裂缝性碳酸盐岩油藏脉冲注水研究

郭宇，张天宇，刘哲，邓晴阳

（成都理工大学能源学院，四川成都610059）

裂缝性碳酸盐岩油藏脉冲注水研究

郭宇，张天宇，刘哲，邓晴阳

（成都理工大学能源学院，四川成都610059）

在裂缝性碳酸盐岩油田注水开发主要是利用毛细管的渗吸作用。注入水驱油时，毛管自吸作用使注入水进入基质系统并将原油驱替至裂缝系统。采用脉冲注水方式能够有效的利用渗吸作用来改善此类油藏的水驱开发效果，可以提高油藏的最终采收率。本文在实验室岩芯的渗吸规律与脉冲注水的分析基础上，论证合理的开发指标。实验研究表明，碳酸盐岩基质系统物性较差，从而在渗吸作用中驱油效率较低。相对自然渗吸作用，脉冲注水可提高0.61%～8.92%的驱油效率。在数值模拟与实际开发的验证中也表明脉冲注水能提高裂缝性碳酸盐岩油藏的采出程度。

裂缝；低渗透；碳酸盐岩；脉冲注水

裂缝性碳酸盐岩油藏的非均质性强，毛细管、裂缝和溶洞都可储集地下流体。由于非均质性的影响，在注水开发过程中地层的驱油效率以及波及系数降低幅度较大，从而影响到油田的采出程度。目前，对裂缝性碳酸盐岩油藏的注水开发方式引起了国内外广大学者的重视，采取何种开发方式改善其开发效果，已成为研究的重点。

在碳酸盐岩的储集空间中，通过毛细管力的渗吸作用，注入水可将储集空间的油置换出来。俄罗斯Aronofsky S等学者首先推导出渗吸驱油指数方程[1]，Rapoport L A等提出渗吸驱油准则，Graham W等用方块和三角形模型进行了流体渗吸实验的研究[2]。这些实验结果为裂缝性碳酸盐岩油藏的开发提供了理论依据，但这些方法基于理论分析得出，缺乏实际应用，本文基于上述理论依据，并且在塔河油田某区块进行验证。

1 渗吸驱油机理

在碳酸盐岩的双重介质条件下，流体主要在裂缝系统中流动，基质系统主要起储集作用。在裂缝性碳酸盐岩油藏注水开发的过程中，地层中的注入水首先在注入压力的作用下流入裂缝系统，同时这一部分水在毛细管的渗吸作用下进入基质系统置换出其中的油。

渗吸作用的强度取决于毛细管的大小，毛细管的半径越大，则渗吸作用就越弱。但在裂缝性碳酸盐岩渗吸作用的过程中，渗吸作用能否发生，还应具备以下条件：（1）在碳酸盐岩固体表面的液膜吸附厚度应小于毛细管半径；（2）还需要克服在这一过程中裂缝系统与机子系统间毛管力产生的末端效应。

2 脉冲注水机理

在20世纪50～60年代，前苏联和美国率先提出脉冲注水的概念并进行相关实验[3]，其机理为岩石中的毛细管发生渗吸作用并在脉冲注水的开发方式下产生的压力规律变化导致的窜流作用。

在裂缝性碳酸盐岩脉冲注水过程中，地层压力会周期性的上升和下降。在地层压力升高的过程中，向油层中注水，从而裂缝系统内部的流体被驱替出来。随着注水的持续进行，在压力的作用下裂缝系统中的注入水就会流入基质系统，从而由渗吸作用置换出基质系统的油。在地层压力下降的过程中，裂缝系统中的流体会流向油井，导致裂缝系统中的压力逐渐降低，在升压过程中基质系统置换出的油就会流入裂缝中。可见，利用裂缝性碳酸盐岩油藏裂缝系统压力上升快，基质系统压力降低慢，在基质系统内部发生渗吸作用置换出油、流体在裂缝系统中易流动等特点，采用脉冲注水方式比常规砂岩方式开发效果好[3]。

3 裂缝性碳酸盐岩油藏渗吸作用实验结果

碳酸盐岩油藏渗吸驱油实验（CZ油田），岩芯物性参数（见表1），采取自吸作用与不同方式的脉冲注水的驱油效果（见表2）[4]。

在自然渗吸作用下，CZ碳酸盐岩油藏岩芯平均驱油效率为3.81%，可见在渗吸作用下油田的驱油效率不太好，并且不同样品所测的值差异较大[5]。

通过对CZ碳酸盐岩岩芯进行脉冲注水实验，通过调整脉冲周期、次数、压力、开始时机等参数，采用脉冲注水可提高驱油效率0.61%～8.92%（见表2）。

表1 CZ油田碳酸盐岩油藏渗吸驱油实验岩芯参数Tab.1 Core parameters for water imbibition flooding experiment from carbonatite reservoir

