0 引言
致密油需要压裂形成渗流通道并通过注水等方式补充能量才能形成有效产能，注水开发过程极易产生裂缝窜流，加剧了储集层和流体流动非均质性[10⇓⇓⇓-14]。缝网匹配、裂缝利用贯穿于开发的全生命周期，只有合理利用裂缝才能大幅提高原油采收率。裂缝的表征与精细模拟已成为优化开发方案、降低开发风险、提高采收率的关键。预测大规模压裂后致密储集层生产动态的关键在于模拟地应力场-渗流场耦合效应和裂缝的几何形态。地应力场-渗流场耦合模型最早由Settari等[15]学者提出，在弹性力学理论的约束下，将渗流方程与地质力学方程通过严格的方程项耦合，模型同时满足能量守恒与质量守恒，这种模型的数学表述更为严谨，模型精度更高。针对裂缝的几何形态模拟，大量学者将研究重点放在空间离散方法上。基于已生成的裂缝参数分布，采用嵌入式离散裂缝模型（EDFM）、离散裂缝模型（DFM）或连续裂缝模型（CF）都可在模型中集成裂缝信息，模拟裂缝流动[16]。其中，EDFM与DFM可完整刻画大尺度人工裂缝的形态，模拟效果更好，而EDFM采用虚拟的裂缝片描述裂缝的几何形态，避免了DFM中复杂的网格剖分过程，更具工业应用前景。
本文基于孔隙弹性力学理论与嵌入式离散裂缝模型，构建渗流-地质力学耦合的嵌入式裂缝流动模型，并基于固定应力迭代法提出求解策略。以重构地应力场、渗流场和压力场为切入点，通过裂缝精细数值模拟，分析致密油长期注水后储集层的能量演化规律，并以此为依据提出致密油多场重构驱渗结合提高采收率技术。最后，通过现场研究区实践验证技术的可行性。
1 致密储集层渗流-地质力学耦合的裂缝流动模型
为表征致密储集层长期注水开发后应力场、渗流场和能量场变化，建立了致密储集层渗流-地质力学耦合的裂缝流动模型，考虑了多组分流体的流动与相变过程、地质力学作用下储集层介质的流固耦合过程和裂缝的力学行为。为了保证计算效率，本文基于固定应力迭代耦合求解方法设计了模拟框架，使地质力学模型、渗流模型和裂缝模型能够有机结合。相比于传统模型，本文方法的特点在于能够量化地应力与裂缝对致密储集层流动的影响，为评价并重构应力场、渗流场、能量场提供定量依据。
1.1 耦合地质力学作用的储集层渗流方程
假设：流体微可压缩；岩石仅发生线弹性变形；力学过程为准静态过程；岩石的形变满足小变形假设；开采过程中恒温且无化学反应发生。可建立储集层地质力学方程为：
其中
基于质量守恒理论和达西流动定律，在考虑岩石形变的情况下，碳组分i和水的流动控制方程分别为：
（i=1，2，…，nc）
构建各碳组分的逸度平衡方程用于约束变量，即：
此外，摩尔分数、饱和度还需满足如下线性约束：
1.2 裂缝模型
裂缝模型包括裂缝变形与裂缝本构关系的计算模型。采用位移不连续方法（DDM）计算裂缝真实变形，其中，求解变量设定为法向位移（Dn）与切向位移（Ds）。在求解问题时，先将空间中所有裂缝进行网格剖分。对于二维问题，即划分为一系列线段单元。每个单元法向位移和切向位移基于单元局部坐标系O-xy定义：
在上述定义方式下，单元在空间任意一点产生的位移不连续量表示为：
裂缝单元内，流体的局部守恒性由质量平衡方程控制，可表示为：
$\frac{\partial(q \bar{w})}{\partial s}+\frac{\partial(\bar{w})}{\partial t}+q_{\mathrm{L}}=0$
此外，流体还需满足全局的体积守恒定律：
裂缝的本构模型采用Barton-Bandis模型[17]构建，以柔度模型描述本构关系，柔度模型为法向刚度（Kn）和切向刚度（Ks）组成的对角矩阵：
1.3 空间离散与求解方法
采用EDFM模拟裂缝几何形态对流动的影响。在地质力学问题中，采用Oda方法[18]等效化处理EDFM形态，在流体流动问题中，EDFM将裂缝嵌入到基质网格中作为额外网格，通过引入非相邻连接（NNC）处理裂缝的流动联通关系。3类NNC的使用情况参见图1 。
