一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法

摘要

本发明公开了一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法，包括以下步骤：识别单井诱导裂缝；注水诱导裂缝形成机制及主控因素的确定；以单井诱导裂缝的识别和所确定的注水诱导裂缝形成机制及主控因素为依据，预测注水诱导裂缝；最后根据预测结果进行评价。评价注水诱导裂缝对低渗透油藏渗流场及注水开发的影响，能够预测在低渗透油藏开发过程中形成的注水诱导裂缝三维空间展布规律，并能够评价注水诱导裂缝对低渗透油藏注水开发的影响，为低渗透油藏开发提供了可靠信息，从而降低低渗透油藏开发风险成本，有效提高低渗透油藏的注水开发效果，提高采收率。

说明书

技术领域

本发明属于油气田开发地质和油藏工程技术领域，具体涉及一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法。

背景技术

低渗透油气藏是我国陆相沉积盆地的重要油气藏类型，其分布范围广，油气资源量巨大，是我国陆上油气增储上产的主战场和未来油气发展的主流。我国低渗透油藏以注水开发为主，多年的注水开发实践表明，由于低渗透油藏储层基质渗透性差，注入水在井底不容易扩散，导致其注水压力上升速度快。当注水压力超过裂缝开启压力或地层破裂压力时，容易导致天然裂缝张开，形成水淹和水窜的主要通道，使低渗透油藏的开发效果变差。

注水诱导裂缝是低渗透油藏在长期的注水过程中形成的新裂缝类型，是低渗透油藏在开发中晚期出现的一种新的储层非均质性，影响低渗透油藏中晚期开发方案的调整和采收率。预防、预测和评价低渗透油藏在注水开发过程中形成的注水诱导裂缝，对指导低渗透油藏的注水开发十分重要。

申请号为CN201410553929.7的发明专利，公布了一种油气藏内天然裂缝的分期、分成因预测评价方法，具体实施方案为：获取裂缝充填物样品；对样品进行天然裂缝的分期配套分析；开展岩石声发射实验模拟恢复岩石破裂的记忆期次；明确成因类型；确定天然裂缝形成期次和成因类型，将油气藏内的天然裂缝系统划分为多个单一期次、单一成因类型的天然裂缝子系统；对各天然裂缝子系统的预测结果进行综合叠加形成预测结果；将获得的预测结果与裂缝发育情况进行对比分析。采用上述技术方案，将多期次、多成因类型的复杂天然裂缝网络系统通过期次剥离、成因类型确定将其划分为单一期次、单一成因类型的天然裂缝子系统作为基本研究对象，提高了在油气藏天然裂缝预测的精度，但是该专利仅仅公布了天然裂缝的分期、分成因预测评价方法，并没有提供低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法。

发明内容

为了克服以上现有技术中存在的问题，提出了一种低渗透油藏在注水开发过程中的注水诱导裂缝的预测与评价方法，这种注水诱导裂缝是由于注水压力过高而形成的。该方法能够预测在低渗透油藏开发过程中形成的注水诱导三维空间展布规律，并能够评价注水诱导裂缝对低渗透油藏注水开发的影响，为低渗透油藏开发提供可靠信息，从而降低低渗透油藏开发风险成本，提高采收率。

本发明提供一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测方法，包括以下步骤：

步骤(1)：识别单井诱导裂缝；

步骤(2)：注水诱导裂缝形成机制及主控因素的确定；

步骤(3)：以单井诱导裂缝的识别和所确定的注水诱导裂缝形成机制及主控因素为依据，预测注水诱导裂缝。

优选的是，所述步骤(1)中识别单井诱导裂缝依据注水诱导裂缝动态响应特征进行识别，动态响应特征包括注采井生产动态、产液剖面及吸水剖面监测、试井测试、示踪剂监测、水驱前缘监测或密闭取心测试分析中的至少一项或任意组合。

上述任一方案优选的是，所述步骤(2)中注水诱导裂缝的形成机制包括第一种形成机制，即由于注水压力超过天然裂缝的开启压力，使得天然裂缝张开、扩展和延伸形成开启大裂缝，形成注水诱导裂缝。第一种形成机制适应于注水井周围地层天然裂缝发育的情况。

上述任一方案优选的是，所述步骤(2)中注水诱导裂缝的形成机制还包括第二种形成机制，即由于注水压力超过地层的破裂压力形成的水力裂缝。第二种形成机制适应于水井周围地层中天然裂缝不发育的情况。

上述任一方案优选的是，所述步骤(2)中注水诱导裂缝的形成机制还包括第三种形成机制，即由于注水压力高，使人工裂缝张开形成的开启裂缝。第三种形成机制适应于注水井已经进行了水力压裂，并在水井周围地层中已形成了与最大水平主应力方向一致的人工压裂缝的情况。

