彭巖, 王一博, 雷征東, 王笑涵, 汪大偉, 張廣清, 周大偉

(1.中國(guó)石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院, 北京 102249; 2.中國(guó)石油塔里木油田東河油氣開(kāi)發(fā)部, 庫(kù)爾勒 843300;3.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院致密油研究所, 北京 100083)

借助水平井體積壓裂技術(shù),致密油藏實(shí)現(xiàn)了高效開(kāi)發(fā)。相比于北美致密油藏,中國(guó)致密油藏總體上地質(zhì)條件更加復(fù)雜,具有埋深大、儲(chǔ)量豐度低、零散分布及地層壓力低等特點(diǎn)[1]。體積壓裂投產(chǎn)后,中國(guó)致密油藏的初期產(chǎn)量低,不足北美的1/3,遞減快,同時(shí)基質(zhì)驅(qū)替難度大,注入水易沿裂縫發(fā)生竄流、造成水驅(qū)波及體積小,嚴(yán)重影響了致密油藏的開(kāi)發(fā)效果。

致密儲(chǔ)層體積壓裂后形成基質(zhì)-裂縫雙重孔隙系統(tǒng),由于基質(zhì)孔喉細(xì)小、毛管力大,與裂縫間流體的滲吸置換作用強(qiáng)[2-6],特別是覆壓條件下滲吸作用得到加強(qiáng)[7],基于此,提出注水吞吐能量補(bǔ)充方式。基于巖心及微流控樣品的滲吸實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù),發(fā)現(xiàn)致密油藏影響滲吸貢獻(xiàn)的主控因素包括:天然裂縫、注水速率、基質(zhì)滲透率和人工裂縫等[8-9]。自2000 年起,注水吞吐逐漸在大慶、長(zhǎng)慶、大港、吐哈、百色等油田進(jìn)行應(yīng)用試驗(yàn)。裸眼井吞吐[10]、籠統(tǒng)吞吐和分段吞吐[11-12]、多輪次吞吐等工藝被廣泛研究和應(yīng)用[13-14]。但由于滲吸作用距離小、作用時(shí)間長(zhǎng),吞吐采油技術(shù)對(duì)油藏整體采收率的貢獻(xiàn)率較低。2014 年,從長(zhǎng)慶新安邊油田安83井區(qū)大量單井注水吞吐試驗(yàn)中觀察到,不僅吞吐井受效明顯,部分鄰井也因此受到積極影響并增產(chǎn)[12]。鄰井增產(chǎn)原因可分為受驅(qū)替增產(chǎn)和滲吸增產(chǎn)。同時(shí)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明動(dòng)態(tài)滲吸(同時(shí)存在驅(qū)替與滲吸作用)的采收率約為靜態(tài)滲吸的2倍[15]。因此以井組為單位進(jìn)行注水吞吐方案設(shè)計(jì)顯然能夠發(fā)揮出更大的優(yōu)勢(shì)。

基于滲吸原理及長(zhǎng)慶油田致密的實(shí)踐[12],提出井組驅(qū)滲結(jié)合采油方式:致密油藏體積壓裂后,在井組內(nèi)實(shí)施水驅(qū)與燜井等措施,在驅(qū)替和滲吸兩種作用下提高井組采收率。主要分析驅(qū)滲結(jié)合采油提高采收率的機(jī)理及其影響因素。首先,基于滲吸實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)特征,建立滲吸模型,結(jié)合雙孔雙滲模型,建立致密油藏水驅(qū)數(shù)值模擬模型;其次,利用該模型,分析致密油藏體積壓裂后井組驅(qū)滲結(jié)合(驅(qū)替+滲吸)采油方式的增產(chǎn)機(jī)理,以及影響驅(qū)滲結(jié)合采油效果的工程及地質(zhì)因素;最終利用現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際案例,說(shuō)明驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)的影響效果,為致密油藏驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)提供理論指導(dǎo)。

1 數(shù)值模擬模型

致密油藏中具有基質(zhì)孔隙和天然裂縫,通過(guò)將其簡(jiǎn)化為雙重孔隙介質(zhì)(基質(zhì)孔隙與天然裂縫)[16-17],以考慮基質(zhì)孔隙與天然裂縫間的質(zhì)量交換(竄流)作用[18]。由于基質(zhì)孔隙和天然裂縫的開(kāi)度等特征相差較大,其滲透率數(shù)值通常具有明顯差異,因此,采用雙孔雙滲模型(雙重孔隙介質(zhì)具有不同滲透率的模型)對(duì)驅(qū)滲結(jié)合采油方式進(jìn)行數(shù)值模擬研究。為充分考慮滲吸作用,在傳統(tǒng)的基質(zhì)-裂縫雙孔雙滲兩相流模型的基礎(chǔ)上,考慮了滲吸項(xiàng),且基于實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象推導(dǎo)了滲吸項(xiàng)模型。

