.2 實驗結(jié)果與分析

1.2.1 不同縫洞模式下的水驅(qū)干擾特征

縫洞型油藏中的溶洞分布模式直接影響水驅(qū)過程中的流體分布。實驗1、2、3、4分別代表無溶洞以及溶洞位于高滲裂縫帶、低滲裂縫帶、相近滲透率裂縫帶之一的中間位置，干擾特征如圖 5所示。無溶洞時驅(qū)替過程中滲流阻力比逐漸增加，與砂巖一致（見圖5a）。溶洞在高滲裂縫帶時，滲流阻力比隨時間先增加后減小再增加（見圖5b），20 min時高滲裂縫帶中水驅(qū)前緣到達溶洞并置換其中的原油，此時低滲裂縫帶中水繼續(xù)推進，滲流阻力比迅速降低；120 min時低滲裂縫帶水淹，之后滲流阻力比基本穩(wěn)定；200 min時溶洞置換完成并驅(qū)替后方裂縫中原油，滲流阻力比上升；250 min時高滲、低滲裂縫均完全水淹，滲流阻力比回到初始值。溶洞在低滲裂縫帶時，驅(qū)替過程中滲流阻力比初期迅速增加，35 min時高滲裂縫帶水淹，滲流阻力比逐漸降低；200 min時水驅(qū)前緣到達溶洞，直至1 200 min溶洞中原油置換完成（見圖5c）；兩裂縫帶滲透率接近時，驅(qū)替初期無洞與有洞方向滲流阻力比基本保持穩(wěn)定，25 min時水驅(qū)前緣到達溶洞，之后滲流阻力比先緩慢降低后迅速降低，100 min時無洞方向裂縫帶水淹，溶洞置換時間長達400 min，500 min時有洞方向裂縫帶水淹?？梢?，溶洞在高滲方向時，溶洞置換和整個驅(qū)替用時均比溶洞在低滲和均質(zhì)裂縫帶更短，說明注采井組存在一定非均質(zhì)性且溶洞位于注采單元內(nèi)滲透率相對較高的裂縫帶上時，有利于注水開發(fā)。

圖5 不同縫洞模式下的注采干擾特征

1.2.2 不同溶洞體積下的水驅(qū)干擾特征

圖6 不同溶洞體積下的注采干擾特征（溶洞在高滲裂縫帶中間）

由前文可知，溶洞對水驅(qū)過程中滲流阻力有較大影響，根據(jù)實驗 2、7、8實驗結(jié)果得到不同體積溶洞位于高滲裂縫帶時的干擾特征（見圖 6）?？梢钥闯?，高滲裂縫帶水驅(qū)前緣到達溶洞時，滲流阻力比發(fā)生反轉(zhuǎn)；溶洞置換階段滲流阻力比逐漸降低，當溶洞體積較小時，40 min內(nèi)完成溶洞置換，滲流阻力比再次反轉(zhuǎn)，高滲方向很快水淹，280 min時低滲方向水淹（見圖6a）；溶洞體積較大時，低滲方向先水淹，溶洞置換分別用時120 min和180 min（見圖6b和6c），驅(qū)替總用時均低于溶洞體積較小情形?？梢?，隨著溶洞體積增加，水驅(qū)用時先減小后增加。

1.2.3 不同溶洞位置處的水驅(qū)干擾特征

縫洞型油藏中溶洞在裂縫帶的分布具有一定的隨機性，根據(jù)實驗 2、5、6實驗結(jié)果得到溶洞在高滲裂縫帶不同位置處的干擾特征（見圖 7）。可以看出，溶洞靠近注入井時，溶洞置換原油用時長，低滲方向水淹早，整個驅(qū)替耗時長。因此，井網(wǎng)構(gòu)建或重組時，距離溶洞較近的井應為生產(chǎn)井，這與前人“縫注洞采”的認識是一致的。