上述任一方案优选的是，所述第一种形成机制形成注水诱导裂缝的条件为：

P_w＞P_i

$P_i=\frac{\mu }{1-\mu }{\mathrm{H\rho }}_{s}gSin\theta +{\mathrm{H\rho }}_{s}gCos\theta -{\mathrm{H\rho }}_{w}g+{\mathrm{Hf\sigma }}_{1}Sin\theta Sin\beta +{\mathrm{Hf\sigma }}_{3}Sin\theta Cos\beta$

式中：P_w为注水压力，单位MPa；P_i为裂缝开启压力，单位MPa；μ为岩石泊松比，无量纲；H为裂缝埋藏深度，单位km；θ为裂缝倾角，单位度；ρ_S为岩石容重，单位10³kg/m³；ρ_W为水的比重，单位10³kg/m³；fσ₁、fσ₃分别为现今应力场的最大主应力和最小主应力梯度，单位MPa/km；β为现今地应力方向与天然裂缝走向的夹角，单位度。

上述任一方案优选的是，所述第二种形成机制形成注水诱导裂缝的条件为：

P_w>3Hfσ₃-Hfσ₁–P₀+S_t

式中，P₀为地层压力，单位MPa；S_t为岩石的抗张强度，单位MPa；H为注水地层深度，单位km；fσ₁、fσ₃分别为现今应力场的最大主应力和最小主应力梯度，单位MPa/km。

上述任一方案优选的是，所述第三种形成机制形成注水诱导裂缝的条件为：P_w>P_c或者

式中，P_c为裂缝的闭合压力，单位MPa；μ为岩石的泊松比，无量纲；H为压裂缝的埋藏深度，单位km；ρ_S为上覆岩石的容重，单位10³kg/m³；σ₃为现今应力场的最小主应力大小，单位MPa；P₀为地层压力，单位MPa。

上述任一方案优选的是，所述步骤(2)注水诱导裂缝的主控因素包括天然裂缝、人工裂缝、现今地应力、储层岩石力学性质或岩石脆性、裂缝开启压力、地层破裂压力、单砂体展布及其与天然裂缝的匹配关系、注水量、注水压力、注水时间中的至少一种或任意组合。

上述任一方案优选的是，所述步骤(3)以单井诱导裂缝的识别和所确定的注水诱导裂缝形成机制及主控因素为依据，采用注水破裂指数法预测注水诱导裂缝。

上述任一方案优选的是，所述注水破裂指数法表示为：

$IFI=\frac{\bar{P}}{P_p}$

式中，

P_p＝P_i

或P_p＝3Hfσ₃-Hfσ₁–P₀+S_t

或P_p＝P_c

或

式中，IFI为注水破裂指数，无量纲；P_ws为井底流压，单位MPa，q为注水量，单位m³/d，μ为粘度，单位MPa·s，B为体积系数，无量纲，k₁、k₂为渗透率，单位μm²，h为油层有效厚度，单位m，r_f为内区半径，单位m，r_i为外区半径，单位m，r_w为井口半径，单位m，Δt为关井恢复时间，单位s，为孔隙度，无量纲，C_t为压缩系数，无量纲。

上述任一方案优选的是，当P_p＝P_i时为注水诱导裂缝的第一种形成机制。

上述任一方案优选的是，当P_p＝3Hfσ₃-Hfσ₁–P₀+S_t为注水诱导裂缝的第二种形成机制。

上述任一方案优选的是，当P_p＝P_c或时为注水诱导裂缝的第三种形成机制。

上述任一方案优选的是，当IFI＞1，表明注水诱导裂缝已经开始形成；IFI≤1，表明注水诱导裂缝尚未形成。

本发明还提供一种低渗透油藏注水诱导裂缝的评价方法，其首先采用上述任一项所述的低渗透油藏注水诱导裂缝预测方法进行预测，然后根据预测结果进行评价。

优选的是，具体评价方法包括在注水诱导裂缝的预测和建立注水诱导裂缝生长模型的基础上，利用油藏数值模拟技术，分析注水诱导裂缝形成与扩展过程中低渗透油藏的渗流场和压力场的动态变化规律，评价注水诱导裂缝渗流能力及对低渗透油藏注水开发的影响。

本发明提供一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法，能够预测在低渗透油藏开发过程中形成的注水诱导三维空间展布规律，并能够评价注水诱导裂缝对低渗透油藏注水开发的影响，为低渗透油藏开发提供了可靠信息，从而降低低渗透油藏开发风险成本，提高采收率，有效提高低渗透油藏的注水开发效果，该方法能够预测和评价低渗透油藏在开发过程中的注水诱导裂缝的形成过程及其演化规律，可为低渗透油藏中高含水期的开发方案调整提供重要的指导作用和地质依据。

