CN113743036B - 一种低渗-致密油藏注水诱导动态裂缝条带模型计算方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种注水诱导动态裂缝条带，特别是针对低渗‑致密油藏。一种低渗‑致密油藏注水诱导动态裂缝条带模型计算方法，步骤1：建立物理模型；步骤2：建立数学模型：注水诱导裂缝条带模型典型曲线包括5个流动阶段：井筒储集段；过渡段；变裂缝储集段；第二过渡段；受裂缝属性参数变化影响的线性流段；本发明针对低渗透油藏注水诱导动态裂缝问题，揭示了低于破裂压力条件下注水诱导裂缝的机理，建立了考虑关井测压过程中裂缝属性参数变化的动态裂缝条带模型，揭示了井筒存储和由于裂缝闭合导致的“裂缝存储”效应，可快速准确解释注水诱发裂缝长度及导流能力等重要参数，为精细水驱实时调控提供科学依据。

Description

一种低渗-致密油藏注水诱导动态裂缝条带模型计算方法

技术领域

本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种注水诱导动态裂缝条带，特别是针对低渗-致密油藏。

背景技术

裂缝普遍存在于低渗透砂岩中，国内大量低渗透砂岩油藏的共同特征是，油层致密，水动力联系差，常规钻井无自然产能，经压裂改造后才具有产能，油藏压力低，注水保持压力成为主要开发方式。但在注水开发过程中，低渗-特低渗透砂岩油藏面临的突出问题是，局部裂缝发育区注水时，注入水沿裂缝突进、引起水窜和水淹，而裂缝不发育区基块物性差，导致注入压力高、水井欠注，水驱波及体积小，储量动用程度低，裂缝对油田注水开发的影响越来越大，控制水驱开发效果及剩余油分布规律的关键因素，通过对井网与注水井动态裂缝进行匹配优化，可以最大限度地发挥油藏潜力。因此正确认识动态裂缝特征成为这类油田科学开发的重要依据。

低渗-致密油藏在长期注水开发过程中，由于注水井近井地带憋压，当井底压力超过岩层破裂、延伸压力，导致岩层破裂，或原始状态下闭合、充填的天然裂缝被激动、复活，产生了新生、有效裂缝通道。这些裂缝受现今地应力场控制，随着注水量的增长和井底压力的升高，不断向油井方向延展，直至与油井压裂缝连通，这些新生、有效裂缝称之为动态裂缝，动态裂缝按成因分成3种类型：天然潜在闭合型动态裂缝、超破裂压力型动态裂缝以及人工措施诱导型动态裂缝。动态裂缝的开启是受现今水平地应力和天然裂缝双重因素控制的，注水开发中裂缝开启顺序取决于天然裂缝走向与现今最大水平主应力方向的夹角，夹角越小，天然裂缝开启压力就越小，注入水将首先沿现今最大水平主应力方向的天然裂缝推进，随着注水压力的增大，其它方向的天然裂缝将依次开启，导致油藏单方向或多方向水淹，油井产量递减幅度大，油田开发效果变差。

低渗-致密油藏注水开发过程中，注水井和采油井的流量变化差异大，注水井虽未压裂或只进行了小型压裂，但注水量大；采油井即使进行了大规模压裂，但产液量仍然很低，同时油井见水具有单方向性，这些现象与注水诱导微细裂缝形成水淹通道密切相关。本专利针对低渗-致密油藏注水诱导动态裂缝问题，揭示了低于破裂压力条件下注水诱导裂缝的机理，建立了考虑关井测压过程中裂缝属性参数变化裂缝条带的压力分析模型，能及时、可靠地判断天然裂缝开启及注采井间连通性，反演出地层和诱发裂缝参数，为水驱调控提供科学依据。

发明内容

本发明旨在针对上述问题，提出一种低渗-致密油藏注水诱导动态裂缝条带模型计算方法。

本发明的技术方案在于：

(一)注水诱导动态裂缝机理

(1)天然裂缝被激活

随着注水的进行，地层压力逐渐升高，当达到天然微裂缝的开启压力时，将诱导原先呈闭合状态的天然裂缝，不同走向的裂缝开启压力与裂缝产状与最大主应力方向上的夹角有关，若天然裂缝为垂直缝，缝面在现今应力条件下所受到的应力为：

式中：σ_x和σ_y为平行、垂直于裂缝面所受到的应力，MPa；σ_max和σ_min为最大、最小水平主应力，MPa；β为裂缝走向与最大主应力方向的夹角，θ；τ_xy为裂缝尖端的切应力，MPa；天然裂缝的开启主要是由垂直于裂缝面上的张应力引起的，当缝内压力超过最大张应力时，裂缝将会开启，注水诱导动态裂缝沿着最大主应力方向延伸。

