黃興，李天太，楊沾宏，胡偉，蓋少華，呂曉偉（.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京09；.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 70065；.中國石油長慶油田公司第六采油廠，陜西 西安 7000；.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院，河北 任丘 0655）

Huang Xing1，Li Tiantai2，Yang Zhanhong3，Hu Wei1，Gai Shaohua1，Lyu Xiaowei4（1.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.College of Petroleum Engineering，Xi′an Shiyou University，Xi′an 710065，China；3.No.6 Oil Production Plant，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi′an 710200，China；4.Research Institute of Exploration and Development，Huabei Oilfield Company，PetroChina，Renqiu 062552，China）

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孔洞型碳酸鹽巖油藏不同開發(fā)方式物理模擬研究

黃興1，李天太2，楊沾宏3，胡偉1，蓋少華1，呂曉偉4
（1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京102249；2.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065；3.中國石油長慶油田公司第六采油廠，陜西 西安 710200；4.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院，河北 任丘 062552）

對于孔洞型碳酸鹽巖儲層，由于其特殊的孔洞結(jié)構(gòu)特征，一般情況下很難使用其真實巖心開展長巖心驅(qū)替實驗。在不影響原有巖心孔滲結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上，對巖心表面凹陷處進(jìn)行特殊填補(bǔ)處理，以達(dá)到長巖心實驗要求。文中在油藏實際條件下，開展長巖心衰竭開采實驗，水驅(qū)、氣驅(qū)開發(fā)實驗和氣水交替驅(qū)實驗，統(tǒng)計分析不同開發(fā)方式下各階段的驅(qū)油效率，對比評價不同開發(fā)方式的開發(fā)效果。結(jié)果表明：衰竭開采最終采收率高達(dá)30.94%；水驅(qū)開發(fā)中，適當(dāng)延遲轉(zhuǎn)注時間能夠充分發(fā)揮彈性驅(qū)油和溶解氣驅(qū)油作用，提高最終采收率，并確定最佳轉(zhuǎn)注壓力為80%泡點壓力；氣驅(qū)開發(fā)中，氣體突破速度快，突破后產(chǎn)油量急劇下降，采收率較低；氣水交替驅(qū)能有效降低含水率，提升高含水期原油采收率，在高壓高含水階段轉(zhuǎn)氣水交替的開發(fā)效果更為顯著。該實驗為合理開發(fā)孔洞型碳酸鹽巖油藏提供了基礎(chǔ)數(shù)據(jù)和技術(shù)支撐。

孔洞型碳酸鹽巖；長巖心驅(qū)替；開發(fā)方式；驅(qū)油效率；氣水交替

Huang Xing1，Li Tiantai2，Yang Zhanhong3，Hu Wei1，Gai Shaohua1，Lyu Xiaowei4
（1.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；
2.College of Petroleum Engineering，Xi′an Shiyou University，Xi′an 710065，China；
3.No.6 Oil Production Plant，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Xi′an 710200，China；
4.Research Institute of Exploration and Development，Huabei Oilfield Company，PetroChina，Renqiu 062552，China）

0　引言

哈法亞油田作為伊拉克石油的主要產(chǎn)出地，以其油氣資源富集、規(guī)模大、單井產(chǎn)量高而出名。該油田地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，儲層主要為生物碎屑灰?guī)r，孔隙度高，但滲透性不佳，非均質(zhì)程度嚴(yán)重。因儲層油水關(guān)系復(fù)雜，裂縫不發(fā)育，油井初始產(chǎn)量高但遞減速度快［1-2］。由于其特殊的復(fù)雜儲層特征，給該類油藏的勘探和開發(fā)帶來許多困難。所以，開發(fā)方式對孔洞型碳酸鹽巖油藏尤為重要。