附图说明

图1 为油田试井数据的拟合图；

图2 注水井不同时间吸水剖面；

图3 注水井及周围油井见示踪剂的生产动态曲线图；

图4 A1油井水淹层位及其对应的岩石物理参数、地应力和天然裂缝分布图；

图5 注水诱导裂缝分布预测图；

图6 注水诱导裂缝的生长速度对注水波及系数影响的对比图；

图7 注水诱导裂缝生长速度对采出程度的对比图；

图8 低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价流程图。

具体实施方式

为了更好理解本发明的技术方案和优点，以下通过具体实施方式对本发明做进一步说明。

第一步：单井诱导裂缝的识别。注水诱导裂缝的形成是一个动态过程，可以通过注采井生产动态、产液剖面及吸水剖面监测、试井测试、示踪剂监测、水驱前缘监测等资料进行识别和表征。例如，如图1所示，为油田试井数据的拟合图，在试井测试解释曲线上，表现为典型的双重介质型。如图2所示，从注水井在不同时间吸水剖面监测结果看，已表现出明显的逐渐增强的尖峰状吸水特征，说明该井组经过了长时间注水开发，在注水井附近表现出裂缝型水流通道特征，使得吸水层厚度逐渐减小且吸水量不断增大，大部分注入水沿裂缝水窜，水驱非均质性严重的特征。

从井间监测的示踪剂突破时间、前缘水线推进速度、示踪剂相对回采率和注水分配率等资料可以看出，示踪剂反映的低渗透油藏井间高渗透带具有明显的方向性特征。如图3所示，从优势渗流方向的油井含水可以看出典型的“台阶式”裂缝型见水特征，而其它方向油井为“渐进式”孔隙性见水特征。

如图4所示，从主渗方向的检查井(A1油井)的密闭取心测试分析，该井油层厚度22.0米，其中水洗厚度为10.7m，水淹厚度占总厚度的48％，表明裂缝方向上水淹程度较强。而裂缝侧向方向是油层厚度为20m，水洗厚度7.8m，水淹厚度占油层总厚度的39％；垂直主渗方向上油层厚度约15m，水洗厚度3.7m，水淹厚度占油层总厚度的25％，主渗流裂缝方向油井水淹比例明显高于侧向和垂直方向上的水淹厚度，也证明在NE向主渗流方向已经形成了注水诱导裂缝。水淹层位对应部位的天然裂缝发育，岩石脆性指数大，而地应力值较小。

第二步：注水诱导裂缝形成机制及主控因素的确定。注水诱导裂缝以注水井为中心开始形成，并逐渐向井周围扩展和延伸。根据低渗透油藏储层地质特征和注水开发特征分析，并对注水井吸水剖面及其纵向地质参数的系统对比研究，注水诱导裂缝主要有以下三类种形成机制：

第一种形成机制是由于注水压力超过天然裂缝的开启压力，使得天然裂缝张开、扩展和延伸形成开启大裂缝，形成注水诱导裂缝。这类形成机制主要适应注水井周围地层天然裂缝发育的情况。形成注水诱导裂缝的条件：

P_w＞P_i

$P_i=\frac{\mu }{1-\mu }{\mathrm{H\rho }}_{s}gSin\theta +{\mathrm{H\rho }}_{s}gCos\theta -{\mathrm{H\rho }}_{w}g+{\mathrm{Hf\sigma }}_{1}Sin\theta Sin\beta +{\mathrm{Hf\sigma }}_{3}Sin\theta Cos\beta$

式中：P_w为注水压力，单位MPa；P_i为裂缝开启压力，单位MPa；μ为岩石泊松比，无量纲；H为裂缝埋藏深度，单位km；θ为裂缝倾角，单位度；ρ_S为岩石容重，单位10³kg/m³；ρ_W为水的比重，单位10³kg/m³；fσ₁、fσ₃分别为现今应力场的最大主应力和最小主应力梯度，单位MPa/km；β为现今地应力方向与天然裂缝走向的夹角，单位度。

第二种形成机制是由于注水压力超过地层的破裂压力形成的水力裂缝。这类形成机制主要适应水井周围地层中天然裂缝不发育的情况。形成注水诱导裂缝的条件：

P_w>3Hfσ₃-Hfσ₁–P₀+S_t

式中，P₀为地层压力，单位MPa；S_t为岩石的抗张强度，单位MPa；H为注水地层深度，单位km；fσ₁、fσ₃分别为现今应力场的最大主应力和最小主应力梯度，单位MPa/km。

