超深斷控縫洞型碳酸鹽巖油藏注水重力驅(qū)油理論探索

楊學(xué)文，汪如軍，鄧興梁，李世銀，張輝，姚超

（中國石油塔里木油田公司，新疆庫爾勒 841000）

0 引言

塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖油氣資源豐富，是塔里木盆地油氣增儲上產(chǎn)的重點領(lǐng)域。奧陶系碳酸鹽巖勘探始于20世紀(jì)90年代，圍繞古隆起及古斜坡開展?jié)撋綆r溶、層間巖溶的勘探，發(fā)現(xiàn)了輪古、塔中、哈拉哈塘、塔河等一系列油氣田[1-4]，支撐了塔里木盆地油氣快速增儲上產(chǎn)。近年來，古隆起及斜坡部位奧陶系碳酸鹽巖的油氣勘探程度越來越高，中國石油天然氣股份有限公司（簡稱中國石油）、中國石油化工股份有限公司（簡稱中國石化）將勘探領(lǐng)域擴大至阿滿低梁地區(qū)，獲得了重大突破。2020年以來，中國石油塔里木油田公司部署在阿滿低梁的重點探井滿深1、滿深2、滿深3井以及中國石化西北油田分公司在該區(qū)的勘探相繼獲得重大發(fā)現(xiàn)，受大型克拉通內(nèi)走滑斷裂控制的斷控縫洞型碳酸鹽巖油藏引起了業(yè)內(nèi)的廣泛關(guān)注。該類油藏的儲集空間為受多期斷裂活動改造而成的斷裂復(fù)合儲集體，包括斷裂帶空腔體、洞穴體、孔洞體和裂縫體。在多期構(gòu)造運動中，深層烴源灶持續(xù)供烴，沿著斷裂帶向上充注，斷裂復(fù)合儲集體既是油氣運移通道又是油氣儲集空間，鉆井證實油柱高度超過550 m，測試日產(chǎn)量超過1.0×103t，目前已落實10×108t級石油資源規(guī)模。

斷控型碳酸鹽巖油藏具有十分可觀的勘探開發(fā)前景，與斷控型碳酸鹽巖油藏相關(guān)的斷裂識別、斷裂構(gòu)造特征、地層、沉積等方面的研究成果較為豐富，認識到走滑斷裂主要表現(xiàn)為“縱向分層、平面分區(qū)、沿走向分段”，“控儲、控圈、控藏”特征明顯，同時揭示了塔北—塔中穩(wěn)定克拉通內(nèi)走滑斷裂體系控制下的斷控儲集體具有小油藏、大油田特點，勘探開發(fā)潛力巨大[5-10]。這些研究成果對指導(dǎo)斷控油藏選區(qū)、選帶以及高效產(chǎn)能建設(shè)井位的部署具有重要的指導(dǎo)意義，但對深埋條件下特殊斷裂復(fù)合儲集體內(nèi)部流體流動方式的研究仍顯薄弱，缺乏開發(fā)中后期提高采收率的有效技術(shù)手段，這將制約該類油藏的長期規(guī)模高效開發(fā)。

本文在超深層斷控縫洞組合地質(zhì)特征與儲集單元劃分分析基礎(chǔ)上，制作了 2種物理模型，開展了注水驅(qū)油物理模擬試驗；探索了斷控縫洞型碳酸鹽巖油藏中復(fù)雜流動條件下的注水驅(qū)油機理，建立了斷控碳酸鹽巖油藏滲流和自由流共存狀態(tài)下的流動數(shù)學(xué)模型，并據(jù)此開展了礦場注水先導(dǎo)試驗，評價注水提高采收率實施效果。礦場試驗證實注水重力驅(qū)油可大幅提高原油采收率，為該類型油藏的高效開發(fā)探索了新的途徑。

1 斷控縫洞型碳酸鹽巖油藏基本概況

1.1 縫洞儲集體分布規(guī)律

與傳統(tǒng)風(fēng)化殼碳酸鹽巖油藏相比，斷控油藏具有明顯差異性。以塔里木盆地哈拉哈塘油田、富滿油田為例，哈拉哈塘北部剝蝕區(qū)縫洞型儲集層為風(fēng)化殼巖溶，連片分布，哈拉哈塘南部及富滿油田上奧陶統(tǒng)覆蓋區(qū)縫洞型儲集層主要沿斷裂帶呈條帶狀分布（見圖1），在地震剖面上表現(xiàn)為“穿層長串珠”反射特征（見圖2）。

