缝洞型碳酸盐岩油藏注水井间干扰特征及其影响因素

王敬 ，赵卫 ，刘慧卿 ，刘芳娜 ，张拓峥 ，窦亮彬 ，杨新玲，李波

（1. 中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2. 中国石油大学（北京）教育部重点实验室，北京 102249；3. 西安石油大学石油工程学院，西安 710065；4. 中国石油新疆油田公司，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏发育大量裂缝和溶洞，属于典型的缝洞型油藏。缝洞型油藏与常见的碎屑岩油藏存在巨大差异，其储集层非均质性强，储渗空间为大小各异、形态多样且空间离散分布的溶洞、裂缝和溶孔，流体流动规律和驱油机理较为复杂，导致缝洞型油藏开发和研究难度大[1-4]。现阶段，该类油藏钻井过程中通常将溶洞作为钻遇目标，投产初期普遍采用衰竭开发。溶洞井初期产量高但地层能量下降较快，且大多数溶洞位于井间地带，仅靠衰竭开发采收率较低，需要进行注水开发；近几年，塔河油田120余个缝洞单元开展了注水开发[5]。由于储集体连通程度和空间分布的强非均质性，注水驱油过程中同一注水井不同方向上注入水推进速度差异较大，一定程度上影响水驱开发效果。对大量注采单元生产动态分析表明，注水井单向驱替和生产井单向受效均超过 70%，注水波及系数较低，注采单元内井间干扰问题突出。近年来，缝洞型油藏物理模拟技术不断发展，但由于缝洞油藏的复杂性，实验模型在追求精细化和复杂化的同时也一定程度上限制了研究结论的普适性，因此在实验模型设计阶段适当忽略缝洞结构的一些个性化特征，有助于获得相对普适性的认识，能有效指导缝洞单元注水开发。本文考虑缝洞型油藏的主要宏观特征及驱油机理，设计并制作了具有普适性的简化物理实验模型，开展了水驱井间干扰实验；基于渗流理论和缝洞型油藏水驱油机理建立了注水驱油数值反演模型；结合实验结果，应用反演模型研究了不同因素对缝洞油藏水驱干扰特征的影响规律，从有利于注水开发的角度提出了构建注采井网的优化策略，为缝洞油藏生产动态分析、注采井网构建调整和增产改造提供技术思路。

1 缝洞型油藏注水干扰特征物理模拟实验

缝洞型油藏储集层非层状分布[1-2]，非均质性和离散性是该类油藏的突出特征，井间裂缝或裂缝带连通能力的差异和裂缝带连接的溶洞体积差异导致注水开发过程中生产井受效不均。借鉴砂岩油藏注水层间干扰概念，将注水井间干扰定义为注采单元中某一注水井向两口以上生产井注水时，由于各注采方向物性、井距等差异，导致注入水沿各注采方向分流比例相互干扰的现象。为了研究缝洞型油藏注水干扰特征，首先根据地质特征简化开展了注水干扰物理模拟实验。

1.1 实验方案设计

1.1.1 缝洞型油藏地质模型特征化

由于储集体空间离散分布，缝洞型油藏很难建立较为完善的注采井网，通常以注采单元作为研究对象，图 1为塔河油田 T313注采单元受效关系图，其中TK223井为注水井，T313井、TK315井、TK248井、TK249CH井、TK249井为生产井，部分注采井连线穿过溶洞。TK223井注水后，由于存在各注采方向连通性、渗流阻力、储集体分布差异造成的井间干扰效应，仅TK315井和TK248井明显受效。

图1 T313注采单元受效关系示意图

缝洞型油藏中，溶洞间主要通过复杂的裂缝网络连接[1-2]，这些裂缝带发育存在较强的非均质性。根据对塔河油田大量缝洞单元注采井间连通特征的分析，忽略井间缝洞结构个性化特征，提取“井间裂缝或裂缝带连通能力差异和连接的溶洞体积差异”这一普适性特征，可将注采井间简化为4种模式（见图2）。

