厚層碳酸鹽巖油藏宏觀物理模擬實(shí)驗(yàn)研究

劉逸盛 ，劉月田，張琪琛，鄭文寬，菅長(zhǎng)松，李廣博，薛艷鵬

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.中國(guó)石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營(yíng) 257015；3.中國(guó)石油遼河油田分公司高升采油廠，遼寧盤錦 124125；4.中國(guó)石油塔里木油田分公司，新疆庫(kù)爾勒 841000）

伴隨著中國(guó)油氣戰(zhàn)略“走出去”方針的推進(jìn)，三大油公司在中東、南美和北美等地區(qū)收購(gòu)了許多碳酸鹽巖區(qū)塊的采礦權(quán)，如中東Missan油田的厚層碳酸鹽巖油藏BU（簡(jiǎn)稱BU油藏），其油氣地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)6.79×108t，成為中國(guó)油氣產(chǎn)能增長(zhǎng)的重要陣地。近年來，BU油藏主要通過注水開發(fā)方式保持地層壓力實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)，注水開發(fā)區(qū)塊的主力層位為平均厚度為83.5 m的MB2-1段。不同于常規(guī)砂巖油藏，BU油藏表現(xiàn)出縱向厚度大、層內(nèi)物性差異大和縱向非均質(zhì)性強(qiáng)的特征［1］；同時(shí)，區(qū)別于中國(guó)碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)層發(fā)育大量裂縫、溶洞的特征，BU油藏儲(chǔ)集空間以原生粒間孔、次生粒間溶孔、基質(zhì)微孔和小型溶蝕孔洞為主［2-6］。鑒于上述原因，隨著開發(fā)的不斷深入，發(fā)現(xiàn)常規(guī)砂巖油藏和中國(guó)碳酸鹽巖油藏的注水開發(fā)經(jīng)驗(yàn)已不足以指導(dǎo)中東厚層碳酸鹽巖油藏的開發(fā)［7-16］。因此，深入研究中東厚層碳酸鹽巖油藏水驅(qū)規(guī)律和水淹模式，細(xì)化調(diào)整油藏注采井網(wǎng)，成為中東厚層碳酸鹽巖油藏改善水驅(qū)開發(fā)效果的必由之路［17-18］。為此，以BU油藏為原型，利用人造碳酸鹽巖巖心模擬目標(biāo)油藏孔隙型儲(chǔ)層巖心，根據(jù)相似理論設(shè)計(jì)厚層碳酸鹽巖水驅(qū)開發(fā)宏觀物理模擬實(shí)驗(yàn)，通過實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)模型內(nèi)部飽和度場(chǎng)變化特征，研究油藏水驅(qū)規(guī)律和水淹模式，探索注采井網(wǎng)細(xì)化調(diào)整方案，從而為厚層碳酸鹽巖油藏的開發(fā)提供參考。

1 宏觀物理模擬相似理論

利用室內(nèi)物理模型模擬實(shí)際油藏開發(fā)時(shí)，根據(jù)相似理論，需要同時(shí)滿足幾何相似、動(dòng)力相似和運(yùn)動(dòng)相似3方面的相似要求。為推導(dǎo)滿足上述3方面要求的相似準(zhǔn)數(shù)組，首先根據(jù)目標(biāo)油藏油水兩相滲流特點(diǎn)，作以下基本假設(shè)：①滲流介質(zhì)為孔隙型介質(zhì)。②重力作用不可忽視，基于邦德數(shù)計(jì)算。③水和油互不相溶。④巖石和流體均不可壓縮。根據(jù)單重介質(zhì)滲流數(shù)學(xué)模型，采用方程分析法，推導(dǎo)得到滿足本次實(shí)驗(yàn)的相似準(zhǔn)數(shù)組［19-20］（表1）。

實(shí)驗(yàn)選用人造碳酸鹽巖巖心，由于人造巖心為各向同性，實(shí)際油藏儲(chǔ)層為各向異性，因此在實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)之初，需要將各向異性油藏轉(zhuǎn)化為各向同性油藏，然后采用表1中的相似準(zhǔn)數(shù)，將油藏參數(shù)換算為實(shí)驗(yàn)室內(nèi)的宏觀物理模型參數(shù)。各向異性介質(zhì)轉(zhuǎn)換為各向同性介質(zhì)可通過各向異性滲透率來實(shí)現(xiàn)，首先需要求出各向異性介質(zhì)的等效各向同性滲透率，然后將各向異性的坐標(biāo)x，y和z換算為各向同性介質(zhì)的坐標(biāo)x1，y1和z1。其公式分別為［21-23］：