圖1 哈拉哈塘油田、富滿油田振幅變化率平面圖

圖2 富滿油田斷控區(qū)典型地震剖面圖（O3t—上奧陶統(tǒng)鐵熱克阿瓦提組）

1.2 縫洞儲集體主要類型與生產(chǎn)動態(tài)

塔里木盆地富滿油田奧陶系鷹山組—一間房組巖性主要為亮晶砂屑灰?guī)r、亮晶砂礫屑灰?guī)r、亮晶鮞?；?guī)r、亮—泥晶生屑灰?guī)r、泥晶藻砂屑藻團塊灰?guī)r、托盤類生物障積巖和泥晶灰?guī)r。碳酸鹽巖基質(zhì)具有低孔、低滲特征，對儲集層物性的貢獻有限，儲集空間主要依賴于與斷裂改造作用有關(guān)的縫洞體，儲集層試井解釋滲透率（0.077～10 607.420）×10-3μm2，其中滲透率大于500×10-3μm2的井占57.1%。

縫洞型儲集體主要受多期斷裂活動改造形成，表現(xiàn)為斷裂、縫洞的復(fù)合體，由斷裂帶空腔體、洞穴體、孔洞體和裂縫體交織組成[11]，原生基質(zhì)孔隙欠發(fā)育，非均質(zhì)性較強。動靜結(jié)合可將富滿油田碳酸鹽巖儲集體劃分為3種類型：洞穴型、孔洞型、裂縫-孔洞型[12]，目前富滿油田鉆遇洞穴型儲集層的油井占79%。

根據(jù)儲集體空間形態(tài)和天然能量強弱將油藏單元劃分為強天然能量連通、弱天然能量連通和弱天然能量孤立 3種主要類型。不同類型油藏單元試采特征差異性明顯：強天然能量連通型儲集層發(fā)育連續(xù)性好，存在強底水，生產(chǎn)井見水前油壓、產(chǎn)量穩(wěn)定，見水后含水率急劇上升，油壓、產(chǎn)量迅速降低，自噴時間長，動態(tài)儲量采出程度相對較高；弱天然能量連通型儲集層發(fā)育連續(xù)性相對一般，無底水，生產(chǎn)井前期產(chǎn)量、油壓下降緩慢，因天然能量弱，自噴時間較短，動態(tài)儲量采出程度較低；弱天然能量孤立型儲集層發(fā)育連續(xù)性差，多呈定容特點，無底水，生產(chǎn)井前期油壓、產(chǎn)量迅速降低，能量快速損耗停噴，自噴時間最短，動態(tài)儲量采出程度最低（見圖 3）。3種類型油藏單元相關(guān)主要生產(chǎn)參數(shù)對比如表1所示。

圖3 富滿油田不同類型油藏單元油壓動態(tài)曲線

表1 富滿油田不同類型油藏單元生產(chǎn)參數(shù)對比

強天然能量連通型油藏單元空間上儲集層發(fā)育連續(xù)，整體連通通暢，縱向上底部天然水體與上部油體直接相連，該類油藏單元主要通過合理利用天然水體能量進行底水驅(qū)提高單元采收率，其最有效的開發(fā)對策為優(yōu)化不同驅(qū)動階段的合理工作制度，確保以合理產(chǎn)能生產(chǎn)，延長無水采油期，目前已形成了一套以水體能量分級、細分驅(qū)動階段和優(yōu)化不同階段合理產(chǎn)能的開發(fā)技術(shù)政策。弱天然能量連通型油藏單元，儲集層發(fā)育連續(xù)性一般，整體表現(xiàn)為連通但不暢，縱向上底部天然水體與上部油體不相連，彈性驅(qū)動后，井間、井底分布的大量剩余油是潛力挖掘的主要方向，采用注水重力驅(qū)油技術(shù)，前期注水補充地層能量，利用重力驅(qū)替優(yōu)勢通道中的剩余油，后期采用高壓注水驅(qū)替連通不暢區(qū)域中的剩余油。弱天然能量孤立型油藏單元，儲集層相互分隔，整體表現(xiàn)為不連通或連通性很差，無水體連接，彈性驅(qū)動后井底剩余油及井筒遠端未動用儲量是潛力挖掘的主要方向，同樣采用注水重力驅(qū)油技術(shù)，首先利用高壓注水壓開分隔屏障溝通井筒遠端的縫洞體，然后通過注水重力分異作用逐步將油替換采出，提高采收率。

