裂縫性油藏滲流特征及驅(qū)替機(jī)理數(shù)值模擬研究

鄭 浩，蘇彥春，張迎春，王月杰

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300452）

裂縫性油藏地質(zhì)成因的復(fù)雜性和儲層結(jié)構(gòu)的特殊性，導(dǎo)致其滲流特征及驅(qū)替機(jī)理與常規(guī)砂巖油藏有著本質(zhì)性的區(qū)別［1-4］。目前，郭小美等通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)手段，研究了裂縫性油藏滲流特征及驅(qū)替機(jī)理［5-7］；肖陽等開展了裂縫性油藏生產(chǎn)動態(tài)分析和開發(fā)效果評價［8-15］。與此同時，裂縫性油藏數(shù)值模擬亦逐漸得到關(guān)注［16-20］，但未對構(gòu)成裂縫性油藏的基質(zhì)和裂縫2大系統(tǒng)的開采特征進(jìn)行深入研究。為此，筆者通過雙重介質(zhì)數(shù)值模擬，詳細(xì)研究了裂縫性油藏基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)各自的滲流特征及驅(qū)替機(jī)理，并就其對開發(fā)效果的影響進(jìn)行了敏感性分析，以期為科學(xué)、合理地制定裂縫性油藏開發(fā)技術(shù)政策提供理論依據(jù)。

1 滲流特征及驅(qū)替機(jī)理

裂縫性油藏儲集空間的多樣性，導(dǎo)致流體在其孔隙網(wǎng)絡(luò)中滲流條件差異很大，從而使這類油藏具有多重孔隙結(jié)構(gòu)特征。為便于研究和評價，根據(jù)其孔隙結(jié)構(gòu)特征和流體在其中的流動特點(diǎn)，將多重孔隙介質(zhì)簡化為雙重孔隙介質(zhì)，即裂縫和基質(zhì)2大系統(tǒng)。其中，裂縫系統(tǒng)是由張開度較大的裂縫及與之相連通的孔洞構(gòu)成的高滲透網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。其裂縫寬度大于10 μm，滲透率可達(dá)幾平方微米，孔隙度一般不超過1%，含有縫洞的裂縫孔隙度通常低于2%，儲集空間大部分充滿原油，含油飽和度接近100%?；|(zhì)系統(tǒng)由被裂縫切割、大小不等的巖塊組成。其裂縫寬度小于10 μm，滲透率小于10×10-3μm2，孔隙度一般為2%～5%，只是孔隙喉道較細(xì)小，束縛水飽和度較高，大多在30%以上。由于裂縫和基質(zhì)2大系統(tǒng)的儲集空間特征不同，其滲流特征與驅(qū)替機(jī)理也存在較大差別。

裂縫系統(tǒng)主要靠外部驅(qū)動壓差進(jìn)行排油，由于裂縫張開度遠(yuǎn)大于一般孔隙尺寸，因此可忽略毛管壓力作用，而且束縛水及殘余油飽和度很低，水驅(qū)油過程近似活塞式，流體流動符合達(dá)西定律。主要有2大特征：①對于理想裂縫系統(tǒng)，油水相對滲透率與含水飽和度接近線性關(guān)系。盡管實(shí)際油藏中存在著不同張開度且相互連通的裂縫系統(tǒng)，但與常規(guī)油水相對滲透率曲線相比仍有明顯不同。②在垂向驅(qū)替過程中，重力作用不可忽略。其可減緩含水率的快速上升并抑制驅(qū)替過程的非活塞性，從而提高波及體積和驅(qū)油效率。

