縫洞型碳酸鹽巖油藏巖溶儲集體注氮氣提高采收率實驗

楊景斌，侯吉瑞

（1.中國石油大學（北京）非常規(guī)油氣科學技術研究院，北京 102249；2.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京 102249）

碳酸鹽巖油藏儲量占全球已探明石油地質儲量的52%，其產(chǎn)量占全球油氣總產(chǎn)量的60%。其中，中國西部的縫洞型碳酸鹽巖油藏約占中國碳酸鹽巖油藏探明石油地質儲量的2/3，是石油增儲上產(chǎn)的主要勘探開發(fā)領域之一［1］。

目前，塔河油田是中國發(fā)現(xiàn)的儲量最大的縫洞型碳酸鹽巖油田，儲層主要分布在奧陶系［2］。受多期構造運動、巖溶作用和成巖作用的影響，碳酸鹽巖中形成了非均質性極強的裂縫和溶洞系統(tǒng)［3-4］。鑒于縫洞結構的復雜性以及空間分布的不規(guī)則性，魯新便等將縫洞型碳酸鹽巖油藏的儲集體主要分為巖溶儲集體、斷溶儲集體和暗河型儲集體3 大類［5］。巖溶儲集體的連通通道具有多樣性，而斷溶儲集體和暗河型儲集體的連通通道則具有方向性?？p洞型碳酸鹽巖油藏以大型溶洞和溶蝕孔洞為主要的儲集空間，以裂縫為主要的流動通道，儲集體形態(tài)多樣，具有極強的非均質性［6-8］?？p洞型碳酸鹽巖油藏在開發(fā)過程中地層能量衰減明顯，開發(fā)初期依靠天然能量彈性水驅衰竭式開采，底水錐進造成采出程度下降及地層能量急劇降低［9-11］；開發(fā)中期依靠注氣補充地層能量，穩(wěn)油控水能夠達到增產(chǎn)的目的，但是縫洞型碳酸鹽巖油藏中溶洞、裂縫尺寸差異明顯，縫洞連通程度復雜，嚴重影響氣體在裂縫中的波及路徑和特征，極易發(fā)生氣竄，導致氣體優(yōu)勢通道快速形成，降低最終采收率［12］。

調研發(fā)現(xiàn)，對常規(guī)砂巖油藏提高采收率方法已進行了大量的研究，但是對縫洞型碳酸鹽巖油藏提高采收率方法研究較少［13］。根據(jù)塔河油田實際地質資料和注采特征，設計制作二維縫洞型巖溶儲集體可視化物理模型，開展縫洞型油藏巖溶儲集體模型注氣提高采收率實驗研究，觀察縫洞型油藏中氣體的驅油動態(tài)，分析氣驅效果，揭示注氣提高采收率的主要機理，為縫洞型碳酸鹽巖油藏高效開發(fā)提供理論支持。

1 二維縫洞型巖溶儲集體可視化物理模型制作

1.1 模型參數(shù)

根據(jù)相似準則［14］確定二維縫洞型巖溶儲集體可視化物理模型的參數(shù)和條件，確保該模型與現(xiàn)場實際情況相符?？p洞型油藏流體通道復雜多樣，流動模式不唯一，因此在同一模型中無法滿足多個相似準則，只能對部分流體進行相似模擬，重點對巖溶儲集體進行幾何相似、運動相似和動力相似設計［15］（表1）。因為流體在油藏中的流動主要受重力分異作用，所以在動力相似設計時主要考慮重力和地層壓力，忽略黏滯力的影響。

表1 模型設計考慮的相似條件Table1 Similar conditions considered in design of visual physical model of two-dimensional fracture-cave karst reservoir