根據(jù)國內(nèi)外文獻(xiàn)調(diào)研，大部分學(xué)者對碳酸鹽巖的研究主要集中在地質(zhì)特征預(yù)測及描述上［3-9］，而對開發(fā)機(jī)理及開發(fā)方式的研究較少。在物理模擬中，由于受力不均，孔洞型碳酸鹽巖巖心在高溫高壓作用下極易破碎。以往研究主要采用微觀玻璃平面模型［10-16］或人造孔洞技術(shù)制備實驗?zāi)Ｐ蛶r心［17-20］，模擬注水驅(qū)替過程，分析碳酸鹽巖油藏的滲流機(jī)理，但并未對開發(fā)方式進(jìn)行系統(tǒng)研究。同時，由于碳酸鹽巖孔洞儲集體中孔洞的組合關(guān)系極其復(fù)雜，單純依靠微觀平面模型和人造孔洞技術(shù)并不能反映實際油藏條件下的驅(qū)替機(jī)理及滲流規(guī)律。為了系統(tǒng)地研究不同開發(fā)方式對孔洞型碳酸鹽巖油藏采收率的影響，并更好地認(rèn)識其特殊滲流機(jī)理，本文采用長巖心驅(qū)替實驗，以哈法亞油藏真實巖心為基礎(chǔ)，對比不同開發(fā)方式下的滲流特征和開發(fā)機(jī)理，優(yōu)選出最佳開發(fā)方式，為后續(xù)的勘探開發(fā)提供依據(jù)。

1　實驗方法

長巖心驅(qū)替實驗是較大尺度、更趨近于油藏實際的大型開發(fā)機(jī)理實驗。該實驗包含的地質(zhì)信息豐富，可產(chǎn)生常規(guī)巖心實驗無法產(chǎn)生的穩(wěn)定流，能完全真實地模擬高壓、高溫等原始地層條件。所以，在現(xiàn)存實驗中，長巖心驅(qū)替實驗最能反映流體在地層中的真實流動狀況［21-22］。長巖心驅(qū)替實驗流程見圖1。

圖1　實驗流程

1.1實驗巖心的選擇與制備

本次長巖心樣品由MB2儲層巖心組成，是Mishrif油藏的主力儲層，該儲層以孔洞型為主，其孔洞結(jié)構(gòu)以粒間孔和溶蝕孔居多，部分地層裂縫不發(fā)育，具有高孔低滲的特征。在實驗過程中，由于模擬油藏壓力高達(dá)34.17 MPa，實驗最大圍壓高至37.17 MPa，巖心表面發(fā)育的孔洞很容易導(dǎo)致膠皮套筒受力不均，在過高的圍壓下產(chǎn)生破裂而導(dǎo)致實驗失敗。為克服這一關(guān)鍵問題，通過多次嘗試，最終確定采用生膠帶遮蓋巖心表面孔洞，然后將添加了石英砂的高強(qiáng)度水泥填塞在生膠帶表面，放置在恒溫箱中風(fēng)干凝固。巖心填補(bǔ)后造成的表面凸起處需要用磨砂紙反復(fù)磨平，以免實驗中受力不均勻。填補(bǔ)之后，對所有填補(bǔ)的巖心重新進(jìn)行孔、滲測量，并與填補(bǔ)之前所測巖心進(jìn)行孔、滲對比（見表1）。由表可知，填補(bǔ)后巖心的孔隙度和滲透率并未發(fā)生較大變化，能夠代表實際儲層的孔、滲特性。

表1　長巖心巖樣數(shù)據(jù)

每塊巖心的排列順序按調(diào)和平均方式排列［23］，由式（1）算出調(diào)和平均值，然后比較與所有巖心的滲透率，取滲透率與最接近的那塊巖心放在出口端第1位；然后再求出剩余（n-1塊）巖心的值，將新求出的值與所有剩下的巖心作比較，取滲透率與新的最接近的那塊巖心放在出口端第2位；依次類推，便可得出巖心排列順序（見表1）。為了消除巖石的末端效應(yīng)，每塊短巖心之間用濾紙連接。

長巖心共由11塊短巖心組成，總長67.250 cm，橫截面積11.47 cm2，液測調(diào)和平均滲透率為51.16×10-3μm2，平均孔隙度為18.8%，總孔隙體積為144.62 cm3。

1.2實驗條件

實驗中使用的原油是將地面分離器油氣樣品按照泡點壓力（pb=17.66 MPa）進(jìn)行配制，復(fù)配后的原油黏度為3.16 mPa·s，密度為0.815 g/cm3，氣油比為97.7，體積系數(shù)為1.324。注入水是按照油田地層水成分分析資料配制的等礦化度標(biāo)準(zhǔn)鹽水，總礦化度為166 840 mg/L，密度為1.044 g/cm3。注入氣為油田伴生氣 （干氣），其甲烷體積分?jǐn)?shù)為85.92%。實驗中完全模擬MB2儲層條件，實驗溫度95.6℃，實驗壓力34.17 MPa。

