屈鳴，侯吉瑞*，李軍，譚濤，郭臣，石媛麗

1 中國石油大學(北京)提高采收率研究院，北京 102249

2 中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，烏魯木齊 830001

3 中國石油天然氣股份有限公司華北油田分公司， 任丘 065700

0 引言

縫洞型碳酸鹽巖油藏以溶洞和裂縫為主要儲集空間，儲集流體的分布具有局部分散性和非均質(zhì)性的特點[1]。塔河油田奧陶系油藏是中國已經(jīng)發(fā)現(xiàn)的儲量最大的碳酸鹽巖縫洞型油藏，與常規(guī)的碳酸鹽巖裂縫型油藏不同，它的主要特點為溶洞、裂縫非常規(guī)發(fā)育，流體主要儲集于大型溶洞和裂縫中，裂縫同時也是主要的流動通道，基質(zhì)基本不具備儲滲能力；縫洞分布不均，裂縫傾角較大，溶洞大小不一，儲集層具有復雜的儲集空間結(jié)構(gòu)[2-4]。塔河油田四區(qū)油層是具有不同儲滲特征、流體特征及壓力特征的縫洞單元體，不同地域分布著密度不等的高角度構(gòu)造縫，內(nèi)部油水流動特征及井間連通關(guān)系復雜[5-7]。

近年來，針對縫洞型油藏眾多研究者設(shè)計并制作微觀玻璃蝕刻模型、全直徑巖心蝕刻模型、二維可視化剖面模型等進行了大量物理模擬實驗研究[8-12]。但是由于儲集體尺度和取芯條件的限制，所制作的物理模型多數(shù)無法真實反應(yīng)縫洞單元宏觀驅(qū)替特征，開發(fā)三維可視化實驗系統(tǒng)模擬縫洞型碳酸鹽巖油藏開采過程是技術(shù)難點，本文依據(jù)塔河油田四區(qū)縫洞型碳酸鹽巖油藏地質(zhì)資料以及生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，根據(jù)相似原理[13]，設(shè)計并制作三維可視化物理模型進行室內(nèi)物理模擬實驗，分析底水驅(qū)油水界面特征，為礦場底水開發(fā)提供理論支持。

1 三維可視化模型制作

侯吉瑞等[14]以塔河油田奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏S48部分井組S48、T401、 TK411、TK426、TK467為依據(jù)，設(shè)計并制作了多井縫洞單元宏觀三維物理模型，研究縫洞型油藏衰竭式底水驅(qū)和注水開采時水驅(qū)特征及油井見水模式，但沒有可視觀察油藏開發(fā)過程中油水兩相動態(tài)流動特征。本文在此研究基礎(chǔ)上，對油藏S48部分井組、部分地質(zhì)原型圖進行縱向切片后，使用透明性較好的有機材料進行分層繪制，繪出分層刻畫圖，按照分層刻畫圖設(shè)計模型，實現(xiàn)模型可視化(圖 1)。

侯吉瑞等[14]對縫洞型油藏兩相流相似準則的原理及該類模型的設(shè)計尺寸進行了詳細論述，使模型在縫洞比、縫洞密度和裂縫寬度等方面盡可能接近實際油藏。在此研究的基礎(chǔ)上，本文選用透明性較好、化學性質(zhì)穩(wěn)定的亞克力板(化學成分為聚甲基丙烯酸甲酯)作為模型制作的材料，使用激光刻蝕機進行刻蝕，刻出高度為3 cm的縫洞基本組合(圖2)。

使用與各個縫洞組合具有相同平面形狀的2 mm厚亞克力薄片進行封閉。按照實際地層中的位置關(guān)系黏接后，打通兩層搭接縫洞組合的連接處，制成一個共5層的模型主體。將黏合后的模型主體置于一個直徑為43.5 cm、高度為5 cm的亞克力圓柱體底座上，底座內(nèi)有一個直徑42 cm，高度1 cm的圓柱體空間，可以模擬底水環(huán)境。用二丁酯配制的環(huán)氧樹脂作為黏合劑，粘接封固整個模型，放置在常溫下老化24 h，使模型主體與底座牢固黏接。

按照設(shè)計井位，在模型上部相應(yīng)位置嵌入管座，通過管座將直徑3 mm的鐵管鉆入模型中。鐵管一端伸入模型主體的立體縫洞結(jié)構(gòu)中，另一端留在模型外，并裝有二通閥，以模擬油井井筒，各井深度與現(xiàn)場實際保持同比例(表1)。