2 注水重力驅(qū)油流體流動數(shù)學(xué)模型

2.1 注水驅(qū)油物理模擬實驗

2.1.1 物理模型設(shè)計與制作

斷控縫洞型碳酸鹽巖油藏往往具有穿層性，勘探實踐表明，其縱向上延展空間大，可達100 m，甚至超過1 000 m，一般表現(xiàn)為頂部寬、底部窄的“V”字型特征，油藏內(nèi)部以洞穴型儲集空間為主，通過不同級次裂縫帶相互連通，洞穴和裂縫帶組成相對獨立的縫洞單元。鉆井及試井資料顯示，縫洞單元中儲集空間物性較好，流體極易在洞穴垂向上或沿著高角度裂縫帶發(fā)生流動和質(zhì)量交換。

按照斷控縫洞型碳酸鹽巖油藏的儲集層特征及流體流動規(guī)律，采用有機玻璃刻蝕方法，設(shè)計并制作孤立型單元和弱天然能量連通型單元 2種實驗?zāi)Ｐ停粚嶒炗糜筒捎霉栌秃兔河团渲贫?，并用蘇丹紅染料染成紅色，密度0.828 1 g/cm3，黏度20.64 mPa·s；實驗用水按油藏實際地層水組分配制，并用亞甲基藍染色劑染色，黏度為1.00 mPa·s。

2.1.2 孤立型單元注水開發(fā)機理

對于孤立型單元，利用注入水與油的密度差形成的重力分異作用，將油替換到縫洞體上部采出，圖 4為孤立型單元注水物理模擬不同開采階段油水分布情況。孤立型單元每個注水周期分為注水、燜井、采油3個階段，驅(qū)油機理為：①初期油井依靠天然能量生產(chǎn)，地層壓力降至不能維持正常生產(chǎn)時，注水彌補地層虧空，恢復(fù)地層壓力；②在重力分異作用下，注入水在燜井過程中，與油不斷置換，形成次生底水，隨著時間的推移，注入水形成的錐體將逐漸趨于平緩，向周圍的裂縫和孔洞推進，達到平衡后抬高次生油水界面，剩余油重新富集于儲集體上部；③當(dāng)井口壓力基本穩(wěn)定后開井生產(chǎn)，上部的剩余油在井底壓力的作用下采出。孤立型單元注水以注水、燜井、采油為 1個周期進行循環(huán)注采，經(jīng)過多輪次周期注水，原油采收率逐步提高。

2.1.3 弱天然能量連通型單元注水開發(fā)機理

對于弱天然能量連通型單元，通過注水開發(fā)可以有效動用斷控縫洞型儲集體空間內(nèi)的剩余油，表現(xiàn)出橫向驅(qū)替和垂向重力驅(qū)替的復(fù)合流動特征（見圖 5）。依據(jù)斷裂復(fù)合儲集體空間展布、剩余油分布和井儲連通狀況，建立不規(guī)則的體積注采井網(wǎng)，以確保剩余油儲量控制和立體動用程度最優(yōu)。實驗結(jié)果表明：①注入水主要以垂向流動為主，在流動過程中充分利用油水密度差異形成的重力驅(qū)替作用，逐步占據(jù)儲集體空間下部，進行縱向驅(qū)油；②因斷控儲集體重力驅(qū)替明顯，“淺注深采”井網(wǎng)同樣表現(xiàn)為波及范圍廣、油水界面整體抬升的特征，注水效果好；③常壓注水無法有效驅(qū)替與主儲集體連通性較差的縫洞區(qū)域，可依靠高壓注水壓裂造縫溝通，改善單元注水重力驅(qū)油的效果。