基質(zhì)系統(tǒng)是一個儲滲條件差異很大、分布關(guān)系復(fù)雜的集合體。其中，只有次生孔隙比較發(fā)育且有連通條件的部分才有儲集、滲流能力，原生孔隙實(shí)際上不具備儲集、滲流條件。因此，基質(zhì)系統(tǒng)的滲流及驅(qū)替過程主要是在微裂縫洞及微裂縫發(fā)育的次生孔隙中進(jìn)行。主要有3大特征：①對于儲層潤濕性以親水為主的裂縫性油藏，基質(zhì)系統(tǒng)依靠毛管壓力的滲析作用排油是區(qū)別于裂縫系統(tǒng)的本質(zhì)性特征，更是不同于常規(guī)砂巖油藏的主要滲流特征及驅(qū)替機(jī)理。該過程只有借助裂縫系統(tǒng)的滲流通道并且當(dāng)含水率在一定范圍內(nèi)才能得以進(jìn)行。②基質(zhì)系統(tǒng)依靠外部驅(qū)動壓差進(jìn)行的排油亦在微裂縫發(fā)育的次生孔隙中進(jìn)行。當(dāng)基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)間存在壓差時，就會發(fā)生物質(zhì)交換，即竄流。③基質(zhì)系統(tǒng)的水驅(qū)油過程在理想狀態(tài)下是可以發(fā)生的，但在裂縫性油藏實(shí)際開發(fā)以及數(shù)值模擬過程中，裂縫和基質(zhì)2套系統(tǒng)所需壓力梯度相差太大。在兩者共存的條件下，裂縫系統(tǒng)處于主導(dǎo)地位，基質(zhì)系統(tǒng)水驅(qū)油過程難以發(fā)生。

2 數(shù)值模擬研究

2.1 模型建立

裂縫性油藏地質(zhì)建模主要包括2個步驟：①利用Petrel軟件，在建立統(tǒng)一構(gòu)造格架的基礎(chǔ)上，針對基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)不同儲集空間特點(diǎn)，選擇相應(yīng)物性建模方法建立模型。其中，裂縫系統(tǒng)應(yīng)用離散化裂縫網(wǎng)格建模技術(shù)，以實(shí)現(xiàn)對裂縫系統(tǒng)有效分布規(guī)律的描述與預(yù)測，并整合輸出符合油藏非均質(zhì)性特點(diǎn)的基質(zhì)和裂縫雙重介質(zhì)模型。②應(yīng)用Eclipse油藏數(shù)值模擬軟件中的E100黑油模塊，將Petrel雙重介質(zhì)模型轉(zhuǎn)換為油藏模型。其中，平面網(wǎng)格數(shù)為928個，水平和縱向網(wǎng)格數(shù)分別為32和29個，網(wǎng)格步長為50 m×50 m；垂向模擬層數(shù)為20，網(wǎng)格步長為4.4 m。須說明的是，雙重介質(zhì)模型包括基質(zhì)和裂縫2套系統(tǒng)。因此，模型實(shí)際三維總網(wǎng)格數(shù)為上述網(wǎng)格數(shù)的2倍。

所建地質(zhì)模型中基質(zhì)和裂縫的石油地質(zhì)儲量分別為 621.3×104和 207.2×104m3，總地質(zhì)儲量為828.5×104m3，無邊底水存在。開發(fā)井?dāng)?shù)5口，均為水平井，其中4口采油井，1口注水井。油藏數(shù)值模擬基礎(chǔ)參數(shù)包括：基質(zhì)孔隙度為5.72%，基質(zhì)滲透率為1×10-3μm2，裂縫孔隙度為1.08%，裂縫滲透率為465×10-3μm2，油藏溫度為75 ℃，埋深為1 760 m，地層壓力為17.7 MPa，飽和壓力為12.6 MPa，地層原油密度為0.8 g/cm3，地層原油粘度為2.36 mPa·s，地層原油體積系數(shù)為1.172 m3/m3，原始溶解氣油比為35 m3/m3。

2.2 不同開發(fā)方式下滲流特征及驅(qū)替機(jī)理敏感性分析

考慮到不同開發(fā)方式下，裂縫性油藏基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)的滲流特征及驅(qū)替機(jī)理有所不同，因此，筆者分別針對天然能量開發(fā)和注水開發(fā)2種情況進(jìn)行研究。

2.2.1 天然能量開發(fā)

在無邊底水驅(qū)情況下，裂縫性油藏主要依靠巖石和流體的彈性能量進(jìn)行開發(fā)。由于地下原油為單相流動，因此不存在油水驅(qū)替過程，其滲流特征就是裂縫系統(tǒng)的近似管流以及基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)之間的竄流。因此，筆者針對裂縫性油藏巖石應(yīng)力敏感以及基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)間的竄流能力進(jìn)行研究。

