邸士瑩， 程時清， 白文鵬， 尚儒源， 潘有軍， 史文洋

（1.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京 102249；2.中國石油吐哈油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 哈密 839000）

目前，致密油藏多采用水平井體積壓裂的方式開采[1–4]，當?shù)貙訅毫ο禂?shù)較高時，致密油藏水平井經體積壓裂后，地層能量充足，產量較高[5–7]。對于地層壓力系數(shù)適中的區(qū)塊，體積壓裂后采用衰竭式開發(fā)，產量下降很快，重復壓裂雖能短期提高產量，但無法長期保持高產。水平井注水吞吐作為一種補充能量的開發(fā)方式[8]，早期可以取得一定增油效果，但后期效果變差。目前，長慶油田、延長油田和大慶油田等已經進行了注水吞吐開發(fā)致密油藏的試驗，但效果普遍較差。對于天然裂縫比較發(fā)育的致密油藏，采用水平井壓裂投產初期產量較高。體積蓄能壓裂或注水吞吐多輪次開采后，地層中的天然裂縫隨地層壓力升高或降低會擴展或閉合[9–10]。目前針對致密儲層中天然裂縫擴展及延伸的相關研究雖然已取得了一些進展，但并未充分描述裂縫擴展過程。Fan Tianyi等人[11]總結了動態(tài)裂縫起裂、延伸和趨于閉合的演化規(guī)律，認為地層壓力升高是動態(tài)裂縫起裂的主控因素。Wang Yang等人[12]在考慮注水誘導縫內沒有支撐劑的情況下，明確了誘發(fā)裂縫開啟后存儲系數(shù)與裂縫半長的變化規(guī)律。汪洋等人[13–15]利用動態(tài)資料研究了注水誘發(fā)微細縫開啟擴展的機理，得出了注水過程中溫度和壓力隨儲層應力變化的規(guī)律。趙思遠等人[16–17]針對鄂爾多斯盆地吳起油田開展注水誘發(fā)裂縫試驗，該試驗表明多次達到破裂壓力后，注水會產生誘導裂縫，只有選擇適合的注水參數(shù)，才能達到最佳的驅油效果?；趯W者們得出的注水誘導裂縫擴展機理，可以充分利用裂縫擴展形成的高導流通道，轉變開發(fā)方式，改善開發(fā)效果。吳忠寶等人[18–20]提出了將低滲透油藏由徑向驅替向線性驅替轉變、由縮小井距到轉變注水開發(fā)方式的思想，初步應用效果顯著。

以上方法沒有考慮致密油藏的巖石力學性質，難以準確描述注水誘導天然裂縫的展布，水驅開發(fā)技術也不成熟，不適用于裂縫性致密油藏。筆者根據(jù)Irwin理論及彈性力學分析了裂縫尖端附近的應力分布，基于注水誘導天然裂縫擴展原理，刻畫了裂縫擴展?jié)B透率及地層壓力的變化規(guī)律，提出將注水吞吐轉為周期注水的不穩(wěn)定水驅開發(fā)方式。模擬實例井生產10年，預測采收率、累計采油量、壓力及剩余油分布情況，探討此方法的可行性，研究成果對于改善裂縫性致密油藏開發(fā)效果具有一定理論意義。

1 裂縫性致密油藏注水吞吐難點

某致密油藏M區(qū)塊屬于凝灰?guī)r裂縫性致密油藏，2015年開始注水吞吐，是目前較大規(guī)模的致密油藏水平井注水吞吐試驗區(qū)。截至2020年9月，該區(qū)塊注水吞吐120井次，其中56口井吞吐3～6輪次。該區(qū)塊大量巖心觀察及生產動態(tài)特征表明天然裂縫較為發(fā)育，裂縫是儲層主要滲流通道，但裂縫分布不均勻，油井受效程度不同，單井產能低、遞減快。

該區(qū)塊某典型井4輪次吞吐后增油效果變差，特別是第4輪吞吐單井產油量低于100 m3/d。不穩(wěn)定試井成果表明，注水吞吐過程中在較高壓力條件下存在天然裂縫擴展，且裂縫在較長時期內維持開啟狀態(tài)。隨地層壓力降低，部分裂縫閉合，但現(xiàn)有方法無法全面描述裂縫擴展過程，且現(xiàn)有模型較少考慮巖石力學性質，難以刻畫基質、天然裂縫和壓裂裂縫滲透率與壓力的變化過程。