1.2.4 不同裂縫帶滲透率差異下的水驅(qū)干擾特征

為了研究縫洞型油藏滲透率差異性的影響，對比實驗2、4、9實驗結(jié)果（見圖8a—8c，低滲管所用石英砂粒徑分別代表3個實驗）?？梢钥闯?，滲透率差異較大時，即使溶洞在高滲裂縫帶，高滲方向仍先水淹；滲透率差異較小時，溶洞置換過程中低滲方向先水淹；滲透率差異越大，溶洞油水置換用時越短。

圖7 不同溶洞位置處的注采干擾特征（溶洞在高滲裂縫帶）

圖8 不同滲透率裂縫帶注采干擾特征（溶洞在高滲裂縫帶中間）

2 縫洞型油藏注水干擾特征數(shù)值反演模型

2.1 縫洞型油藏注水干擾反演模型建立

為了更好地研究注水干擾特征，基于滲流理論建立注水干擾實驗的數(shù)值反演模型，基本假設如下：①由于注采壓力較小，忽略巖石流體壓縮性；②注入水到達溶洞后，油水置換瞬間完成；③裂縫介質(zhì)中水驅(qū)油基于活塞式水驅(qū)油理論[12]，且油水黏度比較?。虎芰芽p中忽略毛細管力和重力作用?；谏鲜黾僭O，注采井間滲流阻力可近似為：

不同流動通道之間的產(chǎn)量比為：

對于同一組注采井或注采壓差相同的不同注采井，高、低滲透率裂縫帶分流量之比為：

當某一裂縫帶連接若干個溶洞，水驅(qū)前緣到達溶洞時將在重力作用下首先置換裂縫帶下方溶洞中的原油，置換完畢后繼續(xù)向生產(chǎn)井推進，因此對于任意縫洞分布的注采井連線，某一時刻水驅(qū)前緣位置表示如下：

2.2 縫洞型油藏注水干擾反演模型驗證

為了檢驗反演模型的可靠性，利用該模型擬合前文實驗結(jié)果（見圖9），擬合參數(shù)如表2所示。

由于數(shù)值反演模型忽略毛細管力和重力作用，填砂模型存在少量砂粒運移，且壓力傳感器以及液量計量存在誤差，導致實驗結(jié)果局部存在非機理性波動，與計算值相比有小幅差異。反演模型總體擬合效果較好，可以反映出滲流阻力變化趨勢和機理性特征點，能夠用于后續(xù)注水干擾特征分析。

圖9 不同縫洞模式下的注采干擾實驗結(jié)果擬合

表2 模型擬合參數(shù)取值

3 縫洞型油藏注水井間干擾影響因素及特征分析

為了全面認識縫洞型油藏注水干擾特征及其影響因素，利用反演模型研究了洞縫儲量比、注采井距、裂縫帶滲透率比值、油水黏度比的影響和多因素復合作用下井距和滲透率比值的最優(yōu)值，為井網(wǎng)構(gòu)建或重組以及儲集層改造提供指導。分流比例是反映注水井間干擾最直接有效的參數(shù)，表示單位時間內(nèi)，注水井驅(qū)替至某一油井的水量占注水井總注水量的百分比。因此，有洞方向分流比例高，注入水更多用于置換溶洞中原油，所以該階段消耗的水量少，對驅(qū)油有利，所以把有洞方向分流比例作為分析干擾特征和水驅(qū)效果的重要參數(shù)；此外把含水率作為分析水驅(qū)動態(tài)的參數(shù)。