表1 厚層碳酸鹽巖油藏水驅(qū)宏觀物理模擬相似準(zhǔn)數(shù)組Table1 Large-scale physical experimental similarity criteria on water flooding in thick carbonate reservoirs

2 宏觀物理模型設(shè)計(jì)及實(shí)驗(yàn)方法

2.1 參數(shù)設(shè)計(jì)

基于表1所列的相似準(zhǔn)數(shù)組，結(jié)合實(shí)際油藏參數(shù)，即可實(shí)現(xiàn)BU油藏與宏觀物理模型參數(shù)之間的相互換算，其對(duì)應(yīng)設(shè)計(jì)參數(shù)如表2所示。在現(xiàn)有實(shí)驗(yàn)條件下，人造巖心單次壓制所能達(dá)到的最大平面尺寸為80 cm×80 cm，故實(shí)驗(yàn)中宏觀物理模型的平面尺寸設(shè)計(jì)為80 cm×80 cm。

表2 目標(biāo)油藏與宏觀物理模型實(shí)驗(yàn)參數(shù)換算Table2 Experimental parameters conversion between target reservoir and large-scale physical model

地質(zhì)資料顯示，目標(biāo)油藏MB2-1段縱向上劃分為8層，中間無隔夾層分布，且上部?jī)?chǔ)層物性明顯好于下部?jī)?chǔ)層，其滲透率級(jí)差為12.12。由于目標(biāo)儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)性是影響目標(biāo)油藏水淹模式的物質(zhì)基礎(chǔ)，為體現(xiàn)油藏縱向非均質(zhì)性對(duì)水驅(qū)規(guī)律的影響，物理模型壓制過程中，需要保持其縱向非均質(zhì)特征和韻律特征一致。受制作工藝影響，目前人造碳酸鹽巖巖心縱向5層以內(nèi)可以一次壓制成型，物性控制也更為準(zhǔn)確。為此，將MB2-1段8層中縱向相鄰、滲透率相近的小層進(jìn)行合并，合并前后目標(biāo)油藏韻律和非均質(zhì)性保持不變。最終目標(biāo)油藏縱向合并為5層，其物性參數(shù)及對(duì)應(yīng)的宏觀物理模型物性參數(shù)如表3所示。

2.2 井網(wǎng)設(shè)計(jì)

目前目標(biāo)油藏井網(wǎng)采用反九點(diǎn)法注采井網(wǎng)，注采井距為700 m。為充分研究油藏內(nèi)的水驅(qū)規(guī)律，選擇反九點(diǎn)法注采井網(wǎng)的1/4個(gè)單元進(jìn)行模型設(shè)計(jì)。考慮到BU油藏縱向厚度與現(xiàn)有井距大的特征，為充分發(fā)揮重力分異作用對(duì)采收率的影響，采用底注頂采的開發(fā)方式，設(shè)計(jì)3組不同的立體注采井網(wǎng)（圖1）進(jìn)行對(duì)比實(shí)驗(yàn)。當(dāng)模型實(shí)施具體的某一組井網(wǎng)實(shí)驗(yàn)時(shí)，可以采用劉劍等設(shè)計(jì)的井筒封堵裝置［24］對(duì)額外方案的預(yù)置井筒進(jìn)行封堵，從而將預(yù)置井筒對(duì)模型流場(chǎng)的影響降至最低。

表3 目標(biāo)油藏與宏觀物理模型物性參數(shù)換算Table3 Reservoir parameters conversion between target reservoir and large-scale physical model

2.3 模型制作及實(shí)驗(yàn)裝置

巖心制作 為保證人造巖心與實(shí)際油藏具有相似的潤(rùn)濕性，壓制人造巖心的石粉組分必須與目標(biāo)油藏巖石組分保持一致，所用石粉的目數(shù)由宏觀物理模型的孔隙度和滲透率共同決定。首先，將篩選完畢的石粉與固化劑均勻混合，按照小層順序?qū)⑵渲糜趲r心壓制的模具內(nèi)，同時(shí)，每完成一層石粉的鋪設(shè)，都需要在設(shè)計(jì)位置預(yù)埋飽和度探頭用于后續(xù)飽和度場(chǎng)監(jiān)測(cè)，其中飽和度探頭分布如圖2所示。然后，將模具中鋪設(shè)完畢的石粉混合物壓制成型后，置于恒溫箱內(nèi)使其充分干燥，即可完成人造巖心的制作。