分析注水吞吐過程中注水誘導天然裂縫擴展與巖石力學的關系，合理利用天然裂縫擴展形成的動態(tài)裂縫，是目前裂縫性致密油藏數(shù)值模擬需要考慮的難點。

2 注水誘導天然裂縫擴展機理

為了明確注水吞吐過程中注水誘導天然裂縫擴展過程，下面基于巖石力學理論討論天然裂縫擴展機理。

2.1 基本擴展機理

注水吞吐過程中，高壓注水引起地層應力發(fā)生變化，地應力增加導致天然裂縫發(fā)生擴展。隨著注水時間增長，地層壓力升高，當?shù)貙訅毫_到裂縫開啟壓力時，天然裂縫被激活，裂縫擴展并向地層深處延伸。確定天然裂縫開啟壓力，有助于分析天然裂縫擴展過程。

系統(tǒng)試井可識別天然裂縫是否開啟，確定天然裂縫開啟壓力。根據(jù)注水井的系統(tǒng)試井資料繪制注水指示曲線，曲線斜率倒數(shù)即為注水井的吸水指數(shù)，其反應儲層的吸水能力。以某致密油藏M和ND 2個區(qū)塊為例，分析地層壓力與吸水能力的關系。

M區(qū)塊屬于凝灰?guī)r裂縫性致密油藏，具有中孔低滲特征，天然裂縫發(fā)育，裂縫部分閉合、部分充填。平均埋深 2 500 m，地層溫度 65.3 ℃，地層壓力系數(shù)1.01，油層平均有效厚度35 m，平均孔隙度17.7%，平均滲透率0.063 mD。ND區(qū)塊油藏屬于火山巖裂縫性致密油藏，具有低孔低滲特征，天然裂縫發(fā)育，平均埋深 1 500 m，地層溫度 40 ℃，地層壓力系數(shù)0.97，油層平均有效厚度43 m，平均孔隙度9.2%，平均滲透率 0.066 mD。

2區(qū)塊典型井于2016年3月開始注水吞吐。注水指示曲線存在明顯轉折，此時，M區(qū)塊地層壓力41.7 MPa，ND 區(qū)塊地層壓力為 35.8 MPa，其后地層壓力開始降低且未再升高（見圖1）。天然裂縫開啟導致儲層平均滲透率增加，儲層吸水能力明顯提高。因此，轉折點a對應地層壓力為天然裂縫開啟壓力。根據(jù)儲層地質特征進行數(shù)值模擬，結果表明，注水期間M區(qū)塊地層壓力高于41.7 MPa、ND區(qū)塊高于35.8 MPa，天然裂縫開啟擴展。

圖1 典型井注水指示曲線Fig.1 Curve of water-injection indicators for typical wells

注水誘導天然裂縫擴展與巖石的力學性質有密切關系。裂縫的擴展由裂縫尖端開始，裂縫尖端應力應變場強度的大小決定裂縫能否擴展。根據(jù)Irwin理論，裂縫擴展分為張開型、劃開型及撕開型。以張開型裂縫為例，假設一條長為2a的直線狀裂縫，貫穿無限大雙向承壓平板，簡化油藏裂縫周圍應力場構建模型（見圖2）。

圖2 裂縫端部附近應力場分布Fig.2 Stress distribution near fracture tips

根據(jù)應力疊加原理，裂縫應力場可視為I區(qū)、II區(qū)和III區(qū)3種受力狀態(tài)線性疊加的結果。I區(qū)視為裂縫面受內壓p，利用坐標變換（見圖2），采用彈性力學復變函數(shù)方法求解，I區(qū)裂縫尖端應力場為：

根據(jù)斷裂力學理論，可求解II區(qū)和III區(qū)的應力場。 II區(qū)的應力場為：

III區(qū)的應力場為：

疊加簡化，可得初始裂縫尖端和整個儲層區(qū)域的應力場：

式中：p為裂縫面受內壓，MPa；a為裂縫半長，m；σ為裂縫尖端應力，MPa；σmin為最小應力，MPa；σmax為最大應力，MPa；σx，σy和σxy分別為x方向、y方向、xy平面的應力，MPa；r為裂縫中心控制區(qū)極半徑，m；r1和r2分別為裂縫尖端控制區(qū)極半徑，m；θ為以裂縫中心為圓心的區(qū)域方位角，（°）；θ1為裂縫一端到圓心的區(qū)域方位角，（°）；θ2為裂縫另一端到圓心的區(qū)域方位角，（°）；fij(θ)為方位角分布函數(shù)；i和j表示方向，此處指x，y和xy；A，B和C為系數(shù)；I，II和III為裂縫應力場的3個區(qū)域。

