程曉軍

（西南石油大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500）

碳酸鹽巖油藏資源儲量大，約占全球油氣資源總儲量60%以上，且多數(shù)油藏具有規(guī)模大、產(chǎn)量高的特點(diǎn)，有著廣闊的開發(fā)前景。該類油藏是由古巖溶和構(gòu)造運(yùn)動(dòng)共同作用形成的，是一種以巖溶縫洞儲集體控藏為主的特殊油藏?？p洞型碳酸鹽巖油藏以溶蝕孔洞、裂縫及大型溶洞為主要儲集空間，具有儲集層非均質(zhì)性極強(qiáng)、儲集空間連續(xù)性差、不同儲集單元的天然能量和儲量差異大、油水分布關(guān)系復(fù)雜等特點(diǎn)，因而被稱為最復(fù)雜的特殊碳酸鹽巖油藏。

前人對縫洞型油藏氣驅(qū)機(jī)理進(jìn)行了很多研究，并取得了大量的成果。如不同類型氣體、不同傾角裂縫及不同黏度流體對提高采收率的影響[1-4]；注氮?dú)鈱λ佑吞锟p洞高部位油井的影響，以及通過注氮?dú)忾_發(fā)閣樓剩余油理論[5-6]；基于縫洞型油藏全直徑巖心，模擬油藏溫度、壓力條件，考察了縫洞型油藏水驅(qū)后期注氮?dú)狻⒍趸己吞烊粴馓岣卟墒章实尿?qū)油效果[7-8]；通過建立可視化模型，研究了不同驅(qū)替方向、注入角度以及介質(zhì)填充等因素對注氣提高采收率的影響[9-10]；采用微觀可視化實(shí)驗(yàn)方法，對縫洞型油藏氣驅(qū)機(jī)制進(jìn)行研究，進(jìn)行多組驅(qū)替組合實(shí)驗(yàn)，認(rèn)為針對開口向上與向下的洞為主的縫洞型油藏，提高采收率的最佳注入方式是氣水交替驅(qū)[11-14]；通過制作不同開度的單裂縫可視化有機(jī)玻璃模型，開展縫洞型碳酸鹽巖油藏單裂縫注氮?dú)怛?qū)油實(shí)驗(yàn)[15-16]；利用制作相似性條件的二維可視化物理模型，研究了水驅(qū)后剩余油類型、分布規(guī)律及氮?dú)怛?qū)剩余油開發(fā)[17]。

前人的研究雖取得了較好的應(yīng)用效果，但隨著注氣提高采收率的不斷推進(jìn)，注氣開發(fā)過程中也面臨一系列的問題，包括不同類型剩余油分布規(guī)律不清楚，未形成系統(tǒng)的單元氮?dú)怛?qū)技術(shù)等，特別是縫洞型油藏氮?dú)怛?qū)主控因素、井組氮?dú)怛?qū)技術(shù)和物理模擬實(shí)驗(yàn)氮?dú)怛?qū)機(jī)理深化研究方面。因此，亟需完善與推廣縫洞型油藏注氣提高采收率技術(shù)。筆者結(jié)合塔河油田礦場資料，根據(jù)相似原理設(shè)計(jì)并制作了具有代表性的縫洞物理模型，在可視化條件下研究縫洞型油藏水驅(qū)后注氣提高采收率的機(jī)理，以期為研究區(qū)注氣開發(fā)技術(shù)政策研究和現(xiàn)場實(shí)踐提供依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ驮O(shè)計(jì)與制作

縫洞物理模型以儲集層連井剖面為依據(jù)[18-21]，采用有機(jī)玻璃進(jìn)行精細(xì)雕刻，構(gòu)建由溶洞、裂縫等不同儲集空間組合的縫洞型結(jié)構(gòu)模型。有機(jī)玻璃可視化模型具有地層結(jié)構(gòu)還原程度高、操作簡便、模型尺度大、實(shí)驗(yàn)過程可視化等優(yōu)點(diǎn)。模型中的溶洞大小、裂縫長度、裂縫寬度及井間距離與礦場按照1∶1 000制作。設(shè)計(jì)溶洞直徑為5～10 cm，裂縫寬度為1 mm.