圖2 激光刻蝕縫洞基本組合Fig. 2 Basic fracture-vuggy connections fabricated by laser

待模擬井筒放置完畢，用環(huán)氧樹脂對管座進行黏接以固定。在模型底座的底部鉆3個孔并嵌入管座，通過管座連接3根直徑3 mm的鐵管，鐵管另一端裝有二通閥，底水可以通過鐵管泵入底座中的圓柱形空間，形成底水環(huán)境。模型總縫洞體積為1571.29 cm3，模擬底水環(huán)境的圓柱形空間體積為1384.74 cm3，裂縫寬度1 mm、高度3 cm(圖3)。

表1 三維可視化多井縫洞單元模型油井參數(shù)Table 1 Oil well parameters of 3-D visual multi-well fractured-vuggy unit model

2 實驗材料及實驗流程

2.1 實驗材料

模型主體材料為亞克力板，將模型材料浸入水中，在材料表面形成水滴，測得潤濕角為62.8°。這一結(jié)果說明，模型材料潤濕性與真實油藏的相似。

實驗用油為液體石蠟與煤油按照20:1的比例混合而成的模擬油，并加入適量蘇丹紅染色劑，25 ℃時模擬油的黏度為23.9 cP，標準密度為0.81 g/cm3。

實驗用水為根據(jù)油田地層水配制的模擬水，并加入適量亞甲基藍染色劑，標準密度為1.032 g/cm3，礦化度為220 000 mg/L，模擬水與模擬油的界面張力為6.04 mN/m。

選用直徑為2 mm的研磨型玻璃彈珠作為模型溶洞的填充物，其主要化學成分為SiO2和Al2O3，密度2.8 g/cm3。

2.2 實驗方案與步驟

根據(jù)油田實際注采情況及生產(chǎn)參數(shù)，按照幾何相似、物理相似準則，對注采數(shù)據(jù)進行擬合，得到如下實驗方案，力圖與實際油藏的生產(chǎn)動態(tài)相匹配。

(1)實驗環(huán)境溫度為25 ℃，壓力為常壓。

(2)將模型底座圓柱形空間飽和模擬水，形成底水環(huán)境。

(3)對模型主體飽和模擬油，記錄飽和油體積。

(4)以4 mL/min的流速對模型進行底水驅(qū)替，模擬弱底水驅(qū)過程，當某口井含水率達到98%即關(guān)井，直到5口井全部關(guān)閉，每隔2 min記錄一次產(chǎn)油量和產(chǎn)水量。

(5)重復步驟(1)～步驟(3)，以 10 mL/min的流速對模型進行底水驅(qū)替，模擬強底水驅(qū)過程，當某口井含水率達到98%即關(guān)井，直到5口井全部關(guān)閉，每隔2 min記錄產(chǎn)一次油量和產(chǎn)水量。

(6)使用研磨型玻璃彈珠對模型內(nèi)部進行填充，重復步驟(1)～步驟(3)，以4 mL/min的流速對模型進行底水驅(qū)替，模擬填充條件下弱底水驅(qū)過程。當某口井含水率達到98%即關(guān)井，直到5口井全部關(guān)閉，每隔2 min記錄產(chǎn)一次油量和產(chǎn)水量。

(7)在步驟(4)～步驟(6)底水驅(qū)替過程中，待形成穩(wěn)定油水界面后，使用游標卡尺測量各層縫洞組合中油水界面高度。

圖3 縫洞型油藏三維可視化物理模型Fig. 3 3-D visual fracture-vuggy carbonate reservoir model

3 實驗結(jié)果分析及討論

3.1 縫洞單元宏觀油水界面特征

4 mL/min底水驅(qū)替初期，受油水重力分異作用影響，各縫洞油水界面上升比較均勻，基本保持在同一水平面上。5口生產(chǎn)井均產(chǎn)出純油，但采油速率不一致，TK426井的產(chǎn)油速率最高，TK467井的產(chǎn)油速率最低，無水采油階段TK426井的產(chǎn)油速率始終高于TK467井(圖4)。底水驅(qū)替0.1 PV后，各縫洞油水界面出現(xiàn)高度差異，不再保持在同一水平面上，產(chǎn)油率較高的TK426井井底附近的油水界面高于產(chǎn)油率較低的TK467井。這是由于TK426井井底附近的縫洞單元與底水連通性較好，底水抬升的阻力小，油水界面抬升快，產(chǎn)油速率相對較高。底水驅(qū)替0.22 PV后，各縫洞油水界面高度差異進一步增大，高產(chǎn)井TK426井底附近油水界面已經(jīng)抬升至第4層，而低產(chǎn)井TK467井井底附近油水界面距離第5層頂部還有一段距離(圖5-a)。在同一縫洞單元內(nèi)底水驅(qū)階段，高產(chǎn)井附近底水界面抬升較快，低產(chǎn)井附近底水界面抬升緩慢，宏觀油水界面的高度差導致油藏內(nèi)部流場不均勻分布加劇，采油過程中采油井之間相互干擾。

