超深断控缝洞型碳酸盐岩油藏注水重力驱油理论探索

杨学文，汪如军，邓兴梁，李世银，张辉，姚超

（中国石油塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000）

0 引言

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩油气资源丰富，是塔里木盆地油气增储上产的重点领域。奥陶系碳酸盐岩勘探始于20世纪90年代，围绕古隆起及古斜坡开展潜山岩溶、层间岩溶的勘探，发现了轮古、塔中、哈拉哈塘、塔河等一系列油气田[1-4]，支撑了塔里木盆地油气快速增储上产。近年来，古隆起及斜坡部位奥陶系碳酸盐岩的油气勘探程度越来越高，中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）、中国石油化工股份有限公司（简称中国石化）将勘探领域扩大至阿满低梁地区，获得了重大突破。2020年以来，中国石油塔里木油田公司部署在阿满低梁的重点探井满深1、满深2、满深3井以及中国石化西北油田分公司在该区的勘探相继获得重大发现，受大型克拉通内走滑断裂控制的断控缝洞型碳酸盐岩油藏引起了业内的广泛关注。该类油藏的储集空间为受多期断裂活动改造而成的断裂复合储集体，包括断裂带空腔体、洞穴体、孔洞体和裂缝体。在多期构造运动中，深层烃源灶持续供烃，沿着断裂带向上充注，断裂复合储集体既是油气运移通道又是油气储集空间，钻井证实油柱高度超过550 m，测试日产量超过1.0×103t，目前已落实10×108t级石油资源规模。

断控型碳酸盐岩油藏具有十分可观的勘探开发前景，与断控型碳酸盐岩油藏相关的断裂识别、断裂构造特征、地层、沉积等方面的研究成果较为丰富，认识到走滑断裂主要表现为“纵向分层、平面分区、沿走向分段”，“控储、控圈、控藏”特征明显，同时揭示了塔北—塔中稳定克拉通内走滑断裂体系控制下的断控储集体具有小油藏、大油田特点，勘探开发潜力巨大[5-10]。这些研究成果对指导断控油藏选区、选带以及高效产能建设井位的部署具有重要的指导意义，但对深埋条件下特殊断裂复合储集体内部流体流动方式的研究仍显薄弱，缺乏开发中后期提高采收率的有效技术手段，这将制约该类油藏的长期规模高效开发。

本文在超深层断控缝洞组合地质特征与储集单元划分分析基础上，制作了 2种物理模型，开展了注水驱油物理模拟试验；探索了断控缝洞型碳酸盐岩油藏中复杂流动条件下的注水驱油机理，建立了断控碳酸盐岩油藏渗流和自由流共存状态下的流动数学模型，并据此开展了矿场注水先导试验，评价注水提高采收率实施效果。矿场试验证实注水重力驱油可大幅提高原油采收率，为该类型油藏的高效开发探索了新的途径。

1 断控缝洞型碳酸盐岩油藏基本概况

1.1 缝洞储集体分布规律

与传统风化壳碳酸盐岩油藏相比，断控油藏具有明显差异性。以塔里木盆地哈拉哈塘油田、富满油田为例，哈拉哈塘北部剥蚀区缝洞型储集层为风化壳岩溶，连片分布，哈拉哈塘南部及富满油田上奥陶统覆盖区缝洞型储集层主要沿断裂带呈条带状分布（见图1），在地震剖面上表现为“穿层长串珠”反射特征（见图2）。

图1 哈拉哈塘油田、富满油田振幅变化率平面图

图2 富满油田断控区典型地震剖面图（O3t—上奥陶统铁热克阿瓦提组）

1.2 缝洞储集体主要类型与生产动态

塔里木盆地富满油田奥陶系鹰山组—一间房组岩性主要为亮晶砂屑灰岩、亮晶砂砾屑灰岩、亮晶鲕粒灰岩、亮—泥晶生屑灰岩、泥晶藻砂屑藻团块灰岩、托盘类生物障积岩和泥晶灰岩。碳酸盐岩基质具有低孔、低渗特征，对储集层物性的贡献有限，储集空间主要依赖于与断裂改造作用有关的缝洞体，储集层试井解释渗透率（0.077～10 607.420）×10-3μm2，其中渗透率大于500×10-3μm2的井占57.1%。

缝洞型储集体主要受多期断裂活动改造形成，表现为断裂、缝洞的复合体，由断裂带空腔体、洞穴体、孔洞体和裂缝体交织组成[11]，原生基质孔隙欠发育，非均质性较强。动静结合可将富满油田碳酸盐岩储集体划分为3种类型：洞穴型、孔洞型、裂缝-孔洞型[12]，目前富满油田钻遇洞穴型储集层的油井占79%。