根據(jù)彈性力學理論和巖石破裂準則，裂縫總是沿著垂直于最小水平主應力的方向起裂。M區(qū)塊的最大主應力方向與水平井水平段平行，最小主應力方向垂直于水平井水平段。

2.2 裂縫擴展規(guī)律

為進一步分析致密油藏注水誘導天然裂縫擴展形成復雜縫網過程中，基質、天然裂縫和壓裂裂縫3種介質滲透率和壓力的變化規(guī)律，根據(jù)井組地質模型，結合動態(tài)數(shù)據(jù)與試井資料，利用式（9）對M區(qū)塊典型井進行數(shù)值模擬。模擬考慮地層壓力變化、壓敏效應、導流系數(shù)動態(tài)變化、地質條件等因素，討論裂縫尖端應力對滲透率的影響。結果表明，注水初期，壓裂裂縫滲透率明顯高于基質滲透率，壓裂裂縫為主要滲流通道（見圖3）。裂縫內壓力隨注水量增加而升高。注水30 d，縫內壓力升至裂縫開啟壓力，閉合天然裂縫尖端被激發(fā)、擴展，充填天然裂縫被沖開，少量天然裂縫擴展，注入水進入天然裂縫中，天然裂縫滲透率逐漸升高。注水50 d，天然裂縫擴展形成新的滲流空間，導流能力提高。注水70 d，大量天然裂縫擴展、延伸并相互溝通，形成高導流的動態(tài)裂縫通道。注水90 d，天然裂縫繼續(xù)延伸，溝通壓裂裂縫，形成復雜縫網，天然裂縫及壓裂裂縫的滲透率趨于穩(wěn)定。

圖3 裂縫擴展?jié)B透率模擬結果Fig.3 Simulation results for fracture propagation permeability

注水誘導天然裂縫擴展主要受壓裂縫縫內壓力、天然裂縫發(fā)育程度的影響。基于上述模型，模擬基質壓力、天然裂縫和壓裂縫縫內壓力隨注水時間的變化，結果見圖4。由圖4可以看出：基質壓力及天然裂縫縫內壓力明顯低于壓裂縫縫內壓力；基質壓力在注水時間短于30 d時快速升高，長于30 d后升高速度減緩，這是由于注水初期天然裂縫內的填充物被沖刷，少量天然裂縫擴展，使基質壓力升高速度減緩；注水時間長于50 d，基質壓力開始降低，這是因為天然裂縫開啟并擴展，被充填的天然裂縫被沖開，吸水空間增加；注水時間達到70 d，基質壓力不再降低，此后天然裂縫縫內壓力與基質壓力變化趨勢一致；注水時間達到90 d，基質壓力、天然裂縫和壓裂裂縫縫內壓力差別較大，但變化趨勢一致，天然裂縫延伸并溝通壓裂裂縫，形成高導流復雜縫網。

圖4 3種介質壓力隨注水時間的變化Fig.4 Pressure changes with water injection time in 3 media

3 不穩(wěn)定水驅原理

注水誘導天然裂縫擴展形成了高導流的動態(tài)縫網，對不穩(wěn)定水驅有積極意義。從油藏角度分析，注入水沿裂縫擴展方向發(fā)生線性驅替作用（見圖5）；從宏觀尺度分析，天然裂縫擴展后，線性驅替作用占主導地位，主要沿井間擴展的天然微細縫線性向前驅替（見圖5），這種有效驅替通道為轉變開發(fā)方式提供了基礎。

圖5 裂縫擴展后線性驅替作用示意Fig.5 Linear displacement after fracture propagation

周期注水是不穩(wěn)定水驅的一種，其與注水吞吐主要不同點是：注水吞吐多輪次后，注入水在致密油藏中的推進速度變得較為緩慢，井間部分區(qū)域的原油未能被波及；而在周期注水期間，注水誘導天然裂縫擴展形成復雜縫網，注入水在毛管力作用下通過滲吸置換儲層中的原油，使原油進入裂縫通道，并在下一個周期注入水驅替作用下流向采油井，達到有效驅油的目的。

周期注水過程中，初期注水量較高導致地層壓力升高，井間地層大量裂縫開啟，為預防裂縫繼續(xù)延伸，不宜采用常規(guī)恒定注入量周期注水，需在每個注水單位周期內適度降低注入量，防止裂縫無序擴展（見圖6）。

圖6 周期注水單位周期內工作制度Fig.6 Work system of cyclic water injection within a unit cycle

隨注水量降低，原油不斷采出，儲層流體壓力逐漸降低，作用在裂縫和基質上的有效應力隨之增加，巖石體積被壓縮，縫網導流能力降低，部分裂縫發(fā)生閉合，避免水竄發(fā)生。

