楊景斌，侯吉瑞

（1.中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249）

碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)量占全球已探明石油地質(zhì)儲(chǔ)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(zhì)儲(chǔ)量的2/3，是石油增儲(chǔ)上產(chǎn)的主要勘探開發(fā)領(lǐng)域之一［1］。

目前，塔河油田是中國發(fā)現(xiàn)的儲(chǔ)量最大的縫洞型碳酸鹽巖油田，儲(chǔ)層主要分布在奧陶系［2］。受多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、巖溶作用和成巖作用的影響，碳酸鹽巖中形成了非均質(zhì)性極強(qiáng)的裂縫和溶洞系統(tǒng)［3-4］。鑒于縫洞結(jié)構(gòu)的復(fù)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(chǔ)集體主要分為巖溶儲(chǔ)集體、斷溶儲(chǔ)集體和暗河型儲(chǔ)集體3 大類［5］。巖溶儲(chǔ)集體的連通通道具有多樣性，而斷溶儲(chǔ)集體和暗河型儲(chǔ)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(chǔ)集空間，以裂縫為主要的流動(dòng)通道，儲(chǔ)集體形態(tài)多樣，具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性［6-8］。縫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(qū)衰竭式開采，底水錐進(jìn)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(bǔ)充地層能量，穩(wěn)油控水能夠達(dá)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(fù)雜，嚴(yán)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(dǎo)致氣體優(yōu)勢通道快速形成，降低最終采收率［12］。

調(diào)研發(fā)現(xiàn)，對常規(guī)砂巖油藏提高采收率方法已進(jìn)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(shí)際地質(zhì)資料和注采特征，設(shè)計(jì)制作二維縫洞型巖溶儲(chǔ)集體可視化物理模型，開展縫洞型油藏巖溶儲(chǔ)集體模型注氣提高采收率實(shí)驗(yàn)研究，觀察縫洞型油藏中氣體的驅(qū)油動(dòng)態(tài)，分析氣驅(qū)效果，揭示注氣提高采收率的主要機(jī)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(chǔ)集體可視化物理模型制作

1.1 模型參數(shù)

根據(jù)相似準(zhǔn)則［14］確定二維縫洞型巖溶儲(chǔ)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(shí)際情況相符?？p洞型油藏流體通道復(fù)雜多樣，流動(dòng)模式不唯一，因此在同一模型中無法滿足多個(gè)相似準(zhǔn)則，只能對部分流體進(jìn)行相似模擬，重點(diǎn)對巖溶儲(chǔ)集體進(jìn)行幾何相似、運(yùn)動(dòng)相似和動(dòng)力相似設(shè)計(jì)［15］（表1）。因?yàn)榱黧w在油藏中的流動(dòng)主要受重力分異作用，所以在動(dòng)力相似設(shè)計(jì)時(shí)主要考慮重力和地層壓力，忽略黏滯力的影響。

表1 模型設(shè)計(jì)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(jì)算出相似系數(shù)。當(dāng)相似系數(shù)等于1 時(shí)，說明所建模型參數(shù)與現(xiàn)場實(shí)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(jì)算動(dòng)力相似和運(yùn)動(dòng)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(zhǔn)則。

1.2 二維尺度刻畫

基于Petrel 地質(zhì)建模的分層投影疊加物理模擬方法，利用過井?dāng)嗝嫱队隘B加刻畫縫洞型油藏多井間縱向非均質(zhì)特征，對其進(jìn)行二維尺度的刻畫。

巖溶儲(chǔ)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(huì)形成潤濕角為62.8°的水滴，結(jié)果表明，巖溶儲(chǔ)集體模型材料的潤濕性與實(shí)際油藏相似［16］。