圖5 弱天然能量連通型單元注水開發(fā)物理模擬實驗

2.2 空腔內(nèi)流體流動數(shù)學(xué)模型

縫洞型碳酸鹽巖油藏儲滲空間多樣，包括孔、縫、洞，且空間尺度差異大，從微米級跨越至米級，導(dǎo)致該類型油藏中既存在滲流又存在大縫大洞中的自由流，基于Darcy方程的傳統(tǒng)滲流理論已不完全適用。對此，姚軍等[13]提出了離散縫洞網(wǎng)絡(luò)（Discrete Fracture Vug Network，DFVN）模型，其中基質(zhì)巖塊和洞穴充填部分為滲流區(qū)域，采用Darcy方程表征；未充填洞穴和大裂縫被視為自由流區(qū)域，采用Navier-Stokes方程表征；兩個區(qū)域之間采用擴展的兩相Beavers-Joseph-Saffman邊界條件進行耦合[14-15]?？紤]到重力快速分異作用，崔書岳等假設(shè)洞穴自由流中的重力分異為瞬間完成，將上述模型進行簡化并提出了一種有效的油水兩相數(shù)值模擬技術(shù)模型[16-17]，最近，Liu等[18]在該模型基礎(chǔ)上，提出了一種新的嵌入式離散縫洞模型描述油水兩相流動。

2.2.1 滲流區(qū)域流體流動數(shù)學(xué)模型

滲流區(qū)域數(shù)學(xué)模型包括連續(xù)性方程、運動方程和輔助方程等[18]，連續(xù)性方程為：

運動方程為：

輔助方程為：

2.2.2 自由流區(qū)域流體流動數(shù)學(xué)模型

未充填洞穴區(qū)域（自由流區(qū)域）采用瞬間重力分異模型，洞穴中滿足油水兩相的質(zhì)量守恒方程且水位于洞穴下部，即在數(shù)值計算中占據(jù)下部區(qū)域網(wǎng)格。洞穴和滲流區(qū)域網(wǎng)格間的流體交換通過傳導(dǎo)率來表征，具體如下[18]：

由于未充填洞穴可視為等勢體，具有無限導(dǎo)流能力，即可視為洞穴滲透率趨于無窮大，因此未充填洞穴傳導(dǎo)率值可近似取滲流區(qū)域基質(zhì)或裂縫網(wǎng)格的單邊傳導(dǎo)率。對于兩相流，根據(jù)網(wǎng)格與周邊滲流區(qū)域發(fā)生流體交換的流體分數(shù)，定義相流動分數(shù)如下[18]：

圖6 自由流區(qū)、滲流區(qū)及流體交換區(qū)網(wǎng)格垂直剖面圖

注水替油過程中，在油水快速重力分異作用下，地層壓力的恢復(fù)表現(xiàn)為波浪式上升（見圖 7），利用空腔流動數(shù)學(xué)方程可較好地定量描述該規(guī)律，且可實現(xiàn)地層壓力的連續(xù)預(yù)測，進而實時優(yōu)化燜井時間、各階段配注量大小、合理調(diào)整時機等關(guān)鍵參數(shù)。

圖7 注水過程中地層壓力恢復(fù)理論曲線圖版

2.3 基于地質(zhì)力學(xué)的縫洞體連通性數(shù)學(xué)表征方程

縫洞體間的優(yōu)勢連通通道是影響注水受效程度的關(guān)鍵因素。斷控縫洞體連通性受控于自身狀態(tài)（如洞穴分布、斷裂-裂縫產(chǎn)狀等）和外部環(huán)境[19-21]（如現(xiàn)今地應(yīng)力場、洞穴內(nèi)壓等）等多因素控制，從地質(zhì)力學(xué)角度分析，斷裂-裂縫產(chǎn)狀及其活動性是控制縫洞體連通性的重要因素。

對于斷裂（裂縫）而言，其活動性主要取決于斷裂（裂縫）面所受的正應(yīng)力σne與剪應(yīng)力τ大小，每個處于臨界滑動狀態(tài)的斷裂（裂縫）面滿足如下關(guān)系[22]：

（8）式中μ（定義為正、剪應(yīng)力比）不僅是影響裂縫面滑動的關(guān)鍵參數(shù)，也是反映裂縫滲透性能和流體流動的重要指數(shù)，正應(yīng)力與剪應(yīng)力可以通過斷裂（裂縫）面與現(xiàn)今地應(yīng)力場之間的關(guān)系計算[22-23]：

