特低渗透油藏一般是指渗透率在（1~10）×10^-3 μm² 之间的油藏，近年来，新探明储量中特低渗油藏所占比例越来越高，海上油田特低渗透油藏资源大，开发潜力大，但是受目前技术限制，特低渗油藏动用率和采收率比较低^[1-3]。如何开发好该类油藏已成为低渗透油藏工作者面临的重要问题。采用水平井多段压裂技术，可以改变近井带的渗流方式，增加油气渗流通道，提高水平井的单井产量^[4-5]。本次研究基于流线方法，通过数值模拟手段，对压裂水平井注水开发的渗流机理进行了研究，为现场的技术实施提供理论指导。

1 近井地带流动机理

压裂水平井能够增产增注的渗流力学机理是将这种原来普通完善水平井的流体径向渗流模式改变为线性渗流模式，径向流模式的特点是流线向井高度集中，其井底渗流阻力大，而线性流的特点是流线平行于裂缝壁面，其渗流阻力相对小得多。在开发过程中改变近井筒地带流体的渗流方式、增加泄油面积、提高扫油效率，最终影响油井单井产量和采收率^[6-13]。

1.1 压裂水平井流动阶段划分

理论上将压裂水平井的流动分为四个，分别为：裂缝附近线性流动阶段（第一线性流）；垂直裂缝井拟径向流动（第一径向流）；水平井线性流动阶段（第二线性流）；水平井拟径向流动（第二径向流）。各流动阶段如图 1 所示。

为研究压裂水平井各流动阶段的渗流特征，建立压裂水平井概念模型（图 2），研究每个流动阶段的渗流特征与规律。在封闭边界弹性开发模型（3 裂缝）的基础上，模拟生产，生产制度为定液量生产30 m³/d，同时限定最小井底流压10 MPa，模拟生产5 年。模型为低渗透均质概念模型，模型大小为800 m×800 m×10 m，网格大小均为10 m，采用局部网格加密处理裂缝，裂缝半长均为150 m，裂缝导流能力20 μm² · cm，裂缝间距200 m，水平井长度600 m。

1.1.1 裂缝附近线性流动阶段

由于裂缝的分隔作用，裂缝的界面起到分流作用，使得裂缝两边的流体呈线性流入裂缝，同时裂缝内的流体直接流入井筒。从流线图（图 3）中可以看出，在初期（1 min~1 h），裂缝附近的流线基本平行于水平井井筒指向裂缝，裂缝内的流线呈直线状流入井筒，分布较为密集。说明流体沿裂缝高渗带线性流入井筒，基质内的流体线性流向裂缝高渗带。从压力分布图中可看出，生产时间很短，压力波及范围很小，压力波仅传播到裂缝附近，且压力变化不明显。

1.1.2 垂直裂缝附近拟径向流动

在该阶段（1 h~3 d），垂直裂缝影响范围逐渐增大，裂缝附近流体以径向流模式向垂直裂缝流动，在裂缝平面内，以水平井井筒为中心，发生平面径向流，流线分布密集。同时裂缝内依然存在线性流，即裂缝内的流体直接线性流入水平井井筒。随着时间的推移压力波通过人工裂缝逐渐向裂缝外传播，但是生产时间还是较短，波及范围不大。

1.1.3 地层中的线性流动

该阶段（3 h~2 a）根据渗流理论，地层上下边界的流体首先发生的是线性流动，从边界远端流向水平井及裂缝。从流线图中可以看出，在远端，流线近似于平行流向水平井以及人工裂缝，分布较为均匀，裂缝带流线汇集，但是该阶段，裂缝周围依然存在拟径向流动，裂缝内依然存在线性流动。该阶段与垂直裂缝附近拟径向流之间的界限并不是很明显。压力波继续通过裂缝向外传播，开始的时候压力波尚未传播到边界，生产一段时间，压力波传播到边界，边界压力开始下降，该阶段地层平均压力下降较为明显。

1.1.4 水平井拟径向流动

压裂水平井的影响已经波及整个油层，油藏较大时，可以将水平井及裂缝系统看成一中心，远端流体的流动状态可以近似为径向流。同样该阶段与地层线性流阶段的界限不明显。此时压力波早已传播到边界，并且下降的很快。

1.2 压裂水平井流动阶段贡献度

根据以上分析认为，压裂水平井的流动阶段，根据不同时间流线与压力分布，在没有注水的情况下可以简分为四个阶段（表 1），在数模上看各个流动阶段的界限不是非常明显，所以在数模中只能是粗略的划分。

裂缝附近线性流动阶段，时间较短，地层能量充足，运算中能达到设定的日产液量，但是时间短，对最终采出程度的贡献度最低；垂直裂缝附近拟径向流动阶段，时间较前一阶段长，由于此时地层能量依然较为充足，日产液量高，但是时间短，对采出程度贡献度也很低；地层中的线性流阶段，该阶段初期，由于地层能量较为充足，日产液较高，但是压力波及到边界后，由于没有能量补充，日产液下降很快，该阶段时间较长，对采出程度贡献度最高；水平井拟径向流动阶段，由于没有能量补充，日产液已经很低，但是由于时间较长，对采出程度贡献度高于1、2 阶段。综上所述，在地层能量较为充足时，依靠地层弹性能量开采到一定阶段，一般都要适时注水，来补充地层能量，这样才能保证生产需要。