構(gòu)建的TK412—T402井組可視化模型尺寸為800 mm×600 mm×100 mm，采用兩塊厚度為100 mm高透明亞克力有機(jī)玻璃板刻蝕而成，一塊為半鏤空刻蝕，另一塊為密封覆蓋，并鉚以固定螺栓組成模型主體。該模型裝置模擬5口注采井，可以自動(dòng)設(shè)定注入量，可以實(shí)時(shí)顯示油水分布情況，自動(dòng)完成油氣水分離和計(jì)量（圖1）。

2 實(shí)驗(yàn)條件及流體配置

統(tǒng)計(jì)了塔河油田305口油井一間房組的流體溫度，其梯度為1.95～2.22℃/hm，根據(jù)實(shí)際數(shù)據(jù)，將實(shí)驗(yàn)?zāi)M溫度設(shè)定為126.2℃，實(shí)驗(yàn)壓力為常壓。塔河油田主體區(qū)一間房組地層原油黏度為1.3～80.8 mPa·s，實(shí)驗(yàn)?zāi)M油采用煤油和硅油混合配制，黏度為20.0 mPa·s，并且采用蘇丹紅染色。實(shí)驗(yàn)用模擬地層水根據(jù)實(shí)際地層水的成分配制，礦化度為220 000 mg/L，黏度（20℃）為1.35 mPa·s，為了更好地觀察底水變化情況，用氯化銅溶液調(diào)成淺藍(lán)色，該模擬水與研究區(qū)目的層地層水的物理性質(zhì)（礦化度225 000 mg/L，20℃黏度1.35 mPa·s）相當(dāng)，與實(shí)際地層流體相比，染色的油、水實(shí)驗(yàn)流體更便于觀察，符合實(shí)驗(yàn)要求。

圖1 TK412—T402井組的可視化縫洞物理模型平面圖

3 實(shí)驗(yàn)方案及步驟

3.1 實(shí)驗(yàn)方案

在TK412—T402井組平板模型的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)了未填充和填充石英砂模型共10組實(shí)驗(yàn)（表1），對比分析水驅(qū)后氣驅(qū)效果，明確單元?dú)怛?qū)機(jī)理和驅(qū)油效率。

3.2 實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)準(zhǔn)備主要包括：①抽真空，通過真空泵對模型排除空氣，為下步充注油氣提供條件；②充注模擬油，通過注入泵將配制好的模擬油充注進(jìn)模型中，達(dá)到充滿狀態(tài)；③充注模擬水，通過1，2和3通道同時(shí)等排量注入模擬水，形成一定的油水界面；④測量穩(wěn)定時(shí)不同流量對應(yīng)的壓力。

表1 TK412—T402井組水驅(qū)后氣驅(qū)實(shí)驗(yàn)方案

根據(jù)實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)方案，實(shí)驗(yàn)主要包括未填充石英砂模型和填充石英砂模型2種，具體步驟如下。

3.2.1 未填充石英砂模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

（1）天然水驅(qū)油過程 實(shí)驗(yàn)過程采用恒壓驅(qū)替，將1，2和3通道同時(shí)打開，維持恒定底部壓力，頂部TK412井和T402井開井采液，觀察底水上升規(guī)律及剩余油分布變化，待方案設(shè)計(jì)轉(zhuǎn)注氣井TK412井含水率達(dá)到90%以后，關(guān)井。

（2）人工注氣驅(qū)過程 通過注氣泵從TK412井開始對模型實(shí)施連續(xù)注氣，鄰井T402井控制液量采液，底部1，2和3通道保持打開，維持恒定壓力，觀察油、氣、水三相界面變化及剩余油分布變化。