由現(xiàn)場參數(shù)和所建模型參數(shù)的比值，可計算出相似系數(shù)。當相似系數(shù)等于1 時，說明所建模型參數(shù)與現(xiàn)場實際參數(shù)相似。根據(jù)塔河油田S48單元的現(xiàn)場參數(shù)、所建模型參數(shù)及比值（表2），計算動力相似和運動相似的相似系數(shù)分別為1.01 和1.04，表明所建模型參數(shù)與現(xiàn)場參數(shù)相似，基本符合相似準則。

1.2 二維尺度刻畫

基于Petrel 地質建模的分層投影疊加物理模擬方法，利用過井斷面投影疊加刻畫縫洞型油藏多井間縱向非均質特征，對其進行二維尺度的刻畫。

巖溶儲集體模型的材料為亞克力板，為確保模型材料的潤濕性，將其浸入水中，發(fā)現(xiàn)在材料的表面會形成潤濕角為62.8°的水滴，結果表明，巖溶儲集體模型材料的潤濕性與實際油藏相似［16］。

1.2.1 模型制作

根據(jù)Petrel 地質建模的分層投影疊加物理模擬方法，將儲集體沿過井斷面的投影進行疊加，利用過井斷面投影疊加刻畫縫洞型油藏多井間縱向非均質特征，采用CAD 畫圖軟件將斷面投影進行制圖設計，模型材料選用優(yōu)質亞克力板（化學成分為聚甲基丙烯酸甲酯），以最大限度地模仿油藏縫洞及裂縫的結構特征進行圖形描繪，再依據(jù)該圖形進行電腦編程，且不同縫洞采用不同大小刀具進行數(shù)控精細加工雕刻，并模仿油井的位置進行深孔加工，最后采用特殊工藝進行封閉工序，保證模型的密封和耐壓，制作成二維縫洞型巖溶儲集體可視化物理模型。

表2 塔河油田S48單元的現(xiàn)場參數(shù)、所建模型參數(shù)及比值Table2 Field parameters，parameters of visual physical model and similarity coefficient of Unit S48 in Tahe Oilfield

待模擬井筒安裝完畢后，用環(huán)氧樹脂將管座進行黏結固定。在模型的底部打2 個孔并嵌入2 個管座，分別在管座上連接一根鐵管，鐵管的另一端與二通閥相連，底水可以通過鐵管泵入到模型底部的底水槽中，形成底水環(huán)境，巖溶儲集體模型總縫洞體積為383 cm3，由寬度不同的裂縫組成［17-18］。

二是科技基礎設施建設滯后，不能充分滿足區(qū)域創(chuàng)新需求。近年來，東營市科技基礎設施建設雖然取得了長足進步，建成一批國家大學科技園和國家級、省級的示范生產(chǎn)力促進中心、創(chuàng)業(yè)服務中心，但普遍存在建設水平不高的問題，能夠為科技企業(yè)、研發(fā)機構和科技人員提供的有效服務較少。

1.2.2 井位設計

根據(jù)塔河油田S48單元的地質特征以及井位設計要求，在48 cm×48 cm 的正方形模型上方相應的位置設計8 口井，每口井用直徑為3 mm 的鐵管制備，鐵管的一端伸入到巖溶儲集體模型的縫洞結構中，另一端連接三通閥，各個鐵管通過鉆入到模型中的深度不同，來模擬不同深度的油井井筒，以期與現(xiàn)場保持相似［19］。將設計好的8口井分別標號為1#—8#，其中，選用2#，3#，5#和7#進行實驗研究，5#為注入井，2#，3#和7#為采出井。5#模擬的是現(xiàn)場的深部位井，位于大的溶洞儲集體內；2#，3#和7#模擬的是位于不同深度不同連通程度的井，為更加真切地模擬油田現(xiàn)場復雜的儲集體類型，將2#，3#和7#這3口模擬井位于不同大小的巖溶儲集體內進行采油，1#，4#，6#和8#這4 口井模擬油田現(xiàn)場的鄰井情況，便于進行鄰井受效情況分析。