3.1 洞縫儲量比

本文研究了溶洞分別位于高滲和低滲方向時不同洞縫儲量比下的注水干擾特征和水驅(qū)動態(tài)特征，分流比例和含水率變化如圖10和圖11所示，其中井距比（一注兩采時，注采井間較大井距與較小井距之比）為1∶1，滲透率比值3∶1，油水黏度比5∶1，溶洞位于注采井中間位置。溶洞在高滲方向時，初始階段有洞方向分流比例均為 75%并緩慢升高，水驅(qū)前緣到達溶洞后，由于溶洞置換的同時更多注入水驅(qū)替低滲方向原油，所以高滲方向分流比例迅速降低。洞縫儲量比較大時（大于3∶1），高滲方向分流比例出現(xiàn)穩(wěn)定期，這是因為溶洞較大時，置換過程中低滲方向水淹且滲流阻力不再變化，此時滲流阻力比為定值，分流比例恒定，累計注入量均低于2 PV（孔隙體積倍數(shù)）；當洞縫儲量比較小時（1∶1），分流比例小幅下降后上升（溶洞置換完成），高滲方向分流比例始終較高，對低滲方向驅(qū)油不利，導致累計注入量達3 PV。溶洞在低滲方向時，有洞方向分流比例始終低于 25%，溶洞置換時低于 10%，導致90%以上的注入水在高滲方向發(fā)生無效循環(huán)。對比含水率變化，大多情況下溶洞在高滲方向時具有較長的無水采油期和中含水階段，只有溶洞較小時直接進入高含水期；而溶洞在低滲方向時，無水采油期非常短，見水后迅速暴性水淹，這在塔河油田注水單元較為常見。因此，初期注采井網(wǎng)構(gòu)建時或衰竭開采后注采井網(wǎng)重組選取注水井時，應盡量使溶洞所在一側(cè)為注采單元內(nèi)滲透率相對較高方向，各注采井間儲量與對應滲透率呈正比，即大儲量在高滲裂縫一側(cè)有利。

圖10 溶洞在高滲裂縫帶上時不同洞縫儲量比條件下分流比例（a）及含水率（b）變化特征

圖11 溶洞在低滲裂縫帶上時不同洞縫儲量比條件下分流比例（a）及含水率（b）變化特征

3.2 注采井距

注采井距是注采井網(wǎng)構(gòu)建或重組的關(guān)鍵可控參數(shù)，優(yōu)化井距對提高注水開發(fā)效果具有重要意義。為此研究了溶洞分別位于大井距和小井距一側(cè)時的注水干擾特征和水驅(qū)動態(tài)特征（滲透率比值1∶1，油水黏度比5∶1，洞縫儲量比5∶1，溶洞位于注采井中間位置），分流比例和含水率變化如圖12和圖13?？梢钥闯?，當溶洞在小井距一側(cè)時，該側(cè)滲流阻力小，分流比例高于 50%且逐漸升高直至水驅(qū)前緣到達溶洞。當井距比為4∶1時，有洞方向分流比例小幅降低后迅速上升，這是因為長井距一側(cè)分流比例始終較低，水突破之前小井距一側(cè)溶洞已置換完成并突破，繼續(xù)在較低分流比例的情況下驅(qū)替長井距一側(cè)需要消耗大量的水；而井距比低于3∶1時，有洞方向分流比例大幅降低，更多的注入水驅(qū)替大井距一側(cè)直至水突破，然后分流比例進入穩(wěn)定階段，溶洞置換完成后小井距一側(cè)迅速水淹?？梢钥闯觯S著井距比增加，總耗水量先減小后增加。當溶洞在大井距一側(cè)時，隨著井距比增加，有洞方向分流比例降低，驅(qū)替過程中將進一步降低直至小井距一側(cè)注入水突破后小幅上升，水驅(qū)前緣到達溶洞后分流比例進入較長的穩(wěn)定階段，溶洞置換完一段時間后注入水突破，整個驅(qū)替過程耗水量達10 PV甚至更高。對比含水率變化，溶洞在小井距一側(cè)且井距比為3∶1時，無水采油期和中含水期較長，驅(qū)替過程耗水量較低；當溶洞在大井距一側(cè)時，無水采油期短，注水后小井距一側(cè)很快暴性水淹。初期注采井網(wǎng)構(gòu)建時或衰竭開采后注采井網(wǎng)重組選取注水井時，應盡量使溶洞所在一側(cè)為注采單元內(nèi)小井距方向，各注采井間儲量與對應注采井距呈反比，即大儲量在小井距一側(cè)有利。

