苏彦春 朱志强

(中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300459)

与砂岩油藏相比，裂缝性潜山油藏的非均质性更强，裂缝的存在导致其渗流规律复杂。为便于理解，依据孔渗特征的差异，将裂缝性油藏处理为包括基质和裂缝两套系统的双重介质油藏，其中裂缝系统孔隙度往往较小，但渗透率很大，对整个油藏的流动起主要控制作用；而基质孔隙度相对较大，是主要的储油空间，但渗透率较低，需要通过裂缝才能流动。目前对于裂缝性油藏的渗流机理方面的认识处于定性描述阶段，实际油藏中裂缝与基质的供油规律并不明确[1-5]。油田生产也表明,裂缝性油藏生产规律复杂，衰竭开发油井产能递减快，注水开发又极易形成裂缝窜流，造成油井的快速水淹，有效控水稳油难度大[6-14]。

对于裂缝性潜山油藏，其裂缝和基质存储的原油是一样的。当原油被采到地面时，矿场无法区分出原油是来自裂缝还是基质，室内实验也很难将不同类别的油分别饱和到基质和裂缝中而不发生混合，进而开展模拟实验，因此从矿场和实验室的角度难以实现裂缝性油藏的渗流特征的刻画，仅能通过数值模拟方法进行研究。而裂缝本身应力敏感性强[15-18]，随压力变化程度大，基质主要通过渗吸作用出油，这些参数的取值在不同文献的研究结果中存在较大的偏差[19-21]，因此需要通过实验准确获取这2个参数，建立更为精细的油藏数值模型，开展渗流特征研究，定量刻画基质、裂缝的渗流规律，为裂缝性油藏采取合理的控水稳油措施寻找策略。

1 裂缝储层应力敏感及基质渗吸实验

裂缝性油藏存在2个关键且难确定的参数对其渗流特征影响较大，分别为裂缝渗透率随压力变化的敏感程度及基质渗吸出油的采出程度。选取锦州25-1南油田潜山油藏的岩心开展裂缝介质应力敏感实验和基质岩心渗吸实验来准确获取这2个参数。

1.1 裂缝介质应力敏感实验

裂缝性油藏降压开采时地层压力下降较快，压力下降必然导致裂缝闭合从而影响开发效果。以前开展的裂缝介质应力敏感实验表明裂缝的压敏性极强，但实验材料均为比较致密的小柱塞，柱塞内以微裂缝发育为主，一般反映低渗裂缝储层的应力敏感特征[15-18]。而钻井、录井、成像测井等资料显示，锦州25-1南油田潜山油藏宏观裂缝发育，其裂缝开度达毫米级别，因此需要寻找裂缝尺度较大的岩样进行实验。天然裂缝导致钻井取心过程收获率低，难以获得带较大裂缝的样品，一般采取人造缝开展此类实验，但实验中裂缝一般都是人造的水平贯穿缝，裂缝压力下降时开度方向与岩心夹持器的围压方向相反(图1)，导致其应力敏感性极强，得到与低渗裂缝储层基本一致的实验结果。这与油田实际仍存在矛盾，设想当裂缝倾斜或垂直时，裂缝压力下降时开度方向与岩心夹持器的围压方向垂直(图1)，应力敏感会相对变弱。而实际裂缝性油藏中起主导作用的裂缝多为中高角度的倾斜缝，故本次实验开展不同裂缝倾角岩心的应力敏感实验。

图1 水平缝与垂直缝应力敏感对比实验示意图

实验岩心样品来自锦州25-1南油田潜山油藏，岩心致密，孔隙度小于5%，渗透率小于1 mD，肉眼未观测到明显裂缝，采取人造裂缝，裂缝的角度分别为0°、15°、30°和40°(图2)，相同实验条件下开展裂缝介质应力敏感实验。由于基质的孔隙度和渗透率均较小，忽略其影响，认为该实验结果反映裂缝的应力敏感程度。