（3）注采實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)記錄 記錄實(shí)驗(yàn)過程中注采數(shù)據(jù)，包括底部注入水量、頂部注入氣量，測試時(shí)間，排出端的油、水量。同時(shí)用攝像機(jī)錄攝不同驅(qū)替時(shí)間的油水分布狀態(tài)。

（4）注采實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理 其他未填充實(shí)驗(yàn)方案，通過改變注入井和采油井關(guān)系、驅(qū)替方式等，模擬不同注采部位、注入方式等對模型剩余油分布的影響。

3.2.2 填充石英砂模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

為了對比研究縫洞填充石英砂情況對水驅(qū)、氣驅(qū)油效率的影響，對模型中的縫洞充填石英砂，進(jìn)行實(shí)驗(yàn)測試。以方案10為例，實(shí)驗(yàn)步驟如下。

（1）天然水驅(qū)油過程 實(shí)驗(yàn)過程采用底部恒壓驅(qū)替，底部3個(gè)通道恒壓保持底水能量，頂部兩口井采液，當(dāng)設(shè)計(jì)的注氣井T402井出口含水率大于90%后關(guān)井。

（2）人工水驅(qū)油過程 當(dāng)達(dá)到設(shè)計(jì)的采出井含水率后，對采油井T402井開始注水，鄰井TK412井采油，模擬T402井對TK412井橫向水驅(qū)油效果，觀察人工注水對剩余油分布影響。

（3）人工氣驅(qū)過程 當(dāng)TK412井含水達(dá)到設(shè)定值后，對T402井轉(zhuǎn)注氣，TK412井采油，觀察TK412井產(chǎn)出變化，油、氣、水三相流動(dòng)規(guī)律及剩余油分布變化。

（4）注采實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)記錄 記錄實(shí)驗(yàn)過程中注采數(shù)據(jù)，包括注入水、氣量，注入壓力，測試時(shí)間，排出端的油、水量。同時(shí)用攝像機(jī)錄攝不同驅(qū)替時(shí)間的油水分布狀態(tài)。

（5）注采實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理 對實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行整理和計(jì)算，繪制注采動(dòng)態(tài)曲線，進(jìn)行驅(qū)油效果分析。

其他實(shí)驗(yàn)方案與上述步驟基本一致，通過改變注采關(guān)系、注入方式模擬對剩余油分布的影響。

4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及認(rèn)識

4.1 不同注氣方式對剩余油的影響

在方案1—方案3中，當(dāng)TK412井含水率大于90%后，分別采用連續(xù)注氣、間歇注氣以及氣水交替的方式注入，T402井進(jìn)行采液。在方案4—方案6中，實(shí)驗(yàn)步驟與方案1—方案3相對應(yīng)，但注采關(guān)系進(jìn)行了反轉(zhuǎn)。

圖2是方案1、方案2和方案3驅(qū)替過程的可視化剩余油分布特征。天然底水驅(qū)油過程，是裂縫與溶洞的流體在重力作用下的驅(qū)替過程，大洞穴內(nèi)的底水以活塞方式推進(jìn)，沒有出現(xiàn)黏性指進(jìn)的情況，而且由于連接溶洞的裂縫寬度較大，毛細(xì)管壓力可忽略，水驅(qū)油在單條裂縫中的微觀驅(qū)油近似管流活塞式，水驅(qū)后剩余油主要分布在縫洞體高部位和連通較差的溶洞中。在進(jìn)行水驅(qū)油時(shí)，縫洞的連通關(guān)系對水驅(qū)油效果有較大影響，巖塊內(nèi)部，若只有一條通道與溶洞連通，特別是連通縫的方位在溶洞下方時(shí)，洞內(nèi)的原油將難以被水驅(qū)波及。

