侯吉瑞，李海波，姜瑜，羅旻，鄭澤宇，張麗，苑登御

（1.中國石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院；2.中國石油三次采油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室石油大學(xué)研究室；3.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室）

多井縫洞單元水驅(qū)見水模式宏觀三維物理模擬

侯吉瑞1,2,3，李海波1,2,3，姜瑜1,2,3，羅旻1,2,3，鄭澤宇1,2,3，張麗1,2,3，苑登御1,2,3

（1.中國石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院；2.中國石油三次采油重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室石油大學(xué)研究室；3.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室）

根據(jù)相似理論，設(shè)計(jì)并制作了多井縫洞單元宏觀三維物理模型，研究縫洞型油藏衰竭式底水驅(qū)和注水補(bǔ)充能量開采時水驅(qū)特征及油井見水模式。結(jié)果表明，底水驅(qū)時，受底水衰竭和油井見水的影響，初期呈產(chǎn)能高、遞減快的特征；注水補(bǔ)充能量后，產(chǎn)能在短期內(nèi)回升，之后緩慢下降；底水驅(qū)階段，在底水直進(jìn)井處易發(fā)生底水錐進(jìn)，呈點(diǎn)狀見水，見水時間主要由油井與底水的連通程度決定；注水能起到壓錐的作用，抑制底水侵入，使底水驅(qū)階段的點(diǎn)狀見水轉(zhuǎn)變?yōu)槠矫婢€狀見水，注水階段見水時間主要受井深影響。多井縫洞單元水驅(qū)油井含水率變化類型可以分為緩慢上升型、階梯式上升型和暴性水淹型，其主要受油井鉆遇儲集體類型及配位數(shù)影響：油井鉆遇溶洞時，隨配位數(shù)升高，含水率上升速度減慢；油井鉆遇裂縫時，隨配位數(shù)升高，含水率呈階梯式變化。圖4表4參18

縫洞型油藏；宏觀三維物理模型；相似理論；底水錐進(jìn)；注水壓錐；含水率變化規(guī)律

0 引言

塔河油田奧陶系油藏是典型的碳酸鹽巖縫洞型油藏[1]，該類油藏的開發(fā)一般以縫洞單元作為基本開發(fā)單元[2-3]。隨著塔河縫洞型油藏多年的開發(fā)，逐漸形成了單井水替油、多井注水開發(fā)的開采模式[4]。但由于縫洞型油藏縫洞組合關(guān)系不規(guī)律，內(nèi)部油水流動特征及井間連通關(guān)系具有較強(qiáng)復(fù)雜性，再加上底水的存在[5-6]，不同縫洞單元的見水模式及含水率變化特征各不相同，由此導(dǎo)致難以確定其合理開發(fā)模式，同時物理模擬也更加困難。

對于縫洞型油藏水驅(qū)物理模擬，已有諸多學(xué)者進(jìn)行了大量研究[7-12]。但這些研究大多為針對縫洞介質(zhì)模型以及單井縫洞單元模型的物理模擬，同時，受介質(zhì)尺度、模型維度等因素的限制，無法再現(xiàn)真實(shí)油藏的三維流動特征。為此，本研究針對多井縫洞單元，根據(jù)相似準(zhǔn)則設(shè)計(jì)并制作多井縫洞單元宏觀三維物理模型，在此基礎(chǔ)上對多井縫洞單元水驅(qū)特征及見水模式進(jìn)行研究，為確定合理開發(fā)模式及水驅(qū)優(yōu)化調(diào)整提供必要的實(shí)驗(yàn)及理論依據(jù)。