圖1 宏觀物理模型立體注采井網(wǎng)Fig.1 Well pattern design of large-scale physical model

圖2 宏觀物理模型中飽和度探頭分布Fig.2 Saturation sensor distribution in large-scale physical model

巖心封裝 巖心制作完成后，根據(jù)設(shè)計(jì)井位，在預(yù)定位置鉆孔作為井筒。由于設(shè)計(jì)模型較大，為使模型充分飽和，在模型頂面額外布置11個(gè)飽和孔（圖3）；此外，需在模型底部預(yù)留1個(gè)厚度為2 mm的水槽用于模擬油藏底水。完成上述工作后，將巖心置于灌膠模具內(nèi)，并在模具內(nèi)灌入厚度約為3 cm的環(huán)氧樹脂層（圖3），以保證模型的密封性和耐壓性。模型密封完畢后，連接氮?dú)馄考訅?，?yàn)證模型整體的密封性以及各預(yù)埋井、各飽和孔的連通性，確認(rèn)無誤后模型制作完成，進(jìn)行后續(xù)實(shí)驗(yàn)。

圖3 澆筑完畢后的宏觀物理模型Fig.3 Illustration of completed large-scale physical model

實(shí)驗(yàn)裝置 實(shí)驗(yàn)裝置由注入系統(tǒng)、底水模擬系統(tǒng)、模型系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等構(gòu)成（圖4）。其中，注入水和底水注入方式均為恒壓注入，壓力由水頭提供。具體方式為：將地層水用平流泵泵入指定高度的水頭，經(jīng)由固定高度的水頭向模型恒壓注水。出口計(jì)量裝置包括量筒和電子天平。飽和度傳感器由電阻率測(cè)定儀構(gòu)成，實(shí)驗(yàn)開始前需要通過實(shí)驗(yàn)用油和實(shí)驗(yàn)用地層水進(jìn)行電阻率標(biāo)定。

2.4 實(shí)驗(yàn)方法

實(shí)驗(yàn)方法包括：①將宏觀物理模型連接完畢后，向模型底水槽提供1.07 kPa的恒壓作為底水壓力，以3.5 kPa的壓力從注水井向模型恒壓注入，P1，P2和P3三口生產(chǎn)井采液，當(dāng)生產(chǎn)井含水率達(dá)到98%時(shí)關(guān)井。②重新飽和宏觀物理模型，按照井網(wǎng)設(shè)計(jì)，依次打開直井加密井網(wǎng)、水平井加密井網(wǎng)完成對(duì)比實(shí)驗(yàn)。其中，對(duì)上述2種井網(wǎng)，加密和轉(zhuǎn)注同步進(jìn)行，轉(zhuǎn)注、加密時(shí)機(jī)為P1井含水率達(dá)80%。③根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象，分析厚層碳酸鹽巖油藏水驅(qū)規(guī)律、水淹模式以及剩余油分布，并優(yōu)選合理注采井網(wǎng)。

圖4 厚層碳酸鹽巖油藏宏觀物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置Fig.4 Schematic of large-scale physical experiment for thick carbonate reservoirs

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

3.1 基礎(chǔ)井網(wǎng)注水開發(fā)水驅(qū)規(guī)律及水淹模式

單井產(chǎn)油速度變化曲線（圖5a）顯示，生產(chǎn)初期邊井（P1和P3）的產(chǎn)油速度高于角井（P2），但邊井見水時(shí)間相對(duì)較早，見水后邊井產(chǎn)油速度遞減較快，角井產(chǎn)油速度逐漸大于邊井。分析單井含水率變化曲線（圖5b）可知，相對(duì)于角井，邊井見水后含水率快速上升，直到進(jìn)入高含水期（含水率大于60%）含水上升率逐漸變緩，而角井在低含水期（含水率小于20%）含水上升率較慢，進(jìn)入中含水期后含水上升率加快，整個(gè)生產(chǎn)期間，角井含水率均低于邊井。由井組采出程度與含水率關(guān)系曲線（圖5c）可見，井組無水采收率為2.87%，低含水期采收率為10.5%，中含水期采收率為22.6%，最終采收率為43.9%。模型約有50%的可采儲(chǔ)量在高含水期采出，這是由于儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，層間差異大，注入水易沿高滲透層突破所致。