图2 注采井间简化模式图

模式Ⅰ中注采井间为高、低渗裂缝带，裂缝带均未连接溶洞；模式Ⅱ中注采井间为高、低渗裂缝带，高渗裂缝带连接溶洞（也可代表高渗裂缝带连接较大溶洞，低渗裂缝带连接较小溶洞）；模式Ⅲ中注采井间为高、低渗裂缝带，低渗裂缝带连接溶洞（也可代表低渗裂缝带连接较大溶洞，高渗裂缝带连接较小溶洞）；模式Ⅳ注采井间裂缝带渗透率相近，其中一条裂缝带连接溶洞。

1.1.2 模型参数及实验流程

为了进一步分析注采井间干扰特征，根据上述注采井间干扰模式简化设计并制作了具代表性的可视化缝洞物理模型（见图3）。注入端与采出端均与细管相连；由于裂缝带为大量复杂的天然裂缝，具有一定的连续性，因此通过向细管内充填石英砂模拟裂缝带；细管局部连接一定体积的柱形容器代表溶洞。

图3 可视化缝洞注采模型示意图

溶洞中水驱油的主要机理是重力置换[6-7]，为了保证实验水驱油过程与油藏相似，根据邦德数（重力与毛管压力的比值）定义[8-9]以及Prey[10]和Schechter等[11]的研究结果，缝洞连接处裂缝开度应满足：

根据弗劳德数（惯性力与重力的比值）定义[3]，注入速度应满足：

实验主要包括注入系统、计量系统、数据采集系统和模型系统（见图 4）。注入系统主要为 ISCO泵和中间容器，计量系统主要为量筒。数据采集系统主要为微差压变送器，采用单晶硅谐振式传感器技术，压力变化不存在滞后现象，具有精度高和稳定性好的优点，用于测量驱替过程中沿程压力变化；根据实验压力变化范围，选用量程为0～10 kPa和0～40 kPa的两种微差压变送器，精度分别为0.01 kPa，0.04 kPa，满足测量精度要求。模型系统主要为可视化缝洞模型，可视化管充填不同尺寸石英砂模拟不同导流能力的裂缝带，管长100 mm，内径20 mm，通过体积平衡法测得孔隙体积为100 mL左右；柱形容器模拟3种尺寸溶洞，体积分别为 50，100，200 mL，对应洞缝储量比约为1∶2，1∶1，2∶1，代表了矿场中的相对较小洞、中洞和较大洞；溶洞与可视管连接位置可根据实验方案调整，根据（1）式计算结果，连接处b取值16 mm。

图4 缝洞模型注采干扰实验流程

1.1.3 实验方案及步骤

表1 缝洞油藏注采干扰特征实验方案

本实验主要研究不同缝洞模式、溶洞位置、溶洞体积和裂缝带渗透率比值下的注水干扰特征，为此设计了9组实验方案，注入速度均为2 mL/min（见表1）。实验1、2、3、4为不同缝洞模式下的干扰特征实验方案；实验 2、5、6为溶洞在高渗裂缝带不同位置时的干扰特征实验方案；实验 2、7、8为高渗裂缝带中间连接不同体积溶洞时的干扰特征实验方案；实验2、4、9为不同裂缝带渗透率比值下（渗透率比值分别为3∶1，1∶1，10∶1）的干扰特征实验方案。另外，渗流阻力差异是注水干扰的根源，因此引入渗流阻力比（低渗裂缝带与高渗裂缝带渗流阻力之比）分析水驱特征。

根据上述方案，设计实验步骤为：①石英砂粒清洗后放入恒温箱中加热烘干；②选择实验方案中对应尺寸的石英砂充填模型；③选取预定体积的溶洞连接到预定位置；④连接实验装置，注氮气憋压 0.5 MPa检查模型气密性；⑤以1 mL/min的注入速度饱和模拟油，并计算模拟裂缝带体积和渗透率；⑥根据（2）式计算结果设定总驱替速度为2 mL/min，开展水驱实验，实时记录出口端产液量和沿程压力变化，计算实时裂缝渗流阻力比值。