根据储集体空间形态和天然能量强弱将油藏单元划分为强天然能量连通、弱天然能量连通和弱天然能量孤立 3种主要类型。不同类型油藏单元试采特征差异性明显：强天然能量连通型储集层发育连续性好，存在强底水，生产井见水前油压、产量稳定，见水后含水率急剧上升，油压、产量迅速降低，自喷时间长，动态储量采出程度相对较高；弱天然能量连通型储集层发育连续性相对一般，无底水，生产井前期产量、油压下降缓慢，因天然能量弱，自喷时间较短，动态储量采出程度较低；弱天然能量孤立型储集层发育连续性差，多呈定容特点，无底水，生产井前期油压、产量迅速降低，能量快速损耗停喷，自喷时间最短，动态储量采出程度最低（见图 3）。3种类型油藏单元相关主要生产参数对比如表1所示。

图3 富满油田不同类型油藏单元油压动态曲线

表1 富满油田不同类型油藏单元生产参数对比

强天然能量连通型油藏单元空间上储集层发育连续，整体连通通畅，纵向上底部天然水体与上部油体直接相连，该类油藏单元主要通过合理利用天然水体能量进行底水驱提高单元采收率，其最有效的开发对策为优化不同驱动阶段的合理工作制度，确保以合理产能生产，延长无水采油期，目前已形成了一套以水体能量分级、细分驱动阶段和优化不同阶段合理产能的开发技术政策。弱天然能量连通型油藏单元，储集层发育连续性一般，整体表现为连通但不畅，纵向上底部天然水体与上部油体不相连，弹性驱动后，井间、井底分布的大量剩余油是潜力挖掘的主要方向，采用注水重力驱油技术，前期注水补充地层能量，利用重力驱替优势通道中的剩余油，后期采用高压注水驱替连通不畅区域中的剩余油。弱天然能量孤立型油藏单元，储集层相互分隔，整体表现为不连通或连通性很差，无水体连接，弹性驱动后井底剩余油及井筒远端未动用储量是潜力挖掘的主要方向，同样采用注水重力驱油技术，首先利用高压注水压开分隔屏障沟通井筒远端的缝洞体，然后通过注水重力分异作用逐步将油替换采出，提高采收率。

2 注水重力驱油流体流动数学模型

2.1 注水驱油物理模拟实验

2.1.1 物理模型设计与制作

断控缝洞型碳酸盐岩油藏往往具有穿层性，勘探实践表明，其纵向上延展空间大，可达100 m，甚至超过1 000 m，一般表现为顶部宽、底部窄的“V”字型特征，油藏内部以洞穴型储集空间为主，通过不同级次裂缝带相互连通，洞穴和裂缝带组成相对独立的缝洞单元。钻井及试井资料显示，缝洞单元中储集空间物性较好，流体极易在洞穴垂向上或沿着高角度裂缝带发生流动和质量交换。

按照断控缝洞型碳酸盐岩油藏的储集层特征及流体流动规律，采用有机玻璃刻蚀方法，设计并制作孤立型单元和弱天然能量连通型单元 2种实验模型；实验用油采用硅油和煤油配制而成，并用苏丹红染料染成红色，密度0.828 1 g/cm3，黏度20.64 mPa·s；实验用水按油藏实际地层水组分配制，并用亚甲基蓝染色剂染色，黏度为1.00 mPa·s。

2.1.2 孤立型单元注水开发机理

对于孤立型单元，利用注入水与油的密度差形成的重力分异作用，将油替换到缝洞体上部采出，图 4为孤立型单元注水物理模拟不同开采阶段油水分布情况。孤立型单元每个注水周期分为注水、焖井、采油3个阶段，驱油机理为：①初期油井依靠天然能量生产，地层压力降至不能维持正常生产时，注水弥补地层亏空，恢复地层压力；②在重力分异作用下，注入水在焖井过程中，与油不断置换，形成次生底水，随着时间的推移，注入水形成的锥体将逐渐趋于平缓，向周围的裂缝和孔洞推进，达到平衡后抬高次生油水界面，剩余油重新富集于储集体上部；③当井口压力基本稳定后开井生产，上部的剩余油在井底压力的作用下采出。孤立型单元注水以注水、焖井、采油为 1个周期进行循环注采，经过多轮次周期注水，原油采收率逐步提高。