對比3個(gè)方案實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖2），當(dāng)TK412井轉(zhuǎn)氣驅(qū)后，天然底水驅(qū)未波及的縫洞高部位剩余油得到了動(dòng)用。其主要原因是由于氮?dú)饷芏鹊?，各相流體在縫洞中主要受重力作用控制，氮?dú)膺M(jìn)入縫洞后，聚集在縫洞體頂部，將天然水驅(qū)后頂部“閣樓油”向儲集空間下部驅(qū)動(dòng)，達(dá)到采出井的溢出點(diǎn)后采出。氣驅(qū)后剩余油僅分布在連通性差的裂縫和小縫洞中，以及部分遠(yuǎn)端氣驅(qū)波及不到的部位。

通過上述3個(gè)方案，獲得了原油采出程度、含水率與注入量的關(guān)系曲線（圖3，圖4），以方案1為例，在生產(chǎn)初期，2口生產(chǎn)井采出程度隨時(shí)間呈現(xiàn)線性增加，生產(chǎn)較為穩(wěn)定，但油井一旦見水后，含水率急劇升高，原油產(chǎn)量迅速降低并無法采出；TK412井水驅(qū)轉(zhuǎn)氣驅(qū)階段，T402井能穩(wěn)定生產(chǎn)一段時(shí)間，采出程度增加，同時(shí)整體采出程度進(jìn)入第二上升階段。

對比方案1—方案3氣驅(qū)相對水驅(qū)后的原油采出程度（表2），其氣驅(qū)增產(chǎn)階段采出程度為8.28%～9.06%，其中方案1的增產(chǎn)略高。其主要原因是在未填充石英砂模型中，相對連續(xù)注氣而言，間歇注氣和氣水交替注入的注入相未連續(xù)，注入氣在縫洞中的擾動(dòng)能力較弱，氣驅(qū)波及體積較小。因此，連續(xù)注氣比間歇式和氣水交替式注入提高采出程度略高。

4.2 不同注入位置對剩余油的影響

物理模型中，T402井構(gòu)造位置高于TK412井。在方案1—方案3中，氣驅(qū)階段TK412井注氣，T402井采液，屬于低部位注氣高部位采油；在方案4—方案6中，T402井注氣，TK412井采液，屬于高部位注氣低部位采油。通過對照試驗(yàn)，研究不同注入位置對剩余油分布及氣驅(qū)效果的影響。

圖2 方案1—方案3水驅(qū)和氣驅(qū)后剩余油分布對比

圖3 方案1單井采出程度和注入量的關(guān)系

圖4 方案1含水率與注入量的關(guān)系

各方案在底水驅(qū)階段，生產(chǎn)井下方裂縫和溶洞油水界面隨著原油生產(chǎn)逐漸抬升。當(dāng)油水界面上升到井底時(shí)，不同方案的油水界面位置不一致。以方案1和方案4為例，其底水驅(qū)后模型中油、水分布見圖5.從這兩幅圖中氣驅(qū)后油水分布特征可以看出，注氣后，氣驅(qū)主要將兩井之間高部位的“閣樓油”采出，但是氣驅(qū)后油氣分布有一定差異，主要原因是T402井右側(cè)連通了溶洞體，注氣通過重力分異將溶洞大部分原油頂替出來。同時(shí)注入氣體位于模型頂部，置換頂部原油，使得TK412井下部聚集大量原油（圖5b）。

表2 方案1—方案3不同注氣方式實(shí)驗(yàn)測試結(jié)果

圖5 方案1和方案4水驅(qū)和氣驅(qū)后剩余油分布

在驅(qū)替效果分析基礎(chǔ)上，進(jìn)一步對比了不同位置兩個(gè)階段注氣采出程度。發(fā)現(xiàn)天然水驅(qū)結(jié)束后，從構(gòu)造高部位注氣，其人工氣頂形成后推動(dòng)油氣界面向下整體移動(dòng)，其氣驅(qū)波及體積大，從而提高井組單元整體采出程度（表3）。

