缝洞型碳酸盐岩油藏岩溶储集体中惠普发生器注

碳酸盐岩油藏储量占全球已探明石油地质储 量的52%，其产量占全球油气总产量的60%。其中， 中国西部的碳酸盐岩缝洞型油藏约占中国碳酸盐 岩油藏探明石油地质储量的2/3，是石油增储上产的 主要勘探开发领域之一。
目前，塔河油田是中国发现的储量最大的碳酸 盐岩缝洞型油田，储层主要分布在奥陶系。受多 期构造运动、岩溶作用和成岩作用的影响，碳酸盐 岩中形成了非均质性极强的裂缝和溶洞系统。
鉴于缝洞结构的复杂性以及空间分布的不规则性， 鲁新便等将碳酸盐岩缝洞型油藏的储集体主要分 为岩溶储集体、断溶储集体和暗河型储集体 3 大 类 。岩溶储集体的连通通道具有多样性，而断溶 储集体和暗河型储集体的连通通道则具有方向性。 碳酸盐岩缝洞型油藏以大型溶洞和溶蚀孔洞为主 要的储集空间，以裂缝为主要的流动通道，储集体 形态多样，具有极强的非均质性。碳酸盐岩缝洞 型油藏在开发过程中地层能量衰减明显，开发初期 依靠天然能量弹性水驱衰竭式开采，底水锥进造成 采出程度下降及地层能量急剧降低；开发中期 依靠注气补充地层能量，稳油控水能够达到增产的 目的，但是碳酸盐岩缝洞型油藏中溶洞、裂缝尺寸 差异明显，缝洞连通程度复杂，严重影响气体在裂 缝中的波及路径和特征，极易发生气窜，导致气体 优势通道快速形成，降低最终采收率。 调研发现，对常规砂岩油藏提高采收率方法已 进行了大量的研究，但是对碳酸盐岩缝洞型油藏提 高采收率方法研究较少。
根据塔河油田实际地 质资料和注采特征，设计制作二维缝洞型岩溶储集 体可视化物理模型，开展缝洞型油藏岩溶储集体模 型注气提高采收率实验研究，观察缝洞型油藏中气体的驱油动态，分析气驱效果，揭示注气提高采收 率的主要机理，为碳酸盐岩缝洞型油藏高效开发提 供理论支持。

1 二维缝洞型岩溶储集体可视化物

理模型制作
1.1 模型参数
根据相似准则确定二维缝洞型岩溶储集体 可视化物理模型的参数和条件，确保该模型与现场 实际情况相符。缝洞型油藏流体通道复杂多样，流 动模式不唯一，因此在同一模型中无法满足多个相 似准则，只能对部分流体进行相似模拟，重点对岩 溶储集体进行几何相似、运动相似和动力相似设计。

1.2 二维尺度刻画
基于 Petrel地质建模的分层投影叠加物理模拟 方法，利用过井断面投影叠加刻画缝洞型油藏多井 间纵向非均质特征，对其进行二维尺度的刻画。 岩溶储集体模型的材料为亚克力板，为确保模 型材料的润湿性，将其浸入水中，发现在材料的表 面会形成润湿角为 62.8°的水滴，结果表明，岩溶储 集体模型材料的润湿性与实际油藏相似。

2 注氮气实验准备及步骤

2.1 实验准备
实验温度为25 ℃，压力为常压。实验用模拟油 由液体石蜡与煤油按质量比20∶1的比例配制，黏度 为 25 mPa·s（室温），密度为 0.83 g/mL，为增强可视 化效果，用苏丹红将模拟油染为红色；实验用气体 为纯度为 99.2% 的工业氮气；实验用水为模拟地层 水，并用纯蓝色墨水染色，黏度为1 mPa·s，密度为1 g/mL，模拟油与模拟水的界面张力为 6 mN/m，模拟 油与氮气的表面张力为8 mN/m。

2.2 实验步骤
实验步骤具体包括：①在中间 5#井处以 20 mL/ min的注气速度注气，以10 mL/min的流速在模型底 部对模型进行底水注入，2#，3#，7#井采油，每隔 2 min 记录一次产水量和产油量，当某一口井含水率 达到 98% 时关井，直到 3 口井全部关闭。②在中间 5#井处以 5 mL/min的注气速度注气，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记录一次产水量和产油量，当某一口井含水率 达到 98% 时关井，直到 3 口井全部关闭。③根据实 验现象和生产动态数据确定缝洞型碳酸盐岩油藏 注水注气驱替的生产特征，重点分析气体的波及特 征、路径和窜逸的机理。