2.1.3 弱天然能量连通型单元注水开发机理

对于弱天然能量连通型单元，通过注水开发可以有效动用断控缝洞型储集体空间内的剩余油，表现出横向驱替和垂向重力驱替的复合流动特征（见图 5）。依据断裂复合储集体空间展布、剩余油分布和井储连通状况，建立不规则的体积注采井网，以确保剩余油储量控制和立体动用程度最优。实验结果表明：①注入水主要以垂向流动为主，在流动过程中充分利用油水密度差异形成的重力驱替作用，逐步占据储集体空间下部，进行纵向驱油；②因断控储集体重力驱替明显，“浅注深采”井网同样表现为波及范围广、油水界面整体抬升的特征，注水效果好；③常压注水无法有效驱替与主储集体连通性较差的缝洞区域，可依靠高压注水压裂造缝沟通，改善单元注水重力驱油的效果。

图5 弱天然能量连通型单元注水开发物理模拟实验

2.2 空腔内流体流动数学模型

缝洞型碳酸盐岩油藏储渗空间多样，包括孔、缝、洞，且空间尺度差异大，从微米级跨越至米级，导致该类型油藏中既存在渗流又存在大缝大洞中的自由流，基于Darcy方程的传统渗流理论已不完全适用。对此，姚军等[13]提出了离散缝洞网络（Discrete Fracture Vug Network，DFVN）模型，其中基质岩块和洞穴充填部分为渗流区域，采用Darcy方程表征；未充填洞穴和大裂缝被视为自由流区域，采用Navier-Stokes方程表征；两个区域之间采用扩展的两相Beavers-Joseph-Saffman边界条件进行耦合[14-15]。考虑到重力快速分异作用，崔书岳等假设洞穴自由流中的重力分异为瞬间完成，将上述模型进行简化并提出了一种有效的油水两相数值模拟技术模型[16-17]，最近，Liu等[18]在该模型基础上，提出了一种新的嵌入式离散缝洞模型描述油水两相流动。

2.2.1 渗流区域流体流动数学模型

渗流区域数学模型包括连续性方程、运动方程和辅助方程等[18]，连续性方程为：

运动方程为：

辅助方程为：

2.2.2 自由流区域流体流动数学模型

未充填洞穴区域（自由流区域）采用瞬间重力分异模型，洞穴中满足油水两相的质量守恒方程且水位于洞穴下部，即在数值计算中占据下部区域网格。洞穴和渗流区域网格间的流体交换通过传导率来表征，具体如下[18]：

由于未充填洞穴可视为等势体，具有无限导流能力，即可视为洞穴渗透率趋于无穷大，因此未充填洞穴传导率值可近似取渗流区域基质或裂缝网格的单边传导率。对于两相流，根据网格与周边渗流区域发生流体交换的流体分数，定义相流动分数如下[18]：

图6 自由流区、渗流区及流体交换区网格垂直剖面图

注水替油过程中，在油水快速重力分异作用下，地层压力的恢复表现为波浪式上升（见图 7），利用空腔流动数学方程可较好地定量描述该规律，且可实现地层压力的连续预测，进而实时优化焖井时间、各阶段配注量大小、合理调整时机等关键参数。

图7 注水过程中地层压力恢复理论曲线图版

2.3 基于地质力学的缝洞体连通性数学表征方程

缝洞体间的优势连通通道是影响注水受效程度的关键因素。断控缝洞体连通性受控于自身状态（如洞穴分布、断裂-裂缝产状等）和外部环境[19-21]（如现今地应力场、洞穴内压等）等多因素控制，从地质力学角度分析，断裂-裂缝产状及其活动性是控制缝洞体连通性的重要因素。

对于断裂（裂缝）而言，其活动性主要取决于断裂（裂缝）面所受的正应力σne与剪应力τ大小，每个处于临界滑动状态的断裂（裂缝）面满足如下关系[22]：

（8）式中μ（定义为正、剪应力比）不仅是影响裂缝面滑动的关键参数，也是反映裂缝渗透性能和流体流动的重要指数，正应力与剪应力可以通过断裂（裂缝）面与现今地应力场之间的关系计算[22-23]：

式中ni,j为方向余弦，计算该参数的裂缝面上某一点的应力张量定义为：

根据上述方法，可以在天然裂缝三维分布定量预测基础上，利用地应力张量与裂缝产状之间的关系，明确裂缝的活动性（μ值的高低）、发育位置与产状信息。由此可见，断裂（裂缝）面上所受正应力与剪应力之比是控制断裂（裂缝）带渗透性的重要地质参数，是反映缝洞体连通性的一个正向指标，其值越大，连通性越好[24]。另外，储集层压力变化同样会引起断裂（裂缝）活动性的改变，进而影响缝洞体连通性。为此，定义临界注入压力描述断裂（裂缝）面的活动：