4 模擬實例

以某致密油藏M區(qū)塊為例，考慮注水誘導天然裂縫擴展，模擬轉化為周期注水后的采收率、累計采油量、地層平均壓力、剩余油分布的變化。

為優(yōu)化周期注水開發(fā)方式，根據(jù)該區(qū)塊儲層特點，設置注入時間為20，30和40 d，停注時間為10，20 和 30 d，注入量為 100～300 m3/d。模擬結果表明，注入量大于100 m3/d時，水平井間出現(xiàn)明顯水竄現(xiàn)象（見圖7）。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），2 口采油井以配產 50 m3/d 生產 10 年。

圖7 含水飽和度模擬結果Fig.7 Simulation results of water saturation

結合現(xiàn)場實際數(shù)據(jù)，基于上述模型，設計了9種配產配注方案。模擬設置高注入量為100 m3/d，注入時間分別為 20，30 和 40 d；設置低注入量為 50 m3/d，注入時間分別為20，30和40 d；設置采油時間為40，60 和 80 d，停注時間為 10，20 和 30 d（見表1）。

表1 9種周期注水方案Table 1 9 schemes of cyclic water injection

對比9種周期注水方案的采收率，方案3的采收率最高，為3.13%，該方案的累計采油量最高，預測典型井組1的10年累計采油量為11.56×104m3，工作制度為：以100 m3/d注水量注40 d后，注水量降至 50 m3/d，再注 40 d，停注 10 d，采油井以75 m3/d 配產生產 80 d，關井 10 d。前期注水誘導天然裂縫擴展時平均地層壓力升至22 MPa，預測10年后降至20 MPa，地層壓力仍然保持較高水平（見圖8）。

圖8 不同方案下生產模擬結果Fig.8 Simulation results of production under different development schemes

預測典型井組2的10年累計采油量為12.84×104m3（見圖9），前期注水誘導天然裂縫擴展時平均地層壓力升至 24 MPa，預測 10 年后降至 19 MPa（見圖9），地層壓力仍然保持較高水平。

圖9 采用方案3 某典型井組周期注水模擬結果Fig.9 Simulation results of cyclic water injection for a typical well group with Scheme 3

模擬井組地層壓力仍然較高，說明采油井生產10年后能量仍然充足。采油井附近地層剩余油飽和度比較低，這表明采用周期注水方式后，剩余油充分動用（見圖10）。

圖10 某典型井組周期注水生產模擬結果Fig.10 Simulation results of cyclic water injection production in a typical well group

為進一步說明周期注水的優(yōu)勢，模擬典型井組2以注水吞吐方式開發(fā)10年（模擬1）和注水吞吐4輪次后轉變?yōu)橹芷谧⑺_發(fā)并繼續(xù)生產至10年（模擬2）的情況。由模擬結果發(fā)現(xiàn)：模擬1第4輪次后累計采油量增加幅度降低，10年累計采油量為10.85×104m3；模擬 2 轉為周期注水后繼續(xù)生產至10 年的累計采油量為 12.84×104m3（見圖11），與模擬1相比提高約18%，開發(fā)效果得到改善。周期注水充分利用了注水誘導天然裂縫形成的高導流能力通道，大幅增加了注入水的波及面積，提高了采油量。

圖11 2種開采制度累計采油量對比Fig.11 Comparison of cumulative oil production of 2 development systems

5 結 論

1）針對裂縫性致密油藏多輪次吞吐后單井產能低、遞減快等問題，基于注水誘導天然裂縫擴展機理和斷裂力學原理，刻畫了裂縫長度和導流能力的變化規(guī)律，模擬了不同注采方式的開發(fā)效果，發(fā)現(xiàn)不穩(wěn)定水驅相比于注水吞吐有一定優(yōu)勢。

2）注水初期壓裂縫縫內壓力遠高于基質及天然微細裂縫縫內壓力，隨注水時間增長，天然裂縫的導流能力逐漸增大，最后與基質壓力及壓裂縫縫內壓力變化趨勢一致，形成復雜動態(tài)縫網，為建立有效驅替系統(tǒng)提供了基礎。

3）采用周期注水的不穩(wěn)定水驅開發(fā)方式，能夠充分動用剩余油、發(fā)揮滲吸和驅替作用。適度降低注水單位周期內注入量，可有效防止裂縫無序擴展與水竄。相比于采用注水吞吐方式，其累計采油提高約18%，開發(fā)效果改善明顯。轉變開發(fā)方式，可有效提高裂縫性致密油藏水平井產油量，對改善此類油藏的開發(fā)效果具有一定理論意義。