2 注氮氣實驗準備及步驟

2.1 實驗準備

實驗溫度為25 ℃，壓力為常壓。實驗用模擬油由液體石蠟與煤油按質量比20∶1的比例配制，黏度為25 mPa·s（室溫），密度為0.83 g/mL，為增強可視化效果，用蘇丹紅將模擬油染為紅色；實驗用氣體為純度為99.2%的工業(yè)氮氣；實驗用水為模擬地層水，并用純藍色墨水染色，黏度為1 mPa·s，密度為1 g/mL，模擬油與模擬水的界面張力為6 mN/m，模擬油與氮氣的表面張力為8 mN/m。

實驗準備包括:①對可視化模型進行抽真空處理，注入模擬油，標定物理模型的有效孔隙體積。②按照既定模型井眼的注采情況和井位高低，連接管線，從底部水槽注入地層水模擬地層環(huán)境。③固定模型，將光源板打開，豎立在模型后面，調試相機和三腳架位置，檢查管線連接和閥門打開狀態(tài)以及接液裝置。

2.2 實驗步驟

實驗步驟具體包括:①在中間5#井處以20 mL/min 的注氣速度注氣，以10 mL/min 的流速在模型底部對模型進行底水注入，2#，3#，7#井采油，每隔2 min 記錄一次產(chǎn)水量和產(chǎn)油量，當某一口井含水率達到98%時關井，直到3 口井全部關閉。②在中間5#井處以5 mL/min 的注氣速度注氣，底水以20 mL/min 的流速在模型底部注入，2#，3#，7#井采油，每隔2 min記錄一次產(chǎn)水量和產(chǎn)油量，當某一口井含水率達到98%時關井，直到3 口井全部關閉。③根據(jù)實驗現(xiàn)象和生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)確定縫洞型碳酸鹽巖油藏注水注氣驅替的生產(chǎn)特征，重點分析氣體的波及特征、路徑和竄逸的機理。

3 實驗結果分析

3.1 縫洞宏觀油水界面特征

驅替初期，由于受油水重力分異作用，模型中各個縫洞的宏觀油水界面較平穩(wěn)上升，基本在同一水平線上，氣水界面沒有太大的變化，位于同一平面上［21］（圖1a）。每口生產(chǎn)井均能夠采出油，但產(chǎn)出的程度不同，2#井產(chǎn)油速度最高，7#井產(chǎn)油速度最低。在無水采油期，2#井產(chǎn)油速度始終快于7#井。這是由于2#井井底位于大的溶洞儲集體附近，儲集體內儲存大量油，縫洞單元與底水的連通性較好，底水驅替的阻力比較小，能夠不斷地將油驅向2#井，增加2#井產(chǎn)油速度。7#井井底附近的溶洞比較小，與四周大溶洞儲集體的連通性較差，僅能通過一些細長的縫進行連通，儲存的油量比較少，底水驅替阻力比較大（圖1b）。當?shù)姿屘孢_到0.3 PV以后，底水以離散相形式進入垂向盲端溶洞，逐漸形成連續(xù)相，在驅替過程中，由于油水密度差，底部壓力增高，能夠啟動小尺度裂縫剩余油。受重力分異作用和壁面潤濕性的影響，底水在垂向盲端裂縫中部運移，置換出的油相沿壁面流動，在壁面形成剩余油［22］（圖1c）。

圖1 縫洞宏觀油水界面特征Fig.1 Macroscopic characteristics of oil-water interface of fracture and cave