实验方法为首先测定原始地层压力下岩心的水相渗透率，逐步降低回压使岩心内压力逐渐下降，围压保持不变，记录不同压力下的水相渗透率。将不同压力下裂缝渗透率和压力进行无因次化，绘制无因次渗透率与压力下降比例关系曲线(图3)，对比可以看出倾斜缝的应力敏感性要比水平缝弱，且裂缝倾角越大，应力敏感相对越弱。故裂缝性油藏数值模拟中应根据实际储层裂缝角度选取合适的应力敏感参数。

1.2 基质岩心渗吸实验

基质岩心渗吸实验目前开展的较多，一般都采用淹没法，通过计量岩心排出油的体积来反映油水交换的程度，进而确定渗吸采收率，但是文献中不同实验结果差异较大，岩心渗吸采收率从15%～35%不等[17-19]。即使岩心孔渗、润湿性、油黏度等均相近实验条件下渗吸采收率仍存在差异，究其原因为岩心孔隙结构存在差异，尤其是当岩心内存在不同程度的微裂缝时渗吸采出程度差异更大。

图2 锦州25-1南油田潜山油藏岩心造缝实物图

图3 锦州25-1南油田潜山油藏不同裂缝角度应力敏感实验

为进一步了解岩心内微裂缝发育程度对基质渗吸采收率的影响，本次实验选取多块岩心开展不同微裂缝发育程度的渗吸对比实验，这里所指微裂缝为开度范围为10～20 μm的小裂缝，岩心范围内延伸长度小，一般不贯穿岩心样品，对岩心孔隙度、渗透率参数影响不大，但在毛管力作用下水能够进入，对渗吸作用影响较大。岩心处理过程为洗油，烘干，测孔隙度、渗透率参数，选取孔渗参数差别不大的岩心样品(孔隙度5.9%～6.1%，渗透率均小于1 mD)进行CT扫描，了解岩心内微裂缝发育程度，再次选取岩心内发育1条裂缝、2条裂缝(平行和垂直)和3条裂缝等4块样品进行渗吸实验(图4)。

实验过程首先将4块样品进行抽真空、饱和地层水，用实验室配置的模拟油进行油驱水至束缚水状态，并浸泡在模拟油中待用。实验方法采用淹没法，采用计量排出油的体积法计算渗吸采收率，绘制不同样品不同时间内渗吸的采出程度。从实验结果(图5)可以看出，随着岩心内微裂缝发育程度的增加，渗吸采收率提高，且渗吸采收率与微裂缝间的组合关系不敏感。故裂缝油藏数值模拟中应根据实际油田岩心的微裂缝发育程度来考虑基质的渗吸采收率。

图4 锦州25-1南油田潜山油藏岩心样品CT扫描结果

图5 锦州25-1南油田潜山油藏岩心自发渗吸实验结果对比

2 裂缝性潜山油藏渗流特征

通过矿场和实验室的方法难以实现裂缝和基质系统中流体的区分，无法开展其渗流特征的研究，而数值模拟方法可以通过双重介质建模来实现两者的区分，进而开展裂缝性油藏渗流特征的定量刻画。

2.1 考虑裂缝压敏和基质渗吸的双重介质油藏数值模型

以锦州25-1南油田潜山油藏为例建立双重介质油藏数值模型(Eclipse)，统计储层裂缝倾角，以中高角度为主，30°～60°裂缝最多，平均约为40°，故油藏数值模拟过程中选用40°裂缝的应力敏感参数较为合适，结合前述裂缝介质应力敏感实验结果，并考虑油田实际地层压力为16 MPa，得到油藏裂缝系统的应力敏感参数(表1)，数值模拟中通过关键字ROCKTAB进行描述；结合油田已钻开发井的裂缝发育特征，岩心2条微裂缝符合大多数岩心薄片的统计结果，利用该渗吸实验数据来计算不同含水饱和度下毛管力参数(表2)，该计算方法借鉴前人利用渗吸实验反算毛管压力曲线的方法[22]，数值模型中通过关键字SWOF进行描述。这样就得到考虑裂缝压敏和基质渗吸的双重介质油藏数值模型，图6为锦州25-1南油田潜山油藏新模型与原模型压力和含水的拟合情况对比，可以看出新模型拟合程度更高，考虑倾斜缝应力敏感较弱，地层压力下降更快；考虑基质渗吸增强，产油量增多导致含水率变低。新模型更符合油藏实际生产，故在此模型的基础上开展裂缝性油藏渗流特征研究。