1.2 实验结果与分析

1.2.1 不同缝洞模式下的水驱干扰特征

缝洞型油藏中的溶洞分布模式直接影响水驱过程中的流体分布。实验1、2、3、4分别代表无溶洞以及溶洞位于高渗裂缝带、低渗裂缝带、相近渗透率裂缝带之一的中间位置，干扰特征如图 5所示。无溶洞时驱替过程中渗流阻力比逐渐增加，与砂岩一致（见图5a）。溶洞在高渗裂缝带时，渗流阻力比随时间先增加后减小再增加（见图5b），20 min时高渗裂缝带中水驱前缘到达溶洞并置换其中的原油，此时低渗裂缝带中水继续推进，渗流阻力比迅速降低；120 min时低渗裂缝带水淹，之后渗流阻力比基本稳定；200 min时溶洞置换完成并驱替后方裂缝中原油，渗流阻力比上升；250 min时高渗、低渗裂缝均完全水淹，渗流阻力比回到初始值。溶洞在低渗裂缝带时，驱替过程中渗流阻力比初期迅速增加，35 min时高渗裂缝带水淹，渗流阻力比逐渐降低；200 min时水驱前缘到达溶洞，直至1 200 min溶洞中原油置换完成（见图5c）；两裂缝带渗透率接近时，驱替初期无洞与有洞方向渗流阻力比基本保持稳定，25 min时水驱前缘到达溶洞，之后渗流阻力比先缓慢降低后迅速降低，100 min时无洞方向裂缝带水淹，溶洞置换时间长达400 min，500 min时有洞方向裂缝带水淹。可见，溶洞在高渗方向时，溶洞置换和整个驱替用时均比溶洞在低渗和均质裂缝带更短，说明注采井组存在一定非均质性且溶洞位于注采单元内渗透率相对较高的裂缝带上时，有利于注水开发。

图5 不同缝洞模式下的注采干扰特征

1.2.2 不同溶洞体积下的水驱干扰特征

图6 不同溶洞体积下的注采干扰特征（溶洞在高渗裂缝带中间）

由前文可知，溶洞对水驱过程中渗流阻力有较大影响，根据实验 2、7、8实验结果得到不同体积溶洞位于高渗裂缝带时的干扰特征（见图 6）。可以看出，高渗裂缝带水驱前缘到达溶洞时，渗流阻力比发生反转；溶洞置换阶段渗流阻力比逐渐降低，当溶洞体积较小时，40 min内完成溶洞置换，渗流阻力比再次反转，高渗方向很快水淹，280 min时低渗方向水淹（见图6a）；溶洞体积较大时，低渗方向先水淹，溶洞置换分别用时120 min和180 min（见图6b和6c），驱替总用时均低于溶洞体积较小情形。可见，随着溶洞体积增加，水驱用时先减小后增加。

1.2.3 不同溶洞位置处的水驱干扰特征

缝洞型油藏中溶洞在裂缝带的分布具有一定的随机性，根据实验 2、5、6实验结果得到溶洞在高渗裂缝带不同位置处的干扰特征（见图 7）。可以看出，溶洞靠近注入井时，溶洞置换原油用时长，低渗方向水淹早，整个驱替耗时长。因此，井网构建或重组时，距离溶洞较近的井应为生产井，这与前人“缝注洞采”的认识是一致的。

1.2.4 不同裂缝带渗透率差异下的水驱干扰特征

为了研究缝洞型油藏渗透率差异性的影响，对比实验2、4、9实验结果（见图8a—8c，低渗管所用石英砂粒径分别代表3个实验）。可以看出，渗透率差异较大时，即使溶洞在高渗裂缝带，高渗方向仍先水淹；渗透率差异较小时，溶洞置换过程中低渗方向先水淹；渗透率差异越大，溶洞油水置换用时越短。

图7 不同溶洞位置处的注采干扰特征（溶洞在高渗裂缝带）

图8 不同渗透率裂缝带注采干扰特征（溶洞在高渗裂缝带中间）

2 缝洞型油藏注水干扰特征数值反演模型

2.1 缝洞型油藏注水干扰反演模型建立

为了更好地研究注水干扰特征，基于渗流理论建立注水干扰实验的数值反演模型，基本假设如下：①由于注采压力较小，忽略岩石流体压缩性；②注入水到达溶洞后，油水置换瞬间完成；③裂缝介质中水驱油基于活塞式水驱油理论[12]，且油水黏度比较小；④裂缝中忽略毛细管力和重力作用。基于上述假设，注采井间渗流阻力可近似为：