本文采用Karmi-Fard方法计算传导率：
对于第1类NNC，特征面积（An）为裂缝与网格的交面面积，渗透率（K）为基质渗透率与裂缝渗透率的调和平均，特征距离（dn）为单元控制体积与单元体积的函数：
对于第2类和第3类NNC，传导率为两个裂缝片的调和平均，其中，单一裂缝片的传导率可表示为裂缝宽度、裂缝交线长度和裂缝片中心距离的函数：
采用固定应力迭代耦合法开展地质力学-渗流耦合模拟，采用显式耦合方法模拟裂缝系统。在求解过程中，充分考虑求解子问题的变量守恒性需求与数值稳定性要求，采用有限单元法离散地质力学方程，有限差分法离散流体流动方程，位移不连续法离散裂缝扩展方程。模拟流程如图2 所示。在求解过程中，得益于嵌入式离散裂缝的优势，不需要重新剖分背景网格，仅需更新裂缝形态，并重新计算裂缝与基质网格的连通关系，极大地节省了计算成本。在初始化部分，针对首次求解问题，采用重力平衡法初始化流体压力场，再根据压力场计算初始地应力场；针对重启问题，则直接代入上一时间步的模拟结果求解。整个流固耦合过程的求解在同一时间步内完成。在完成流固耦合过程的求解后，根据网格当前的地应力状态，更新裂缝形态、参数，并判定当前时间步是否需要更新裂缝网格。
2 裂缝流动模型验证
2.1 模型建立
以鄂尔多斯盆地华庆油田元284致密油区块为例，基于实际工区的地质条件和生产数据，采用本文模型开展数值模拟，以验证模型的可靠性和精度。该区块开发层系为三叠系延长组6段3亚段1小层（长631），有效厚度为21.2 m，平均孔隙度为12%，平均渗透率为0.37×10-3 μm2。垂向主应力、最大水平主应力和最小水平主应力分别为55.0，42.0，36.8 MPa。根据模拟计算需求，取模拟平面范围为2 700 m×2 000 m，共包含3口水平生产井和14口直井注水井，模型网格尺寸为20 m×20 m×2 m。
2.2 模型验证
CP52-10井井深约为3 100 m，水平段长度约为1 100 m，采用水力压裂工艺完成改造，压裂段数为12段，平均每段施工液量约为160 m3，平均每段支撑剂用量约为27.5 m3，以简单两翼裂缝扩展为主。基于实际储集层的物性参数、力学参数和压裂施工方案，采用本文模型进行该井裂缝形态模拟以获取初次压裂后裂缝的形态和导流能力。CP52-10井的模拟裂缝长度约为80~120 m，裂缝高度约为15~24 m，裂缝渗透率约为（150~580）×10-3 μm2。采用定产量拟合压力的方式来调试模型，采用定压力方式预测产量。图3 为CP52-10井日产油量和井底流压的历史拟合效果，可以看出，该井前期产量递减快，后期稳产效果较好，与实际生产数据相比，模型预测误差小于5%。
3 致密油储集层长期注水开发后压力场、渗流场和应力场变化规律
3.1 压力场和渗流场变化规律
在传统井网注水开发模式下，受致密油储集层物性影响，压力扩散范围小，注水井能量补充效能偏低，能量传导速度慢。模拟注水开发400 d，由压力场分布图（见图4 ）可以看出，注水井井底压力依然维持在高峰值，压力扩散半径为36~60 m，生产井附近压力低至5~10 MPa，沿井筒段压力下降幅度不均匀，段间存在剩余油。大部分注水井与生产井间流线稀疏，未形成有效驱替系统（见图5 ）。以上现象表明注水开发方式未能在致密油储集层建立有效驱替，能量无法在储集层中有效扩散，造成长期生产后压力分布失衡。
3.2 应力场变化规律
地应力分布是影响储集层改造效果的关键因素。模拟结果表明，油藏长期注水开发会对储集层应力场产生显著影响，不同主应力的变化幅度呈现差异，长期注水会造成局部地应力转向。
对比长期注水开发前后的三向应力变化（见图6 ）可以发现，地应力随储集层流体压力变化而变化。在水平方向上，由于受流体瞬态效应的影响，力学平衡无法达到准静态，导致随着采出液量的增加，生产井周围最小主应力的下降幅度大于最大主应力（见图7 ）。