临界注入压力表示断裂（裂缝）活动时所需储集层压力，是反映断裂（裂缝）活动性的一个反向指标，其值越小，断裂（裂缝）活动性越强。

在综合考虑上述两个参数的基础上，以地质力学理论为指导，结合油田生产实践经验，张辉等提出了一种适合于高地应力、高孔隙压力、复杂构造背景下的断裂（裂缝）活动性指数计算模型[24-25]：

其中

G1为断裂（裂缝）正剪应力比归一化值，G2为断裂（裂缝）临界注入压力归一化值；W1、W2分别为正剪应力比、临界注入压力地质属性的权重。W2综合考虑了区域现今地应力场、储集层压力、岩石力学性质及断裂（裂缝）几何产状等因素，可直接反映断裂（裂缝）带在现今地应力场等多因素控制下潜在的力学活动行为，适合用于定量分析不同缝洞体之间的连通性，其值越大，断裂（裂缝）潜在活动性越强。

3 注水开发实践

在前期开发机理认识基础上，优先选择弱天然能量连通型和弱天然能量孤立型单元进行注水重力驱油开发。依据缝洞空间连通结构和井储空间配置关系可以分为单井注水吞吐替油、单元注水驱油、单井高压注水3类。富满油田超深断控缝洞型油藏2014年开展注水开发矿场试验，截至2020年底，累计注水180.0×104m3，注水累计增油 61.6×104t。

3.1 弱天然能量孤立型单元注水重力驱油

储集层类型为洞穴，试采表现为弱能量、孤立储集单元型的油井，以单井注水替油开发为主。以跃满20C井为例，该井钻揭一间房组11 m，发生漏失完钻，单井控制储量52.00×104t，2017年5月10日自喷投产，自喷期636 d，产油3.94×104t，自2019年5月29日始，共开展9轮注水吞吐替油，共注水6.80×104m3，增油 2.69×104t，通过单井注水吞吐替油提高采收率5.17%。

断控缝洞体空间分布复杂，部分储集单元内存在局部分隔区，连通性较差[26]，因单井钻遇缝洞的体积规模有限，单井初产高、递减快、采出程度低，故采用高压注水方式打通分隔区。高压注入水为高能量载体，在高压作用下，注入水致裂孤立缝洞体中的分隔屏障，形成渗流通道，进而实现有效扩容[27-28]。跃满25井缝洞体地震雕刻显示，该井具有两个缝洞系统（见图8a），地应力分析表明，两个缝洞系统位于优势裂缝发育方向，相距25 m，断控缝洞体连通性地质力学分析结果表明，如果该井所处走滑断裂带内注水压力达到24～35 MPa，可在纵向上突破厚度大于200 m的缝洞体内部分隔屏障，实现储集层的上下连通，实现有效扩容。

跃满 25井自喷生产 200 d，累计产油 1.22×104t后油压降落至零，转为注水吞吐替油，前 2轮累注水20 763 m3，该阶段注水主要弥补生产造成的地下亏空，油井压力未能明显升高，注采基本平衡，近井缝洞系统1与远井缝洞系统2之间未能形成有效连通（见图8b）；实施第3轮注水，油井压力明显升高，本轮注水17 611 m3，累计注水38 374 m3，注水压力达到5.5 MPa时，压力曲线出现短暂平台区，预测井周缝洞分隔屏障逐渐起裂，随着每轮注水量与累计注水量的增加，注水压力呈现快速上升趋势；第 4轮注水在累计注水量达到50 977 m3时，压力小幅下降，说明水已少量进入缝洞系统2，因缝洞系统2未受生产影响，压力保持水平较高，故进入水量有限，随后压力快速上升，该轮注水结束前最高压力达21 MPa。

图8 跃满25井周缝洞体雕刻图和注水开发曲线图

跃满25井前3轮高压注水起效前，随着注水轮次增加，注水吞吐替油置换率（采出原油地面体积与注入水体积之比）为1.63，0.64，0.45，注水效果逐步变差；高压注水沟通新的缝洞系统后，周缘开始供液，第4—6轮注水吞吐替油置换率逐步升高为0.63，0.65，0.73，注水效果整体回升。截至2021年8月10日，跃满25井已实施8轮次注水，累计注水量106 747 m3，累计增油61 611 t，效果良好。

3.2 弱天然能量连通型单元注水重力驱油

以富满油田富源 210断裂带为例，该断裂带目前投产油井11口。静态上重点分析断裂带地质力学活动性强弱，判断断裂的连通性，同时根据静态划分结果设计干扰试井方案，最后结合生产动态特征，将富源210断裂带平面上由北向南划分为 4个连通单元（见图 9）。北部 FY210-H7为孤立单元，该井周围断裂地质力学活动性很弱；中部 FY210H、FY210-H1、FY210-H3、FY210-H4、FY210-H6为同一连通单元；FY210-H10、FY210-H12为同一连通单元；南部FY210-H14为孤立单元。