10 mL/min底水驅(qū)替與4 mL/min底水驅(qū)替的宏觀油水界面特征相同。初期油水界面保持水平，隨著驅(qū)替過程的進行，產(chǎn)油量較高的井底附近油水界面抬升快(圖5-b)。但是在10 mL/min底水驅(qū)替條件下，井底附近水竄加劇，油水界面呈凸液面(圖5-c)。

圖4 注入PV與TK467/TK426產(chǎn)油速率關(guān)系曲線圖Fig. 4 Production rates of TK467/TK426 as a function of inject pore volume

3.2 縫洞組合油水界面特征

模型內(nèi)包含盲端縫、盲端洞、洞-縫-洞連通3種不同類型的縫洞組合，分別以10 mL/min與4 mL/min進行底水驅(qū)替。3種縫洞組合內(nèi)油水界面特征不同，但規(guī)律一致：水在洞中的流動阻力小于在縫中流動的阻力，當水試圖進入縫中時，由于模型的油潤濕性產(chǎn)生的凹液面的附加壓力，阻止水的進入，使得縫、洞中的油水界面不一致。隨著水在洞中的不斷積聚，受重力分異作用和水體動量的影響，水從縫的下部進入，并逐漸形成水流通道，使得縫與洞連接處的油水界面高于縫中遠端的油水界面。

圖6-a為包含盲端洞的縫洞組合，4 mL/min底水驅(qū)替過程中，盲端洞中的油水界面高于與之相連的裂縫中的油水界面，但是低于連通性好的洞中的油水界面。油水界面差的最直接影響是使“盲端洞”中的油和縫內(nèi)上部的油無法被驅(qū)替出來，成為剩余油。盲端洞中油水界面呈凸液面，凸液面凸起高度h0為4.95 mm。任何簡單曲面都存在附加壓力，該附加壓力的方向與液面的凹向保持一致。假設(shè)該盲端洞中流體處于靜止狀態(tài)，油水界面形態(tài)僅受壁面潤濕性影響，由Laplace公式及油水兩相彎曲液面受力平衡，得到：

式中：σ為油水界面張力，mN/m；θ為油潤濕角；req為盲端洞等效半徑，mm；R為凸液面曲率半徑，mm。

凸液面曲率半徑與凸液面高度之間關(guān)系式為：

式中：h為凸液面凸起高度，mm；R為凸液面曲率半徑，mm；θ為油潤濕角。

將(1)和(2)式聯(lián)立，代入已知參數(shù)：σ=6.04 mN/m，θ=62.8°，req=12.3 mm，可得h=3.01 mm。由h＜h0可知，動態(tài)驅(qū)替過程中油水界面形態(tài)受底水驅(qū)動力、油水界面張力共同作用，油水凸液面凸起高度大于靜態(tài)油水凸液面凸起高度，底水能夠提高盲端洞中水相能量，增加油水液面高度和油水凸液面凸起高度，置換出更多剩余油。

包含盲端縫的縫洞組合(圖6-b)，在底水驅(qū)替過程中，洞中的油水界面高于縫中的油水界面，其原因滿足上述規(guī)律。連通性較好的洞-縫-洞組合，底水驅(qū)替過程中，洞中的油水界面與縫中的油水界面高度差為8.02 mm，小于盲端縫的油水界面高度差(12.04 mm)和盲端洞的油水界面高度差(13.16 mm)。這是因為在連通性較好的洞-縫-洞單元中，洞中水的動量較大，能夠克服縫中液面的附加壓力，水得以更多地進入裂縫中(圖6-c)。對于底水驅(qū)主流場控制范圍內(nèi)的洞-縫-洞組合，由于縫兩側(cè)的洞中水動量較大且共同作用，使得縫中的油水界面與洞中的油水界面基本處于同一個水平面上(圖6-d)。