不同流动通道之间的产量比为：

对于同一组注采井或注采压差相同的不同注采井，高、低渗透率裂缝带分流量之比为：

当某一裂缝带连接若干个溶洞，水驱前缘到达溶洞时将在重力作用下首先置换裂缝带下方溶洞中的原油，置换完毕后继续向生产井推进，因此对于任意缝洞分布的注采井连线，某一时刻水驱前缘位置表示如下：

2.2 缝洞型油藏注水干扰反演模型验证

为了检验反演模型的可靠性，利用该模型拟合前文实验结果（见图9），拟合参数如表2所示。

由于数值反演模型忽略毛细管力和重力作用，填砂模型存在少量砂粒运移，且压力传感器以及液量计量存在误差，导致实验结果局部存在非机理性波动，与计算值相比有小幅差异。反演模型总体拟合效果较好，可以反映出渗流阻力变化趋势和机理性特征点，能够用于后续注水干扰特征分析。

图9 不同缝洞模式下的注采干扰实验结果拟合

表2 模型拟合参数取值

3 缝洞型油藏注水井间干扰影响因素及特征分析

为了全面认识缝洞型油藏注水干扰特征及其影响因素，利用反演模型研究了洞缝储量比、注采井距、裂缝带渗透率比值、油水黏度比的影响和多因素复合作用下井距和渗透率比值的最优值，为井网构建或重组以及储集层改造提供指导。分流比例是反映注水井间干扰最直接有效的参数，表示单位时间内，注水井驱替至某一油井的水量占注水井总注水量的百分比。因此，有洞方向分流比例高，注入水更多用于置换溶洞中原油，所以该阶段消耗的水量少，对驱油有利，所以把有洞方向分流比例作为分析干扰特征和水驱效果的重要参数；此外把含水率作为分析水驱动态的参数。

3.1 洞缝储量比

本文研究了溶洞分别位于高渗和低渗方向时不同洞缝储量比下的注水干扰特征和水驱动态特征，分流比例和含水率变化如图10和图11所示，其中井距比（一注两采时，注采井间较大井距与较小井距之比）为1∶1，渗透率比值3∶1，油水黏度比5∶1，溶洞位于注采井中间位置。溶洞在高渗方向时，初始阶段有洞方向分流比例均为 75%并缓慢升高，水驱前缘到达溶洞后，由于溶洞置换的同时更多注入水驱替低渗方向原油，所以高渗方向分流比例迅速降低。洞缝储量比较大时（大于3∶1），高渗方向分流比例出现稳定期，这是因为溶洞较大时，置换过程中低渗方向水淹且渗流阻力不再变化，此时渗流阻力比为定值，分流比例恒定，累计注入量均低于2 PV（孔隙体积倍数）；当洞缝储量比较小时（1∶1），分流比例小幅下降后上升（溶洞置换完成），高渗方向分流比例始终较高，对低渗方向驱油不利，导致累计注入量达3 PV。溶洞在低渗方向时，有洞方向分流比例始终低于 25%，溶洞置换时低于 10%，导致90%以上的注入水在高渗方向发生无效循环。对比含水率变化，大多情况下溶洞在高渗方向时具有较长的无水采油期和中含水阶段，只有溶洞较小时直接进入高含水期；而溶洞在低渗方向时，无水采油期非常短，见水后迅速暴性水淹，这在塔河油田注水单元较为常见。因此，初期注采井网构建时或衰竭开采后注采井网重组选取注水井时，应尽量使溶洞所在一侧为注采单元内渗透率相对较高方向，各注采井间储量与对应渗透率呈正比，即大储量在高渗裂缝一侧有利。