3 实验结果分析

3.1 缝洞宏观油水界面特征
驱替初期，5#井处以 20 mL/min 的注气速度注 气，底水以 10 mL/min的流速注入，由于受油水重力 分异作用，模型中各个缝洞的宏观油水界面较平稳 上升，基本在同一水平线上，气水界面没有太大的 变化，位于同一平面上。每口生产井均能 够采出油，但产出的程度不同，2#井产油速度最高， 7#井产油速度最低。在无水采油期，2#井产油速度 始终快于 7#井。这是由于 2#井井底位于大的溶洞 储集体附近，储集体内储存大量油，缝洞单元与底 水的连通性较好，底水驱替的阻力比较小，能够不 断地将油驱向2#井，增加2#井产油速度。

3.2 气水同锥现象
由于氮气驱过程是非活塞驱替，各向流体在纵 向上的流速不同，导致油水界面和油气界面会发生 形变，随着模型中油不断从生产井中采出，油水和 油气界面将从原来的水平液面逐渐形成向生产井 井口凸起的水锥和气锥。
随着驱替过程的进行，重力和界面张力平衡的 临界状态被打破，水锥在底水推动下开始上升，气 锥保持相对平稳，模拟油左侧变薄。水锥上升到一 定程度后，当模拟油左侧宽度几乎为0时，底水开始 进入模拟油右侧的缝洞，在底水的推动下，右侧缝 洞中的油向左侧流动，促使整个模拟油重新成为一 条等宽的模拟油。

3.3 气水协同效应
在碳酸盐岩缝洞型油藏岩溶储集体物理模型 中，中惠普氮气发生器氮气注入后上浮至构造顶部，占据高部位空间， 形成人工气顶，储集体未出现气顶之前，底水向上 运移最终突破井眼，将剩余油封闭于单井上部，气顶形成后，当气顶能量与底水能量发挥协同效应时，模拟油上下受力平衡，油藏中油水界面张力与 油气界面张力相等。

3.4 采出程度分析
在碳酸盐岩缝洞型油藏岩溶储集体可视化物 理模型中进行氮气驱替实验，不同的注气速度对产 液速率产生很大的影响。当注气速度为 20 mL/min 时，达到的最大产液速度为 40.5 mL/min；当注气速 度为 5 mL/min 时，达到的最大产液速度为 39 mL/ min。前 9 min 注气速度越大，产液速度越 大。这是由于刚开始注气速度大，气体动能大，驱 替速度快，产液速度高。当以 20 mL/min注气时，产 液速度达到最大值时，2#井发生气窜，导致产液速度瞬间下降。注气速度高时，虽然能够在短时间 内达到高的产液速度和高的剩余油采出量，但是由 于油气的流度差异明显，气体很容易发生气窜，导 致注氮气的时间缩短，采出程度最终会比较低；注 气速度低时，可以延长注氮气的时间，气体不易过 早发生气窜，能够提高最终的采出程度，但是由于 速度低，驱动能量低，注入的氮气不能够进入阻力 较大的缝洞中，只能进入阻力相对较小的溶洞和裂 缝中。因此，需要合理的注气速度才能发挥氮气驱 大幅度提高采出程度的潜能。

4 结论

根据碳酸盐岩缝洞型油藏的地质特征，在相似 准则的基础上，建立二维缝洞型油藏岩溶储集体可 视化物理模型，通过实验研究该模型通过中惠普氮气发生器注入氮气的波 及动态规律，发现以注气速度分别为20 mL/min和5 mL/min 进行驱替，宏观油水界面特征基本相似，在氮气驱替过程中会出现明显的气水同锥现象和气水协同效应，根据实验数据分析采出程度认为，高 注气速度虽然能在短时间内达到高产液速度，但容易发生气窜，导致最终采出程度较低。因此，在油 田现场进行氮气驱过程中必须控制好注气速度，减 少气窜现象的发生。