底水驅替達到0.5 PV 后，各個縫洞的油水分界面開始出現(xiàn)高度差異，不再保持在同一水平線上。產(chǎn)油速度高的2#井井底附近的油水界面高于產(chǎn)油速度低的7#井底附近的油水界面（圖1d）。這是由于2#井井底附近的縫洞單元的連通性好，縫洞之間的流動阻力小，油水界面很容易被抬升。隨著驅替體積的不斷增加，2#井井底附近的油水界面上升的幅度逐漸增大，7#井井底附近的油水界面上升，但上升的幅度非常小。同時，油氣界面也有稍微的波動，不再是位于同一平面內，2#井附近模擬油上方的氣水界面相對于7#井附近模擬油上方的油氣界面稍有降低（圖1e）。隨著驅替過程的進行，2#井附近模擬油下方的油水界面連續(xù)上升，模擬油上方的油氣界面下降［23］。驅替一段時間后，2#井附近的模擬油變窄，7#井由于連通性差，底水抬升的阻力比較大，油水界面不容易被抬升，模擬油相對較寬（圖1f）。

以20 mL/min 注氣速度驅替與5 mL/min 注氣速度驅替的縫洞宏觀油水界面特征基本相似，初期油氣界面都基本位于同一水平面內，油水界面稍有波動，隨著驅替過程的進行，產(chǎn)油速度高的2#井井底附近的油水界面上升得比較快。但是在20 mL/min注氣速度驅替條件下，發(fā)生氣竄的時間比5 mL/min注氣速度驅替早。

3.2 氣水同錐現(xiàn)象

由于氮氣驅過程是非活塞驅替，各向流體在縱向上的流速不同，導致油水界面和油氣界面會發(fā)生形變，隨著模型中油不斷從生產(chǎn)井中采出，油水和油氣界面將從原來的水平液面逐漸形成向生產(chǎn)井井口凸起的水錐和氣錐。在物理模型的驅替過程中，發(fā)現(xiàn)在油水界面和油氣界面到達生產(chǎn)井井口后一段時間內，產(chǎn)生了穩(wěn)定水錐和氣錐（圖2），在實際油藏的開采過程中，僅當生產(chǎn)井產(chǎn)量小于臨界產(chǎn)量時，才會形成穩(wěn)定的錐狀體。實驗中觀察到水錐的高度大于氣錐的高度，這是由于水錐和氣錐的高度取決于油水密度差和油氣密度差所引起的重力和垂向壓力梯度的平衡，油水密度差小于油氣密度差［24］。

圖2 氣水同錐現(xiàn)象Fig.2 Gas-water coning phenomenon

根據(jù)Laplace公式及油水、油氣兩相彎曲液面受力平衡原理，假設生產(chǎn)井井口水體和氣體凸起僅受自身重力和兩相界面張力的作用，重力促進水錐和氣錐變寬，界面張力抑制水錐和氣錐鋪展變寬。當兩者達到平衡狀態(tài)時，界面張力和重力相等，屈鳴等研究得出水錐和氣錐最大高度的計算公式為［16］:

由（1）式可知，油氣、油水界面張力分別為8，6 mN/m，油氣、油水在模型上的潤濕角分別為59.5°，62.8°，可得到氣錐、水錐的最大高度分別為17.94，28.17 mm。在巖溶儲集體物理模型實驗過程中，測得產(chǎn)生氣錐的最大高度為31.8 mm，水錐的最大高度為50.1 mm。其測量值均大于公式計算值，這說明底水對錐體的作用力抵消了部分重力作用，加劇垂向水錐向上延伸，宏觀表現(xiàn)為形成水錐的實際最大高度大于靜止狀態(tài)下公式計算的水錐的最大高度。氮氣對錐體的作用力和氮氣自身的重力增加了氣錐的高度，宏觀表現(xiàn)為實測氣錐最大高度大于靜止狀態(tài)下公式計算的氣錐的最大高度。

通過分析發(fā)現(xiàn)，靜態(tài)條件下用（1）式計算的結果雖然具有判定水錐和氣錐最大高度的實用價值，但仍不能準確計算出錐體的最大高度，與實驗測得的錐體最大高度有一定的差距。為能夠更好地計算出錐體最大高度，在大量測試實驗［25］的基礎上，對（1）式進行修正，引入修正因子ε，（1）式變?yōu)?