1 模型設(shè)計(jì)與制作

1.1 油藏原型

據(jù)塔河油田S48單元地質(zhì)建模研究結(jié)果，取其中井組S48—TK467—TK411—T401—TK426作為模型設(shè)計(jì)的油藏原型，并在地質(zhì)模型中確定該井組的相對泄油邊界及其控制直徑。油藏地質(zhì)模型共分為6層，目標(biāo)井組泄油邊界為不規(guī)則邊界?；谌嗽鞄r心壓制工藝要求及模型承壓特性的考慮，采用圓形巖心進(jìn)行壓制，對控制直徑內(nèi)的縫洞結(jié)構(gòu)，簡化其中部分孤立裂縫/溶洞，并以洞徑為基準(zhǔn)，分層等比例縮放到圓形巖心中，表1為地質(zhì)模型中各層縫洞結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)圖與巖心實(shí)物圖對比。

表1 油藏原型各層縫洞結(jié)構(gòu)示意圖與實(shí)物圖

1.2 相似性設(shè)計(jì)

基于前人對縫洞型油藏物理模擬相似準(zhǔn)則的研究與歸納[13]，物理模型的設(shè)計(jì)應(yīng)滿足幾何相似、運(yùn)動相似和動力相似，同時還應(yīng)對縫洞型油藏特征參數(shù)進(jìn)行相似性設(shè)計(jì)。對于幾何相似，物理模型以塔河油田S48單元地質(zhì)模型作為油藏原型，縫洞型油藏中溶洞是最主要的儲油空間，應(yīng)圍繞溶洞進(jìn)行相似設(shè)計(jì)。如前文所述，物理模型以地質(zhì)模型中的“洞徑”為基準(zhǔn)，以油藏控制直徑為邊界，將地質(zhì)模型中油藏控制直徑內(nèi)的縫洞結(jié)構(gòu)分層按比例縮放于圓形巖心中，從而保證了模型溶洞尺寸與油藏原型比例相似，“洞徑”與“油藏控制直徑”之比與油藏原型相等。動力相似中，由于縫洞型油藏大型裂縫及溶洞發(fā)育，流體流動速度大，雷諾數(shù)高，流體的流動類似于有壓管流，因此，模型相似性設(shè)計(jì)上應(yīng)滿足雷諾數(shù)相等。此外，壓力與重力之比在一定程度上影響了驅(qū)替過程中的油水分布，而多裂縫下的立方定律則主要描述縫洞系統(tǒng)中流體在裂縫中的流動特征，但從相似理論設(shè)計(jì)的角度分析，在同一物理模擬中難以同時實(shí)現(xiàn)多個相似準(zhǔn)則，只能側(cè)重局部進(jìn)行模擬。因此，應(yīng)以滿足雷諾相似準(zhǔn)則為前提，通過調(diào)整模型及實(shí)驗(yàn)參數(shù)，使物理模擬盡量接近滿足壓力與重力之比及多條裂縫下的立方定律；其他重要參數(shù)如填充程度及配位數(shù)（儲集體所連通的裂縫條數(shù)）作為縫洞型油藏特征參數(shù)進(jìn)行相似設(shè)計(jì)。表2為模型主要相似準(zhǔn)則及其數(shù)值。

表2 相似準(zhǔn)則的物理意義及其數(shù)值

用各相似項(xiàng)的油藏參數(shù)值除以模型參數(shù)值即可得到對應(yīng)的相似系數(shù)。再根據(jù)相似準(zhǔn)則，對各相似項(xiàng)的相似系數(shù)進(jìn)行組合，即得到相似準(zhǔn)數(shù)。根據(jù)表2所示相似準(zhǔn)則，雷諾數(shù)為1，表明物理模型與實(shí)際油藏條件關(guān)于該相似準(zhǔn)則相似；壓力與重力之比及多條裂縫下的立方定律數(shù)值接近1，表明物理模型與實(shí)際油藏條件關(guān)于上述相似準(zhǔn)則近似相似。針對表2所示相似準(zhǔn)則，確定油藏原型參數(shù)與物理模型參數(shù)（見表3）。