圖5 基礎(chǔ)井網(wǎng)生產(chǎn)指標(biāo)Fig.5 Production index of basic well pattern

根據(jù)模型生產(chǎn)過程中連井剖面（圖6）和平面（圖7）飽和度場(chǎng)變化規(guī)律，將生產(chǎn)過程劃分為3個(gè)生產(chǎn)階段：①生產(chǎn)早期（0～10 h），由于縱向上注采壓力梯度大于重力梯度，加之滲透率層間差異的影響，使得注入水在近注水井區(qū)域先沿著縱向從模型底部運(yùn)移到上部的高滲透層，然后沿著頂部高滲透層向前突進(jìn)，同時(shí)，由于模型底部第4層滲透率也相對(duì)較高，因此模型表現(xiàn)為如圖6a所示的雙峰狀水驅(qū)特征。②生產(chǎn)中期（10～20 h），隨著油水前緣向前推進(jìn)遠(yuǎn)離注水井區(qū)域，注采壓力梯度減小，重力對(duì)油水運(yùn)移的影響逐漸增大，這促使在頂部向前突進(jìn)的注入水在重力的作用下逐漸向下流動(dòng)，導(dǎo)致雙峰狀水驅(qū)特征轉(zhuǎn)變?yōu)閱畏鍫钏?qū)特征，注入水開始沿著第4層向前突進(jìn)，并率先在第4層突破到角井井底，形成次生底水。③生產(chǎn)晚期（30～55 h），重力作用下沿第4層突進(jìn)的水向下運(yùn)移，致使第5層被水淹，同時(shí)，依托于生產(chǎn)中期形成的次生底水，模型水驅(qū)特征由滲透率層間差異造成的層間突進(jìn)轉(zhuǎn)變?yōu)橐劳杏诖紊姿南蛏贤羞M(jìn)，剩余各層的水淹順序?yàn)橹胁康?層先被水淹，然后第2層、第1層被水淹。

圖6 基礎(chǔ)井網(wǎng)I1—P2井連井剖面含水飽和度場(chǎng)變化Fig.6 Saturation field variation characteristics of I1-P2 well section in basic well pattern

圖7 基礎(chǔ)井網(wǎng)平面含水飽和度場(chǎng)變化Fig.7 Plane saturation field variation characteristics of basic well pattern

受上述運(yùn)移規(guī)律影響，模型內(nèi)部剩余油分布特征為：在近注水井區(qū)域，儲(chǔ)量動(dòng)用比較充分，無明顯剩余油；進(jìn)入遠(yuǎn)井區(qū)域到靠近生產(chǎn)井區(qū)域，重力對(duì)厚層碳酸鹽巖油藏剩余油分布的影響逐漸顯現(xiàn)，導(dǎo)致模型下部層位儲(chǔ)量動(dòng)用比較充分，剩余油主要集中在模型上部層位。因此，后續(xù)方案調(diào)整時(shí)應(yīng)著力增加上部?jī)?chǔ)層儲(chǔ)量的控制程度，提高開發(fā)效率，增加采收率。此外，從圖6還可以發(fā)現(xiàn)，盡管宏觀物理模型設(shè)計(jì)了底水，但是模型飽和度場(chǎng)變化規(guī)律中并沒有監(jiān)測(cè)到底水錐進(jìn)的現(xiàn)象，分析認(rèn)為這主要是底水能量弱，且下部第5層滲透率小、儲(chǔ)層厚度大所致。

基于上述分析，將厚層碳酸鹽巖油藏的水淹模式總結(jié)如下：①階段一。生產(chǎn)早期，在近井區(qū)域，注入水的主要驅(qū)動(dòng)力為注采壓差，水驅(qū)特征為層間滲透率差異造成的雙峰狀驅(qū)替特征（圖8a）。②階段二。隨著油水前緣遠(yuǎn)離注水井區(qū)域，注采壓力梯度減小，注入水在重力分異的影響下向下部層位運(yùn)移，使得雙峰狀水驅(qū)特征轉(zhuǎn)變?yōu)閱畏鍫钏?qū)特征（圖8b）。③階段三。沿著下部高滲透層突進(jìn)的注入水率先突破到生產(chǎn)井井底，形成次生底水（圖8c）。④階段四。次生底水向上托進(jìn)，生產(chǎn)井完全被水淹（圖8d）。