圖12 溶洞在小井距一側(cè)時不同井距比條件下分流比例（a）及含水率（b）變化特征

圖13 溶洞在大井距一側(cè)時不同井距比條件下分流比例（a）及含水率（b）變化特征

圖14 溶洞在高滲裂縫帶時不同滲透率比值條件下分流比例（a）及含水率（b）變化特征

3.3 裂縫帶滲透率比值

當溶洞分別位于高滲和低滲裂縫帶時，滲透率比值對注水干擾特征和水驅(qū)動態(tài)特征的影響（井距比1∶1，油水黏度比 5∶1，洞縫儲量比 5∶1，溶洞位于注采井中間位置）如圖14和圖15所示，溶洞在高滲方向時，滲透率比值越大，有洞方向分流比例越高，溶洞中原油置換用時越短，驅(qū)替總耗水量越少；反之，溶洞在低滲方向時，滲透率比值越大，有洞方向分流比例越低，溶洞置換緩慢，驅(qū)替總耗水量高達10～100 PV。對比含水率變化曲線，溶洞在高滲方向時，滲透率比值越大，無水采油期越長，中含水期含水率越低?？梢?，當溶洞在高滲方向且注采井間儲量差異較大時，不同注采方向?qū)Я髂芰Σ町愋詫ψ⑺_發(fā)有利；相反溶洞在低滲方向時，不同注采方向?qū)Я髂芰υ浇咏⑺Ч胶?。若溶洞在低滲方向，高滲方向油井暴性水淹后應關(guān)停并對低滲一側(cè)開展酸化壓裂改造。

圖15 溶洞在低滲裂縫帶時不同滲透率比值條件下分流比例（a）及含水率（b）變化特征

圖16 溶洞在高滲裂縫帶時不同油水黏度比條件下分流比例（a）及含水率（b）變化特征

圖17 不同洞縫儲量比時耗水量隨注采井距變化規(guī)律

3.4 油水黏度比

圖16為溶洞在高滲裂縫帶時油水黏度比對注水干擾特征和水驅(qū)動態(tài)特征的影響（滲透率比值 3∶1，井距比1∶1，洞縫儲量比5∶1，溶洞位于注采井中間位置）?？梢钥闯觯煌退ざ缺葧r，水驅(qū)前緣到達溶洞的時間相同，無水采油期相同；油水黏度比越大，溶洞置換階段有洞方向分流比例越低，中高含水期含水率越高，驅(qū)替過程總耗水量越大。

3.5 洞縫儲量比和油水黏度比綜合影響下的注采井距優(yōu)化

開展洞縫儲量比和油水黏度比綜合作用下的注采井距優(yōu)化（滲透率比值 1∶1、溶洞位于注采井中間位置）。優(yōu)化過程中以耗水量為對比指標，不同洞縫儲量比時耗水量隨注采井距變化規(guī)律如圖17所示?？梢钥闯觯瑹o論油水黏度比為5還是15，同一洞縫儲量比條件下，耗水量隨注采井距比的增大先降低后升高，存在最優(yōu)井距比使耗水量最低，且該值隨著洞縫儲量比增大呈增加趨勢；隨著油水黏度比增加，非最優(yōu)注采井距比階段耗水量大幅增加，因此，高黏原油更有必要進行井距優(yōu)化。

3.6 洞縫儲量比和油水黏度比綜合影響下的滲透率比值優(yōu)化

為了更好地指導酸化壓裂改造工藝，研究了洞縫儲量比和油水黏度比綜合作用下的最佳滲透率比值（井距比1∶1、溶洞位于注采井中間位置），不同洞縫儲量比時耗水量隨滲透率比值變化規(guī)律如圖18所示?？梢钥闯?，無論油水黏度比為5還是15，同一洞縫儲量比時，耗水量隨著滲透率比值的增加先降低后升高，存在對應最低耗水量的滲透率比值最優(yōu)值，該值隨洞縫儲量比呈線性增加?？梢?，酸化壓裂時需要根據(jù)注采井間儲量差異確定壓裂改造目標，儲量差異越大改造程度越強。