1.3 模型制作

模型主體部分由6塊直徑為400 mm、厚度為56 mm的圓餅狀人造巖心組成，人造巖心以碳酸鈣粉末及石英砂為主要材料，加入一定比例的有機(jī)膠充分混合，并置于圓形巖心壓制模具中以5 MPa的壓力壓制而成。每塊巖心均在未完全固結(jié)時按照設(shè)計(jì)縫洞模式進(jìn)行縫洞刻畫，并通過環(huán)氧樹脂依次粘合，形成三維立體縫洞結(jié)構(gòu)。之后，將模型置于圓筒狀模具中，通過環(huán)氧樹脂將模型封裝定型。最后，在模型設(shè)計(jì)位置連接底水管線及5口油井。

表3 油藏原型及物理模型參數(shù)對比及相似系數(shù)

1.4 模型縫洞結(jié)構(gòu)

模型縫洞結(jié)構(gòu)示意圖見圖1。各溶洞體立體分布，通過裂縫溝通，在三維空間上形成具有復(fù)雜縫洞結(jié)構(gòu)的縫洞單元。根據(jù)塔河奧陶系油藏巖溶作用模式方面的有關(guān)研究[14-15]，塔河縫洞型儲集體在縱向上具有自下而上巖溶作用逐漸增強(qiáng)、充填程度逐漸降低的特征。為了使模型更接近真實(shí)地層條件，對溶洞（裂縫）進(jìn)行砂石充填，充填特征自下而上逐漸過渡，依次為充填—半充填—未充填。模型中共有5口井，分別按照設(shè)計(jì)深度及位置鉆至模型中。根據(jù)油井鉆遇儲集體類型不同，分為溶洞井（用D表示）、裂縫井（用L表示）兩種油井類型。模型底部有3個底水入口（B1，B2，B3），根據(jù)油井與底水的連通情況，分為底水直進(jìn)（油井所在儲集體通過單個裂縫與底水連通）與底水繞進(jìn)（油井所在儲集體經(jīng)過多個裂縫與底水連通）兩種情況。

圖1 模型內(nèi)部縫洞結(jié)構(gòu)示意圖

2 實(shí)驗(yàn)部分

2.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要包括縫洞型油藏宏觀三維物理模型、中間容器、水重力裝置（通過與模型產(chǎn)生高度差，依靠水的重力勢能供應(yīng)衰竭式的底水）、恒壓恒速計(jì)量泵（工作壓力0～30 MPa，流速為0.01～10.00 mL/min）和壓力傳感器。

2.2 實(shí)驗(yàn)方法

①對模型抽真空，飽和模擬地層水，記錄飽和地層水量為模型縫洞體積。

②模型飽和油，計(jì)算束縛水體積與原始含油體積。

③將水重力裝置與底水管線相連接，同時打開模型中的5口井，模擬衰竭式底水驅(qū)階段，記錄各井采出油量及采出水量，計(jì)算采出程度及階段含水率。

④模型中任意1口井含水率大于98%時，將該井轉(zhuǎn)為注水井，通過恒壓恒速計(jì)量泵以4 mL/min的流速恒速注水，同時保持底水開啟狀態(tài)，以模擬注水補(bǔ)充能量開采階段。注水補(bǔ)充能量開采階段中，當(dāng)生產(chǎn)井含水率達(dá)到98%以上即采取關(guān)井操作，直至4口生產(chǎn)井均關(guān)井為止，實(shí)驗(yàn)結(jié)束，記錄各井采出油量及采出水量，計(jì)算采出程度及階段含水率。

3 結(jié)果分析及討論

3.1 水驅(qū)實(shí)驗(yàn)開采動態(tài)

圖2所示為水驅(qū)實(shí)驗(yàn)采出動態(tài)曲線。底水衰竭開采階段，受底水能量衰竭及油井見水、含水率上升的影響，模型采液速度從初期的14.5 mL/min降低到底水驅(qū)結(jié)束時的6.5 mL/min，采油速度從14.5 mL/min降低到3.3 mL/min，衰竭速度較快，而采水速度則從初期的0迅速上升到3.3 mL/min。底水驅(qū)階段，模型階段采出程度為8.6%。