表1 锦州25-1南油田潜山油藏裂缝应力敏感参数

表2 锦州25-1南油田潜山油藏基质毛管力参数

图6 锦州25-1南油田潜山油藏数值新模型和原模型压力

2.2 裂缝性潜山油藏渗流特征

在上述模型的基础上，利用TRACERS关键字定义基质和裂缝系统中不同示踪剂类别(OIL1和OIL2)就可实现基质和裂缝流体的区分。锦州25-1南油田潜山油藏数值模型中裂缝与基质原始储量比例为1∶3，模型结果通过示踪剂追踪即可得到基质、裂缝不同含水阶段的出油规律，以裂缝初期出油量为分母无因次化基质和裂缝的出油量，即可实现不同阶段基质和裂缝渗流特征的定量刻画，结果如图7所示。从图7可以看出，裂缝渗流呈现出单调递减的出油规律，初期递减快、后期递减慢；基质渗流呈现出先增大后减小的出油规律。根据基质渗流特征进一步将其划分为4个阶段。

图7 锦州25-1南油田潜山油藏基质、裂缝渗流特征

第1阶段为基质渗吸的蛰伏阶段，含水率小于20%，地层压力由原始地层压力开始下降,油藏以裂缝弹性能释放供油为主，裂缝出油比例大于90%，基质出油比例很小。由于油藏内以单相油为主，双重介质中的动态和单纯裂缝介质基本一致[23]，油藏生产动态往往表现出油井产能高，产量递减较快的特征，如图8中A41井组2010—2012年的生产特征。由于裂缝系统孔隙度很小，注水时水驱前缘推进很快，故这一阶段一般采取降压开采策略，既能充分利用裂缝油藏的弹性能，增大油藏的压降波及程度和动用程度，又能减少注水量，延长油藏无水采油期，这也是国内外很多裂缝性油藏初期采取降压开采策略的主要原因，待地层压力降低至一定压力水平后转注水开发[5]。

图8 锦州25-1南油田潜山油藏A41井组生产特征

第2阶段为基质渗吸的发轫阶段[23]，含水率为20%～40%，地层压力下降为原始地层压力70%左右，裂缝供油比例下降较快，但仍是主要供油系统，比例约为70%，基质出油比例快速增加，基质和裂缝中的流体在油水两相毛管力的作用下开始交换，基质出油比例快速增加。油田生产动态表现为油藏产液量降低、生产压差增大，部分油井含水突破，裂缝水窜通道形成，油藏产量递减仍较快，如图8中2012—2014年生产特征。这一阶段为缓解裂缝水窜和增大基质出油，可实施脉冲注水，也就是通过地面设备周期性调整注水井的注水量，在地下形成不稳定的脉冲波，既保证裂缝的水驱效果，又促进基质和裂缝间的流体交换，增加基质原油的动用程度。

第3阶段为基质渗吸的旺汲渗阶段[23]，含水率为40%～85%，地层压力保持在原始地层压力70%左右，基质裂缝供油比例相当，这一阶段持续时间最长，油藏递减变慢，基质成为产量接替的关键；由于油藏以油水两相为主，渗吸作用发挥充分，基质原油补给增加，而裂缝系统中的含水饱和度将沿着驱替方向逐渐达到拟稳定状态，含水率上升趋于平缓，基质中大部分原油在本阶段采出。油田生产动态表现为油田采油速度低、产量递减慢、持续时间长，如图8中2014年至今的生产特征。继续强化注水方式以增大基质和裂缝的流体交换促进更深层基质渗吸的发生，这阶段可周期性开关注水井实施周期注水[18-20]，周期注水实际上就是脉冲注水的一种强化，当脉冲注水阶段脉冲量为零时，就发展为周期注水，周期性的压力波动，引起裂缝与基岩块间流体的交换，同时促进毛管渗吸作用，增大其渗吸深度，进一步增强基质出油。