經(jīng)過實驗驗證得出，修正因子ε 取1.8 時，通過（2）式計算得到的水錐最大高度為50.7 mm，氣錐的最大高度為32.29 mm，均與實測值比較接近，誤差在0.01%之內，能夠較為準確確定水錐和氣錐的最大高度。

隨著驅替過程的進行，重力和界面張力平衡的臨界狀態(tài)被打破，水錐在底水推動下開始上升，氣錐保持相對平穩(wěn)，模擬油左側變薄。水錐上升到一定程度后，當模擬油左側寬度幾乎為0時，底水開始進入模擬油右側的縫洞，在底水的推動下，右側縫洞中的油向左側流動，促使整個模擬油重新成為一條等寬的模擬油。

3.3 氣水協(xié)同效應

在縫洞型碳酸鹽巖油藏巖溶儲集體物理模型中，氮氣注入后上浮至構造頂部，占據(jù)高部位空間，形成人工氣頂，儲集體未出現(xiàn)氣頂之前，底水向上運移最終突破井眼，將剩余油封閉于單井上部，氣頂形成后，當氣頂能量與底水能量發(fā)揮協(xié)同效應時，模擬油上下受力平衡，油藏中油水界面張力與油氣界面張力相等［26］（圖3a）。底水能量過高導致氣竄優(yōu)勢通道及宏觀水錐過早形成，注氣井底油氣、油水雙界面持續(xù)波動，在其相互作用下剩余油富集帶不斷變薄，整體的油水界面上移（圖3b）。隨著氮氣的不斷注入，氣頂能量大于底水能量，致使模擬油逐漸下移（圖3c），最終模擬油到達一個最低臨界值（圖3d）。經(jīng)不斷注氣和底水補充，底水能量會超過氣頂能量，底水能量推動模擬油上升（圖3e）。

圖3 氣水協(xié)同效應Fig.3 Synergistic effect of gas and water

在驅替過程中，氣頂能量與底水能量發(fā)揮協(xié)同效應，導致模擬油上下波動，直到3口生產(chǎn)井發(fā)生氣竄，模擬油才停止波動（圖3f）。在模擬油上下波動的過程中，3 口生產(chǎn)井伴隨氣體和水產(chǎn)生［27］。當5#井底為水中注氣時，模擬油發(fā)生大幅度的擾動現(xiàn)象，導致注氣井附近的油向模擬油兩側移動，在注氣井一側形成氣體通道，氣體不斷上移。這是由油水界面和油氣界面受力不平衡引起的。在驅替過程中，模擬油主要受到底水驅動力（Fw）、氣體推動力（Fg）和油自身重力（G）的相互作用而發(fā)生上下波動。驅替初期，F(xiàn)g+G＜Fw，模擬油在底水的作用下向上平穩(wěn)推進。隨著驅替的不斷進行，當注氣達到0.5 PV 時，氣體能量逐漸增加，模擬油上升緩慢，此時底水驅動力已不能完全推動模擬油上升，三者達到平衡狀態(tài)，即:Fg+G=Fw。之后，模擬油逐漸變窄，當模擬油變窄到一定程度后，F(xiàn)g+G＞Fw，模擬油在氣體推動力的作用下，向下移動，受縫洞連通性差異的影響，油水界面開始不在同一水平面上，出現(xiàn)高度差異［28］。左側由于縫洞連通性較好，流動阻力小，氣體推動力的效果相對較明顯，模擬油呈現(xiàn)出左側窄、右側寬的高度差異現(xiàn)象。隨著驅替的不斷進行，氣頂能量與底水能量發(fā)揮協(xié)同效應，使模擬油上下波動，直到3口生產(chǎn)井發(fā)生氣竄為止，模擬油停止波動，達到穩(wěn)定狀態(tài)。