1.2.1 模型制作

根據(jù)Petrel 地質(zhì)建模的分層投影疊加物理模擬方法，將儲(chǔ)集體沿過井?dāng)嗝娴耐队斑M(jìn)行疊加，利用過井?dāng)嗝嫱队隘B加刻畫縫洞型油藏多井間縱向非均質(zhì)特征，采用CAD 畫圖軟件將斷面投影進(jìn)行制圖設(shè)計(jì)，模型材料選用優(yōu)質(zhì)亞克力板（化學(xué)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(jié)構(gòu)特征進(jìn)行圖形描繪，再依據(jù)該圖形進(jìn)行電腦編程，且不同縫洞采用不同大小刀具進(jìn)行數(shù)控精細(xì)加工雕刻，并模仿油井的位置進(jìn)行深孔加工，最后采用特殊工藝進(jìn)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(chǔ)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(jìn)行黏結(jié)固定。在模型的底部打2 個(gè)孔并嵌入2 個(gè)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(chǔ)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(chǔ)設(shè)施建設(shè)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(chǔ)設(shè)施建設(shè)雖然取得了長足進(jìn)步，建成一批國家大學(xué)科技園和國家級、省級的示范生產(chǎn)力促進(jìn)中心、創(chuàng)業(yè)服務(wù)中心，但普遍存在建設(shè)水平不高的問題，能夠?yàn)榭萍计髽I(yè)、研發(fā)機(jī)構(gòu)和科技人員提供的有效服務(wù)較少。

1.2.2 井位設(shè)計(jì)

根據(jù)塔河油田S48單元的地質(zhì)特征以及井位設(shè)計(jì)要求，在48 cm×48 cm 的正方形模型上方相應(yīng)的位置設(shè)計(jì)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(chǔ)集體模型的縫洞結(jié)構(gòu)中，另一端連接三通閥，各個(gè)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(shè)計(jì)好的8口井分別標(biāo)號為1#—8#，其中，選用2#，3#，5#和7#進(jìn)行實(shí)驗(yàn)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(chǔ)集體內(nèi)；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(fù)雜的儲(chǔ)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(chǔ)集體內(nèi)進(jìn)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(jìn)行鄰井受效情況分析。

2 注氮?dú)鈱?shí)驗(yàn)準(zhǔn)備及步驟

2.1 實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

實(shí)驗(yàn)溫度為25 ℃，壓力為常壓。實(shí)驗(yàn)用模擬油由液體石蠟與煤油按質(zhì)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(qiáng)可視化效果，用蘇丹紅將模擬油染為紅色；實(shí)驗(yàn)用氣體為純度為99.2%的工業(yè)氮?dú)猓粚?shí)驗(yàn)用水為模擬地層水，并用純藍(lán)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?dú)獾谋砻鎻埩? mN/m。

實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備包括:①對可視化模型進(jìn)行抽真空處理，注入模擬油，標(biāo)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(diào)試相機(jī)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(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)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(jìn)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(dāng)某一口井含水率達(dá)到98%時(shí)關(guān)井，直到3 口井全部關(guān)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(dāng)某一口井含水率達(dá)到98%時(shí)關(guān)井，直到3 口井全部關(guān)閉。③根據(jù)實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)確定縫洞型碳酸鹽巖油藏注水注氣驅(qū)替的生產(chǎn)特征，重點(diǎn)分析氣體的波及特征、路徑和竄逸的機(jī)理。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

3.1 縫洞宏觀油水界面特征

驅(qū)替初期，由于受油水重力分異作用，模型中各個(gè)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(chǔ)集體附近，儲(chǔ)集體內(nèi)儲(chǔ)存大量油，縫洞單元與底水的連通性較好，底水驅(qū)替的阻力比較小，能夠不斷地將油驅(qū)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(chǔ)集體的連通性較差，僅能通過一些細(xì)長的縫進(jìn)行連通，儲(chǔ)存的油量比較少，底水驅(qū)替阻力比較大（圖1b）。當(dāng)?shù)姿?qū)替達(dá)到0.3 PV以后，底水以離散相形式進(jìn)入垂向盲端溶洞，逐漸形成連續(xù)相，在驅(qū)替過程中，由于油水密度差，底部壓力增高，能夠啟動(dòng)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(yùn)移，置換出的油相沿壁面流動(dòng)，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(qū)替達(dá)到0.5 PV 后，各個(gè)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(dòng)阻力小，油水界面很容易被抬升。隨著驅(qū)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(shí)，油氣界面也有稍微的波動(dòng)，不再是位于同一平面內(nèi)，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(qū)替過程的進(jìn)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(qū)替一段時(shí)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(qū)替與5 mL/min 注氣速度驅(qū)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(nèi)，油水界面稍有波動(dòng)，隨著驅(qū)替過程的進(jìn)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(qū)替條件下，發(fā)生氣竄的時(shí)間比5 mL/min注氣速度驅(qū)替早。