1.1 滲流控制方程

流體流動(dòng)普遍滿足質(zhì)量守恒定律且致密油藏滲流的速度通常符合達(dá)西定律。驅(qū)滲結(jié)合采油時(shí),致密油藏流體包含水與油兩種流體,需采用相對(duì)滲透率以修正水與油的滲流速度?；谏鲜銎毡橐?guī)律及實(shí)驗(yàn)結(jié)論,建立裂縫系統(tǒng)與基質(zhì)孔隙系統(tǒng)的質(zhì)量守恒模型[19]。

(1)裂縫系統(tǒng)。

水相連續(xù)性方程:

(1)

油相連續(xù)性方程:

(2)

(2)基質(zhì)系統(tǒng)。

水相連續(xù)性方程:

(3)

油相連續(xù)性方程:

(4)

式中:pom、pwm分別為基質(zhì)中油相壓力為水相壓力;pof、pwf分別為裂縫中油相與水相壓力;Som、Swm分別為基質(zhì)中油相與水相飽和度;Sof、Swf分別為裂縫中中油相與水相飽和度;t為時(shí)間;▽為哈密頓算子;kf為裂縫滲透率;km為基質(zhì)滲透率;μw為水相黏度;μo為油相黏度;φf(shuō)為裂縫孔隙度;φm為基質(zhì)孔隙度;qof、qwf分別為裂縫系統(tǒng)中油、水項(xiàng)的源匯項(xiàng);qom、qwm分別為基質(zhì)系統(tǒng)中油、水項(xiàng)的源匯項(xiàng);τo、τw為基質(zhì)與裂縫系統(tǒng)間的竄流項(xiàng);Qimbif、Qimbim分別為裂縫、基質(zhì)系統(tǒng)的滲吸體積速率;水滲吸進(jìn)入巖石中將置換出油,且假設(shè)滲吸水的體積與置換出油的體積一樣,故油/水的滲吸體積速率相同。

1.2 裂縫基質(zhì)竄流項(xiàng)

裂縫與基質(zhì)的滲透率不同,故滲流速度不同,進(jìn)而造成兩者的流體壓力不同,此壓差引起裂縫與基質(zhì)間存在流體交換現(xiàn)象,稱為裂縫基質(zhì)竄流[16]。竄流速度也滿足達(dá)西滲流規(guī)律:速度與基質(zhì)壓力pm和裂縫壓力pf、基質(zhì)滲透率成正比,與黏度成反比。此外,利用形狀因子體現(xiàn)基質(zhì)尺寸對(duì)竄流的影響。竄流速度公式為

(5)

式(5)中:τα為水相或者油相;σ為形狀因子;μ為流體黏度;pm為基質(zhì)壓力;pf為裂縫壓力。

形狀因子的計(jì)算公式為

(6)

式(6)中:N為流動(dòng)維度數(shù),一維流動(dòng)時(shí)N=1,二維流動(dòng)時(shí)N=2,三維流動(dòng)時(shí)N=3;L為基質(zhì)的特征長(zhǎng)度,其計(jì)算公式為

(7)

式(7)中:Lx、Ly、Lz分別為基質(zhì)巖塊在x、y、z方向上的尺度。

1.3 裂縫基質(zhì)滲吸項(xiàng)

滲吸作用額外增加了流體質(zhì)量交換,如式(1)～式(4)所示。滲吸實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)[20-21]表明,巖石滲吸具有兩個(gè)特點(diǎn):①滲吸置換量具有最大值,且達(dá)到最大值后滲吸停止;②滲吸速率隨著滲吸置換量的增大而不斷減小。據(jù)此特點(diǎn),認(rèn)為滲吸速率取決于當(dāng)前滲吸置換量與滲吸置換量最大值之差,構(gòu)建滲吸速率表達(dá)式為[19]

(8)

式(8)中:Rα為控制流體滲吸進(jìn)入巖心速率的滲吸相關(guān)參數(shù);mmax為最大滲吸置換量;m為當(dāng)前滲吸置換量。

實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)通常記錄滲吸置換量與時(shí)間的關(guān)系,而式(8)為滲吸速率而非滲吸置換量,為驗(yàn)證式(8)的準(zhǔn)確性,對(duì)式(8)進(jìn)行積分,得到滲吸置換量的積分表達(dá)式為

m=mmax(1-e-Rαt)

(9)

擬合參數(shù)如表1所示,利用式(9)擬合實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù),擬合效果如圖1所示。實(shí)驗(yàn)來(lái)自兩篇文章分別考慮了相對(duì)濕度和滲吸壓力(施加于滲吸液體的壓力)對(duì)滲吸效果的影響。由式(8)所得式(9)的擬合效果較好,兩組擬合的平均誤差分別為4.12%和7.17%,說(shuō)明該模型可較好地反映滲吸特征,可較為準(zhǔn)確地評(píng)價(jià)儲(chǔ)層內(nèi)滲吸作用。