(2)人工压裂缝扩展

低渗油藏由于储层渗透能力差，吸水能力差，为增强注入能力，注水井采用***压裂、爆燃及复合射孔投注方式，在近井地带形成多条径向、短小的裂缝。裂缝在注水过程中相互沟通和延伸，最终形成动态裂缝渗流通道。裂缝的延伸压力可由下式计算：

式中：p_tip为裂缝延伸压力，MPa；U为缝面能，J；ν为泊松比，无因次；E为弹性模量，MPa；x_f为裂缝半长，cm。

(3)地层破裂形成新缝由于注水压力超过地层破裂压力而形成的注水诱导裂缝，主要适用于天然裂缝不发育的储层，注水诱导动态裂缝的条件为：

p_tip＝3σ_min-σ_max+σ_t-p_p (5)

式中：σ_t为岩石抗张强度，MPa；p_p为地层孔隙压力；MPa；

若储层中天然微裂缝不发育，未经人工爆燃、***压裂，注入水仅能依靠基质储层吸收，由于低渗透储层吸水能力弱，持续的注水使得井底附近压力不断升高，当储层压力达到岩石破裂压力时，将会破裂地层产生新缝。根据安塞油田王窑区的注水诱发裂缝和天然裂缝分布关系对比发现：纵向上，注水诱发裂缝主要分布于天然裂缝相对发育的区域；横向上，注水诱发裂缝主要从天然裂缝比较发育的部位形成，然后沿着北东-南西主渗流裂缝方向扩展和延伸。本团队也对安塞油田的生产动态进行了分析，证实裂缝诱发时的井底压力小于地层破裂压力。说明低渗油藏诱发裂缝的主要机理不是地层破裂形成新缝，而是激活了原先呈闭合状态的微细缝，然后不断延伸形成裂缝条带。这就提醒我们，将地层破裂压力作为注水压力的上限不足以防止诱发裂缝的产生。低渗透油藏注水开发，需加强注水井的动态监测。

(二)注水诱导动态裂缝矿场特征

注水诱导裂缝是一个动态的形成过程，它是由于长期注水过程中，由于注水井近井地带憋压，诱导了原先呈闭合状态的微裂缝、或破裂地层产生了新缝。注水诱导裂缝的形成有以下几个矿场特征：