式中ni,j為方向余弦，計算該參數(shù)的裂縫面上某一點的應(yīng)力張量定義為：

根據(jù)上述方法，可以在天然裂縫三維分布定量預(yù)測基礎(chǔ)上，利用地應(yīng)力張量與裂縫產(chǎn)狀之間的關(guān)系，明確裂縫的活動性（μ值的高低）、發(fā)育位置與產(chǎn)狀信息。由此可見，斷裂（裂縫）面上所受正應(yīng)力與剪應(yīng)力之比是控制斷裂（裂縫）帶滲透性的重要地質(zhì)參數(shù)，是反映縫洞體連通性的一個正向指標(biāo)，其值越大，連通性越好[24]。另外，儲集層壓力變化同樣會引起斷裂（裂縫）活動性的改變，進而影響縫洞體連通性。為此，定義臨界注入壓力描述斷裂（裂縫）面的活動：

臨界注入壓力表示斷裂（裂縫）活動時所需儲集層壓力，是反映斷裂（裂縫）活動性的一個反向指標(biāo)，其值越小，斷裂（裂縫）活動性越強。

在綜合考慮上述兩個參數(shù)的基礎(chǔ)上，以地質(zhì)力學(xué)理論為指導(dǎo)，結(jié)合油田生產(chǎn)實踐經(jīng)驗，張輝等提出了一種適合于高地應(yīng)力、高孔隙壓力、復(fù)雜構(gòu)造背景下的斷裂（裂縫）活動性指數(shù)計算模型[24-25]：

其中

G1為斷裂（裂縫）正剪應(yīng)力比歸一化值，G2為斷裂（裂縫）臨界注入壓力歸一化值；W1、W2分別為正剪應(yīng)力比、臨界注入壓力地質(zhì)屬性的權(quán)重。W2綜合考慮了區(qū)域現(xiàn)今地應(yīng)力場、儲集層壓力、巖石力學(xué)性質(zhì)及斷裂（裂縫）幾何產(chǎn)狀等因素，可直接反映斷裂（裂縫）帶在現(xiàn)今地應(yīng)力場等多因素控制下潛在的力學(xué)活動行為，適合用于定量分析不同縫洞體之間的連通性，其值越大，斷裂（裂縫）潛在活動性越強。

3 注水開發(fā)實踐

在前期開發(fā)機理認識基礎(chǔ)上，優(yōu)先選擇弱天然能量連通型和弱天然能量孤立型單元進行注水重力驅(qū)油開發(fā)。依據(jù)縫洞空間連通結(jié)構(gòu)和井儲空間配置關(guān)系可以分為單井注水吞吐替油、單元注水驅(qū)油、單井高壓注水3類。富滿油田超深斷控縫洞型油藏2014年開展注水開發(fā)礦場試驗，截至2020年底，累計注水180.0×104m3，注水累計增油 61.6×104t。

3.1 弱天然能量孤立型單元注水重力驅(qū)油

儲集層類型為洞穴，試采表現(xiàn)為弱能量、孤立儲集單元型的油井，以單井注水替油開發(fā)為主。以躍滿20C井為例，該井鉆揭一間房組11 m，發(fā)生漏失完鉆，單井控制儲量52.00×104t，2017年5月10日自噴投產(chǎn)，自噴期636 d，產(chǎn)油3.94×104t，自2019年5月29日始，共開展9輪注水吞吐替油，共注水6.80×104m3，增油 2.69×104t，通過單井注水吞吐替油提高采收率5.17%。

斷控縫洞體空間分布復(fù)雜，部分儲集單元內(nèi)存在局部分隔區(qū)，連通性較差[26]，因單井鉆遇縫洞的體積規(guī)模有限，單井初產(chǎn)高、遞減快、采出程度低，故采用高壓注水方式打通分隔區(qū)。高壓注入水為高能量載體，在高壓作用下，注入水致裂孤立縫洞體中的分隔屏障，形成滲流通道，進而實現(xiàn)有效擴容[27-28]。躍滿25井縫洞體地震雕刻顯示，該井具有兩個縫洞系統(tǒng)（見圖8a），地應(yīng)力分析表明，兩個縫洞系統(tǒng)位于優(yōu)勢裂縫發(fā)育方向，相距25 m，斷控縫洞體連通性地質(zhì)力學(xué)分析結(jié)果表明，如果該井所處走滑斷裂帶內(nèi)注水壓力達到24～35 MPa，可在縱向上突破厚度大于200 m的縫洞體內(nèi)部分隔屏障，實現(xiàn)儲集層的上下連通，實現(xiàn)有效擴容。