數(shù)據(jù)點(diǎn)為實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù);虛線為模型解圖1 滲吸模型擬合效果[20-21]Fig.1 Fitting performance of imbibition model[20-21]

表1 擬合所需數(shù)據(jù)Table 1 Data required by model fitting

1.4 毛管力及相對(duì)滲透率模型

相對(duì)滲透率與流體飽和度有關(guān),而流體飽和度可通過(guò)流體毛管力求得[18]。假設(shè)儲(chǔ)層為親水,因此,在孔隙及裂縫中,其毛管力分別為

pcf=pof-pwf

(10)

pcm=pom-pwm

(11)

只考慮油相和水相。在孔隙和裂縫中,油水兩相的飽和度之和都為1,因此,油水兩相飽和度的關(guān)系為

Swm+Som=1

(12)

Swf+Sof=1

(13)

油相和水相的相對(duì)滲透率模型分別為[18]

(14)

(15)

(16)

式(16)中:pe為一個(gè)大氣壓強(qiáng);Sori為孔隙或裂縫中油相相對(duì)飽和度;Swri為孔隙或裂縫中水相相對(duì)飽和度;Pci為孔隙或裂縫中的毛管力;下標(biāo)i取值為m或f,分別表示基質(zhì)或裂縫。

2 驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)可行性分析

2.1 數(shù)值模擬的幾何模型與基礎(chǔ)參數(shù)

為提高致密油開(kāi)發(fā)效率,通常對(duì)致密油藏進(jìn)行壓裂改造,并在后期將部分生產(chǎn)井轉(zhuǎn)為注水井,但注水效率較低。為提高注水效率,有學(xué)者提出了驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù),如圖2所示,即采用2口或多口壓裂井,注水驅(qū)替與燜井滲吸交替進(jìn)行。圖2中左側(cè)為儲(chǔ)層示意圖,注入井在中間而生產(chǎn)井在兩側(cè)。由于對(duì)稱性,選取儲(chǔ)層2口水平井中間部分的壓裂區(qū)域?yàn)檠芯繀^(qū),同時(shí)減小模型尺寸可提高網(wǎng)格精度以分析驅(qū)替、滲吸效應(yīng)導(dǎo)致的井間含油飽和度變化。模型四周為非流動(dòng)邊界:左右邊界代表與井筒接觸的儲(chǔ)層,該處儲(chǔ)層無(wú)法直接流入井筒而需通過(guò)人工裂縫進(jìn)入井筒,故其邊界為非流動(dòng)邊界;上下邊界距離人工裂縫較遠(yuǎn),滲流無(wú)法影響到邊界,故上下邊界也為非流動(dòng)邊界。模型僅在壓裂縫內(nèi)設(shè)置了壓力邊界條件。模型尺寸為500 m(長(zhǎng))×350 m(寬),縫長(zhǎng)、縫間距、初始?jí)毫昂惋柡投鹊葏?shù)如圖2所示,其他基礎(chǔ)參數(shù)如表2所示,符合其他致密油藏?cái)?shù)據(jù)范圍[21-22],控制方程如式(1)～式(16)所示。

圖2 模型幾何結(jié)構(gòu)及初始邊界條件示意圖Fig.2 Illustration of model geometry and initial boundary conditions

表2 基礎(chǔ)工況數(shù)值模擬參數(shù)Table 2 Numerical simulation parameters for base case

按照驅(qū)滲結(jié)合采油施工過(guò)程,將其數(shù)值模擬分為4步驟。調(diào)節(jié)邊界條件以表征各個(gè)采油過(guò)程的施工操作,各步驟的具體邊界條件如下:①衰竭式開(kāi)采階段,僅在生產(chǎn)井開(kāi)始產(chǎn)油,縫內(nèi)壓力設(shè)置為6.5 MPa;②注水開(kāi)采階段,注水井注水且縫內(nèi)壓力設(shè)置為17.5 MPa,生產(chǎn)井縫內(nèi)壓力仍為6.5 MPa;③燜井階段,所有邊界均為無(wú)流動(dòng)邊界;④燜井后再注水開(kāi)采階段:注水井恢復(fù)注水,縫內(nèi)壓力設(shè)置為17.5 MPa;生產(chǎn)井縫內(nèi)壓力仍為6.5 MPa。

2.2 驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)增產(chǎn)效果

圖3為驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)油結(jié)果與其他采油方式累產(chǎn)油結(jié)果的對(duì)比。僅采用水驅(qū)提產(chǎn)時(shí),累產(chǎn)油量相較于衰竭式開(kāi)發(fā)增加了1 288 t,增加量約為衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)油的3.7倍。驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)在水驅(qū)提產(chǎn)的基礎(chǔ)上又增加了464 t,增加量約為衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)油的1.3倍,其整體增產(chǎn)量約為衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)油的5倍。