地应力方向受多孔介质热力学性质、裂缝发育情况和压力梯度等因素控制，长期注水开发会导致地应力发生转向。对于生产井与注水井，其应力的转向机制与效果存在较大差别。生产井的应力转向主要发生于压裂后，主要原因是压裂裂缝使储集层力学性质发生改变。在裂缝附近，岩石发生挤压变形，在两段压裂裂缝间，岩石发生膨胀变形，该变形导致地应力沿裂缝周边转向。压裂后地应力转向幅度为0~10°，经历注水开发后，地应力仅发生0~0.13°转向（见图8 ）。
注水井周围地应力转向幅度较大，最高可达40°（见图9 ）。地应力的走向以注水井为中心，呈径向分布。水平最大主应力方向呈汇聚状分布，水平最小主应力方向呈射线状分布。随着注水开发的进行，孔隙压力梯度先增大后减小，地应力转向影响半径逐渐扩大，注水井周围转向角先增大后减小，最终达到稳定。在应力稳定后，注水井附近地应力仍保留0~30°的转向。孔隙压力梯度变化是注水井附近储集层应力转向的主要原因。
4 多场重构驱渗结合提高采收率技术与关键参数优化
基于致密油长期注水开发流场动态变化的定量评价和压力场、渗流场、应力场变化规律，提出了多场重构驱渗结合提高采收率技术：①重构人工体积缝网系统，建立水平流动、垂直缝纵向流动等多重耦合流动模式；②充分利用地应力场变化规律，通过压前注水补能和压裂增能，重构储集层能量场，提高裂缝复杂程度，提升储量动用程度；③通过多井联动强化渗吸效应，重构复杂缝网下驱替与渗吸结合体系，由避缝向利用裂缝转变，提高微观波及效率和驱油效率。
4.1 压前注水补能重构地应力场
压前补能的机理在于通过大规模注入液体改善储集层应力平衡状态和可压性，进而提升裂缝复杂程度。压力抬升有效重构了储集层应力场，为重复压裂形成复杂缝网提供充分条件。设定新、老缝液量分别为1 000 m3和1 200 m3，入地砂量设定为30 m3，以注入不同采出液量倍数（0.5，0.8，1.0，1.2倍）的压前补能液量下形成的压力场和地应力场为初始条件，展开压裂模拟，分析压前补能液量对压裂效果的影响。
从压前补能后的应力场（见图10 ）可以看出，裂缝区域地应力大幅提升，由于注入周期短，流体的瞬态效应导致压前补能对储集层能量场的重构主要集中于近井地带，达到提升造缝效果的目的。采用1.0倍采出液量以上的压前补能液量可使近井地带地应力水平恢复至原始水平之上。随着压前补能液量的增加，单井压裂效果的改善程度提高（见图11 ），最优压前补能液量为1.0倍采出液量，继续增加压前补能液量，压裂改善程度增幅降低。
4.2 体积井网与增能重复压裂重构能量场
传统驱替井网效能低，渗流模式以平面径向流渗流为主。为突破传统注水开发井网平面径向流渗流的局限性，设计无井别灵活井网，将注水井转采，并且采用体积压裂技术，改造转采井与水平井裂缝场。复杂缝网可提高井周附近渗流能力，快速补充地层能量，渗流由单向线性流向方向多变不稳定流转变，水平流动、垂直缝纵向流动耦合，将储集层渗流模式转为复杂缝网渗流，大幅提高波及体积。
通过数值模拟对比标准算例在定压条件下无井别灵活井网与传统井网的开发效果（见图12 ），传统井网模式下压力传导慢，泄油面积约为4.3×105 m2，而灵活井网模式下形成大规模缝网系统，泄油面积扩大到3.5×106 m2。
在压裂过程中，入地液量的优化同样关键。实际施工中，优先加密布缝和老缝复压，对新缝和老缝设计不同的入地液量。以此为依据，设计压裂模拟优化方案，以压前补能液量为1.0倍采出液量的地应力场为初始条件，开展重复压裂模拟。由入地液量与裂缝改造体积关系曲线（见图13 ）可以看出，随着入地液量的增加，裂缝改造体积不断增大，提升压裂规模有助于复杂缝网的形成。继续增大入地液量，改造体积增加幅度变缓，存在一个最优值。结果表明，该井区采用1 000 m3和1 200 m3的单井新、老缝液量分配时裂缝改造体积大，入地液量利用率最佳。
