碳酸盐岩裂缝性油藏水驱效率评估新方法：基于Warren-Root双孔隙模型的实验与数值模拟研究

针对裂缝性碳酸盐岩油藏水驱开发效率低、早期水窜风险高的难题，Gulnaz Moldabayeva团队通过实验室岩心实验、Eclipse数值模拟和Warren-Root双孔隙数学模型，系统分析了裂缝走向对水驱效果的影响。研究发现正交裂缝系统可提高77%采收率但会加速水窜，而平行裂缝导致48.7%采收率但产水率高达99%。该研究为哈萨克斯坦油田开发提供了优化注水策略的理论依据。

　　

碳酸盐岩储层作为全球油气资源的重要载体，其复杂的裂缝网络系统犹如地下迷宫——既是流体高速流动的"高速公路"，也是制约采收率的"双刃剑"。尤其在哈萨克斯坦的Kashagan和Tengiz等巨型油田中，裂缝导致的注水窜流问题使采收率长期徘徊在25%左右。这种典型的双孔隙系统(Dual porosity)中，基质与裂缝的"对话"机制始终是石油工程领域的"黑箱"：裂缝既能通过提高渗透率(k_f
)加速原油运移，又会因过早水窜导致油井"溺亡"。更棘手的是，不同走向的裂缝网络会产生截然不同的开发效果，但现有理论难以量化这种差异。

针对这一世界性难题，Satbayev大学联合哈萨克斯坦-英国技术大学的研究团队在《Heliyon》发表创新研究。他们创造性地将实验室岩心测试、Eclipse数值模拟和Warren-Root数学模型"三剑合璧"，首次系统揭示了裂缝几何形态对水驱效率的控制机制。通过分析四种典型裂缝构型（正交、无裂缝、平行流向和垂直流向），团队发现裂缝连通性存在"77%悖论"——六组正交裂缝虽能创造最高采收率，却以牺牲53%无水采油期为代价；而平行主裂缝的构型虽延长开发周期，但98%的产水率使其经济性大打折扣。

研究采用三大关键技术：①实验室岩心驱替实验（直径2.96cm/长度4.98cm的裂缝性碳酸盐岩，测量φ=20.09%孔隙度和0.04735mD基质渗透率）；②Eclipse黑油模型模拟（建立1.55×0.55×0.15m³
区块模型，设置845.05D裂缝渗透率）；③Kazemi修正的Warren-Root数学模型（引入形状因子σ=7.68cm^-2
量化基质-裂缝交互）。

【裂缝构型对水驱动态的影响】
通过四种情景模拟发现：Case1（六组正交裂缝）采收率高达77%，但38天即出现水窜；Case2（均质无裂缝）采收率仅48.3%但开发周期延长至48天；Case3（平行流向裂缝）因"高速通道效应"导致56天时产水率达99%；Case4（垂直流向裂缝）表现近似均质模型，证实"死端"裂缝对流体导向作用有限。

【形状因子的调控作用】
数学建模显示：形状因子σ与采收率呈正相关（Case1的σ=7.68cm^-2
对应3.6cm³
/d峰值产量），但高σ值会加剧基质-裂缝的流体交换不平衡，验证了"裂缝双刃剑"效应的物理本质。

【毛细管渗吸与窜流竞争】
相对渗透率曲线揭示：当水饱和度(S_w
)达80.5%时，油相渗透率骤降至0.000275mD，说明裂缝中水窜发生后，毛细管力驱动的基质排油过程几乎停滞。

该研究开创性地量化了裂缝几何参数对开发效果的调控规律，为碳酸盐岩油藏"定制化"注水方案提供了决策树：追求短期高产选择正交井网，注重长期稳产则需规避主裂缝方向。团队提出的"σ-采收率-水窜时间"三元评价模型，已被哈萨克斯坦国家石油公司应用于Tengiz油田调整井网部署，预计可使区块采收率提升12%。这项研究不仅破解了双孔隙系统中"快慢流"耦合运动的百年难题，更为全球裂缝性油藏数字化开发树立了新范式。