不同顏色代表不同采油方式的累產(chǎn)油結(jié)果;紅色實(shí)線為驅(qū)滲結(jié)合采油的結(jié)果;黑色點(diǎn)劃線為只采用衰竭式開(kāi)發(fā)的累產(chǎn)油結(jié)果;藍(lán)色虛線為衰竭后水驅(qū)開(kāi)發(fā)的累產(chǎn)油結(jié)果圖3 驅(qū)滲結(jié)合方式累產(chǎn)油量Fig.3 Cumulative oil production from the method combining water flooding and soaking

因此可認(rèn)為驅(qū)滲結(jié)合采油可提高水驅(qū)增產(chǎn)效果;滲吸作用提高了水驅(qū)效果,相較于純水驅(qū),滲吸作用提高了464 t累產(chǎn)油;驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)中驅(qū)替作用依然占主導(dǎo)地位,其增產(chǎn)效果約為滲吸作用的3倍。

2.3 驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)增產(chǎn)機(jī)理

圖4展示了驅(qū)滲結(jié)合采油不同步驟的基質(zhì)內(nèi)油相飽和度分布。圖4(a)為衰竭式開(kāi)采350 d后基質(zhì)的油相飽和度分布。該過(guò)程僅在生產(chǎn)井一側(cè)(右側(cè)裂縫)開(kāi)發(fā)致密油藏。由于致密油藏的基質(zhì)滲透率較低(本例僅為0.01 mD),僅在生產(chǎn)井附近區(qū)域含油飽和度發(fā)生了變化,說(shuō)明衰竭式開(kāi)采僅能動(dòng)用生產(chǎn)井附近的基質(zhì)內(nèi)原油。在此基礎(chǔ)上再進(jìn)行水驅(qū)開(kāi)發(fā)190 d,其含油飽和度如圖4(b)所示。水驅(qū)后導(dǎo)致注水井附近含油飽和度與生產(chǎn)井附近區(qū)域的相差較大,說(shuō)明注水使得注入井附近的原油被驅(qū)向生產(chǎn)井。注水開(kāi)采后進(jìn)行90 d燜井,其含油飽和度如圖4(c)所示,基質(zhì)內(nèi)含油飽和度顯著下降,平均含油飽和度由0.78下降至0.72,這是因?yàn)榭刂品匠讨泻袧B吸相計(jì)算Qimbi,表征了裂縫內(nèi)的水滲吸進(jìn)入基質(zhì)內(nèi)并將基質(zhì)內(nèi)原油置換至裂縫系統(tǒng)中的物理過(guò)程。燜井后再次進(jìn)行180 d水驅(qū)開(kāi)發(fā),吸水前緣[圖4(d)虛線]在注水開(kāi)采的基礎(chǔ)上向前推進(jìn)約30 m,與圖4(b)對(duì)比發(fā)現(xiàn),滲吸后水驅(qū)受效范圍明顯增大,水驅(qū)難度顯著降低,因此驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)可提高水驅(qū)效果(圖3紅色實(shí)線)。

虛線代表滲吸前緣圖4 驅(qū)滲結(jié)合采油工藝各個(gè)階段基質(zhì)內(nèi)油相飽和度圖Fig.4 Oil saturations in different stages of the method combining water flooding and soaking

(1)滲吸過(guò)程提高了波及體積。人工縫網(wǎng)增加了井組與儲(chǔ)層的接觸面積,因此人工縫網(wǎng)能夠有效擴(kuò)大開(kāi)采過(guò)程中的波及體積,進(jìn)而增大裂縫基質(zhì)之間的滲吸速率,最終實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)油量的提高。從圖4(b)可以看出,注水開(kāi)發(fā)180 d后,基質(zhì)內(nèi)含油飽和度僅在人工縫網(wǎng)周?chē)l(fā)生顯著變化。而燜井后再注水開(kāi)發(fā)180 d[圖4(d)],不僅人工縫網(wǎng)周?chē)|(zhì)的含油飽和度發(fā)生變化,遠(yuǎn)離人工縫網(wǎng)的基質(zhì)含油飽和度也顯著降低了,由圖4(b)中的0.8降至圖4(d)中的0.65,且飽和度變化的區(qū)域范圍超過(guò)了人工縫網(wǎng)超30 m,故滲吸提高了水驅(qū)的波及體積,進(jìn)而提高了采收率。

(2) 滲吸提高了效率。驅(qū)替滲吸結(jié)合采油方式在體積壓裂增大儲(chǔ)層改造體積的基礎(chǔ)上,最大程度發(fā)揮了驅(qū)替作用和滲吸作用。一方面,本井在進(jìn)行注水燜井時(shí),注入水大部分滯留于本井附近地層,含水飽和度增加,從而發(fā)揮滲吸作用將常規(guī)開(kāi)采中難動(dòng)用的油置換出來(lái)。如圖4(b)、圖4(c)所示,燜井后,在滲吸作用下,人工裂縫周?chē)鷧^(qū)域內(nèi)的含油飽和度由0.1增加至0.38,說(shuō)明滲吸作用使得大量原油被水置換。另一方面,本井注水燜井后,地層能量得到補(bǔ)充,注水井和鄰井間壓力梯度越來(lái)越大,增強(qiáng)了驅(qū)替效果。從圖3中可以看出,驅(qū)滲結(jié)合采油的采收率明顯高于衰竭式與注水驅(qū)替的采收率,說(shuō)明驅(qū)滲結(jié)合開(kāi)采方式的優(yōu)越性。

