縫洞型碳酸鹽巖油藏注水井間干擾特征及其影響因素

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(xué)（北京）油氣資源與探測(cè)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2. 中國石油大學(xué)（北京）教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；3. 西安石油大學(xué)石油工程學(xué)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(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)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(dòng)規(guī)律和驅(qū)油機(jī)理較為復(fù)雜，導(dǎo)致縫洞型油藏開發(fā)和研究難度大[1-4]?，F(xiàn)階段，該類油藏鉆井過程中通常將溶洞作為鉆遇目標(biāo)，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(jìn)行注水開發(fā)；近幾年，塔河油田120余個(gè)縫洞單元開展了注水開發(fā)[5]。由于儲(chǔ)集體連通程度和空間分布的強(qiáng)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(jìn)速度差異較大，一定程度上影響水驅(qū)開發(fā)效果。對(duì)大量注采單元生產(chǎn)動(dòng)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(fù)雜性，實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ驮谧非缶?xì)化和復(fù)雜化的同時(shí)也一定程度上限制了研究結(jié)論的普適性，因此在實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ驮O(shè)計(jì)階段適當(dāng)忽略縫洞結(jié)構(gòu)的一些個(gè)性化特征，有助于獲得相對(duì)普適性的認(rèn)識(shí)，能有效指導(dǎo)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(jī)理，設(shè)計(jì)并制作了具有普適性的簡化物理實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?，開展了水驅(qū)井間干擾實(shí)驗(yàn)；基于滲流理論和縫洞型油藏水驅(qū)油機(jī)理建立了注水驅(qū)油數(shù)值反演模型；結(jié)合實(shí)驗(yàn)結(jié)果，應(yīng)用反演模型研究了不同因素對(duì)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(dòng)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(shí)驗(yàn)

縫洞型油藏儲(chǔ)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(dǎo)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(shí)，由于各注采方向物性、井距等差異，導(dǎo)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(shí)驗(yàn)。

1.1 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

1.1.1 縫洞型油藏地質(zhì)模型特征化

由于儲(chǔ)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(duì)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(chǔ)集體分布差異造成的井間干擾效應(yīng)，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(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)連接[1-2]，這些裂縫帶發(fā)育存在較強(qiáng)的非均質(zhì)性。根據(jù)對(duì)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(gè)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(shí)驗(yàn)流程

為了進(jìn)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(shè)計(jì)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(xì)管相連；由于裂縫帶為大量復(fù)雜的天然裂縫，具有一定的連續(xù)性，因此通過向細(xì)管內(nèi)充填石英砂模擬裂縫帶；細(xì)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(jī)理是重力置換[6-7]，為了保證實(shí)驗(yàn)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(yīng)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(yīng)滿足：

實(shí)驗(yàn)主要包括注入系統(tǒng)、計(jì)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(jì)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(diǎn)，用于測(cè)量驅(qū)替過程中沿程壓力變化；根據(jù)實(shí)驗(yàn)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(cè)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(dǎo)流能力的裂縫帶，管長100 mm，內(nèi)徑20 mm，通過體積平衡法測(cè)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(duì)應(yīng)洞縫儲(chǔ)量比約為1∶2，1∶1，2∶1，代表了礦場(chǎng)中的相對(duì)較小洞、中洞和較大洞；溶洞與可視管連接位置可根據(jù)實(shí)驗(yàn)方案調(diào)整，根據(jù)（1）式計(jì)算結(jié)果，連接處b取值16 mm。