图10 溶洞在高渗裂缝带上时不同洞缝储量比条件下分流比例（a）及含水率（b）变化特征

图11 溶洞在低渗裂缝带上时不同洞缝储量比条件下分流比例（a）及含水率（b）变化特征

3.2 注采井距

注采井距是注采井网构建或重组的关键可控参数，优化井距对提高注水开发效果具有重要意义。为此研究了溶洞分别位于大井距和小井距一侧时的注水干扰特征和水驱动态特征（渗透率比值1∶1，油水黏度比5∶1，洞缝储量比5∶1，溶洞位于注采井中间位置），分流比例和含水率变化如图12和图13。可以看出，当溶洞在小井距一侧时，该侧渗流阻力小，分流比例高于 50%且逐渐升高直至水驱前缘到达溶洞。当井距比为4∶1时，有洞方向分流比例小幅降低后迅速上升，这是因为长井距一侧分流比例始终较低，水突破之前小井距一侧溶洞已置换完成并突破，继续在较低分流比例的情况下驱替长井距一侧需要消耗大量的水；而井距比低于3∶1时，有洞方向分流比例大幅降低，更多的注入水驱替大井距一侧直至水突破，然后分流比例进入稳定阶段，溶洞置换完成后小井距一侧迅速水淹。可以看出，随着井距比增加，总耗水量先减小后增加。当溶洞在大井距一侧时，随着井距比增加，有洞方向分流比例降低，驱替过程中将进一步降低直至小井距一侧注入水突破后小幅上升，水驱前缘到达溶洞后分流比例进入较长的稳定阶段，溶洞置换完一段时间后注入水突破，整个驱替过程耗水量达10 PV甚至更高。对比含水率变化，溶洞在小井距一侧且井距比为3∶1时，无水采油期和中含水期较长，驱替过程耗水量较低；当溶洞在大井距一侧时，无水采油期短，注水后小井距一侧很快暴性水淹。初期注采井网构建时或衰竭开采后注采井网重组选取注水井时，应尽量使溶洞所在一侧为注采单元内小井距方向，各注采井间储量与对应注采井距呈反比，即大储量在小井距一侧有利。

图12 溶洞在小井距一侧时不同井距比条件下分流比例（a）及含水率（b）变化特征

图13 溶洞在大井距一侧时不同井距比条件下分流比例（a）及含水率（b）变化特征

图14 溶洞在高渗裂缝带时不同渗透率比值条件下分流比例（a）及含水率（b）变化特征

3.3 裂缝带渗透率比值

当溶洞分别位于高渗和低渗裂缝带时，渗透率比值对注水干扰特征和水驱动态特征的影响（井距比1∶1，油水黏度比 5∶1，洞缝储量比 5∶1，溶洞位于注采井中间位置）如图14和图15所示，溶洞在高渗方向时，渗透率比值越大，有洞方向分流比例越高，溶洞中原油置换用时越短，驱替总耗水量越少；反之，溶洞在低渗方向时，渗透率比值越大，有洞方向分流比例越低，溶洞置换缓慢，驱替总耗水量高达10～100 PV。对比含水率变化曲线，溶洞在高渗方向时，渗透率比值越大，无水采油期越长，中含水期含水率越低。可见，当溶洞在高渗方向且注采井间储量差异较大时，不同注采方向导流能力差异性对注水开发有利；相反溶洞在低渗方向时，不同注采方向导流能力越接近注水效果越好。若溶洞在低渗方向，高渗方向油井暴性水淹后应关停并对低渗一侧开展酸化压裂改造。

图15 溶洞在低渗裂缝带时不同渗透率比值条件下分流比例（a）及含水率（b）变化特征

图16 溶洞在高渗裂缝带时不同油水黏度比条件下分流比例（a）及含水率（b）变化特征

图17 不同洞缝储量比时耗水量随注采井距变化规律

3.4 油水黏度比

图16为溶洞在高渗裂缝带时油水黏度比对注水干扰特征和水驱动态特征的影响（渗透率比值 3∶1，井距比1∶1，洞缝储量比5∶1，溶洞位于注采井中间位置）。可以看出，不同油水黏度比时，水驱前缘到达溶洞的时间相同，无水采油期相同；油水黏度比越大，溶洞置换阶段有洞方向分流比例越低，中高含水期含水率越高，驱替过程总耗水量越大。