3 驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)的敏感性分析

由控制方程[式(1)～式(16)]可知,影響驅(qū)滲結(jié)合采油效果的因素包括孔隙度、滲透率、初始含油飽和度、滲吸經(jīng)驗(yàn)參數(shù)等地質(zhì)參數(shù)以及水平井裂縫半長(zhǎng)、水平井裂縫間距、燜井時(shí)間、注水壓力等工程參數(shù)。利用數(shù)值模擬方法,討論各參數(shù)對(duì)驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)采收率的影響。模型幾何尺寸、邊界及初始條件、基礎(chǔ)參數(shù)與第3節(jié)一致,如圖2、表2所示。為對(duì)比驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)的增產(chǎn)效果,模擬采用3種工況:模式一為衰竭式開(kāi)采720 d;模式二為衰竭式開(kāi)采360 d后水驅(qū)開(kāi)采360 d;模式三為衰竭式開(kāi)采360 d后進(jìn)行水驅(qū)開(kāi)采180 d,燜井后再水驅(qū)開(kāi)采180 d。3種工況下的開(kāi)井生產(chǎn)時(shí)間相同。

3.1 地質(zhì)因素的敏感性分析

3.1.1 孔隙度

(1) 基質(zhì)孔隙度敏感性分析?；|(zhì)孔隙度共設(shè)置了4種數(shù)值,分別為1%、5%、10%、15%。圖5展示了累產(chǎn)油隨基質(zhì)孔隙度的變化關(guān)系。隨著孔隙度在增加,累產(chǎn)油在增加。在純衰竭式開(kāi)采情況下能夠采出的油量最少,最小值為307 t,最大值僅為380 t。在水驅(qū)情況下,隨著基質(zhì)孔隙度從1%增長(zhǎng)到15%,累產(chǎn)油量從681 t增長(zhǎng)到1 920 t。驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)油量則隨基質(zhì)孔隙度的增長(zhǎng)從833 t增長(zhǎng)到2 455 t?？紫抖仍黾雍?儲(chǔ)層中含有的原油增加,因此波及體積內(nèi)可動(dòng)用的原油資源增加了,造成了累產(chǎn)油的增加。

線上數(shù)字為水驅(qū)或者驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)與衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值圖5 累產(chǎn)油量與基質(zhì)孔隙度關(guān)系圖Fig.5 Relationship between cumulative oil production and matrix porosity

驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)提高了儲(chǔ)層增產(chǎn)效果,且基質(zhì)孔隙度越大其增產(chǎn)效果越好。從圖5可以看出,隨著基質(zhì)孔隙度的增加,水驅(qū)開(kāi)發(fā)累產(chǎn)與衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值持續(xù)增加,由1.2增加至4.1 倍;驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)與衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值由1.7增加至5.5 倍,且比水驅(qū)累產(chǎn)比值更大,兩者差別由0.5增加至1.4,說(shuō)明基質(zhì)孔隙度越大,驅(qū)滲結(jié)合采油提產(chǎn)效果越好。

(2) 裂縫孔隙度敏感性分析。裂縫孔隙度共設(shè)置6種數(shù)值,分別為0.1%、2%、4%、6%,8%,10%。圖6展示了累產(chǎn)油隨裂縫孔隙度的變化關(guān)系?？梢钥闯?隨著裂縫孔隙度的增加,累產(chǎn)油逐漸增加。隨裂縫孔隙度從0.1%增長(zhǎng)到10%,衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)油量由185 t增長(zhǎng)到1 300 t。水驅(qū)累產(chǎn)油量則由1 286 t增長(zhǎng)到4 174 t。驅(qū)滲結(jié)合累產(chǎn)油量由1 856 t增長(zhǎng)到4 625 t。增加裂縫孔隙度后,儲(chǔ)層資源儲(chǔ)量增加,造成了累產(chǎn)油的增加。此外,由于裂縫滲透率比基質(zhì)滲透率大2個(gè)數(shù)量級(jí),使得裂縫中原油更易被采出。

線上數(shù)字為水驅(qū)或者驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)與衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值圖6 累產(chǎn)油量與裂縫孔隙度關(guān)系圖Fig.6 Relationship between cumulative oil production and fracture porosity

驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)提高了增產(chǎn)效果,但裂縫孔隙度越大造成增產(chǎn)幅度減小。隨著裂縫孔隙度的增加,水驅(qū)開(kāi)發(fā)相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值由5.7降低至2.2;驅(qū)滲結(jié)合采油相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值由7.3降低至2.6。相比于水驅(qū),驅(qū)滲結(jié)合采油的增產(chǎn)幅度仍可增加0.4～1.6 倍。由于裂縫孔隙度的增加,滲吸波及體積逐漸減小,如圖7所示。

圖7 不同裂縫孔隙度情況下最終油相飽和度分布圖Fig.7 Final oil saturation solutions from different fracture porosity values

然而,裂縫孔隙度增加,波及體內(nèi)裂縫含水越多,滲吸程度越大,基質(zhì)內(nèi)含油飽和度越低,因此,驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)依然比水驅(qū)有效。

3.1.2 滲透率敏感性分析

(1)基質(zhì)滲透率敏感性分析。基質(zhì)滲透率共設(shè)置9種數(shù)值(0. 001～1 mD)。圖8展示了累產(chǎn)油隨基質(zhì)滲透率的變化關(guān)系?？梢钥闯?隨著基質(zhì)滲透率的增加,累產(chǎn)油逐漸增加。隨基質(zhì)滲透率增加,衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)油量由228 t增長(zhǎng)到1 339 t。水驅(qū)累產(chǎn)油量則由578 t增長(zhǎng)到3 318 t。驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)油量由1 856 t增長(zhǎng)到4 625 t。

線上數(shù)字為水驅(qū)或者驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)與衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值圖8 累產(chǎn)油量與基質(zhì)滲透率關(guān)系圖Fig.8 Relationship between cumulative oil production and matrix permeability

驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)的增產(chǎn)效果隨著基質(zhì)滲透率的增加先上升后減小。隨著基質(zhì)滲透率從0. 001 mD增長(zhǎng)到0.1 mD,水驅(qū)開(kāi)發(fā)相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值由1.9增加至3.7;驅(qū)滲結(jié)合采油相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值由2.9增加至4.9。然而,基質(zhì)滲透率由0.1 mD增長(zhǎng)到1 mD后,水驅(qū)開(kāi)發(fā)相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值逐漸降低至1.5;驅(qū)滲結(jié)合采油相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值逐漸降低至1.9。這是由于基質(zhì)滲透率提高到一定程度后衰竭式開(kāi)采能夠充分采出地層中的油,從而使得增產(chǎn)幅度降低。

(2)裂縫滲透率敏感性分析。裂縫滲透率共設(shè)置7種數(shù)值(0.1～10 mD)。圖9展示了累產(chǎn)油隨裂縫滲透率的變化關(guān)系。可以看出,隨著裂縫滲透率的增加,累產(chǎn)油逐漸增加,但相比于衰竭式開(kāi)發(fā)的增加幅度逐漸減小。當(dāng)裂縫滲透率從0.1 mD增長(zhǎng)到10 mD時(shí),衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)油量由268 t增長(zhǎng)到466 t;水驅(qū)累產(chǎn)油量則由1 539 t增長(zhǎng)到1 639 t,而相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值由4.7降低至2.5;驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)油量由1 790 t增長(zhǎng)到2 225 t,相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值由5.6降低至3.8,但比水驅(qū)累產(chǎn)比值更大,兩者差別由0.9增加至1.3,說(shuō)明裂縫滲透率越大,驅(qū)滲結(jié)合采油提產(chǎn)效果越好。

3.1.3 初始含油飽和度敏感性分析

初始含油飽和度共設(shè)置7種數(shù)值(0.6～0.9)。圖10展示了累產(chǎn)油隨初始含油飽和度的變化關(guān)系?？梢钥闯?隨著初始含油飽和度的增加,累產(chǎn)油逐漸增加。衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)油量由230 t增長(zhǎng)到400 t。水驅(qū)累產(chǎn)油量則由1 215 t增長(zhǎng)到1 809 t,相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值由4.2降低至3.5。驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)油量由1 595 t增長(zhǎng)到2 314 t,相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值由5.8降低至4.7。由于滲吸作用,導(dǎo)致驅(qū)滲結(jié)合采油的提產(chǎn)效果比水驅(qū)的好。

線上數(shù)字為水驅(qū)或者驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)與衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值圖10 累產(chǎn)油量與初始含油飽和度關(guān)系圖Fig.10 Relationship between cumulative oil production and initial oil saturation