圖5 縫洞單元宏觀油水界面特征Fig. 5 Oil-water interface characteristics of fracture-vuggy unit

圖6 縫洞組合油水界面特征Fig. 6 Oil-water interface characteristics of fracture-vuggy connections

縫洞壁面為弱油濕，底水驅(qū)過程中油水界面應(yīng)呈凸液面，但在實際驅(qū)替過程中，在連通性較好的裂縫中呈凹液面(圖6-a，圖6-c)。這是因為與裂縫連通的溶洞中，水體在溶洞與裂縫壓力差作用下，克服界面張力進入裂縫，變油水凸液面為凹液面或平液面。以裂縫、溶洞中彎曲液面力的平衡方程為基礎(chǔ)，結(jié)合Laplace方程，推導出僅受潤濕性和洞縫靜態(tài)壓差影響的連通洞縫油水界面高度差計算公式。代入實驗參數(shù)進行計算，計算結(jié)果與實驗結(jié)果對比，分析縫洞油水界面高度差的外力影響，并得到連通縫洞油水界面高度差與裂縫采收率的關(guān)系曲線。

由Laplace公式及油水兩相彎曲液面受力平衡，得到裂縫及溶洞中彎曲液面附加壓力表達式：

式中，PCF為裂縫中彎曲液面附加壓力，Pa；PCV為溶洞中彎曲液面附加壓力，Pa；σ為油水界面張力，mN/m；ω為裂縫寬度，mm；θ為油潤濕角；reg為溶洞等效半徑(由等體積法計算得到)。

假設(shè)裂縫與溶洞底部連通、側(cè)面封閉且頂部壓力場平衡，由于彎曲液面附加壓力為兩相界面上的壓力差，其數(shù)值上等于界面兩側(cè)非潤濕相壓力減去潤濕相壓力，彎曲液面附加壓力只存在于兩相界面上，根據(jù)上述定義，可得：

將(3)和(4)代入(5)中，整理可得溶洞與裂縫油水界面高度差公式：

代入實驗參數(shù)：σ=6.04 mN/m，θ=62.8°，req=12.3 mm，ω=1 mm，ρw=1.03 g/ml，ρo=0.81 g/mL，g=9.8 m/s2，計算可得Δh=2.32 mm。實驗中各縫洞組合油水界面高度差為：圖6-a右側(cè)裂縫與中間溶洞油水界面高度差19.88 mm，左側(cè)裂縫與中間溶洞油水界面高度差17.96 mm；圖6-b中縫洞油水界面高度差10.02 mm；圖6-c中縫洞油水界面高度差8.02 mm；圖6-d縫洞油水界面高度差0.22 mm。

分析可知，縫洞油水界面高度差不僅受潤濕性與彎曲液面附加壓力的影響，還與縫洞連通情況有關(guān)。對于洞-縫-洞連通組合(圖6-c和圖6-d)，流入裂縫中的水包括底水垂直進入和溶洞水側(cè)向流入兩種，若裂縫垂直向連通性差，則水體進入阻力大，對裂縫中部剩余油的置換相對困難，縫洞油水界面高度差大；若裂縫垂直向連通性較好，則流體流動壓差大，可以克服油水界面張力，易形成流動通道，對裂縫中部剩余油置換較易，縫洞油水界面高度差小。

根據(jù)實驗結(jié)果，分析連通縫洞油水界面無因次高度差(實際油水界高度差與裂縫油水界面高度比值)與裂縫中剩余油分布情況，發(fā)現(xiàn)縫洞油水界面無因次高度差與裂縫采收率之間存在相關(guān)性，繪制二者關(guān)系曲線如圖7所示?？p洞油水界面無因次高度差越大，水體越易從溶洞突破，原油采收率越低

10 mL/min底水驅(qū)替與4 mL/min底水驅(qū)替的實驗結(jié)果基本一致。但是在強底水條件下，底水垂直向上進入較大的洞時，受油水界面張力、模擬油水黏度和侵入水動量的影響，會先形成一定體積的“水體凸起”，這是一種特殊油的水界面現(xiàn)象。隨著水體凸起的不斷積聚，逐漸克服油水兩相界面張力，水體流動鋪展，測得積聚最大高度為5.16 mm(圖8)。為研究該現(xiàn)象產(chǎn)生的力學機理，假設(shè)水體凸起處于靜止狀態(tài)，且僅受自身重力和界面張力作用，重力促使水體凸起鋪展，而油水界面張力抑制鋪展，臨界狀態(tài)下達到平衡時，重力與界面張力相等，計算水體凸起最大高度hmax，表達式為：