2 不同井网形式注水渗流机理研究 2.1 模型建立

不同井网形式的压裂水平井渗流规律不同，井网形式对含水、产量、采出程度影响很大，为研究不同井网形式下压裂水平井的渗流特征，建立不同井网形式概念模型，研究其渗流规律。

分别研究裂缝正对以及裂缝交错两种形式的压裂水平井渗流特征，根据不同流动阶段，对比两种形式的流线图、压力分布图（图 4），总结两者的区别：

模型大小设计为260 m×110 m×10 m；网格：26×11×1；尺寸：平面10 m，纵向10 m；孔隙度：0.18；水平井段：600 m，模型中取100 m；渗透率：X、Y方向5.06×10^-3 μm²，Z方向取X方向的1/10为0.506×10^-3 μm²；裂缝间距200 m，油水井距250 m；裂缝穿透比：0.6；裂缝导流能力：10μm²·cm；使用局部网格加密（LGR）描述裂缝。其他参数与之前模型一致，其中两种形式裂缝长度相同。

2.2 不同井网形式流线特征分析

注水开发以后，压裂水平井的流动阶段中，裂缝附近线性流动阶段（第一线性流）以及垂直裂缝井拟径向流动（第一径向流）比较明显，水平井线性流动阶段（第二线性流）以及水平井拟径向流动（第二径向流）区别不大，根据流线不易划分，将后两个流动阶段划为一个阶段。下面分三个阶段介绍两种井网形式不同流动阶段的区别。为更明显的表现两者的区别，此处两种井网的面积一致，各种参数均一致。

（1）裂缝附近线性流动阶段

该阶段，油井人工裂缝一侧的流体呈线性流入裂缝，同时油井人工裂缝内的流体直接流入井筒，水井人工裂缝处，则流体从裂缝中流出，流线平行于井筒向外扩散。从流线图（图 5）中可以看出，在很短时间内，油井人工裂缝附近的流线基本平行于水平井井筒指向裂缝，裂缝内的流线呈直线状流入井筒，而水井裂缝附近的流线恰恰相反，裂缝处流线分布密集，而油水井裂缝内流线延伸的长度不同说明了裂缝长度的不同，从流线图上看，两者区别不大，只是由于位置不同而导致分布不同。从压力分布图中可看出，生产时间短，压力波及范围很小，压力波仅传播到井筒附近，并且变化不明显，水井附近也不明显，两者区别也不大。所以在生产很短时间内，两种井网的区别不大。

（2）垂直裂缝附近拟径向流动

在该阶段，同之前一个阶段相似，由于注水井位置以及裂缝位置不同而导致流线分布不同（图 6），压力变化也类似，注水井周围压力较高，而生产井周围压力下降，压力波逐渐通过裂缝向传播。在这个流动阶段，两者区别也不大。

（3）地层中的流动

在该阶段，两者流线分布以及压力分布区别较大，前者流线径向汇入生产井，后者的流线从整体上看呈弧形分布，即从注水井发出，呈弧形到生产井（图 7），同时一部分直接通过人工裂缝到达生产井；裂缝处流线密集，表征含水较高的绿色流线逐渐沿着水井裂缝快速推进，而远离水井裂缝的一侧，水线推进较慢。

2.3 不同井网形式动态特征对比

对于压力分布，该阶段初期，由于生产井生产，注水井注水，生产井井筒井底流压逐渐降低，注水井附近流压略有升高，生产一段时间，地层平均压力下降，生产井附近压力持续下降，注水井所需的注入压力也随之下降，前者地层平均压力下降较快，而后者由于注水井裂缝与生产井裂缝正对，导致后者地层能量补充的较快，因此地层平均压力较前者高（图 8）。

由日产油曲线（图 9）及含水率-采出程度关系曲线（图 10）可知，注水开发初期，生产井未见水，裂缝交错方案与裂缝正对方案日产油量基本相同，随着注水开发时间增长，对于裂缝正对方案，由于注水井与生产井裂缝正对，油井见水早，含水上升快，导致日产油量低于裂缝交错方案；裂缝交错方案由于见水慢，在相同含水率条件下，裂缝交错方案采出程度比裂缝正对方案高。

3 结论

（1）压裂水平井流动阶段包括四个流动阶段：裂缝附近线性流动阶段（第一线性流）；垂直裂缝井拟径向流动（第一径向流）；水平井线性流动阶段（第二线性流）；水平井拟径向流动（第二径向流）。

（2）地层线性流阶段对压裂水平井日产液贡献度最大，其次分别是水平井拟径向流、垂直裂缝拟径向流和裂缝线性流阶段。

（3）裂缝正对和裂缝交错比较，裂缝正对地层压力下降较慢，裂缝交错地层压力下降较快，采出程度最高；裂缝交错的平均地层压力较其他方案低，裂缝正对方案由于裂缝正对，压力传播更快，因此在注水的情况下，地层压力保持较好。