4 裂缝性碳酸盐岩油藏开发方案设计

4.1 模型及方案设计

塔河油田某区块属于典型的裂缝性碳酸盐岩油藏，目前开发存在地层压力下降快、油藏产能下降快等问题。根据裂缝性碳酸盐岩油藏开发实验和实践，对本研究区分别采取不同开发方式的数值模拟研究[6，7]。开发方案设计（见表3）。

（1）弹性能量开发方案（方案1、方案2）。

（2）连续注水开发方案（方案3～方案6）。由于采取方案1、方案2进行开发会产生地层能量供给不足的问题，故采取连续注水对研究区进行地层能量补给，从而提高生产时间。

表2 自吸驱油与脉冲注水驱油效果对比表Tab.2 Contrast of the displacement efficiency between imbibition and pulse water flooding

表3 塔河某井区调整方案表Tab.3 The table of projects in X well region Tahe oil field

国内外裂缝性油田开发实践和数值模拟研究表明，为防止注入水沿裂缝方向单向突进到采油井，注采井方向与裂缝走向应呈一定夹角，采取这种布井方式可大大降低含水上升率，可有效提高采出程度。塔河油田开发初期的开发方案部署中，井网部署时已经考虑了油田裂缝发育和主裂缝方向的特点，井网部署基本与主裂缝方向一致，或呈近45°夹角，这使注水补充地层能量有很好的井网基础条件[8]。

（3）脉冲注水开发方案（方案7）。研究表明，塔河油田吸水能力较好，关键是裂缝的存在导致注入水的快速突破。连续注水的三个方案（方案3～方案5）预测表明，注采比对开发效果有明显的影响，在三个方案中注采比最高是方案4（注采比0.6），预测累积产油最低，累积产水最高；而方案5注采比为最低（注采比0.2），预测累积产油最高，累积产水最低。说明连续高强度注水沿裂缝突进严重，在裂缝中形成水流通道，不利于有效驱油和恢复地层能量；连续低速注水效果要好于高速注水，但连续低速注水压力保持水平有限。

4.2 方案优化分析

预测研究区各方案综合含水（见图1）。对比分析各方案：（1）衰竭开采方案（方案1、方案2）：效果较差，须在生产过程中不断补充地层能量以保持地层压力水平；（2）排状注水方案（方案3～方案6）：方案3～方案5的开发效果（即两排注水井之间夹两排生产井）好于方案6（三排注水井之间两排生产井）；（3）脉冲注水方案（方案7）：相比方案3～方案6（连续注水），脉冲注水方案采出程度高、压力保持程度较高、含水率较低。

通过对本区块进行数值模拟研究，从压力保持程度，含水率，采出程度等多方面因素考虑可得出采取排状脉冲注水的方案更加适合本裂缝性碳酸盐岩油田的开发。

5 结论

（1）在裂缝性碳酸盐岩油藏中，毛细管的渗吸作用可将油置换出基质系统从而推进至裂缝系统，从而易于流出。

（2）运用脉冲注水产生的压力变化可增强毛细管的渗吸作用从而提高0.61%～8.92%的驱油效率。

（3）实验室研究和数值模拟对比分析表明，脉冲注水适合裂缝性碳酸盐岩油田的开发，可有效改善开发效果。

Study of water pulse injection in fracturing carbonatite reservoir

GUO Yu，ZHANG Tianyu，LIU Zhe，DENG Qingyang
（College of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China）

Water injection in fractured carbonate oil field is mainly used the effect of capillary suction.In the injected water flooding process,imbibition effects make the injected water into the matrix system and displace the crude oil to fracture system.By using the pulse water injection pattern can effectively use imbibition to improve the effect of this kind of reservoir,and also an improve the ultimate recovery of oil reservoir.This paper based on the basis of core imbibition law and pulse water injection analysis,demonstrated the reasonable development index.Experimental study indicates that the carbonate rock matrix system's physical property is poor,resulting the low efficiency imbibition of oil displacement.Compare the natural imbibition,the pulse water flooding can raise the displacement efficiency 0.61～8.92 percent.The water pulse injection can effectively improve the recovery degree in oil development practice and stimulation.

fracture；low permeability；carbonate rock；pulse water flooding

TE357.6

A

1673-5285（2016）01-0041-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.01.012

2015－11-23

郭宇，男（1991-），四川西昌人，硕士研究生，主要从事油气田开发及油气藏数值模拟方面的研究工作，邮箱：540886111@qq.com。