《Engineering Fracture Mechanics》：Technology and application of over-fracture pressure water injection for enhanced oil recovery in tight reservoirs
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•提出了一种基于过压裂压力的压裂位移方法。•不存在主导性裂缝形态，从而避免了水通道现象。•超压力注水能够扩大裂缝带的体积。•从单井间歇注水方式转变为主动式井网位移模式。引言初步研究表明，我国致密油的可开采资源量约为30亿吨至60亿吨。致密油是保障国家能源安全的重要战略替代资源，具
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提出了一种基于过压裂压力的压裂位移方法。
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不存在主导性裂缝形态，从而避免了水通道现象。
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超压力注水能够扩大裂缝带的体积。
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从单井间歇注水方式转变为主动式井网位移模式。
引言
初步研究表明，我国致密油的可开采资源量约为30亿吨至60亿吨。致密油是保障国家能源安全的重要战略替代资源，具有极其重要的意义[1]。然而，致密储层通常具有低孔隙度、低渗透率等地质特征，流体流动阻力大，这严重限制了致密油储层的大规模高效开发[2]。在传统油藏的注水开发中，为避免水通道现象，注水压力通常低于地层破裂压力，通过构建注采井网来提高采收率。但致密储层极低的渗透率使得在低于地层破裂压力的条件下难以建立有效的注采关系和驱动体系，因此这种能量补充方法在致密储层中往往效果不佳。此外，致密储层的开发还常采用体积压裂技术来创建复杂的裂缝网络作为流体通道，并辅以单井循环注水等方式进行能量补充。但循环注水存在周期长、能量补充范围有限且主要作用在井筒附近区域的问题，导致整体采收率始终较低。解决这些问题的核心在于克服储层固有的性质限制，建立有效的位移关系，构建合理的井网结构，进而提升采收率[3]、[4]。高压注水技术通过将压力高于地层压力的流体注入油层，改变储层的物理性质和流体运移规律，从而提高采收率。传统的高压注水技术采用分段高压注水、独立高压注水等多种开发手段，通过将注水压力提升至接近地层破裂压力来激活低渗透区域并推动流体转向。但其原理依赖于现有的孔隙和微裂缝系统，通常无法长时间持续超过破裂压力。为建立更有效的位移关系，本文提出了一种压力高于破裂压力的压裂位移方法[5]、[6]。通过长期保持高于破裂压力的注水压力，可以不断构建出不断扩展的复杂裂缝网络。在对注水井和生产井都进行压裂处理后，再在注水井上实施高于地层破裂压力的注水操作，进一步扩大人工裂缝的规模，增加注入水与储层之间的接触面积。通过稳定的动态裂缝可实现有效的注采关系，打破了传统针对致密储层的液压压裂和单井间歇注水采油强化模式，为致密油储层的高效开发提供了新的技术路径和理论支撑。在注水阶段，过压裂压力的大小是应用该方法的关键因素；揭示过压裂压力与岩石破裂起始压力之间的关联是该技术的核心理念与目标。
在低渗透储层和老油田的开发中，高压注水技术已成为突破传统注水方法的局限、提高石油采收率的关键手段。目前的研究多将压裂和液压位移视为两个独立的阶段，缺乏对注水过程本身作为连续可控手段来塑造和维持裂缝网络的系统研究。传统高压注水技术通过向地层注入处理过的水，推动原油向生产井移动，从而实现更高效的储层开发。但为防止严重的水通道现象，注水压力通常仅提升到接近地层破裂压力，无法建立有效的位移关系。近年来，随着能源开发越来越注重复杂地质环境和低渗透储层，关于高压注水技术的研究也日益深入。实验室研究和现场数据分析表明，优化注水压力、注水速率和注水方式能够显著提升系统的注水效率和储层采收率。物理建模技术的应用可以有效提高高压注水技术在复杂储层中的适应性[7]。