碳酸盐岩裂缝性油藏水驱效率评估：基于实验室实验与数值模拟的整合方法

本文针对碳酸盐岩裂缝性油藏（NFR）开发中水驱效率评估的难题，研究人员通过整合实验室实验、Eclipse数值模拟和Warren-Root双孔隙模型，系统分析了裂缝走向对水驱效果的影响。研究发现，裂缝连通性可显著提高初期采收率，但易导致早期水窜（water breakthrough），降低整体效率。该研究为哈萨克斯坦某油田的优化开发提供了新策略，对全球同类油藏管理具有重要指导意义。

　　

研究背景
全球超过一半的油气储量赋存于碳酸盐岩中，但这类油藏因复杂的双孔隙系统（dual porosity system）和高度非均质性成为开发难题。裂缝（fracture）既是流体的高速通道，也可能导致水驱过程中注入水快速突破，留下大量未被驱替的基质原油。哈萨克斯坦的Kashagan和Tengiz等巨型油田正是典型代表，其开发面临裂缝导向性水窜、采收率（recovery factor）波动大等问题。

研究方法
哈萨克斯坦的研究团队采用“实验-模拟-理论”三位一体方法：

1. 实验室测定岩心孔隙度（20.09%）和渗透率（0.04735 mD），开展水驱实验获取相对渗透率曲线；
2. 基于Eclipse软件构建含正交裂缝的3D模型（1.55×0.55×0.15 m），模拟四种裂缝构型（无裂缝、正交裂缝、顺流向裂缝、垂向裂缝）下的流体运移；
3. 采用Kazemi修正的Warren-Root模型计算形状因子（shape factor, σ=7.68 cm^?2
   ）验证模拟结果。

研究结果
1. 实验室水驱实验
岩心驱替实验显示，裂缝渗透率（845.05 D）远高于基质，水驱后残余油饱和度降至7%，但裂缝导致67%的束缚水饱和度。

2. 数值模拟四场景对比

• Case 1（正交裂缝）：采收率最高（77%），但水窜最快（38天突破）；
• Case 2（无裂缝）：采收率仅48.3%，生产周期延长至48天；
• Case 3（顺流向裂缝）：水产量激增（0.0084 cm³
  ），采收率48.7%；
• Case 4（垂向裂缝）：效果接近无裂缝场景，水窜风险最低。

3. 数学模型验证
形状因子与产能正相关（R²

0.9），Eclipse模拟与Kazemi模型计算结果吻合，证实正交裂缝系统能最大化基质-裂缝流体交换。

结论与意义
该研究首次在哈萨克斯坦油田背景下量化了裂缝构型对水驱的“双刃剑”效应：正交裂缝网络（Case 1）通过增强基质-裂缝交互提升采收率，但需警惕早期水窜；而顺流向裂缝（Case 3）虽延长生产周期，却导致无效注水。研究提出的“裂缝导向优化”策略为同类油藏开发提供了可复用的技术框架，相关成果发表于《Heliyon》，对中东、北非等裂缝性碳酸盐岩油藏开发具有重要参考价值。