躍滿 25井自噴生產(chǎn) 200 d，累計產(chǎn)油 1.22×104t后油壓降落至零，轉(zhuǎn)為注水吞吐替油，前 2輪累注水20 763 m3，該階段注水主要彌補生產(chǎn)造成的地下虧空，油井壓力未能明顯升高，注采基本平衡，近井縫洞系統(tǒng)1與遠井縫洞系統(tǒng)2之間未能形成有效連通（見圖8b）；實施第3輪注水，油井壓力明顯升高，本輪注水17 611 m3，累計注水38 374 m3，注水壓力達到5.5 MPa時，壓力曲線出現(xiàn)短暫平臺區(qū)，預(yù)測井周縫洞分隔屏障逐漸起裂，隨著每輪注水量與累計注水量的增加，注水壓力呈現(xiàn)快速上升趨勢；第 4輪注水在累計注水量達到50 977 m3時，壓力小幅下降，說明水已少量進入縫洞系統(tǒng)2，因縫洞系統(tǒng)2未受生產(chǎn)影響，壓力保持水平較高，故進入水量有限，隨后壓力快速上升，該輪注水結(jié)束前最高壓力達21 MPa。

圖8 躍滿25井周縫洞體雕刻圖和注水開發(fā)曲線圖

躍滿25井前3輪高壓注水起效前，隨著注水輪次增加，注水吞吐替油置換率（采出原油地面體積與注入水體積之比）為1.63，0.64，0.45，注水效果逐步變差；高壓注水溝通新的縫洞系統(tǒng)后，周緣開始供液，第4—6輪注水吞吐替油置換率逐步升高為0.63，0.65，0.73，注水效果整體回升。截至2021年8月10日，躍滿25井已實施8輪次注水，累計注水量106 747 m3，累計增油61 611 t，效果良好。

3.2 弱天然能量連通型單元注水重力驅(qū)油

以富滿油田富源 210斷裂帶為例，該斷裂帶目前投產(chǎn)油井11口。靜態(tài)上重點分析斷裂帶地質(zhì)力學(xué)活動性強弱，判斷斷裂的連通性，同時根據(jù)靜態(tài)劃分結(jié)果設(shè)計干擾試井方案，最后結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)特征，將富源210斷裂帶平面上由北向南劃分為 4個連通單元（見圖 9）。北部 FY210-H7為孤立單元，該井周圍斷裂地質(zhì)力學(xué)活動性很弱；中部 FY210H、FY210-H1、FY210-H3、FY210-H4、FY210-H6為同一連通單元；FY210-H10、FY210-H12為同一連通單元；南部FY210-H14為孤立單元。

圖9 富源210斷裂帶地質(zhì)力學(xué)活動性指數(shù)分布

通過開展單井能量評價，明確富源 210斷裂帶單井Npr值普遍低于 2.5，Dpr值普遍高于 2.0，斷裂帶整體屬于弱能量連通型，油井投產(chǎn)后油壓、產(chǎn)量下降迅速，年遞減率超過25%。富源210斷裂帶油井依靠天然能量生產(chǎn)，穩(wěn)產(chǎn)難度大，平均單井投產(chǎn)404 d后，產(chǎn)能由初期的1 246 t/d下降至304 t/d，實施單元注水前已有5口井停噴，剩余6口井接近停噴，油井停噴后平均單井采出程度僅有6%。

FY210-H3單元目前正開展單元注水驅(qū)油礦場試驗，該單元內(nèi) FY210-H1、FY210-H4井因停噴注水，兩口井分別鉆揭儲集層81.5 m和85.0 m，屬于單元淺部注水（見圖10）。注水僅15 d（2021年6月30日）后，鉆揭儲集層深部的FY210-H3井（鉆揭儲集層240 m）即受效，油壓穩(wěn)步上升，而鉆揭淺部的FY210H井（鉆揭儲集層73.85 m）響應(yīng)不明顯。2021年8月10日，F(xiàn)Y210-H1井日注水量提升后，鉆揭深部的FY210-H3井油壓增長幅度明顯高于淺部的 FY210H井，實踐證實斷控油藏注水主要受重力影響，水優(yōu)先往下部流動，深部井先受效。目前該單元累計注水7.4×104m3，受效井累計增油2.6×104t。