1.3實驗步驟

將拼接好的巖心裝入長巖心夾持器中，進(jìn)行清洗、烘干、抽真空處理，飽和地層水后，測量單相水相滲透率；恒溫加壓至34.2 MPa（加壓過程中保持圍壓高出2～3 MPa），將配制好的原油以低流速（0.2 mL/min）注入巖心，直至出口端含油率達(dá)到99.5%時結(jié)束。精確計量出口端產(chǎn)水量，計算含油飽和度，然后開展不同開發(fā)方式下的驅(qū)油實驗：

1）衰竭開采。逐次降低下游壓力，每次下降2 MPa，直至降為大氣壓力為止，精確計量產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量。

2）注水開發(fā)。衰竭開采至不同壓力（27.5 MPa，pb，0.8 pb），轉(zhuǎn)注水（0.4 mL/min）驅(qū)替，精確計量注入量并分別計量瞬時產(chǎn)油、產(chǎn)水、產(chǎn)氣量及驅(qū)替壓差。

3）注氣開發(fā)。衰竭開采至壓力為27.5 MPa，轉(zhuǎn)注氣（0.4 mL/min）驅(qū)替，精確計量注入量并分別計量瞬時產(chǎn)油、產(chǎn)水、產(chǎn)氣量及驅(qū)替壓差。

4）氣水交替開發(fā)。衰竭開采至不同壓力（27.5 MPa，0.8 pb），轉(zhuǎn)注水驅(qū)替至含水率為80.0%和60.0%時，再轉(zhuǎn)氣水交替（氣水比1∶1，注入段塞0.08 PV，注水速率0.4 mL/min，注氣速率0.4 mL/min），交替4～5個周期后，轉(zhuǎn)水驅(qū)開發(fā)，直至含水率為99.5%。精確計量注入量并分別計量瞬時產(chǎn)油、產(chǎn)水、產(chǎn)氣量及驅(qū)替壓差。

2　實驗結(jié)果與分析

2.1衰竭式開發(fā)

圖2為采出程度及生產(chǎn)氣油比與巖心壓力的關(guān)系曲線。由圖可知，根據(jù)斜率大小可將生產(chǎn)過程分為3個階段。在第1階段，地層壓力保持在泡點以上，原油靠彈性能流向井底，彈性采收率為7.95%。在第2階段，地層壓力降至泡點以下后，溶解在原油中的氣體開始逐漸分離，但生產(chǎn)氣油比并沒有迅速增大，這是由于此時氣體還是非連續(xù)相；當(dāng)壓力繼續(xù)降低，氣體大量分離，氣體膨脹驅(qū)動原油流向井底，采油速度增大，在圖中表現(xiàn)為曲線的斜率變大。當(dāng)壓力降低至一定程度時，進(jìn)入第3階段。此時，一方面巖心中氣體飽和度不斷增加，氣體開始占據(jù)主要滲流通道；另一方面，由于原油脫氣引起黏度增大，導(dǎo)致原油流動受阻。因此，曲線斜率相對減小，但生產(chǎn)氣油比的降低出現(xiàn)滯后現(xiàn)象，溶解氣驅(qū)采收率為22.54%。

根據(jù)彈性采收率公式［24］可知，彈性采收率與孔隙度成正比，MB2儲層巖石孔隙度較大，在彈性開采中具有較大彈性能量。同時，孔洞中存在的原油在壓力降低后，溶解氣大量分離，帶動（或推動）孔洞和喉道中原油產(chǎn)出，最終導(dǎo)致衰竭式采收率較大，為30.94%。

圖2　采出程度及生產(chǎn)氣油比與巖心壓力的關(guān)系

2.2注水開發(fā)

圖3為不同壓力條件下轉(zhuǎn)注水開發(fā)時含水率與采出程度的關(guān)系。由圖可知，降低轉(zhuǎn)注壓力，能明顯延長無水采油期。隨著轉(zhuǎn)注壓力的降低，最終采收率增大，0.8 pb轉(zhuǎn)注水開發(fā)時采收率最高，為63.19%。