圖2 采出動態(tài)曲線

底水驅(qū)后，開始注水補(bǔ)充能量階段，采液速度與采油速度在注水初期呈現(xiàn)短暫回升，隨后呈緩慢降低的趨勢，而采水速度則在注水初期大幅度下降，隨后呈緩慢上升的趨勢。注水補(bǔ)充能量階段，模型的階段采出程度為21.6%，總采出程度達(dá)到30.2%（見圖2）。

3.2 底水驅(qū)階段見水規(guī)律

圖3為實(shí)驗(yàn)階段各井含水率變化曲線。底水驅(qū)階段，L1井、L2井與D2井短時間即見水，見水后含水率上升速度較快，而D1井與L3井在整個底水驅(qū)階段內(nèi)均未見水，分析是因?yàn)榈姿?qū)階段，在L1井、L2井與D2井處形成了底水錐進(jìn)。根據(jù)流體力學(xué)，因兩相界面處油、水存在黏度差，相同壓差下水的流速更大，具有超越油相而流動的趨勢，壓差較大時，水就有可能克服重力，沿垂向入滲，形成錐狀的油水分界面——底水錐進(jìn)[16]。本實(shí)驗(yàn)中，模型中、下部儲集體充填特征以充填、半充填為主，充填物降低了儲集體內(nèi)的滲透率，也限制了重力作用下的油水置換效應(yīng)，利于水錐的形成。同時底水驅(qū)階段初期底水侵入速度高，壓差大，進(jìn)一步促進(jìn)了水錐的形成。此外，L1井、L2井與D2井所在儲集體僅通過單一裂縫與底水溝通，屬于底水直進(jìn)型（見表4），與底水的連通關(guān)系遠(yuǎn)好于D1井與L3井（底水繞進(jìn)型），因此底水更傾向于向L1井、L2井與D2井發(fā)生錐進(jìn)，表現(xiàn)為這3口井在底水驅(qū)階段迅速見水。

圖3 各井含水率變化曲線

根據(jù)前述內(nèi)容，底水驅(qū)階段，受底水錐進(jìn)的影響，見水模式呈點(diǎn)狀見水，局部水淹。見水時間由油井所在儲集體與底水的連通關(guān)系決定，受井深的影響較小。例如，D2井為底水直進(jìn)型，底水驅(qū)8 min即見水，而D1井在底水驅(qū)階段未見水（見表4）。

表4 模型油井參數(shù)及見水特征

3.3 注水補(bǔ)充能量階段見水規(guī)律

陸正元等[17]結(jié)合現(xiàn)場實(shí)踐提出了縫洞型油藏多井縫洞單元注水壓錐模式，即通過在低部位水淹井注水補(bǔ)充能量，對侵入的水體沿反方向起壓制作用，抑制水體的進(jìn)一步侵入，使相對較高部位井含水率下降。在本研究中，底水驅(qū)階段，L2井、L1井與D2井見水較早且含水率上升較快，當(dāng)相對較低部位的L2井（井深17.8 cm）水淹轉(zhuǎn)注水后，相對較高部位的D2井（井深12.2 cm）含水率由57.1%下降到0，與L2井井深基本一致的L1井（井深18.0 cm）含水率也從60%下降到了33%，由此可見注水具有明顯的壓錐效果。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果與陸正元等[17]提出的縫洞型油藏多井縫洞單元注水壓錐模式相似。根據(jù)物質(zhì)平衡理論，有：

式中 QL——產(chǎn)液速度，mL/min；Qi——注水速度，mL/min；Qw——底水侵入速度，mL/min；N——原始儲量，mL；Boi——原始原油體積系數(shù)，m3/m3；Ce——綜合壓縮系數(shù)，MPa?1；Δp/Δt——壓力變化速率，MPa/min。