第三种形成机制是由于注水压力高，使人工裂缝张开形成的开启裂缝。这类形成机制主要适应注水井已经进行了水力压裂，并在水井周围地层中已形成了与最大水平主应力方向一致的人工压裂缝的情况。形成注水诱导裂缝的条件：

P_w>P_c

或者

$P_w>\frac{\mu }{1-\mu }{\mathrm{H\rho }}_{s}g+{\sigma }_3-P_0$

式中，P_c为裂缝的闭合压力，单位MPa；μ为岩石的泊松比，无量纲；H为压裂缝的埋藏深度，单位km；ρ_S为上覆岩石的容重，单位10³kg/m³；σ₃为现今应力场的最小主应力大小，单位MPa；P₀为地层压力，单位MPa。

不同地区的实际油藏地质条件不同，注水诱导裂缝的形成机制也不完全相同。例如，鄂尔多斯盆地长低渗透油藏以第一种形成机制为主。

注水诱导裂缝的控制因素主要包括天然裂缝、人工裂缝、现今地应力、储层岩石力学性质或岩石脆性、裂缝开启压力与地层破裂压力、单砂体展布及其与天然裂缝的匹配关系、注水量、注水压力、注水时间等因素。

第三步：注水诱导裂缝的预测。根据低渗透油藏注水诱导裂缝的形成机制及其主要控制因素，提出了利用注水破裂指数法(IFI)预测在低渗透油藏不同注水开发阶段的注水诱导裂缝在纵向和平面上的展布及其变化规律。注水破裂指数预测方法可以表示为：

$IFI=\frac{\bar{P}}{P_p}$

式中，

P_p＝P_i(第一种形成机制)

或P_p＝3Hfσ₃-Hfσ₁–P₀+S_t(第二种形成机制)

或P_p＝P_c>

(第三种形成机制)

这里，P_ws为井底流压，单位MPa，q为注水量，单位m³/d，μ为粘度，单位MPa·s，B为体积系数，无量纲，k₁、k₂为渗透率，单位μm²，h为油层有效厚度，单位m，r_f为内区半径，单位m，r_i为外区半径，单位m，r_w为井口半径，单位m，Δt为关井恢复时间，单位s，为孔隙度，无量纲，C_t为压缩系数，无量纲。

在不同成因机制的注水诱导裂缝预测中，P_p的意义及其获取方法各不相同。

IFI＞1，表明注水诱导裂缝已经开始形成；IFI≤1，表明注水诱导裂缝尚未形成，因此，IFI大于1的区域，是注水诱导裂缝的分布区。

第四步：评价注水诱导裂缝对低渗透油藏渗流场及注水开发的影响。在注水诱导裂缝的预测和建立注水诱导裂缝生长模型的基础上，利用油藏数值模拟技术，分析注水诱导裂缝形成与扩展过程中低渗透油藏的渗流场和压力场的动态变化规律，评价注水诱导裂缝渗流能力及对低渗透油藏注水开发的影响，为低渗透油藏中高含水期开发方案调整对策提供地质理论依据。

低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价流程如图8所示。

本发明提供的低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法，可以实现对低渗透油藏注水开发过程中形成的注水诱导裂缝在纵向和平面上展布规律的定量预测和对开发影响的评价，为低渗透油藏注水开发中后期的开发方案调整和提高采收率提供了地质理论依据和新的途径，可以广泛应用于我国低渗透油藏开发方案部署和调整中，为我国低渗透油藏高效合理开发和提高采收率提供了技术支持。

本发明提供一种低渗透油藏注水诱导裂缝的预测与评价方法，包括：(1)依据注水诱导裂缝动态响应特征，利用动态方法识别单井诱导裂缝在纵向上的分布；(2)确定注水诱导裂缝的形成机制及其主要控制因素；(3)定量预测注水诱导裂缝在纵向和平面上的展布规律；(4)评价注水诱导裂缝对低渗透油藏渗流场及注水开发的影响，实现了低渗透油藏注水开发过程中产生的诱导裂缝的预测与评价。例如，在鄂尔多斯盆地的低渗透油藏，利用本发明提供的上述方法，应用油藏开发的生产动态资料识别了注水诱导裂缝的分布与特征，确定了注水诱导裂缝形成机制及主控因素，如图1、图2、图3、图4所示，预测了8条注水诱导裂缝的平面分布规律及其规模，如图5所示，评价了注水诱导裂缝的生长对渗流场和开发的影响，结果如图6和图7所示，注水诱导裂缝的生长速度影响低渗透油藏的注水波及体积和最终采收率，在相同开发井网条件下，注水诱导裂缝的生长速度越慢，其注水波及系数和采收率越高，为该油藏开发中高含水期开发方案的调整对策提供了地质理论依据，从而降低了开发风险成本。

需要说明的是，以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。