巖石應(yīng)力 裂縫性油藏在天然能量開發(fā)過程中，隨著地層壓力下降，裂縫和基質(zhì)系統(tǒng)由于所承受的有效應(yīng)力增加可能發(fā)生彈塑性變形，會使裂縫和孔隙喉道變窄甚至閉合，從而導(dǎo)致滲透率下降及滲流能力變差。從數(shù)值模擬結(jié)果（圖1）可以看出，在巖石應(yīng)力敏感的作用下，裂縫性油藏地層能量保持能力有所下降，并對最終采收率的影響較大。需要強(qiáng)調(diào)的是，地層壓力下降的快慢取決于巖石的應(yīng)力敏感程度，這將直接決定最終采收率的高低。

圖1 天然能量開發(fā)時裂縫性油藏巖石應(yīng)力模擬

對于基質(zhì)和裂縫系統(tǒng)而言：由于基質(zhì)系統(tǒng)傳導(dǎo)性比裂縫系統(tǒng)小，在裂縫和基質(zhì)系統(tǒng)之間壓差作用下，基質(zhì)對裂縫供油速度緩慢，導(dǎo)致基質(zhì)壓力下降速度比裂縫系統(tǒng)慢；同時基質(zhì)系統(tǒng)的壓縮性比裂縫系統(tǒng)小，因而壓實(shí)變形作用小，所以基質(zhì)的供油速度遠(yuǎn)不如裂縫中原油被采出速度，即采收率低（圖2）。由此可見，對于應(yīng)力敏感性強(qiáng)的裂縫性油藏，巖石變形對開發(fā)效果的影響較大，因此在實(shí)際生產(chǎn)過程及數(shù)值模擬研究中應(yīng)予以重視。

圖2 天然能量開發(fā)時基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)巖石應(yīng)力模擬

竄流能力 裂縫性油藏基質(zhì)與裂縫系統(tǒng)之間的物質(zhì)交換取決于彼此間的連通程度，主要以裂縫密度予以描述。在數(shù)值模擬中，用竄流因子表征裂縫密度的發(fā)育程度。即裂縫密度越大，基質(zhì)巖塊越小，竄流因子越大。為了研究竄流因子對開發(fā)效果的影響，筆者設(shè)計(jì)了4種不同竄流能力的方案進(jìn)行研究。模擬結(jié)果（圖3）表明：①隨著竄流因子的增大，裂縫性油藏整體采收率逐漸提高。這是因?yàn)榛|(zhì)與裂縫系統(tǒng)之間的滲流能力增強(qiáng)，從而導(dǎo)致基質(zhì)系統(tǒng)的原油采出量增加所致。②作為滲流通道的裂縫系統(tǒng)，采收率變化不大。這主要由于裂縫系統(tǒng)滲流阻力很小且排油過程近似管流，無論何種情況均可達(dá)到較高的波及體積和動用程度。正因如此，其采收率要遠(yuǎn)高于基質(zhì)系統(tǒng)。需要說明的是，由于竄流因子是通過地質(zhì)統(tǒng)計(jì)和隨機(jī)性建模獲得的，具有一定不確定性。因此，在數(shù)值模擬研究、尤其歷史擬合過程中應(yīng)予以重視。

圖3 天然能量開發(fā)時裂縫性油藏竄流能力模擬

2.2.2 人工注水開發(fā)

與常規(guī)砂巖油藏不同，裂縫性油藏在利用天然能量開發(fā)過程中可能存在巖石應(yīng)力敏感。因此，需要采取人工注水補(bǔ)充地層能量來避免或抑制這種情況的發(fā)生。在水驅(qū)開發(fā)過程中，裂縫性油藏的基質(zhì)與裂縫2個系統(tǒng)會表現(xiàn)出竄流、毛管壓力滲析以及重力作用等滲流特征，并且在數(shù)值模擬過程中，油水相滲曲線形態(tài)也將會對研究結(jié)果產(chǎn)生影響。因此，筆者針對水驅(qū)過程中的這些問題進(jìn)行了詳細(xì)研究。