由于實(shí)驗(yàn)壓力較低，壓力變化速率也相對較低，因此壓力變化產(chǎn)生的彈性產(chǎn)率項(xiàng)可以忽略，故可通過產(chǎn)液速度與注水速度得出實(shí)驗(yàn)過程中水侵速度隨時間的變化關(guān)系（見圖4）?？梢园l(fā)現(xiàn)，底水驅(qū)階段的后期，底水侵入速度下降的幅度逐漸放緩。當(dāng)注水補(bǔ)充能量后，底水侵入速度驟降，由底水驅(qū)結(jié)束時的7 mL/min下降至4 mL/min，下降幅度約為42.9%，之后呈緩慢下降的趨勢，表明注水有效抑制了底水的侵入，壓制了水錐，進(jìn)而使L1井、D2井含水率出現(xiàn)了不同程度的下降。

注水補(bǔ)充能量階段，由于注水抑制了底水錐進(jìn)，模型水線在縱向上呈局部壓低、整體均勻推進(jìn)的趨勢，此時見水時間主要受井深決定，油井見水順序依次為L1井、D1井、D2井和L3井。

圖4 底水侵入速度變化曲線

3.4 含水率變化規(guī)律

結(jié)合相關(guān)學(xué)者對塔河縫洞型油藏油井含水率變化類型的有關(guān)研究[18]，將實(shí)驗(yàn)中各井含水率變化分為3類：緩慢上升型、階梯式上升型和暴性水淹型（見表4）。對于實(shí)驗(yàn)中各井含水率的變化類型，認(rèn)為主要與油井鉆遇儲集體類型及配位數(shù)（指油井鉆遇儲集體所連通的裂縫數(shù)）有關(guān)。

油井鉆遇溶洞時，由于溶洞中油、水重力分異作用更為明顯，溶洞中水驅(qū)油的過程類似于活塞式的平面推進(jìn)。當(dāng)油井所在溶洞配位數(shù)為1時，流體僅能單向地從單一裂縫流向生產(chǎn)井，隨著溶洞內(nèi)油、水界面抬升至井底，油井即發(fā)生見水，且一般伴隨著暴性水淹（如D1井）；當(dāng)油井所在溶洞配位數(shù)增加，表明溶洞連接的裂縫數(shù)增多，其通過裂縫溝通的溶洞數(shù)也相應(yīng)增多，隨著油井所在溶洞內(nèi)油水界面的抬升，將不斷有新的溶洞被啟動，原油則通過不同的流動通道被驅(qū)向油井。配位數(shù)越高，含水率上升速度越慢，油水同產(chǎn)期越長（如D2井）。

油井鉆遇裂縫時與油井鉆遇溶洞類似，其含水率上升速度與配位數(shù)成反比。但另一方面，由于裂縫儲集體自身控制儲量相對較低，驅(qū)替過程中，裂縫一旦見水，流動通道將會很快被水占據(jù)。如L2井，配位數(shù)為1，隨著水進(jìn)入到L2井所在裂縫，L2井迅速見水并表現(xiàn)為暴性水淹（見表4）；配位數(shù)越高，油井連通的縫洞系統(tǒng)套數(shù)越多，驅(qū)替過程中，隨油水界面的抬升，油井將逐層水淹，表現(xiàn)為含水率階梯式上升（如L1井、L3井）。

4 結(jié)論

以地質(zhì)建模為依據(jù)，建立了與實(shí)際油藏條件相似、具有復(fù)雜縫洞結(jié)構(gòu)的宏觀三維多井縫洞單元仿真物理模型，在模型設(shè)計(jì)中考慮了油井鉆遇儲集體類型、縫洞充填及與底水連通程度等因素，與實(shí)際油藏具有一定的可比性。