图9 富源210断裂带地质力学活动性指数分布

通过开展单井能量评价，明确富源 210断裂带单井Npr值普遍低于 2.5，Dpr值普遍高于 2.0，断裂带整体属于弱能量连通型，油井投产后油压、产量下降迅速，年递减率超过25%。富源210断裂带油井依靠天然能量生产，稳产难度大，平均单井投产404 d后，产能由初期的1 246 t/d下降至304 t/d，实施单元注水前已有5口井停喷，剩余6口井接近停喷，油井停喷后平均单井采出程度仅有6%。

FY210-H3单元目前正开展单元注水驱油矿场试验，该单元内 FY210-H1、FY210-H4井因停喷注水，两口井分别钻揭储集层81.5 m和85.0 m，属于单元浅部注水（见图10）。注水仅15 d（2021年6月30日）后，钻揭储集层深部的FY210-H3井（钻揭储集层240 m）即受效，油压稳步上升，而钻揭浅部的FY210H井（钻揭储集层73.85 m）响应不明显。2021年8月10日，FY210-H1井日注水量提升后，钻揭深部的FY210-H3井油压增长幅度明显高于浅部的 FY210H井，实践证实断控油藏注水主要受重力影响，水优先往下部流动，深部井先受效。目前该单元累计注水7.4×104m3，受效井累计增油2.6×104t。

图10 FY210-H3单元注水驱替效果示意图

4 结论

断控缝洞型碳酸盐岩油藏单元可划分为强天然能量连通型、弱天然能量连通型和弱天然能量孤立型 3种主要类型，断裂是不同类型储集层形成的主控因素，决定了储集层主要沿断裂纵向大规模发育，形成了裂缝、孔洞、洞穴相互组合的复杂缝洞结构体，有利于注入水垂向流动。

断控缝洞体断裂（裂缝）活动性指数可有效表征储集层连通性，预测注水连通受效方向；断控碳酸盐岩油藏渗流和自由流共存状态下的流动数学模型，可定量描述缝洞体中流体的流动规律。

断控缝洞体注入水受岩性体毛细管力作用弱，油水运动主要受重力主导；依据缝洞空间连通结构和井储空间配置关系提出的单井注水吞吐替油、单元注水驱油、单井高压注水开发方式经矿场先导试验证实，注水重力驱油效果明显。

致谢：本文在成文过程中，注水驱油物理模拟及单元注水开发机理研究得到了中国石油勘探开发研究院油田开发研究所高级工程师王琦、工程师张琪的大力支持；数值模拟技术得到了中国石油大学（华东）石油工程研究所黄朝琴副教授、刘礼军博士的指导，在此一并致谢！

符号注释：

A——单元接触面积，m2；d——两个网格中心点之间的距离，m；D——油藏深度（向下为正），m；Dpr——采出百分之一地质储量地层压力下降值，MPa；Fin——断裂活动性指数，无因次；g——重力加速度，m/s2；G1——断裂剪正应力比归一化值，无因次；G2——断裂临界注入压力归一化值，无因次；i，j——方向标识序号；K——绝对渗透率，m2；K——绝对渗透率张量，m2；Kr——相对渗透率，无因次；——相流动分数，无因次；l——两个网格中心点之间的单位距离向量，无因次；M——裂缝面上某一点的应力张量，Pa；n——单位法向量，无因次；Npr——弹性产量比，无因次；p——压力，Pa；pcow——毛细管力，Pa；pin——临界注入压力，Pa；pp——地层孔隙压力，Pa；q——流体源汇项，s-1；S——流体相饱和度，%；t——时间，s；T——传导率，m2·m；v——流体相渗流速度，m/s；V——体积，m3；W1——剪正应力之比的权重，无因次；W2——临界注入压力的权重，无因次；γ——裂缝面法线和最小主应力的夹角，（°）；λ——最大主应力、主应力中值构成平面内裂缝走向投影与最大主应力的夹角，（°）；μ——正应力、剪应力的比值，无因次；μβ——流体相黏度，Pa·s；ρ——流体相密度，kg/m3；σ——应力，MPa；σne——有效正应力，MPa；τ——剪应力，MPa；φ——孔隙度，%；Δp——砾石层两侧压差，Pa。下标：c——洞穴；d——下部；f——裂缝；m——基质岩块；min，max——最大值和最小值；o——油相；u——上部；w——水相；β——流体相，取值为o，w。