竄流能力 為了研究人工注水在保持油藏原始地層壓力過程中基質(zhì)與裂縫之間竄流特征對開發(fā)效果的影響，在不考慮毛管壓力滲析作用與重力作用的情況下，筆者設(shè)計(jì)了4種不同竄流能力的方案進(jìn)行數(shù)值模擬。模擬結(jié)果（圖4）表明：隨著基質(zhì)與裂縫系統(tǒng)之間竄流因子的增大，4種方案油藏整體采收率差別不大，約為19%；裂縫系統(tǒng)和基質(zhì)系統(tǒng)4種方案下的采收率變化趨勢均相差很小，最終采收率分別為77%和0，基質(zhì)系統(tǒng)并未得到動用。主要原因是：基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)間沒有壓差，從而無法發(fā)生竄流。由此可見，只有在天然能量不足或人工注水降壓開發(fā)過程中，基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)之間的竄流特征才會顯現(xiàn)。因此，在裂縫性油藏數(shù)值模擬過程中，尤其對基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)進(jìn)行開發(fā)效果評價時，僅考慮竄流作用將無法客觀分析基質(zhì)系統(tǒng)的動用程度、采出狀況及其對油藏整體采收率的貢獻(xiàn)。

圖4 人工注水開發(fā)時裂縫性油藏竄流能力模擬

毛管壓力滲析作用 毛管壓力滲析作用作為基質(zhì)系統(tǒng)最主要的滲流特征和驅(qū)替機(jī)理，在裂縫性油藏開發(fā)過程中是不容忽視的。為了分析其對開發(fā)效果的影響，筆者設(shè)計(jì)了是否考慮毛管壓力2種方案進(jìn)行數(shù)值模擬研究。由模擬結(jié)果（圖5）可見：當(dāng)考慮毛管壓力滲析作用時，油藏整體采收率有所增加。其中，基質(zhì)系統(tǒng)的原油通過滲析作用得以動用而被采出，其最終采收率可達(dá)4%以上；而裂縫系統(tǒng)不受毛管壓力滲析作用的影響，采收率變化不大。由此可見，在人工注水開發(fā)裂縫性油藏過程中，裂縫系統(tǒng)中的大部分原油可被采出，其采收率可達(dá)75%以上，但由于裂縫性油藏儲量主要儲集在基質(zhì)系統(tǒng)中，因此，整體采收率主要取決于基質(zhì)系統(tǒng)的采收率。所以，提高基質(zhì)系統(tǒng)的有效動用和采出程度才是提高裂縫性油藏整體采收率的關(guān)鍵，因此毛管壓力滲析作用在提高基質(zhì)系統(tǒng)采收率的過程中所起的作用不容忽視。

圖5 人工注水開發(fā)時裂縫性油藏毛管壓力滲析作用模擬

重力作用 在考慮基質(zhì)系統(tǒng)最主要的滲流特征和驅(qū)替機(jī)理（毛管壓力滲析作用）的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)了是否考慮重力作用2種方案進(jìn)行數(shù)值模擬研究。模擬結(jié)果（圖6）顯示，當(dāng)考慮重力作用時，油藏整體采收率相對于不考慮重力作用略有增加。其中，基質(zhì)系統(tǒng)采收率有所增加，而裂縫系統(tǒng)采收率基本沒有變化。由此可見，基質(zhì)系統(tǒng)通過重力作用進(jìn)行驅(qū)替是客觀存在的，這種滲流特征和驅(qū)替機(jī)理對基質(zhì)系統(tǒng)開發(fā)效果的影響主要取決于基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)之間油水高度差異以及密度差異。總體來看，重力作用在裂縫性油藏開發(fā)過程中，起到一定積極作用，但由于基質(zhì)巖塊一般較小，其作用較微弱。