圖4 縫洞模型注采干擾實(shí)驗(yàn)流程

1.1.3 實(shí)驗(yàn)方案及步驟

表1 縫洞油藏注采干擾特征實(shí)驗(yàn)方案

本實(shí)驗(yàn)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(shè)計(jì)了9組實(shí)驗(yàn)方案，注入速度均為2 mL/min（見表1）。實(shí)驗(yàn)1、2、3、4為不同縫洞模式下的干擾特征實(shí)驗(yàn)方案；實(shí)驗(yàn) 2、5、6為溶洞在高滲裂縫帶不同位置時(shí)的干擾特征實(shí)驗(yàn)方案；實(shí)驗(yàn) 2、7、8為高滲裂縫帶中間連接不同體積溶洞時(shí)的干擾特征實(shí)驗(yàn)方案；實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)方案中對(duì)應(yīng)尺寸的石英砂充填模型；③選取預(yù)定體積的溶洞連接到預(yù)定位置；④連接實(shí)驗(yàn)裝置，注氮?dú)獗飰?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(jì)算模擬裂縫帶體積和滲透率；⑥根據(jù)（2）式計(jì)算結(jié)果設(shè)定總驅(qū)替速度為2 mL/min，開展水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，實(shí)時(shí)記錄出口端產(chǎn)液量和沿程壓力變化，計(jì)算實(shí)時(shí)裂縫滲流阻力比值。

1.2 實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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(shí)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(shí)，滲流阻力比隨時(shí)間先增加后減小再增加（見圖5b），20 min時(shí)高滲裂縫帶中水驅(qū)前緣到達(dá)溶洞并置換其中的原油，此時(shí)低滲裂縫帶中水繼續(xù)推進(jìn)，滲流阻力比迅速降低；120 min時(shí)低滲裂縫帶水淹，之后滲流阻力比基本穩(wěn)定；200 min時(shí)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(shí)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(shí)，驅(qū)替過程中滲流阻力比初期迅速增加，35 min時(shí)高滲裂縫帶水淹，滲流阻力比逐漸降低；200 min時(shí)水驅(qū)前緣到達(dá)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(shí)，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(shí)水驅(qū)前緣到達(dá)溶洞，之后滲流阻力比先緩慢降低后迅速降低，100 min時(shí)無洞方向裂縫帶水淹，溶洞置換時(shí)間長達(dá)400 min，500 min時(shí)有洞方向裂縫帶水淹?？梢?，溶洞在高滲方向時(shí)，溶洞置換和整個(gè)驅(qū)替用時(shí)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(duì)較高的裂縫帶上時(shí)，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(duì)水驅(qū)過程中滲流阻力有較大影響，根據(jù)實(shí)驗(yàn) 2、7、8實(shí)驗(yàn)結(jié)果得到不同體積溶洞位于高滲裂縫帶時(shí)的干擾特征（見圖 6）?？梢钥闯?，高滲裂縫帶水驅(qū)前緣到達(dá)溶洞時(shí)，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(dāng)溶洞體積較小時(shí)，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(shí)低滲方向水淹（見圖6a）；溶洞體積較大時(shí)，低滲方向先水淹，溶洞置換分別用時(shí)120 min和180 min（見圖6b和6c），驅(qū)替總用時(shí)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(shí)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(jī)性，根據(jù)實(shí)驗(yàn) 2、5、6實(shí)驗(yàn)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）?？梢钥闯觯芏纯拷⑷刖畷r(shí)，溶洞置換原油用時(shí)長，低滲方向水淹早，整個(gè)驅(qū)替耗時(shí)長。因此，井網(wǎng)構(gòu)建或重組時(shí)，距離溶洞較近的井應(yīng)為生產(chǎn)井，這與前人“縫注洞采”的認(rèn)識(shí)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(duì)比實(shí)驗(yàn)2、4、9實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見圖8a—8c，低滲管所用石英砂粒徑分別代表3個(gè)實(shí)驗(yàn)）?？梢钥闯觯瑵B透率差異較大時(shí)，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(shí)，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(shí)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(shí)驗(yàn)的數(shù)值反演模型，基本假設(shè)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(dá)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]，且油水黏度比較小；④裂縫中忽略毛細(xì)管力和重力作用。基于上述假設(shè)，注采井間滲流阻力可近似為：

不同流動(dòng)通道之間的產(chǎn)量比為：

對(duì)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(dāng)某一裂縫帶連接若干個(gè)溶洞，水驅(qū)前緣到達(dá)溶洞時(shí)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(jìn)，因此對(duì)于任意縫洞分布的注采井連線，某一時(shí)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(yàn)證