3.2 不同井網(wǎng)注水開發(fā)效果對(duì)比

對(duì)比3種井網(wǎng)的開發(fā)效果（圖9a）可知：基礎(chǔ)方案的采收率（43.9%）顯著低于直井加密方案（47.3%）和水平井加密方案（52.9%）?，F(xiàn)有基礎(chǔ)井網(wǎng)下，剩余油平面分布在遠(yuǎn)注水井區(qū)域和近生產(chǎn)井區(qū)域，縱向上位于儲(chǔ)層上部小層，提高頂部動(dòng)用效率不高區(qū)域的控制程度，可以顯著增加油藏采收率。同屬加密井網(wǎng)，水平井加密井網(wǎng)采收率明顯高于直井加密井網(wǎng)，而且開發(fā)效率也明顯高于直井加密井網(wǎng)。

對(duì)比3種井網(wǎng)產(chǎn)液速度（圖9b）發(fā)現(xiàn)：基礎(chǔ)方案轉(zhuǎn)注加密后產(chǎn)液速度顯著增加，這表明基礎(chǔ)方案步入高含水期后其產(chǎn)液能力可以通過補(bǔ)充能量和改善注采關(guān)系得到提高，這對(duì)高含水期油藏穩(wěn)定產(chǎn)能、保證產(chǎn)油速度具有重要指導(dǎo)意義；水平井加密方案在厚層碳酸鹽巖油藏開發(fā)中優(yōu)勢(shì)更加顯著，其產(chǎn)液速度甚至高于基礎(chǔ)方案2倍以上。相應(yīng)的，由于水平井加密方案具有更高的產(chǎn)液速度，導(dǎo)致其前期見水時(shí)間更早（圖9c），含水率上升速度更快，含水率更高，然而水平加密方案依然具有最高的采收率。說明此類厚層油藏的剩余油更多為橫向非均勻分布，而非縱向非均勻分布。對(duì)于橫向非均勻分布的剩余油，加密的水平井網(wǎng)能夠顯著擴(kuò)大波及體積，從而采出更多的剩余油，這也印證了從模型頂部加密、底部轉(zhuǎn)注調(diào)整思路的可靠性。

4 結(jié)論

圖8 厚層碳酸鹽巖油藏水淹模式Fig.8 Water flooding mode of thick carbonate reservoirs

圖9 不同注采井網(wǎng)開發(fā)指標(biāo)對(duì)比Fig.9 Comparison of development index of different well patterns

厚層碳酸鹽巖油藏水淹模式為：在近注水井區(qū)域注入水先沿縱向運(yùn)移到高滲透層然后向前突進(jìn)；油水前緣遠(yuǎn)離注水井區(qū)域后上部向前突進(jìn)的水相受重力影響，向下部?jī)?chǔ)層運(yùn)移，沿下部高滲透層突進(jìn)到生產(chǎn)井井底，形成次生底水；最后次生底水向上托進(jìn)，導(dǎo)致油井水淹。

厚層碳酸鹽巖油藏剩余油分布，縱向上受重力分異的影響主要集中在上部?jī)?chǔ)層，平面上主要分布在遠(yuǎn)離注水井的區(qū)域。為加快油藏開發(fā)效率、提高采收率，應(yīng)提高上部?jī)?chǔ)層的控制程度。

3種井網(wǎng)開發(fā)效果對(duì)比顯示，水平井加密井網(wǎng)不僅可以大幅提高油藏采收率，而且可以顯著提高油藏開發(fā)效率，故推薦水平井加密井網(wǎng)作為厚層碳酸鹽巖油藏開發(fā)井網(wǎng)。

符號(hào)解釋

Kx,Ky,Kz——x,y,z方向滲透率，mD；

L——模型特征尺寸，m；

rw——井筒半徑，m；

t——模擬開采時(shí)間，h；

x,y,z——模型沿x,y,z方向的長(zhǎng)度，cm；

x1，y1，z1——各向同性介質(zhì)坐標(biāo)，m；

Δp——注采壓差，MPa；

Δγ——水油重度差，Pa/m；

μo,μw——地層原油、地層水黏度，mPa·s；

π——相似準(zhǔn)數(shù)，無因次；

?——孔隙度，%；