圖6 人工注水開發(fā)時裂縫性油藏重力作用模擬

油水兩相滲流能力 為了研究油水兩相共存時相對滲流能力對裂縫性油藏開發(fā)效果的影響，在確保束縛水飽和度與殘余油飽和度端點(diǎn)值不變的前提下，針對基質(zhì)和裂縫2個系統(tǒng)，分別設(shè)計(jì)了2種形態(tài)的相滲曲線進(jìn)行數(shù)值模擬，以研究基質(zhì)系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)的滲流特征和驅(qū)替機(jī)理。

在基質(zhì)系統(tǒng)選取凹型相滲曲線不變的條件下，設(shè)計(jì)了裂縫系統(tǒng)選取直線型和凹型2種形態(tài)相滲曲線方案進(jìn)行研究。由模擬結(jié)果（圖7）可以看出：在含水率達(dá)到80%之前，相同采出程度下，直線型相滲曲線方案含水率上升速度遠(yuǎn)高于凹型相滲曲線方案；在含水率達(dá)到80%之后，2種方案含水率上升速度變緩且趨于一致。主要原因是：初期隨著含水率的上升，直線型相滲曲線方案油相相對滲流能力線性降低，而水相相對滲流能力線性增加，表現(xiàn)出管流特征，從而提高了油水兩相滲流能力，但卻加快了見水后的含水率上升速度；但由于2種方案相滲曲線的束縛水飽和度與殘余油飽和度端點(diǎn)值并未改變，因此，后期含水上升規(guī)律及最終采收率相差不大。

圖7 人工注水開發(fā)時裂縫系統(tǒng)油水兩相滲流能力模擬

在裂縫系統(tǒng)選取直線型相滲曲線不變的條件下，設(shè)計(jì)了基質(zhì)系統(tǒng)選取直線型和凹型2種形態(tài)相滲曲線方案進(jìn)行研究。由模擬結(jié)果（圖8）可見：2種相滲曲線方案的油藏含水上升規(guī)律和最終采收率基本一致。雖然直線型相滲曲線方案中基質(zhì)系統(tǒng)在毛管壓力滲析、竄流以及重力作用的油相滲流能力有所提高，但理想狀態(tài)下的水驅(qū)油過程在裂縫性油藏實(shí)際開發(fā)以及數(shù)值模擬過程中難以實(shí)現(xiàn)，僅在基質(zhì)巖塊局部可能發(fā)生，這不是基質(zhì)系統(tǒng)具有實(shí)際意義的滲流特征及驅(qū)替機(jī)理。

圖8 人工注水開發(fā)時基質(zhì)系統(tǒng)油水兩相滲流能力模擬

3 結(jié)論

巖石應(yīng)力敏感性是制定裂縫性油藏開發(fā)策略的關(guān)鍵，其決定了開發(fā)方式、油藏壓力保持能力以及基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)采收率。

在邊底水能量充足或人工注水保壓開發(fā)情況下，裂縫性油藏基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)間的竄流由于壓力平衡而無法發(fā)生，僅在天然能量不足或人工注水降壓開發(fā)過程中顯現(xiàn)。其作用程度主要取決于裂縫的發(fā)育程度，但由于裂縫性油藏的復(fù)雜性而存在很大的不確定性，在實(shí)際生產(chǎn)和數(shù)值模擬研究過程中應(yīng)高度重視。

對于基質(zhì)系統(tǒng)，毛管壓力滲析作用是最主要的滲流特征及驅(qū)替機(jī)理，采收率可達(dá)4%以上。對于裂縫系統(tǒng)，主要靠外部驅(qū)動壓差進(jìn)行驅(qū)替，采收率可達(dá)75%以上。重力作用對采收率的貢獻(xiàn)取決于基質(zhì)系統(tǒng)與裂縫系統(tǒng)間油水高度及密度差異，但由于基質(zhì)巖塊一般較小，其作用較微弱。

在裂縫性油藏數(shù)值模擬過程中，直線型相滲曲線與常規(guī)凹形相滲曲線相比，對裂縫系統(tǒng)來說，提高了油水兩相滲流能力、加快了含水率上升速度；對基質(zhì)系統(tǒng)來說，提高了滲析、竄流及重力作用過程中油相滲流能力，但對模擬結(jié)果影響很小。

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