4.3 复杂缝网下驱替与渗吸结合技术
压裂后的焖井过程可使压裂液发生渗吸置换作用，改善油水分布情况。焖井过程中，流体的持续流动能够增大压力扩散面，改善能量分布。通过压前补能和压裂过程中的压裂液注入，储集层压力上升明显；压后焖井过程中，压力由老缝向新缝和其他未动用区域扩散，增大单井控制范围和储集层整体压力，有效补充储集层能量。合理的焖井过程可充分发挥压裂液的渗吸置换作用，提高置换时效，降低采出液含水率。进行焖井时间优化数值模拟（见图14 ），发现当焖井时间小于40 d时，渗吸量随时间增加较为显著，而当焖井时间超过60 d后，渗吸量基本不变，由此确定试验区合理焖井时间为40~60 d。
为对比致密油注采井间连续注水驱替（简称注水驱替）、单井注水吞吐渗吸（简称吞吐渗吸）、本井吞吐邻井采油驱渗结合（简称驱渗结合）3种方式开发效果，开展了室内岩心驱-渗在线核磁联测实验，将含油饱和度成像及不同尺度孔喉动用状况评价相结合，实验结果如图15 所示。传统的注水驱替、吞吐渗吸模式会导致注入水无法与基质进行高效的渗吸置换，反而会将裂缝附近的原油驱向远离裂缝处。而本井吞吐+邻井采油模式可以充分发挥驱渗作用，加强井间驱替及裂缝周围渗吸置换，相较于传统驱替模式，驱渗结合的驱油效率能够提高8.6个百分点。
采用驱渗结合技术后，在缝网改造充分的情况下，水与基质的接触面积足够大，渗吸作用有了充足的作用时间。打破了井网和井别的限制，无井别的异步注采可发挥渗吸和驱替的双重作用。在合理的水驱速度下充分发挥致密油储集层的自发渗吸和压驱效应，利用致密油储集层的自发渗吸毛管压力作用和合理驱替压差进一步提高驱油效率。具体地，将井组作为基本注采单元，采用井间接替注水的注采机制，并在不同注采周期中交换注水井位置，完成注采周期。与单井吞吐技术类似，驱渗结合技术的每个注采周期依然分为3个阶段：注水升压、关井置换和开井采油。在注水升压阶段，吞吐井注水且注入水沿人工缝网流向邻井，并从人工缝网进入天然裂缝和基质大孔隙中，补充地层能量并将原油驱替至邻井区域；在关井置换阶段，注入水扩散进入更多的天然（微）裂缝和基质大孔隙中，同时在渗吸作用下进入基质小孔隙并置换原油；在开井采油阶段，在地层能量驱动下，储集层液体从注水井和邻井同时采出。
驱渗结合技术建立在新型井网设计的基础上，将驱替方式多元化，充分利用缝网系统和渗吸机制。综合利用水平井缝间驱替技术[7]和驱渗结合技术，可提高储集层剩余油动用率，进一步提升驱替系统效能。充分考虑压裂工艺的效果，在方案制定时，应“因井制宜、综合施策”。针对段间距较大的井组采用缝间注采方案，针对重复压裂后的井组采用无井别井间驱替与渗吸相结合的综合补能方案。
5 现场应用效果
华庆油田元284区块地质储量大、油层厚度大、物性差，早前主要采用小规模压裂配合常规水驱模式进行开发。但是，砂体连通性差、微尺度渗流导致注水有效驱替压力系统建立困难，因此低产井比例大、多方向裂缝性水淹问题突出，采油速度低，10年间采出程度仅为2%，且常规注采调整、调剖调驱见效差，难以有效改善开发效果。2018年以来，在该区块应用了本文所构建的致密油新型增能压裂技术和灵活注采驱渗结合的开发模式，实现了对物性较差的致密油Ⅲ类储量的有效动用。试验区3口典型井通过应力场、渗流场、压力场重构后，日产油由平均2.9 t增加到10.5 t并持续稳产（见图16 ），缝控储量提升了262%，地层压力提高了45%，采收率提高8个百分点。
在研究区开展多井联动驱替与渗吸相结合开发方式试验，避免了注入水沿裂缝窜流，促进注入水进入基质系统深处的孔喉，扩大了波及体积，提高了开发效果，典型井日产油均有2~5 t的增幅，采油速度由0.19%提高至1.15%，采收率进一步提升4个百分点以上（见图17 ）。同时，新的开发模式还大幅度降低了无效注水量，注采比由3.8降低到1.2，节约了水资源并提升了经济效益，实现了致密油开发的节能、降本、增效。