為了檢驗(yàn)反演模型的可靠性，利用該模型擬合前文實(shí)驗(yàn)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(xì)管力和重力作用，填砂模型存在少量砂粒運(yùn)移，且壓力傳感器以及液量計(jì)量存在誤差，導(dǎo)致實(shí)驗(yàn)結(jié)果局部存在非機(jī)理性波動(dòng)，與計(jì)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(shì)和機(jī)理性特征點(diǎn)，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(shí)驗(yàn)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(rèn)識(shí)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(chǔ)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(fù)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(chǔ)集層改造提供指導(dǎo)。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(shí)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(duì)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(dòng)態(tài)的參數(shù)。

3.1 洞縫儲(chǔ)量比

本文研究了溶洞分別位于高滲和低滲方向時(shí)不同洞縫儲(chǔ)量比下的注水干擾特征和水驅(qū)動(dòng)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(shí)，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(shí)，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(dá)溶洞后，由于溶洞置換的同時(shí)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(chǔ)量比較大時(shí)（大于3∶1），高滲方向分流比例出現(xiàn)穩(wěn)定期，這是因?yàn)槿芏摧^大時(shí)，置換過程中低滲方向水淹且滲流阻力不再變化，此時(shí)滲流阻力比為定值，分流比例恒定，累計(jì)注入量均低于2 PV（孔隙體積倍數(shù)）；當(dāng)洞縫儲(chǔ)量比較小時(shí)（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(duì)低滲方向驅(qū)油不利，導(dǎo)致累計(jì)注入量達(dá)3 PV。溶洞在低滲方向時(shí)，有洞方向分流比例始終低于 25%，溶洞置換時(shí)低于 10%，導(dǎo)致90%以上的注入水在高滲方向發(fā)生無效循環(huán)。對(duì)比含水率變化，大多情況下溶洞在高滲方向時(shí)具有較長的無水采油期和中含水階段，只有溶洞較小時(shí)直接進(jìn)入高含水期；而溶洞在低滲方向時(shí)，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(shí)或衰竭開采后注采井網(wǎng)重組選取注水井時(shí)，應(yīng)盡量使溶洞所在一側(cè)為注采單元內(nèi)滲透率相對(duì)較高方向，各注采井間儲(chǔ)量與對(duì)應(yīng)滲透率呈正比，即大儲(chǔ)量在高滲裂縫一側(cè)有利。

圖10 溶洞在高滲裂縫帶上時(shí)不同洞縫儲(chǔ)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(shí)不同洞縫儲(chǔ)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(duì)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(shí)的注水干擾特征和水驅(qū)動(dòng)態(tài)特征（滲透率比值1∶1，油水黏度比5∶1，洞縫儲(chǔ)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。可以看出，當(dāng)溶洞在小井距一側(cè)時(shí)，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(dá)溶洞。當(dāng)井距比為4∶1時(shí)，有洞方向分流比例小幅降低后迅速上升，這是因?yàn)殚L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(shí)，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(jìn)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?，隨著井距比增加，總耗水量先減小后增加。當(dāng)溶洞在大井距一側(cè)時(shí)，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(jìn)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(dá)溶洞后分流比例進(jìn)入較長的穩(wěn)定階段，溶洞置換完一段時(shí)間后注入水突破，整個(gè)驅(qū)替過程耗水量達(dá)10 PV甚至更高。對(duì)比含水率變化，溶洞在小井距一側(cè)且井距比為3∶1時(shí)，無水采油期和中含水期較長，驅(qū)替過程耗水量較低；當(dāng)溶洞在大井距一側(cè)時(shí)，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(shí)或衰竭開采后注采井網(wǎng)重組選取注水井時(shí)，應(yīng)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(chǔ)量與對(duì)應(yīng)注采井距呈反比，即大儲(chǔ)量在小井距一側(cè)有利。