底水驅(qū)階段受底水能量衰竭及油井見水的影響，產(chǎn)油量呈初期高、遞減迅速的特征，底水驅(qū)階段采出程度較低，僅8.6%。注水補(bǔ)充能量后，產(chǎn)油量在初期短暫回升，之后緩慢下降。模型注水驅(qū)替后，總采出程度可達(dá)到30.2%。

底水驅(qū)階段，易在底水直進(jìn)型井處發(fā)生底水錐進(jìn)，見水時間主要由油井所在儲集層與底水連通程度決定，呈點(diǎn)狀見水、局部水淹，受井深影響較??；注水補(bǔ)充能量階段，注水能通過抑制底水起到注水壓錐的作用，模型中油水界面的推進(jìn)類似于活塞式的平面推進(jìn)，呈平面線狀見水，見水時間主要由井深決定。

實(shí)驗(yàn)中各油井含水率變化類型可以分為緩慢上升型、階梯式上升型和暴性水淹型。含水率變化類型主要受油井鉆遇儲集體類型及配位數(shù)影響，油井鉆遇溶洞時，隨配位數(shù)升高，含水率上升速度減慢；油井鉆遇裂縫時，隨配位數(shù)升高，含水率呈階梯式變化。

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（編輯 郭海莉 繪圖 劉方方）

Macroscopic three-dimensional physical simulation of water flooding in multi-well fracture-cavity unit

Hou Jirui1,2,3,Li Haibo1,2,3,Jiang Yu1,2,3,Luo Ming1,2,3,Zheng Zeyu1,2,3,Zhang Li1,2,3,Yuan Dengyu1,2,3
(1.Enhanced Oil Recovery Institute,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Laboratory of Basic Theory for Application of EOR in Low Permeable Oil Fields,CNPC Key Laboratory of EOR,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;3.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

A macroscopic three-dimensional physical simulating model of multi-well fracture-cavity units was designed and constructed based on similarity theory.The characteristics and the water breakthrough pattern of fracture-cavity reservoirs developed in bottom water depletion and water injection modes were investigated by the model.The results show that,in bottom water drive,under the effect of bottom water depletion and water breakthrough,the wells had high productivity in early stage and fast decline.After energy supplement by injecting water,the productivity rebounded in a short time and then began a slow decline.The bottom water tended to coning to the wells at the place of bottom water entry.The water breakthrough pattern is punctiform and the water breakthrough time is controlled by the well’s connectivity to the bottom water;the water injection can inhibit coning and intrusion of bottom water,turning the punctiform water breakthrough in bottom water drive period into planar line form,and the water breakthrough time in water injection period was mainly influenced by the well depth.The water cut of wells in water flooding multi-well fracture-cavity units changes in three patterns:slow rise,staircase rise and abrupt watered-out,which is influenced by the reservoir type and the coordination number.When the well encounters cavity,the water cut increasing rate slows down with the increase of the coordination number;when the well drilled fractures,the water cut changes in staircase pattern with the increase of coordination number.

fracture-cavity reservoir;macroscopic three-dimensional physical simulation model;similarity theory;bottom water coning;inhibit coning by water injection;varying pattern of water cut

國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃（973）項(xiàng)目“碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率基礎(chǔ)研究”（2011CB201006）；國家科技重大專項(xiàng)“縫洞型碳酸鹽巖油藏提高開發(fā)效果技術(shù)”（2011ZX05014-003）

TE344

：A

1000-0747(2014)06-0717-06

10.11698/PED.2014.06.10

侯吉瑞（1965-），男，吉林九臺人，博士，中國石油大學(xué)（北京）教授，主要從事提高采收率和油田化學(xué)方面的研究工作。地址：北京市昌平區(qū)，中國石油大學(xué)（北京）提高采收率研究院，郵政編碼：102249。E-mail:Houjirui@126.com

2014-03-28

2014-10-10