6 结论
致密油长期注水开发后，地层能量表现为以下3方面特征：①压力扩散范围小，能量传递效率低；②地应力的变化幅度呈现差异性，水平最小主应力的变化幅度大于水平最大主应力，注水井地应力变化幅度大于生产井；③地应力存在转向效应，注水井周围地应力转向幅度较大。
致密油多场重构驱渗结合开发模式可提高致密油采收率：通过注水井转采和大规模压裂技术，构建无井别灵活井网，转变渗流模式；通过压前补能优化地质能量场，通过优化压裂过程中入地液量，最大化造缝，通过压后焖井进一步扩大地质能量场的扩散范围，同时使油水充分渗吸置换。针对段间距较大的井组宜采用缝间注采方案，针对重复压裂后的井组宜采用多井联动井间驱替与渗吸相结合的综合补能方案。
经过现场实践验证，多场重构驱渗结合提高采收率技术可大幅度提高致密油采收率，为致密油高效开发提供技术支撑。
符号注释：
An——特征面积，m2；b——Biot系数；C——柔度模型矩阵；Cdr——弹性排水体积模量四阶张量，Pa；CL——Carter滤失系数，m/s1/2；d——相邻网格中心距离，m；df——相邻裂缝单元中心距离，m；dn——特征距离，m；Dn，Ds——法向和切向位移，m；fL,i，fV,i——组分i在液相和气相中的逸度，Pa；fx，fy——常值格林函数对x、y的一阶导数，m；fxx，fxy，fyy——常值格林函数的xx、xy、yy的二阶偏导数，无因次；fxyy——常值格林函数对x的一阶导数和y的二阶导数，m-1；fyyy——常值格林函数对y的三阶导数，m-1；g——重力加速度，m/s2；g——重力加速度向量，m/s2；gx，gy——线性格林函数对x、y的一阶导数，m；gxy，gyy——线性格林函数对xy、yy的二阶偏导数，无因次；gxyy——线性格林函数对x的一阶导数和y的二阶导数，m-1；gyyy——线性格林函数对y的三阶导数，m-1；G——弹性介质剪切模量，Pa；h——高度，m；hL——滤失区域的高度，m；Hfl——裂缝内流体高度，m；i——碳组分编号；K——绝对渗透率，m2；Kf——裂缝渗透率，m2；Kn，Ks——法向和切向刚度，N/m；Krw，Krg，Kro——水、气、油相的相对渗透率，%；Lint——裂缝交线长度，m；nc——碳组分数量；pE——等效流体压力，Pa；pw，pg，po——水、气、油相的压力，Pa；q——裂缝中流体流速，m/s；qi——单位体积内碳组分i的质量流量，kg/（m3·s）；qL——滤失量，m/s；qw——单位体积内水相的质量流量，kg/（m3·s）；Q——流体流量，m3/s；s——流体流动距离，m；Sw，Sg，So——水、气、油相的饱和度，%；t——时间，s；t0——裂缝单元首次接触压裂液的时间，s；T——传导率，m3；Tf——单一裂缝片的传导率，m3；ux（x,0-）——沿裂缝走向负方向移动位移，m；ux（x,0+）——沿裂缝走向正方向移动位移，m；uy（x,0-）——垂直裂缝走向负方向移动位移，m；uy（x,0+）——垂直裂缝走向正方向移动位移，m；u——位移向量，m；V——体积，m3；Vc——单元控制体积，m3； ——平均宽度，m；wf——裂缝宽度，m；x，y——直角坐标系，m；xi，yi——碳组分i在油气两相中的摩尔分数，%；δ——二阶克罗内克算子；ε——应变张量，无因次；εv——体应变，在流动方程中被定义为应变张量ε的迹；μw，μg，μo——水、气、油相的黏度，Pa·s；ρf——流体总密度，kg/m3；ρs——岩石密度，kg/m3；ρw，ρo，ρg——水、气、油相的密度，kg/m3；σxx，σyy——正应力在xx方向、yy方向的分量，Pa；τxy——剪切应力在xy方向的分量，Pa；υ——泊松比；ϕ——真孔隙度，%。