3.4 采出程度分析

在縫洞型碳酸鹽巖油藏巖溶儲集體可視化物理模型中進行氮氣驅替實驗，不同的注氣速度對產(chǎn)液速率產(chǎn)生很大的影響。當注氣速度為20 mL/min時，最大產(chǎn)液速度為40.5 mL/min；當注氣速度為5 mL/min 時，最大產(chǎn)液速度為39 mL/min（圖4a）。前9 min注氣速度越大，產(chǎn)液速度越大。這是由于剛開始注氣速度大，氣體動能大，驅替速度快，產(chǎn)液速度高。當以20 mL/min 注氣時，產(chǎn)液速度達到最大值時，2#井發(fā)生氣竄，導致產(chǎn)液速度瞬間下降。隨著驅替的進行，3#，7#井也相繼發(fā)生氣竄，最終關井。當以5 mL/min 注氣時，氣體能量緩慢增加，產(chǎn)液速度也隨之不斷的增加；到第14 min 時，產(chǎn)液速度達到最大值［29］，隨著驅替的進行，2#井見水，發(fā)生氣竄，導致產(chǎn)液速度下降，在2#井見水后不久，3#井也相繼發(fā)生氣竄關井，最終7#井采油不出，幾乎全出水。總體來看，注氣速度為20 mL/min 比注氣速度為5 mL/min 發(fā)生氣竄的時間早，達到的最大產(chǎn)液速度高。

圖4 不同注氣速度下的產(chǎn)液速度和采出程度Fig.4 Liquid production rate and recovery at different gas injection rate

綜上所述，注氣速度影響剩余油的最終采出程度。注氣速度為20 mL/min 時，采出程度約為70.5%，注氣速度為5 mL/min 時的采出程度大約為78.9%（圖4b）。注氣速度高時，雖然能夠在短時間內達到高的產(chǎn)液速度和高的剩余油采出量，但是由于油氣的流度差異明顯，氣體很容易發(fā)生氣竄，導致注氮氣的時間縮短，采出程度最終會比較低；注氣速度低時，可以延長注氮氣的時間，氣體不易過早發(fā)生氣竄，能夠提高最終的采出程度，但是由于速度低，驅動能量低，注入的氮氣不能夠進入阻力較大的縫洞中，只能進入阻力相對較小的溶洞和裂縫中。因此，需要合理的注氣速度才能發(fā)揮氮氣驅大幅度提高采出程度的潛能。

4 結論

根據(jù)縫洞型碳酸鹽巖油藏的地質特征，在相似準則的基礎上，建立二維縫洞型油藏巖溶儲集體可視化物理模型，通過實驗研究該模型注入氮氣的波及動態(tài)規(guī)律，發(fā)現(xiàn)以注氣速度分別為20 和5 mL/min進行驅替，宏觀油水界面特征基本相似，在氮氣驅替過程中會出現(xiàn)明顯的氣水同錐現(xiàn)象和氣水協(xié)同效應，根據(jù)實驗數(shù)據(jù)分析采出程度認為，高注氣速度雖然能在短時間內達到高產(chǎn)液速度，但容易發(fā)生氣竄，導致最終采出程度較低。因此，在油田現(xiàn)場進行氮氣驅過程中必須控制好注氣速度，減少氣竄現(xiàn)象的發(fā)生。

符號解釋

π1——模型與其原型對應的線性尺寸比例；d——縫洞直徑，cm；l——油藏控制直徑，cm；FG——地層壓力與重力之比；Δp——地層壓差，MPa；ρ——地層原油密度，kg/m3；g——重力加速度，m/s2；FQ——采液量與注入量之比；Q——注入量，m3/d；r——井徑，mm；σ——界面張力，mN/m；θ——油潤濕角，（°）；hmax——水體凸起最大高度，mm；ε——修正因子；Δρ——流體密度差，g/cm3；Fw——底水驅動力，N；Fg——氣體推動力，N；G——油自身重力，N。