(1)油井含水快速上升、对应的水井注入压力对注水量不敏感；

(2)注水指示曲线存在明显拐点；

(3)注水井吸水剖面呈指状/尖峰状吸水特征；

(4)注水井试井曲线表现出裂缝特征、解释的有效渗透率远大于基质渗透率；

(5)油井见效及水淹呈明显的方向性特征；

(6)示踪剂、或水驱前缘等测试结果显示方向性连通。

(三)一种低渗-致密油藏注水诱导动态裂缝条带模型计算方法，步骤如下：

步骤1：建立物理模型：注水诱导裂缝周围会出现宽约几米到几十米的裂缝条带，条带内为高渗通道；模型作如下假设：

(1)储层均质、等厚、无限大，上下边界封闭，忽略温度的影响；

(2)仅考虑单相水的渗流，假设其满足达西规律；

(3)仅考虑一条注水诱导缝的影响，假设其贯穿整个油层，并沿井筒对称；裂缝延伸方向与条带边界基本平行；考虑关井测压阶段裂缝导流系数及裂缝半长的变化；

(4)由于裂缝条带内部渗流能力远大于条带外部，因此将裂缝条带假定为不渗透边界；

(5)假设裂缝为有限导流，由于裂缝条带边界的影响，假设水体在储层中渗流为三线性流态；

(6)忽略重力的作用；

步骤2：建立数学模型

注水诱导裂缝条带模型典型曲线包括5个流动阶段：井筒储集段；过渡段；变裂缝储集段；第二过渡段；受裂缝属性参数变化影响的线性流段；

井底压力解p_FD的计算过程为：

式中：p_FD为裂缝处压力，无因次；

γ_D为渗透率变化系数，无因次；

ξ_FD为考虑裂缝导流系数变化的实空间解，无因次；

(一)其中，γ_D的计算过程为：

式中：q_w为注入量，cm³/d；

μ为流体粘度，cP；B为体积系数，cm³/cm³；

k_m为基质渗透率，无因次；

h为油藏厚度，cm；

γ为渗透率变化系数，MPa^-1；

考虑关井时注水诱导裂缝渗透率的变化满足以下规律：

式中：k_F某一压力下的渗透率，mD；

p_F为裂缝处压力，MPa；

K_i为裂缝初始渗透率，mD；

P_i为原始地层压力，MPa；

(二)其中，ξ_FD的计算过程为：

式中：为考虑裂缝导流系数变化的拉式空间解，无因次；

s为表皮系数，无因次；

C_FD0为初始裂缝导流系数，无因次；

α_F为任一时刻中间变量，无因次；

其中：

式中：η_fD为裂缝导压系数，无因次；

α₀为初始中间变量，无因次；

s₀为初始表皮系数，无因次；

C_RD为储层导流系数，无因次；

w_fD为裂缝宽度，无因次；

φ为孔隙度，无因次；

c_t为综合压缩系数，atm^-1；

k为渗透率，mD；

k_f为裂缝渗透率，mD；

w为裂缝宽度，cm；

k_m为基质渗透率，mD；

L_f0裂缝与井筒距离，cm；

考虑井筒、裂缝的“双储集”效应，利用Duhamel原理，可由计算得到/>通过镜像反映原理，消除裂缝条带边界的影响，则有：

式中：为考虑井筒储集的最终拉式空间解，无因次；

_i至n为裂缝条带数；

y_iD为裂缝条带间距，无因次；

其中：

式中：α为任意系数，无因次；

W为条带宽度，cm；

求得的ξ_wD5即为ξ_FD；

(三)将γ_D及ξ_FD带入公式(11)计算得到井底压力解p_FD，得到裂缝-变缝长&变导流能力曲线，并从该裂缝-变缝长&变导流能力曲线解释参数。

本发明的技术效果在于：

本发明针对低渗透油藏注水诱导动态裂缝问题，揭示了低于破裂压力条件下注水诱导裂缝的机理，建立了考虑关井测压过程中裂缝属性参数变化的动态裂缝条带模型，揭示了井筒存储和由于裂缝闭合导致的“裂缝存储”效应，可快速准确解释注水诱发裂缝长度及导流能力等重要参数，为精细水驱实时调控提供科学依据。

附图说明

图1为本发明低渗-致密油藏注水诱导裂缝条带模型。

其中图(a)为受注水诱导裂缝条带影响的注水井几何模型；图(b)为三线性流模型。

图2为镜像反映原理示意图。

图3为注水诱导裂缝条带模型典型曲线。

图4为本模型与Saphir(Ecrin 2011)数值模型计算结果对比图。

图5为H1井双对数拟合图。

具体实施方式

实施例1-模型验证

为了模型的可靠性，利用Saphir软件作试井设计，采用非结构化网格，模拟压裂井的井底压力响应特征，裂缝半长取300m，为了满足无限大油藏的特征，油藏大小取4000×3000m，裂缝条带宽度为200m，裂缝位于条带中央。采取局部网格加密方法，裂缝两端为长方形网格来模拟地层线性流。

利用表1中的数据，分别通过Saphir(Ecrin 2011)数值模型及本发明提供的方法计算得到井底压力解，形成裂缝-变缝长&变导流能力曲线，如图4所示，两种方法得到的结果吻合度较高，验证了模型的可靠性。

表1数值验证的输入参数

实施例2-具体应用例

H1井的裂缝-变缝长&变导流能力曲线如下图5所示，可以看出早期的压力和压力导数重合，呈现斜率为1的线，随后压力和导数曲线基本相互平行呈1/2斜率线，最后压力导数发生上翘。依据裂缝-变缝长&变导流能力曲线，解释出储集系数同样出现数量级的增加，为43.3m³/MPa。研究发现，由于诱导动态裂缝内无支撑剂(充满了水)，关井后由于缝内压力的减小，裂缝将逐渐闭合，导致裂缝导流系数降低，导流系数的降低会使得压力导数后期发生上翘，这种现象与径向复合油藏外区渗流能力很差会导致压力导数上翘类似。

利用本专利提出的“裂缝条带”模型，可得双对数拟合曲线如图5所示。解释出的渗透率为0.37mD，裂缝面表皮系数为1。

裂缝半长，第一种方法就是试井解释方法，将实测数据和理论数据拟合，通过压力和压力导数相互平行的1/2斜率线，计算出裂缝半长为90m；另一种方法是利用解释出的储集系数(43.3m³/MPa)，估算出裂缝半长约为73.5m。两种方法计算结束基本吻合，说明了解释结果较为可靠，揭示了压力导数后期出现上翘，并不一定是封闭边界的影响，诱导裂缝导流系数的减小也有可能导致类似的现象，若解释出的储集系数较大，则是注水井周围诱导了裂缝，关井测压后裂缝出现了闭合。