表3 不同注采方式實(shí)驗(yàn)測試結(jié)果對比

4.3 模型填充石英砂對剩余油的影響

為了研究縫洞填充石英砂情況對水驅(qū)、氣驅(qū)效率的影響，在方案7—方案10中，模型中填充石英砂以模擬縫洞中填充情況，具備一定滲流特征，通過與方案1—方案6對比，確定縫洞填充后注水、注氣對剩余油分布影響及驅(qū)油效率影響。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，未填充石英砂模型（方案7），驅(qū)替過程中受重力分異作用影響明顯，水驅(qū)油過程中油水界面變化較小，但由于溶洞模型結(jié)構(gòu)復(fù)雜，水驅(qū)結(jié)束后在縫洞單元頂部仍有很大一部分水驅(qū)未波及區(qū)域，即形成“閣樓油”（圖6a）。從氣驅(qū)后剩余油分布情況可以看出，氣驅(qū)能夠在一定程度上動(dòng)用這部分“閣樓油”（圖6b）。

填充石英砂模型（方案9），由于儲集空間具有一定的滲流特征，油水在縫洞中重力分異作用影響降低，驅(qū)油效率受注采速度影響大，當(dāng)注采速度較快時(shí)，出現(xiàn)“水錐”、“氣錐”現(xiàn)象。填充后的儲集空間非均質(zhì)性是造成注水前緣不均勻推進(jìn)的主要原因。水驅(qū)過程中，注入水總是優(yōu)先沿著滲流阻力最小、滲透率最大的方向和部位快速推進(jìn)，而在低滲方向和部位推進(jìn)較慢，造成水線推進(jìn)速度不均衡，影響平面波及效率（圖7a）。在水驅(qū)、氣驅(qū)過程中一旦形成竄流通道，注入流體則難以再波及其他區(qū)域，波及效率降低，溶洞中其余部位的剩余油就難以被驅(qū)替，采出程度低（圖7b）。

對比未填充石英砂的實(shí)驗(yàn)和填充石英砂的實(shí)驗(yàn)采出程度（表4），未填充石英砂的水驅(qū)采出程度高于填充石英砂的采出程度，前者水驅(qū)采出程度為53.44%～60.57%，后者水驅(qū)采出程度為38.58%～43.32%.水驅(qū)之后進(jìn)行氣驅(qū)，未填充石英砂實(shí)驗(yàn)氣驅(qū)提高采出程度6.77%～8.72%，而填充石英砂實(shí)驗(yàn)氣驅(qū)提高采出程度4.05%～4.81%.總之，填充石英砂實(shí)驗(yàn)在水驅(qū)和氣驅(qū)階段采出程度均低于未填充石英砂實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果與生產(chǎn)實(shí)際相符合。

圖6 未填充石英砂模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)剩余油分布

圖7 填充石英砂模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)剩余油分布

表4 TK412—T402井組模型不同填充實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比

5 結(jié)論

（1）縫洞型油藏中，儲集體結(jié)構(gòu)是影響剩余油分布的關(guān)鍵因素之一，受儲集體結(jié)構(gòu)影響，天然水驅(qū)后存在“閣樓油”。

（2）通過人工注水、注氣可實(shí)現(xiàn)對縫洞型油藏天然水驅(qū)后剩余油的動(dòng)用，注水、注氣過程中，主要通過重力分異作用，改變油水界面與采出井的溢出點(diǎn)關(guān)系，最終實(shí)現(xiàn)對剩余油的采出。

（3）在縫洞型油藏中，由于重力分異作用明顯，其不同注氣方式對剩余油采出程度影響較低。

（4）注采對應(yīng)關(guān)系對剩余油采出程度影響較大，高部位注氣，人工氣頂整體下移，其氣驅(qū)波及體積最大，剩余油采出程度最高；低部位注氣，高部位采油，氣驅(qū)方向與重力分異方向一致，易形成氣竄，氣驅(qū)波及體積小。

（5）縫洞填充石英砂情況對注入流體驅(qū)替前緣影響較大，由于填充后儲集層非均質(zhì)性強(qiáng)，驅(qū)替前緣不均衡，波及體積較未填充模型低。