3.2 氣水同錐現(xiàn)象

由于氮?dú)怛?qū)過程是非活塞驅(qū)替，各向流體在縱向上的流速不同，導(dǎo)致油水界面和油氣界面會(huì)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(qū)替過程中，發(fā)現(xiàn)在油水界面和油氣界面到達(dá)生產(chǎn)井井口后一段時(shí)間內(nèi)，產(chǎn)生了穩(wěn)定水錐和氣錐（圖2），在實(shí)際油藏的開采過程中，僅當(dāng)生產(chǎn)井產(chǎn)量小于臨界產(chǎn)量時(shí)，才會(huì)形成穩(wěn)定的錐狀體。實(shí)驗(yàn)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(shè)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(jìn)水錐和氣錐變寬，界面張力抑制水錐和氣錐鋪展變寬。當(dāng)兩者達(dá)到平衡狀態(tài)時(shí)，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(jì)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(chǔ)集體物理模型實(shí)驗(yàn)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(jì)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(shí)際最大高度大于靜止?fàn)顟B(tài)下公式計(jì)算的水錐的最大高度。氮?dú)鈱﹀F體的作用力和氮?dú)庾陨淼闹亓υ黾恿藲忮F的高度，宏觀表現(xiàn)為實(shí)測氣錐最大高度大于靜止?fàn)顟B(tài)下公式計(jì)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(jì)算的結(jié)果雖然具有判定水錐和氣錐最大高度的實(shí)用價(jià)值，但仍不能準(zhǔn)確計(jì)算出錐體的最大高度，與實(shí)驗(yàn)測得的錐體最大高度有一定的差距。為能夠更好地計(jì)算出錐體最大高度，在大量測試實(shí)驗(yàn)［25］的基礎(chǔ)上，對（1）式進(jìn)行修正，引入修正因子ε，（1）式變?yōu)?

經(jīng)過實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證得出，修正因子ε 取1.8 時(shí)，通過（2）式計(jì)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(shí)測值比較接近，誤差在0.01%之內(nèi)，能夠較為準(zhǔn)確確定水錐和氣錐的最大高度。

隨著驅(qū)替過程的進(jìn)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(dòng)下開始上升，氣錐保持相對平穩(wěn)，模擬油左側(cè)變薄。水錐上升到一定程度后，當(dāng)模擬油左側(cè)寬度幾乎為0時(shí)，底水開始進(jìn)入模擬油右側(cè)的縫洞，在底水的推動(dòng)下，右側(cè)縫洞中的油向左側(cè)流動(dòng)，促使整個(gè)模擬油重新成為一條等寬的模擬油。

3.3 氣水協(xié)同效應(yīng)

在縫洞型碳酸鹽巖油藏巖溶儲(chǔ)集體物理模型中，氮?dú)庾⑷牒笊细≈翗?gòu)造頂部，占據(jù)高部位空間，形成人工氣頂，儲(chǔ)集體未出現(xiàn)氣頂之前，底水向上運(yùn)移最終突破井眼，將剩余油封閉于單井上部，氣頂形成后，當(dāng)氣頂能量與底水能量發(fā)揮協(xié)同效應(yīng)時(shí)，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(dǎo)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(dòng)，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?dú)獾牟粩嘧⑷?，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(dá)一個(gè)最低臨界值（圖3d）。經(jīng)不斷注氣和底水補(bǔ)充，底水能量會(huì)超過氣頂能量，底水能量推動(dòng)模擬油上升（圖3e）。