3.5 洞缝储量比和油水黏度比综合影响下的注采井距优化

开展洞缝储量比和油水黏度比综合作用下的注采井距优化（渗透率比值 1∶1、溶洞位于注采井中间位置）。优化过程中以耗水量为对比指标，不同洞缝储量比时耗水量随注采井距变化规律如图17所示。可以看出，无论油水黏度比为5还是15，同一洞缝储量比条件下，耗水量随注采井距比的增大先降低后升高，存在最优井距比使耗水量最低，且该值随着洞缝储量比增大呈增加趋势；随着油水黏度比增加，非最优注采井距比阶段耗水量大幅增加，因此，高黏原油更有必要进行井距优化。

3.6 洞缝储量比和油水黏度比综合影响下的渗透率比值优化

为了更好地指导酸化压裂改造工艺，研究了洞缝储量比和油水黏度比综合作用下的最佳渗透率比值（井距比1∶1、溶洞位于注采井中间位置），不同洞缝储量比时耗水量随渗透率比值变化规律如图18所示。可以看出，无论油水黏度比为5还是15，同一洞缝储量比时，耗水量随着渗透率比值的增加先降低后升高，存在对应最低耗水量的渗透率比值最优值，该值随洞缝储量比呈线性增加。可见，酸化压裂时需要根据注采井间储量差异确定压裂改造目标，储量差异越大改造程度越强。

图18 不同洞缝储量比时耗水量随渗透率比值变化规律

4 结论

针对缝洞型油藏通过物理模拟和数值反演研究了不同条件下注采井间干扰特征及其影响因素，为注采井网构建重组和储集层改造提供理论指导。

缝洞型油藏注水开采时，溶洞应位于注采单元内渗透率相对较高的裂缝带、井距相对较小的方向；距离生产井越近，无水采油期越长，见水后含水率越低，越有利于注水开发；井网构建或重组时，若使溶洞位于渗透率相对较低或井距相对较大的一侧，将导致无水采油期短，注水后很快暴性水淹。溶洞位置、井距、油水黏度比等条件相近时，如果较大溶洞位于高渗裂缝带，低渗裂缝带方向油井先见水；如果较大溶洞位于小井距方向，较大井距方向油井先见水；渗透率比值相近时，随着高渗方向溶洞体积增加，耗水量先减小后增加；溶洞在高渗方向且注采井间储量差异较大时，不同注采方向导流能力差异性对注水开发有利；溶洞在低渗方向时，各方向导流能力越接近越好。

注采井网构建或重组时，应尽量使注水井不同注采方向上渗透率与溶洞储量成正比、注采井距与溶洞储量成反比，但井距比过大会导致耗水量增加；距离溶洞较近的井应为生产井、较远的井应为注水井。不同的洞缝储量比对应不同的最优井距比和最优渗透率比值，且均随洞缝储量比增大逐渐增加；酸化压裂方案要根据注采井间储量差异性制定。

符号注释：

A——可视管截面积，m2；Af——裂缝截面面积，m2；b——裂缝带与洞连接处裂缝开度，m；c——常数，取决于油藏性质，一般取值为 0.02；g——重力加速度，m/s2；h——缝洞注采模型中裂缝溶洞连接处裂缝高度，m；KH，KL——高渗和低渗方向渗透率，m2；Ko——油相渗透率，m2；Kw——水相渗透率，m2；Lp——管长，cm；L——注采井距，m；li——第i−1个和第i个溶洞间距，m；LH，LL——高渗和低渗方向注采井距，m；LHw（t），LLw（t）——t时刻高渗和低渗方向水驱前缘位置，m；Lw（t）——t时刻裂缝带水驱前缘位置，m；m——溶洞个数；Qw——注入速度，m3/s；Qw（t）——t时刻注入速度，m3/s；QH（t），QL（t）——t时刻高渗和低渗方向产液量，m3/s；R——渗流阻力，Pa·s/m3；RH（t），RL（t）——t时刻高渗和低渗方向渗流阻力，Pa·s/m3；r——管半径，m；t——时间，s；V——溶洞体积，m3；Vi——第i个溶洞体积，m3；ΔpH，ΔpL——高渗和低渗方向注采压差，Pa；Δρow——油水密度差，kg/m3；θ——接触角，（°）；μo——原油黏度，Pa·s；μw——水相黏度，Pa·s；σow——油水界面张力，N/m；φH——高渗管孔隙度，%；φL——低渗管孔隙度，%；ω（Sw）——水相占比，无因次。