圖3　不同壓力轉(zhuǎn)注水開發(fā)時含水率與采出程度的關(guān)系

統(tǒng)計分析各階段驅(qū)油效率（見表2）可知，隨著轉(zhuǎn)注壓力的降低，彈性驅(qū)油效率增大，基本與壓力呈線性關(guān)系。衰竭驅(qū)油效率也隨轉(zhuǎn)注壓力的降低而增大，在壓力低于pb后，增加的幅度變大，但注水驅(qū)油效率隨轉(zhuǎn)注壓力的降低而降低。為了解釋這一現(xiàn)象，統(tǒng)計了不同轉(zhuǎn)注壓力下不同階段的水驅(qū)采收率（見表3）。當(dāng)轉(zhuǎn)注壓力降低時，一方面巖性中可動油的減少導(dǎo)致最終水驅(qū)采收率降低 （表現(xiàn)為含水率上升期采收率降低）；另一方面，脫氣后導(dǎo)致原油中重組分的開采難度增加（表現(xiàn)為高含水期采收率降低）。但從實驗結(jié)果可知，MB2儲層在高含水期仍能采出10%～15%左右的原油。

綜上所述，隨著轉(zhuǎn)注壓力的降低，雖然水驅(qū)油效率在降低，但衰竭式采收率在上升。將二者進(jìn)行綜合分析后可知，選擇壓力為0.8 pb（14.08 MPa）時轉(zhuǎn)注水開發(fā)效果最佳。

表2　不同驅(qū)油階段的驅(qū)油效率　%

表3　不同水驅(qū)階段采收率分布　%

2.3注氣開發(fā)

圖4為注氣開發(fā)時生產(chǎn)氣油比與采出程度的關(guān)系。由圖可知，氣驅(qū)長巖心采收率為43.11%，與之前水驅(qū)長巖心相比，其開發(fā)效果較差。氣體突破前采出程度為29.84%，氣體突破后氣油比急劇上升，產(chǎn)油量急劇下降，采出程度為13.27%。因此，孔洞型碳酸鹽巖油藏不適合注氣開發(fā)。

圖4　注氣開發(fā)時生產(chǎn)氣油比與采出程度的關(guān)系

2.4氣水交替開發(fā)

氣水交替開發(fā)采用2種方式 （對應(yīng)2組長巖心組合），第1種為高壓轉(zhuǎn)注水，含水率達(dá)到80%時再氣水交替，第2種為低壓轉(zhuǎn)注水，含水率達(dá)到60%時再轉(zhuǎn)氣水交替。圖5為采用不同氣水交替方式時含水率與采出程度的關(guān)系。由圖可知，盡管高壓轉(zhuǎn)氣水交替時含水率高于低壓轉(zhuǎn)氣水交替時的含水率，但在氣水交替階段，高壓轉(zhuǎn)氣水交替的含水率下降效果更好，整個氣水交替階段的含水率都低于低壓轉(zhuǎn)氣水交替的曲線。同時，第1種方式的最終采收率（71.70%）高于第2種方式的最終采收率（67.00%）?？梢?，巖心內(nèi)保持較高的壓力水平有利于氣水交替。

圖5　不同氣水交替方式下含水率與采出程度的關(guān)系

對比2種氣水交替方式各階段的采出程度 （見表4）可知，雖然第1組長巖心在彈性驅(qū)采收率和溶解氣驅(qū)采收率均小于第2組，但第1組的水驅(qū)采收率和氣水交替驅(qū)采收率卻遠(yuǎn)高于第2組，二者分別相差6.17%和9.47%，這是由于巖心內(nèi)部的低壓極大地降低了氣水交替階段的驅(qū)油效率。

綜合分析認(rèn)為，氣水交替驅(qū)的開發(fā)效果主要受轉(zhuǎn)注時機(jī)影響，轉(zhuǎn)注時機(jī)又主要受轉(zhuǎn)注壓力的的影響。盡量提高轉(zhuǎn)氣水交替時的壓力，對提高最終采收率十分重要。