在致密储层压裂后的流场模拟中，通常采用双介质模型或双孔隙模型。在建模过程中，必须考虑应力敏感性、储层性质和孔隙压力等因素之间的耦合关系。双介质模型能够准确描述流体在基质与裂缝之间的复杂流动及相互作用[8]、[9]。张等人提出的多尺度耦合流数学模型，考虑了页岩储层基质纳米孔、诱导裂缝和液压裂缝的多尺度特性及应力敏感性。该模型对于理解复杂裂缝网络如何显著增加储层接触面积具有重要意义[8]。不过，页岩储层与致密储层的岩石类型有所不同。虽然两者都需要进行液压压裂，但致密储层压裂的主要目的是连接储层中天然存在的孔隙和裂缝系统，形成渗流通道[10]，这与页岩以解吸作用为主的压裂机制有所不同。数值模拟是研究过压裂压力压裂和位移方法的重要工具。有限元数值模拟可用于构建双介质储层中平衡态液压位移的等效模型。结合局部网格细化技术，可以发展出用于过压裂压力压裂和位移的精细化数值模拟方法[11]、[12]。该方法能够有效捕捉液压裂缝的扩展过程、流体在裂缝和基质中的流动行为，以及应力敏感性对渗透率的影响。张等人研究了具有渗透率-应力敏感性的双孔隙介质中油气的两相流模型[13]、[14]，揭示了地层压力的动态变化规律，为本研究中的流体-固体耦合模型提供了理论基础。此外，Kozeny-Carman模型被广泛用于研究渗透率与孔隙度之间的关系。但由于该模型简化了多孔介质中流体流动的物理机制，虽然能为理解渗透率的动态变化提供理论依据[15]，却因模型假设过于理想化，无法充分考虑在过压裂压力作用下注水后裂缝的动态演化过程。对于多物理场耦合过程，叶等人通过研究煤层气开采过程中双孔隙煤的损伤-渗透率模型，为这一领域提供了参考，体现了双孔隙介质模型在不同致密介质中的普适性[16]。不过，煤层气开采主要以基质收缩/膨胀为主，这与致密油储层的开发情况存在显著差异。
在致密储层开发领域，现有的数值模拟技术尚未充分考虑过压裂压力注水过程中注水压力与岩石破裂压力之间的关系。鉴于此，有必要深入分析压裂过程和压力驱动过程的数值模拟，探究二者之间的协同效应。技术流程图是根据裂缝扩展规律、压裂过程数值模拟、压力驱动过程数值模拟以及模型验证这四个阶段绘制的。过压裂压力与岩石破裂压力之间的关系是通过原位CT实验确定的。通过有限元方法建立了耦合压裂与位移的数值模拟方法[17]。基于局部网格细化技术构建了双介质储层数值模型[18]，形成了致密储层中过压裂压力驱动注采的开发模式。通过基于日产量进行的历史拟合验证，明确了压裂位移提高采收率的综合机制。随后对压力驱动参数进行优化，形成一套完整的压力驱动过程参数。
章节要点
致密储层压力驱替注采开发技术
致密储层压力驱动注采开发包括裂缝扩展、压力压裂、压力驱动裂缝形成及产能评估四个阶段，如图1所示。通过原位CT扫描技术阐明了不同压力下裂缝的扩展规律[19]，而有限元方法则用于描述不同条件下的压力压裂裂缝规模及压力驱动动态裂缝的演化规律
通过压裂与位移提高石油采收率的机制
随着全球经济的快速发展以及人们生活水平的提高，世界石油消费量逐年上升，而石油资源却在逐渐减少。因此，提高石油采收率具有非常重要的意义[46]、[47]。图8展示了提高石油采收率的机制示意图。
在压力驱替过程中，提高石油采收率的关键机制之一在于其显著的产能提升效应。
区块简介
低渗透储层是最为重要的储层类型之一，具备巨大的开发潜力。为解决某东部油田断块中“无法注水也无法采油”以及难以有效利用低渗透储层的问题，本研究建立了相应的压力驱动注水储层数值模型，深入分析了压力驱动注水机制，并对该机制进行了适应性研究
结论
针对致密储层物理性质较差、孔隙度低和渗透率低的问题，本研究提出了在高于地层破裂压力条件下构建井网结构的理念。原位CT实验表明，在大约1.17倍于破裂压力的条件下，可以形成大规模的微裂缝网络，且不会出现水通道现象。对压力驱动阶段的数值模拟结果显示，高于破裂压力的注水能够
作者贡献说明
余海阳：方法论设计、形式分析。 杨如梅：初稿撰写、软件应用。 宋伟强：论文审阅与编辑、资金筹集。 王洪波：实验调研。 林玉峰：数据整理。 李东：结果可视化。
利益冲突声明
作者声明不存在任何可能影响本文研究结果的已知财务利益冲突或个人关系。
致谢
本研究得到了国家自然科学基金（项目编号：52174026、52374037）的资助
余海阳|杨如梅|宋伟强|王洪波|林玉峰|李东