圖10 FY210-H3單元注水驅(qū)替效果示意圖

4 結(jié)論

斷控縫洞型碳酸鹽巖油藏單元可劃分為強天然能量連通型、弱天然能量連通型和弱天然能量孤立型 3種主要類型，斷裂是不同類型儲集層形成的主控因素，決定了儲集層主要沿斷裂縱向大規(guī)模發(fā)育，形成了裂縫、孔洞、洞穴相互組合的復(fù)雜縫洞結(jié)構(gòu)體，有利于注入水垂向流動。

斷控縫洞體斷裂（裂縫）活動性指數(shù)可有效表征儲集層連通性，預(yù)測注水連通受效方向；斷控碳酸鹽巖油藏滲流和自由流共存狀態(tài)下的流動數(shù)學(xué)模型，可定量描述縫洞體中流體的流動規(guī)律。

斷控縫洞體注入水受巖性體毛細管力作用弱，油水運動主要受重力主導(dǎo)；依據(jù)縫洞空間連通結(jié)構(gòu)和井儲空間配置關(guān)系提出的單井注水吞吐替油、單元注水驅(qū)油、單井高壓注水開發(fā)方式經(jīng)礦場先導(dǎo)試驗證實，注水重力驅(qū)油效果明顯。

致謝：本文在成文過程中，注水驅(qū)油物理模擬及單元注水開發(fā)機理研究得到了中國石油勘探開發(fā)研究院油田開發(fā)研究所高級工程師王琦、工程師張琪的大力支持；數(shù)值模擬技術(shù)得到了中國石油大學(xué)（華東）石油工程研究所黃朝琴副教授、劉禮軍博士的指導(dǎo)，在此一并致謝！

符號注釋：

A——單元接觸面積，m2；d——兩個網(wǎng)格中心點之間的距離，m；D——油藏深度（向下為正），m；Dpr——采出百分之一地質(zhì)儲量地層壓力下降值，MPa；Fin——斷裂活動性指數(shù)，無因次；g——重力加速度，m/s2；G1——斷裂剪正應(yīng)力比歸一化值，無因次；G2——斷裂臨界注入壓力歸一化值，無因次；i，j——方向標(biāo)識序號；K——絕對滲透率，m2；K——絕對滲透率張量，m2；Kr——相對滲透率，無因次；——相流動分數(shù)，無因次；l——兩個網(wǎng)格中心點之間的單位距離向量，無因次；M——裂縫面上某一點的應(yīng)力張量，Pa；n——單位法向量，無因次；Npr——彈性產(chǎn)量比，無因次；p——壓力，Pa；pcow——毛細管力，Pa；pin——臨界注入壓力，Pa；pp——地層孔隙壓力，Pa；q——流體源匯項，s-1；S——流體相飽和度，%；t——時間，s；T——傳導(dǎo)率，m2·m；v——流體相滲流速度，m/s；V——體積，m3；W1——剪正應(yīng)力之比的權(quán)重，無因次；W2——臨界注入壓力的權(quán)重，無因次；γ——裂縫面法線和最小主應(yīng)力的夾角，（°）；λ——最大主應(yīng)力、主應(yīng)力中值構(gòu)成平面內(nèi)裂縫走向投影與最大主應(yīng)力的夾角，（°）；μ——正應(yīng)力、剪應(yīng)力的比值，無因次；μβ——流體相黏度，Pa·s；ρ——流體相密度，kg/m3；σ——應(yīng)力，MPa；σne——有效正應(yīng)力，MPa；τ——剪應(yīng)力，MPa；φ——孔隙度，%；Δp——礫石層兩側(cè)壓差，Pa。下標(biāo)：c——洞穴；d——下部；f——裂縫；m——基質(zhì)巖塊；min，max——最大值和最小值；o——油相；u——上部；w——水相；β——流體相，取值為o，w。