第4阶段为平息阶段[23]，含水率大于85%时，地层压力保持在原始地层压力70%左右或者更低，基质大部分被水封，基质出油的动力减弱，出油量下降，大部分裂缝也见水，油藏进入开发晚期。为进一步强化注水方式，使更小的裂缝也参与渗流，增大基质的渗吸深度和程度，建议实施异步注采，异步注采是结合采油井关停而开展的一种强化周期注水方式。当注水井注水时关停油井，防止注入水沿原来的水流通道窜流，在注水压力和毛管压力的双重作用下，使注入水进入基质岩块更深部位的含油孔隙中。油水分异一段时间后油井复产，裂缝与基质岩块间的压差加速了毛管渗吸的排油作用，在驱替压差和毛管渗吸双重作用下，使更多进入基质岩块中的注入水被滞留下来，从而替换出原油进入裂缝系统，此方法在东胜堡潜山油藏开发后期实践效果较好[23-28]。

3 裂缝性潜山油藏不稳定注水策略及矿场试验

基于上述基质裂缝渗流特征的认识，结合相似油田的开发实践，逐渐形成了一套裂缝性潜山油藏不稳定注水策略，包括初期降压开采、低含水阶段的脉冲注水、中含水阶段的周期注水和高含水阶段的异步注采等(图9)。根据渗流特征，不同阶段采取不同的强化注水方式，以达到保持地层压力、控制含水上升和提高基质出油的目的。

图9 潜山裂缝性油藏不同含水阶段不稳定注水策略

锦州25-1南油田潜山油藏于2009年底投产，初期降压开采，获得了较高的采油速度及较长的无水采油期(2 a以上)，地层压力下降至原始地层压力70%左右开始转注水开发，由初期的常规注水逐渐发展为目前的不稳定注水。在不稳定注水策略的指导下，自2016年根据不同井组压力和含水状况开展了分阶段、分区块不稳定注水矿场试验。图10为潜山2/7井区A21H井组的注采曲线，可以看出2016—2018年该井组实施脉冲注水，2018年至今实施周期注水，注水周期为3～6个月，周边油井A17H和A18呈现明显的周期性降水增油效果，含水率下降10%～80%，增油量达到20～100 m3/d，不稳定注水策略在锦州25-1南油田潜山油藏控水稳油方面取得了较好的效果，预计提高油藏采收率3个百分点。

图10 锦州25-1南油田潜山油藏A21H井组不稳定注水效果

4 结论

1) 裂缝介质应力敏感实验表明不同倾角的裂缝对应不同的应力敏感程度，裂缝倾角越大，应力敏感性相对越弱；基质渗吸实验表明岩心内微裂缝发育程度越大，基质渗吸采出程度越高。因此，裂缝性油藏数值模拟中应根据实际储层的裂缝倾角、微裂缝发育程度来选取合适的应力敏感和基质渗吸参数。

2) 在岩心实验的基础上建立了考虑裂缝变形和基质渗吸的裂缝油藏数值模型，利用示踪剂追踪刻画出不同含水阶段基质和裂缝的渗流特征，结果表明裂缝系统呈现出单调递减的出油规律，初期递减迅速、后期递减缓慢，基质系统则呈现出先快速增大后缓慢减少的出油规律，据此特征将基质渗流进一步划分为蛰伏、发轫、旺汲渗和平息等4个阶段，不同阶段推荐不同的强化注水方式，为不稳定注水策略的建立奠定基础。

3) 结合裂缝油藏渗流特征及相似油田的开发实践，构建了裂缝性油藏的不稳定注水策略，即初期降压开采、低含水阶段的脉冲注水、中含水阶段的周期注水和高含水阶段的异步注采等，并在锦州25-1南油田潜山油藏成功开展了矿场试验，可为类似裂缝油藏的注水开发提供借鉴。