3.1.4 滲吸經(jīng)驗(yàn)系數(shù)敏感性分析

基于實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)[19],設(shè)置滲吸經(jīng)驗(yàn)系數(shù)的數(shù)值范圍為1×10-6～1×10-4。表3展示了累產(chǎn)油量隨滲吸經(jīng)驗(yàn)系數(shù)的變化規(guī)律。因?yàn)闈B吸經(jīng)驗(yàn)參數(shù)Rα與燜井階段緊密相關(guān),只對(duì)驅(qū)滲結(jié)合采油情況進(jìn)行了模擬。驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)油量則隨滲吸經(jīng)驗(yàn)系數(shù)的增長(zhǎng)從1 927 t增長(zhǎng)到2 235 t。累產(chǎn)油量的增長(zhǎng)分為兩個(gè)階段: 1×10-6增加到2×10-5為第一階段,此時(shí)累產(chǎn)油量迅速增加,增產(chǎn)幅度達(dá)到11%;滲吸經(jīng)驗(yàn)參數(shù)從2×10-5到1×10-4為第二階段,累產(chǎn)油量增長(zhǎng)速度放緩,增產(chǎn)幅度僅為16%。

3.2 工程因素的敏感性分析

3.2.1 水平井裂縫半長(zhǎng)敏感性分析

水平井裂縫半長(zhǎng)變化范圍為80～170 m。圖11展示了累產(chǎn)油與裂縫半長(zhǎng)的關(guān)系?？梢钥闯?裂縫半長(zhǎng)越大,累產(chǎn)油越大,且驅(qū)滲結(jié)合采油的增產(chǎn)效果優(yōu)于水驅(qū)。衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)油量由214 t增長(zhǎng)到412 t。水驅(qū)累產(chǎn)油量由1 038 t增長(zhǎng)到1 895 t,相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值保持3.8左右。驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)油量由1 285 t增長(zhǎng)到2 425 t,相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值保持在約5.1。

線上數(shù)字為水驅(qū)或者驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)與衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值圖11 累產(chǎn)油量與裂縫半長(zhǎng)關(guān)系圖Fig.11 Relationship between cumulative oil production and fracture half-length

3.2.2 水平井裂縫間距敏感性分析

水平井裂縫間距共設(shè)置4種數(shù)值,分別為10、20、30、40 m。圖12展示了累產(chǎn)油與裂縫間距的關(guān)系?？梢钥闯?裂縫間距越大,累產(chǎn)油越大。衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)油量由325 t增長(zhǎng)到347 t。水驅(qū)累產(chǎn)油量由1 014 t增長(zhǎng)到1 633 t。驅(qū)滲結(jié)合采油(累產(chǎn)油量由1 362 t增長(zhǎng)到2 097 t。

線上數(shù)字為水驅(qū)或者驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)與衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值圖12 累產(chǎn)油量與裂縫間距關(guān)系曲線Fig.12 Relationship between cumulative oil production and fracture spacing

水驅(qū)及驅(qū)滲結(jié)合采油的增產(chǎn)效果先增大后趨于穩(wěn)定,裂縫間距30 m使采收率達(dá)到最優(yōu)。裂縫間距在10～30 m,水驅(qū)相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值由2.1增加至4.0;驅(qū)滲結(jié)合采油相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值由3.2增加至5.3。間距超過(guò)30 m,該比值趨于穩(wěn)定。裂縫間距過(guò)小,裂縫間的干擾嚴(yán)重,使得縫間波及體積嚴(yán)重重合,進(jìn)而減小了儲(chǔ)層整體的波及體積,最終不利于采收率的提高。圖13展示了不同簇間距下基質(zhì)含油飽和度的分布云圖。

圖13 不同裂縫間距情況下最終油相飽和度分布圖Fig.13 Distribution of final oil saturation solutions under different fracture spacing values

裂縫間距僅為10 m時(shí),各簇裂縫間的含油飽和度變化區(qū)域重疊;而當(dāng)裂縫間距達(dá)到30 m時(shí),各簇裂縫間的含油飽和度變化區(qū)域恰好接觸,使得波及體積達(dá)到最大。波及體積的增大增加了累產(chǎn)量。驅(qū)滲結(jié)合采油又增加了滲吸置換作用,使其累產(chǎn)量又高于水驅(qū)。

3.2.3 燜井時(shí)間敏感性分析

滲吸作用是驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)提高采收率的重要機(jī)理,而發(fā)揮滲吸作用需要燜井,因此燜井時(shí)間對(duì)驅(qū)滲結(jié)合采油的累產(chǎn)有重要影響。由于衰竭式及水驅(qū)沒(méi)有滲吸機(jī)理,因此,僅分析驅(qū)滲結(jié)合采油的累產(chǎn)。燜井時(shí)間變化范圍為30～120 d。由表4可知,燜井時(shí)間越大,累產(chǎn)油越大。隨燜井天數(shù)從30 d增長(zhǎng)到120 d,累產(chǎn)油量由1 950 t增長(zhǎng)到2 139 t,但增產(chǎn)幅度的增速逐漸減小,增產(chǎn)幅度速度由1.5%/10 d降低至0.5%/10 d,說(shuō)明不需無(wú)限擴(kuò)大燜井時(shí)間。

表4 燜井時(shí)間對(duì)累產(chǎn)油量的影響Table 4 Influence of imbibition time on cumulative oil production