圖18 不同洞縫儲量比時耗水量隨滲透率比值變化規(guī)律

4 結(jié)論

針對縫洞型油藏通過物理模擬和數(shù)值反演研究了不同條件下注采井間干擾特征及其影響因素，為注采井網(wǎng)構(gòu)建重組和儲集層改造提供理論指導。

縫洞型油藏注水開采時，溶洞應位于注采單元內(nèi)滲透率相對較高的裂縫帶、井距相對較小的方向；距離生產(chǎn)井越近，無水采油期越長，見水后含水率越低，越有利于注水開發(fā)；井網(wǎng)構(gòu)建或重組時，若使溶洞位于滲透率相對較低或井距相對較大的一側(cè)，將導致無水采油期短，注水后很快暴性水淹。溶洞位置、井距、油水黏度比等條件相近時，如果較大溶洞位于高滲裂縫帶，低滲裂縫帶方向油井先見水；如果較大溶洞位于小井距方向，較大井距方向油井先見水；滲透率比值相近時，隨著高滲方向溶洞體積增加，耗水量先減小后增加；溶洞在高滲方向且注采井間儲量差異較大時，不同注采方向?qū)Я髂芰Σ町愋詫ψ⑺_發(fā)有利；溶洞在低滲方向時，各方向?qū)Я髂芰υ浇咏胶谩?/p>

注采井網(wǎng)構(gòu)建或重組時，應盡量使注水井不同注采方向上滲透率與溶洞儲量成正比、注采井距與溶洞儲量成反比，但井距比過大會導致耗水量增加；距離溶洞較近的井應為生產(chǎn)井、較遠的井應為注水井。不同的洞縫儲量比對應不同的最優(yōu)井距比和最優(yōu)滲透率比值，且均隨洞縫儲量比增大逐漸增加；酸化壓裂方案要根據(jù)注采井間儲量差異性制定。

符號注釋：

A——可視管截面積，m2；Af——裂縫截面面積，m2；b——裂縫帶與洞連接處裂縫開度，m；c——常數(shù)，取決于油藏性質(zhì)，一般取值為 0.02；g——重力加速度，m/s2；h——縫洞注采模型中裂縫溶洞連接處裂縫高度，m；KH，KL——高滲和低滲方向滲透率，m2；Ko——油相滲透率，m2；Kw——水相滲透率，m2；Lp——管長，cm；L——注采井距，m；li——第i?1個和第i個溶洞間距，m；LH，LL——高滲和低滲方向注采井距，m；LHw（t），LLw（t）——t時刻高滲和低滲方向水驅(qū)前緣位置，m；Lw（t）——t時刻裂縫帶水驅(qū)前緣位置，m；m——溶洞個數(shù)；Qw——注入速度，m3/s；Qw（t）——t時刻注入速度，m3/s；QH（t），QL（t）——t時刻高滲和低滲方向產(chǎn)液量，m3/s；R——滲流阻力，Pa·s/m3；RH（t），RL（t）——t時刻高滲和低滲方向滲流阻力，Pa·s/m3；r——管半徑，m；t——時間，s；V——溶洞體積，m3；Vi——第i個溶洞體積，m3；ΔpH，ΔpL——高滲和低滲方向注采壓差，Pa；Δρow——油水密度差，kg/m3；θ——接觸角，（°）；μo——原油黏度，Pa·s；μw——水相黏度，Pa·s；σow——油水界面張力，N/m；φH——高滲管孔隙度，%；φL——低滲管孔隙度，%；ω（Sw）——水相占比，無因次。