表4　2組長巖心各開發(fā)階段采出程度　%

2.5不同開發(fā)方式對比

圖6為不同開發(fā)方式下的采收率對比。由圖可知，從最終采收率來看，保持巖心高壓水驅(qū)后轉(zhuǎn)氣水交替開發(fā)的最終采收率最大，為71.73%，其次為低壓水驅(qū)轉(zhuǎn)氣水交替開發(fā)，最終采收率為67.00%。水驅(qū)開發(fā)采收率在60.00%左右，最佳轉(zhuǎn)注壓力在pb與0.8 pb之間。氣驅(qū)開發(fā)效果最差，尤其是在氣體突破之后，采收率非常低，最終采收率僅為43.11%。因此，在實際礦場條件允許時，推薦采用在高壓高含水率階段就開始轉(zhuǎn)為氣水交替開發(fā)。

圖6　不同開發(fā)方式下采收率對比

3　結(jié)論

1）采用生膠帶和添加石英砂的高強(qiáng)度水泥處理巖心表面凹陷處，制備適合長巖心驅(qū)替實驗的巖心，能適應(yīng)高溫高壓驅(qū)替實驗；重新測定孔隙度和滲透率表明，處理后的巖心能夠代表地層真實巖心的孔滲特征。

2）長巖心衰竭開采過程中，具有較高的衰竭采收率。在水驅(qū)開發(fā)過程中，適當(dāng)延遲轉(zhuǎn)注時間不僅能夠提高最終采收率，還能夠延長無水采油期，充分發(fā)揮彈性驅(qū)油和溶解氣驅(qū)油作用，優(yōu)選最佳轉(zhuǎn)注壓力為0.8 pb。

3）孔洞型碳酸鹽巖油藏不適合注氣開發(fā)，氣體突破速度快，突破后產(chǎn)油量急劇下降，最終采收率遠(yuǎn)低于水驅(qū)采收率。

4）氣水交替驅(qū)能夠有效降低含水率，提高高含水期原油采收率，其開發(fā)效果好壞主要受轉(zhuǎn)注壓力的影響，高壓轉(zhuǎn)氣水交替的采收率明顯高于低壓轉(zhuǎn)氣水交替的采收率。

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（編輯高學(xué)民）

Physical simulation for different development of vuggy carbonate reservoir

Because of its special vuggy structure characteristics，it is difficult to carry out the long core displacement experiment by real vuggy carbonate core.Without affecting the original core porosity and permeability，the core surface depression is needed to be filled up to meet the requirements of long core test.In the simulation of the actual reservoir conditions，the depletion drive，water flooding，gas flooding and water alternate gas flooding tests were carried out.Oil displacement efficiency of each stage under different development mode is analyzed.The results show that the ultimate recovery of depletion drive is 30.94%；during water flooding，time postponement of water injection can give full play to the effect of elastic drive and dissolved gas drive and improve the ultimate recovery；the best injection pressure is 80%of the bubble point pressure；during gas flooding，gas breakthrough speed is fast，oil production declined sharply after breakthrough，the ultimate recovery is low；water alternate gas injection can effectively reduce the water cut and improve the recovery in high water cut stage；the development can be more significant when the conversion is at the stage of high water cut and high pressure.The experiment provides data and technical support for the rational development of vuggy carbonate reservoirs.

vuggy carbonate reservoir；long core test；development mode；oil displacement efficiency；water alternate gas

國家“十二五”重大科技專項課題“孔隙型灰?guī)r油藏提高采收率方法研究及優(yōu)化”（2011ZX25001-002）；中國石油勘探開發(fā)研究院創(chuàng)新項目“孔洞型碳酸鹽巖油藏滲流機(jī)理物理模擬研究”（2012Y-055）

TE344

A

10.6056/dkyqt201601018

2015-07-16；改回日期：2015-11-25。

黃興，男，1987年生，在讀博士研究生，2010年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)和油氣藏精細(xì)描述等研究。E-mail：hx_topstar@163.com。

引用格式：黃興，李天太，楊沾宏，等.孔洞型碳酸鹽巖油藏不同開發(fā)方式物理模擬研究［J］.斷塊油氣田，2016，23（1）：81-85.

Huang Xing，Li Tiantai，Yang Zhanhong，et al.Physical simulation for different development of vuggy carbonate reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（1）：81-85.