3.2.4 注水壓力敏感性分析

注水壓力數(shù)值變化范圍為11～21 MPa。圖14展示了累產(chǎn)油與注入壓力的關(guān)系。由于衰竭式開(kāi)發(fā)無(wú)需水驅(qū),因此,該模式下無(wú)需考慮注入壓力的影響。僅針對(duì)水驅(qū)和驅(qū)滲結(jié)合采油等兩種模式進(jìn)行分析。圖14結(jié)果表明,隨著注入壓力的增大,累產(chǎn)油升高。水驅(qū)累產(chǎn)油量由1 037 t增長(zhǎng)到1 799 t。驅(qū)滲結(jié)合累產(chǎn)油量由1 259 t增長(zhǎng)到2 290 t。隨著注入壓力的增加,驅(qū)滲結(jié)合采油與水驅(qū)的增產(chǎn)效果差異逐漸增大。注入壓力為11 MPa時(shí),水驅(qū)累產(chǎn)相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值為2.2,驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)相對(duì)衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值為2.8,兩者差異為0.6;注入壓力為21 MPa時(shí),兩者差異增加至1.4。

線上數(shù)字為水驅(qū)或者驅(qū)滲結(jié)合采油累產(chǎn)與衰竭式開(kāi)發(fā)累產(chǎn)的比值圖14 累產(chǎn)油量與注水壓力關(guān)系曲線Fig.14 Relationship between cumulative oil production and water injection pressure

4 應(yīng)用實(shí)例

西北某油田的主力油層厚度為15～20 m,平均孔隙度7.9%,平均滲透率0.19 mD,為典型自生自儲(chǔ)的致密砂巖油藏。

經(jīng)壓裂改造和衰竭式開(kāi)發(fā)后,P0、P1和P3水平壓裂井組成井組,進(jìn)行驅(qū)滲結(jié)合采油開(kāi)發(fā),其中P0井為注水井,其余兩口井為生產(chǎn)井,如圖15所示。P0井日注水150 m3,持續(xù)約60 d,再經(jīng)30 d燜井,后依然進(jìn)行水驅(qū)。在滲吸與水驅(qū)的共同作用下,P1與P2井的產(chǎn)量得到顯著提升,其日產(chǎn)數(shù)據(jù)如圖15所示。P1井日產(chǎn)油從措施前1.07 t/d上升至措施后初期1.53 t/d,最高值達(dá)到3.38 t/d,累計(jì)受效224 d,增加累計(jì)增加產(chǎn)油量397 t。P2井日產(chǎn)油從措施前2.55 t/d上升至措施后初期4.69 t/d,后長(zhǎng)期維持在約3.5 t/d,累計(jì)受效161 d,增加累計(jì)增加產(chǎn)油量319 t。

圖15 井組生產(chǎn)曲線Fig.15 Production curve of a well group

該地區(qū)生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表明,驅(qū)滲結(jié)合采油技術(shù)可提高絕大多數(shù)井的產(chǎn)量,受效井占比高達(dá)92.3%,日產(chǎn)油均值由措施前1.74 t/d上升至措施后3.49 t/d,提高了1倍以上。每輪燜井可使鄰井受效約200 d,增加累產(chǎn)約340 t,表明驅(qū)滲結(jié)合采油對(duì)提高致密油產(chǎn)量真實(shí)有效。

5 結(jié)論

基于雙重孔隙介質(zhì)模型,建立了驅(qū)滲結(jié)合采油方法的數(shù)值模型。利用該模型分析了致密油藏驅(qū)滲結(jié)合采油的可行性及其增產(chǎn)機(jī)理。利用該模型進(jìn)行了地質(zhì)因素和工程因素的敏感性分析,討論了主要因素對(duì)驅(qū)滲結(jié)合采油增產(chǎn)效果的影響,該方法得到了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的驗(yàn)證,得出如下主要結(jié)論。

(1)驅(qū)滲結(jié)合采油提高致密油藏采收率的主要機(jī)理為滲吸作用置換孔隙內(nèi)難動(dòng)用的原油及滲吸作用提高了水驅(qū)波及體積。燜井后,驅(qū)替水滲吸進(jìn)入基質(zhì)孔隙內(nèi),補(bǔ)充了地層能量,促使?jié)B吸前緣不斷向前推進(jìn),擴(kuò)大了波及體積。

(2)除初始含油飽和度外,地質(zhì)參數(shù)對(duì)驅(qū)滲結(jié)合方法采收率的影響高于施工參數(shù)。影響驅(qū)滲結(jié)合采油效率的主要的地質(zhì)因素包括基質(zhì)/裂縫孔隙度、滲透率和滲吸經(jīng)驗(yàn)參數(shù),主要的工程因素包括注水壓力、裂縫間距和半長(zhǎng)。

(3)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明驅(qū)滲結(jié)合采油可有效提高致密油藏的日產(chǎn)油速度,較水驅(qū)方式提高約1 倍,受效時(shí)間約為200 d,提高累產(chǎn)約為340 t。