鄂尔多斯盆地低渗油藏的注水开发实践表明，低于破裂压力条件下注水仍有诱发裂缝产生，说明注水并没有破裂岩层，而是激活、延伸了原先呈闭合状态的天然裂缝。注水诱发裂缝的形成有助于改善储层渗透性，提高水井注入能力，同时也带来了方向性水淹的风险，大大减小波及效率。与油井的压裂缝不同，由于注水诱导裂缝内无支撑剂作用，关井测压时当缝内压力低于裂缝闭合压力时，诱发裂缝的逐渐闭合会将原先储集于裂缝中的水挤入地层，形成一种类似于“井筒储集”的现象。因此矿场上多数注水井解释出的储集系数存在增大趋势。

建立了考虑裂缝属性参数变化的注水井裂缝条带模型，提出注水井特有的“双储集”和“变储集”效应。关井测压过程中诱导裂缝半长的减小，会引起注水井独有的“变裂缝储集效应”。裂缝导流系数的减小会导致注水井压力导数后期上翘，因此，注水井压力导数后期上翘并不一定是边界引起的。

Claims (1)

1.一种低渗-致密油藏注水诱导动态裂缝条带模型计算方法，其特征在于：步骤如下：

步骤1：建立物理模型：注水诱导裂缝周围会出现宽约几米到几十米的裂缝条带，条带内为高渗通道；模型作如下假设：

(1)储层均质、等厚、无限大，上下边界封闭，忽略温度的影响；

(2)仅考虑单相水的渗流，假设其满足达西规律；

(3)仅考虑一条注水诱导缝的影响，假设其贯穿整个油层，并沿井筒对称；裂缝延伸方向与条带边界基本平行；考虑关井测压阶段裂缝导流系数及裂缝半长的变化；

(4)由于裂缝条带内部渗流能力远大于条带外部，因此将裂缝条带假定为不渗透边界；

(5)假设裂缝为有限导流，由于裂缝条带边界的影响，假设水体在储层中渗流为三线性流态；

(6)忽略重力的作用；

步骤2：建立数学模型

注水诱导裂缝条带模型典型曲线包括5个流动阶段：井筒储集段；过渡段；变裂缝储集段；第二过渡段；受裂缝属性参数变化影响的线性流段；

井底压力解p_FD的计算过程为：

式中：p_FD为裂缝处压力，无因次；

γ_D为渗透率变化系数，无因次；

ξ_FD为考虑裂缝导流系数变化的实空间解，无因次；

(一)其中，γ_D的计算过程为：

式中：q_w为注入量，cm³/d；

μ为流体粘度，cP；

B为体积系数，cm³/cm³；

k_m为基质渗透率，无因次；

h为油藏厚度，cm；

γ为渗透率变化系数，MPa^-1；

考虑关井时注水诱导裂缝渗透率的变化满足以下规律：

式中：k_F某一压力下的渗透率，mD；

p_F为裂缝处压力，MPa；

K_i为裂缝初始渗透率，mD；

P_i为原始地层压力，MPa；

(二)其中，ξ_FD的计算过程为：

式中：为考虑裂缝导流系数变化的拉式空间解，无因次；

s为表皮系数，无因次；

C_FD0为初始裂缝导流系数，无因次；

α_F为任一时刻中间变量，无因次；

其中：

式中：η_fD为裂缝导压系数，无因次；

α₀为初始中间变量，无因次；

s₀为初始表皮系数，无因次；

C_RD为储层导流系数，无因次；

w_fD为裂缝宽度，无因次；

φ为孔隙度，无因次；

c_t为综合压缩系数，atm^-1；

k为渗透率，mD；

k_f为裂缝渗透率，mD；

w为裂缝宽度，cm；

k_m为基质渗透率，mD；

L_f0裂缝与井筒距离，cm；

考虑井筒、裂缝的“双储集”效应，利用Duhamel原理，可由计算得到/>通过镜像反映原理，消除裂缝条带边界的影响，则有：

式中：为考虑井筒储集的最终拉式空间解，无因次；

_i至n为裂缝条带数；

y_iD为裂缝条带间距，无因次；

其中：

式中：α为任意系数，无因次；

W为条带宽度，cm；

求得的ξ_wD5即为ξ_FD；

(三)将γ_D及ξ_FD带入公式(11)计算得到井底压力解p_FD，得到裂缝-变缝长&变导流

能力曲线，并从该裂缝-变缝长&变导流能力曲线解释参数。