圖12 溶洞在小井距一側(cè)時(shí)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(shí)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(shí)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(dāng)溶洞分別位于高滲和低滲裂縫帶時(shí)，滲透率比值對(duì)注水干擾特征和水驅(qū)動(dòng)態(tài)特征的影響（井距比1∶1，油水黏度比 5∶1，洞縫儲(chǔ)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(shí)，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(shí)越短，驅(qū)替總耗水量越少；反之，溶洞在低滲方向時(shí)，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(dá)10～100 PV。對(duì)比含水率變化曲線，溶洞在高滲方向時(shí)，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(dāng)溶洞在高滲方向且注采井間儲(chǔ)量差異較大時(shí)，不同注采方向?qū)Я髂芰Σ町愋詫?duì)注水開發(fā)有利；相反溶洞在低滲方向時(shí)，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(yīng)關(guān)停并對(duì)低滲一側(cè)開展酸化壓裂改造。

圖15 溶洞在低滲裂縫帶時(shí)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(shí)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(chǔ)量比時(shí)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(shí)油水黏度比對(duì)注水干擾特征和水驅(qū)動(dòng)態(tài)特征的影響（滲透率比值 3∶1，井距比1∶1，洞縫儲(chǔ)量比5∶1，溶洞位于注采井中間位置）?？梢钥闯?，不同油水黏度比時(shí)，水驅(qū)前緣到達(dá)溶洞的時(shí)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(chǔ)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(chǔ)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(duì)比指標(biāo)，不同洞縫儲(chǔ)量比時(shí)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(chǔ)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(chǔ)量比增大呈增加趨勢(shì)；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(jìn)行井距優(yōu)化。

3.6 洞縫儲(chǔ)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(dǎo)酸化壓裂改造工藝，研究了洞縫儲(chǔ)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(chǔ)量比時(shí)耗水量隨滲透率比值變化規(guī)律如圖18所示?？梢钥闯觯瑹o論油水黏度比為5還是15，同一洞縫儲(chǔ)量比時(shí)，耗水量隨著滲透率比值的增加先降低后升高，存在對(duì)應(yīng)最低耗水量的滲透率比值最優(yōu)值，該值隨洞縫儲(chǔ)量比呈線性增加?？梢姡峄瘔毫褧r(shí)需要根據(jù)注采井間儲(chǔ)量差異確定壓裂改造目標(biāo)，儲(chǔ)量差異越大改造程度越強(qiáng)。

圖18 不同洞縫儲(chǔ)量比時(shí)耗水量隨滲透率比值變化規(guī)律

4 結(jié)論

針對(duì)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(chǔ)集層改造提供理論指導(dǎo)。

縫洞型油藏注水開采時(shí)，溶洞應(yīng)位于注采單元內(nèi)滲透率相對(duì)較高的裂縫帶、井距相對(duì)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(shí)，若使溶洞位于滲透率相對(duì)較低或井距相對(duì)較大的一側(cè)，將導(dǎo)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(shí)，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(shí)，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(chǔ)量差異較大時(shí)，不同注采方向?qū)Я髂芰Σ町愋詫?duì)注水開發(fā)有利；溶洞在低滲方向時(shí)，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(shí)，應(yīng)盡量使注水井不同注采方向上滲透率與溶洞儲(chǔ)量成正比、注采井距與溶洞儲(chǔ)量成反比，但井距比過大會(huì)導(dǎo)致耗水量增加；距離溶洞較近的井應(yīng)為生產(chǎn)井、較遠(yuǎn)的井應(yīng)為注水井。不同的洞縫儲(chǔ)量比對(duì)應(yīng)不同的最優(yōu)井距比和最優(yōu)滲透率比值，且均隨洞縫儲(chǔ)量比增大逐漸增加；酸化壓裂方案要根據(jù)注采井間儲(chǔ)量差異性制定。

符號(hào)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(gè)和第i個(gè)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(shí)刻高滲和低滲方向水驅(qū)前緣位置，m；Lw（t）——t時(shí)刻裂縫帶水驅(qū)前緣位置，m；m——溶洞個(gè)數(shù)；Qw——注入速度，m3/s；Qw（t）——t時(shí)刻注入速度，m3/s；QH（t），QL（t）——t時(shí)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(shí)刻高滲和低滲方向滲流阻力，Pa·s/m3；r——管半徑，m；t——時(shí)間，s；V——溶洞體積，m3；Vi——第i個(gè)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。