圖7 縫洞油水界面高度差與裂縫中原油采出程度關(guān)系Fig. 7 Oil-water interface height differences of fracture-vuggy connections as a function of oil recovery rate of fractures

式中：σ為油水界面張力，mN/m；θ為油潤濕角；hmax為水體凸起最大高度，mm；ρw為水密度，g/cm3；g為重力加速度。

由(3)式，代入已知參數(shù)：σ=6.04 mN/m，θ= 62.8°，ρw=1.03 g/cm3，g=9.8 m/s2，可得hmax=2.19 mm。動態(tài)實驗過程中，在產(chǎn)生水體凸起位置，測得水體凸起的最大高度為5.16 mm，大于靜態(tài)條件下水體凸起最大高度的計算值2.19 mm。說明底水對水體凸起垂直向的作用力抵消了部分重力作用，加劇垂直向竄流而延緩其在水平方向上的鋪展。宏觀表現(xiàn)為水相垂直進入溶洞時，實際水體凸起高度大于靜止狀態(tài)下水體凸起高度，我們將這種現(xiàn)象定義為“泉眼效應(yīng)”。

分析底水錐進與泉眼效應(yīng)的區(qū)別：底水錐進發(fā)生在井底附近，受井底附近垂向勢梯度的影響，油水接觸面發(fā)生變形，由于沿井軸方向勢梯度最大，接觸面呈喇叭狀，錐體區(qū)域壓力低于周邊壓力；泉眼效應(yīng)發(fā)生在縫洞組合垂向連通區(qū)域，底水能量作用力打破了油水界面張力與水體重力的平衡，水體凸起區(qū)域壓力高于周邊壓力。底水驅(qū)能量越強，“泉眼效應(yīng)”越顯著，若水體凸起與上部低壓力場縫洞連通，則易發(fā)生垂向竄流，減少平面徑向波及范圍，不利于原油采出。

圖8 強底水垂直竄流油水界面現(xiàn)象Fig. 8 Vertical water channeling phenomenons in strong bottom water fl ooding

3.3 井底附近底水錐進油水界面特征

井底附近的底水錐進使得油水同產(chǎn)，暴性水淹加劇，易產(chǎn)生剩余油。在相同的底水強度下，對于產(chǎn)油速率相近的井底處于裂縫中的“裂縫井”和井底處于溶洞中的“溶洞井”，前者的錐體高度高于后者。隨著油水混合物流速增大，在界面光滑的分層流中，油水界面出現(xiàn)波動，一側(cè)或兩側(cè)出現(xiàn)少量近似球型的液滴，水動力和浮力同時作用在這些液滴上，油水界面的水平性降低，呈波狀特征(圖9)。

力學分析認為，裂縫井中油水混合液重力與垂向壓力梯度的平衡力較溶洞井更大。壓力梯度分析認為，在相近的產(chǎn)油速率下，由于裂縫內(nèi)的儲油體積小于溶洞內(nèi)的儲油體積，造成裂縫井的泄油壓降傳播的更遠，在與井底垂直距離相同的位置上，前者的垂向壓力更大，使錐進的高度高于后者。

3.4 填充物對油水界面的影響

3.4.1 填充物對縫洞組合油水界面的影響

圖10為無填充和有填充時同一個洞-縫-洞組合在底水驅(qū)過程中的界面特征。圖中左側(cè)溶洞有填充，在溶洞內(nèi)部，由于填充物為水潤濕，產(chǎn)生毛管力，局部油水界面抬升，油水界面不再保持水平。在溶洞之間，無填充時左側(cè)溶洞的油水界面略低于右側(cè)，有填充時左側(cè)溶洞的油水界面卻高于右側(cè)。這是因為填充物為水潤濕，在表面張力的作用下，引起局部毛細管內(nèi)液面上升。左側(cè)溶洞在有、無填充條件下，油水界面高度隨時間變化情況見圖11，圖中曲線斜率為油水界面移動速度。由圖11可知，隨著底水驅(qū)的進行，底水橫向波及范圍增大，油水界面抬升速度降低，表現(xiàn)為曲線斜率逐漸減小。有填充時油水界面抬升至溶洞頂部的時間(12 min)小于無填充時(15 min)。油水界面在填充區(qū)域上升較快，易形成竄流通道，不利于擴大底水波及范圍。

圖9 強底水垂直竄流油水界面現(xiàn)象Fig. 9 Water conning characteristic of different oil wells

圖10 填充物對洞-縫-洞組合油水界面影響Fig. 10 Effect of fi llers on oil-water interface characteristics of vug-fracture-vug connections

圖11 油水界面高度隨時間變化Fig. 11 Heights of oil-water interface as a function of inject time

圖12 為無填充時，在重力分異作用下，水體侵入盲端洞后迅速在水平面鋪展，占據(jù)溶洞底部空間，油水界面水平抬升，基本等效于活塞式驅(qū)油，無填充時盲端洞最終采收率為72.1%。對盲端洞進行部分填充，流動壓差降低，水體侵入的流動阻力增大，對油的置換相對困難，填充區(qū)域呈現(xiàn)滲流特征，無填充區(qū)域呈現(xiàn)管流特征，盲端洞內(nèi)油水流動出現(xiàn)滲流與管流耦合，在溶洞頂部和填充物空隙間形成剩余油，有填充時盲端洞采收率為59.8%，比無填充時低12.3%。

3.4.2 填充物對井底附近底水錐進油水界面的影響

填充物普遍存在于溶洞中，對比分析溶洞井的井底附近的底水錐進特征。圖13為TK411井在有、無填充情況下底水錐進特征對比，發(fā)現(xiàn)有填充時錐進的高度和廣度都有所增加。壓力梯度分析認為，有填充的溶洞呈現(xiàn)砂巖特性，且儲油體積小于無填充的儲油體積，造成泄油壓降傳播的更遠，在與井底的垂直距離和水平距離相同的位置上，前者的垂向壓力和橫向壓力更大，使錐進的高度和廣度高于后者。

圖12 填充物對盲端洞油水界面影響Fig. 12 Effect of fi llers on oil-water interface characteristics of blind vugs

圖13 填充物對井底附近底水錐進油水界面的影響Fig. 13 Effect of fi llers on oil-water interface characteristics of bottom water coning

圖14 為TK411采出液含水率曲線，有填充時，毛管力影響油水流速，水錐進到井底后采出液見水，含水率緩慢上升，隨著水錐逐漸擴大，含水率曲線波動上升，油水同產(chǎn)。無填充時，底水驅(qū)0.6 PV時，油水界面抬升至井底時油井見水，存在極微小水錐現(xiàn)象，見水后含水率迅速上升，基本不存在油水同產(chǎn)期，油水界面抬升至井底射孔位置以上時油井暴性水淹 ，油水界面抬升速度大于產(chǎn)油速度，井底射孔位置以上存在大量剩余油。

圖14 TK411井采出液含水率曲線Fig. 14 Water production rate of TK411 as a function of inject PV

4 結(jié)論

(1)在縫洞型油藏縫洞單元內(nèi)，油水界面在不同的縫洞組合內(nèi)抬升高度不一致，宏觀油水界面高度差導致油藏內(nèi)部流場不均勻分布加劇。對于產(chǎn)油速率相近的裂縫井和溶洞井，前者的錐進高度高于后者。

(2)不同類型的縫洞組合內(nèi)油水的流動特征不同，縫洞油水界面存在高度差，這一差值不僅受潤濕性與彎曲液面附加壓力的影響，還與縫洞連通情況有關(guān)。油水界面無因次高度差與裂縫采收率之間存在負相關(guān)性。盲端洞中油水界面呈凸液面，盲端洞驅(qū)油阻力大，其上部易形成剩余油。

(3)水相垂直進入溶洞時，實際水體凸起高度大于靜止狀態(tài)下水體凸起高度，即發(fā)生“泉眼效應(yīng)”。底水驅(qū)能量越強，“泉眼效應(yīng)”越顯著。若水體凸起與上部低壓力場縫洞連通，則易發(fā)生垂向竄流，減少水平波及范圍，不利于原油采出。

(4)填充物為水潤濕時，在毛細管力的作用下，易引起局部毛細管內(nèi)水液面上升，局部沒有統(tǒng)一的油水界面，填充物所在區(qū)域流體呈現(xiàn)滲流特征。盲端洞存在填充物時，水體侵入的流動阻力增大，對油的置換相對困難。主流場控制的連通區(qū)域存在填充物時，底水驅(qū)過程會存在明顯的竄流通道。