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

在驅(qū)替過程中，氣頂能量與底水能量發(fā)揮協(xié)同效應(yīng)，導(dǎo)致模擬油上下波動(dòng)，直到3口生產(chǎn)井發(fā)生氣竄，模擬油才停止波動(dòng)（圖3f）。在模擬油上下波動(dòng)的過程中，3 口生產(chǎn)井伴隨氣體和水產(chǎn)生［27］。當(dāng)5#井底為水中注氣時(shí)，模擬油發(fā)生大幅度的擾動(dòng)現(xiàn)象，導(dǎo)致注氣井附近的油向模擬油兩側(cè)移動(dòng)，在注氣井一側(cè)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(qū)替過程中，模擬油主要受到底水驅(qū)動(dòng)力（Fw）、氣體推動(dòng)力（Fg）和油自身重力（G）的相互作用而發(fā)生上下波動(dòng)。驅(qū)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(jìn)。隨著驅(qū)替的不斷進(jìn)行，當(dāng)注氣達(dá)到0.5 PV 時(shí)，氣體能量逐漸增加，模擬油上升緩慢，此時(shí)底水驅(qū)動(dòng)力已不能完全推動(dòng)模擬油上升，三者達(dá)到平衡狀態(tài)，即:Fg+G=Fw。之后，模擬油逐漸變窄，當(dāng)模擬油變窄到一定程度后，F(xiàn)g+G＞Fw，模擬油在氣體推動(dòng)力的作用下，向下移動(dòng)，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(cè)由于縫洞連通性較好，流動(dòng)阻力小，氣體推動(dòng)力的效果相對較明顯，模擬油呈現(xiàn)出左側(cè)窄、右側(cè)寬的高度差異現(xiàn)象。隨著驅(qū)替的不斷進(jìn)行，氣頂能量與底水能量發(fā)揮協(xié)同效應(yīng)，使模擬油上下波動(dòng)，直到3口生產(chǎn)井發(fā)生氣竄為止，模擬油停止波動(dòng)，達(dá)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(chǔ)集體可視化物理模型中進(jìn)行氮?dú)怛?qū)替實(shí)驗(yàn)，不同的注氣速度對產(chǎn)液速率產(chǎn)生很大的影響。當(dāng)注氣速度為20 mL/min時(shí)，最大產(chǎn)液速度為40.5 mL/min；當(dāng)注氣速度為5 mL/min 時(shí)，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(dòng)能大，驅(qū)替速度快，產(chǎn)液速度高。當(dāng)以20 mL/min 注氣時(shí)，產(chǎn)液速度達(dá)到最大值時(shí)，2#井發(fā)生氣竄，導(dǎo)致產(chǎn)液速度瞬間下降。隨著驅(qū)替的進(jìn)行，3#，7#井也相繼發(fā)生氣竄，最終關(guān)井。當(dāng)以5 mL/min 注氣時(shí)，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(shí)，產(chǎn)液速度達(dá)到最大值［29］，隨著驅(qū)替的進(jìn)行，2#井見水，發(fā)生氣竄，導(dǎo)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(guān)井，最終7#井采油不出，幾乎全出水?？傮w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(shí)間早，達(dá)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(shí)，采出程度約為70.5%，注氣速度為5 mL/min 時(shí)的采出程度大約為78.9%（圖4b）。注氣速度高時(shí)，雖然能夠在短時(shí)間內(nèi)達(dá)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(dǎo)致注氮?dú)獾臅r(shí)間縮短，采出程度最終會(huì)比較低；注氣速度低時(shí)，可以延長注氮?dú)獾臅r(shí)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(qū)動(dòng)能量低，注入的氮?dú)獠荒軌蜻M(jìn)入阻力較大的縫洞中，只能進(jìn)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?dú)怛?qū)大幅度提高采出程度的潛能。

4 結(jié)論

根據(jù)縫洞型碳酸鹽巖油藏的地質(zhì)特征，在相似準(zhǔn)則的基礎(chǔ)上，建立二維縫洞型油藏巖溶儲(chǔ)集體可視化物理模型，通過實(shí)驗(yàn)研究該模型注入氮?dú)獾牟皠?dòng)態(tài)規(guī)律，發(fā)現(xiàn)以注氣速度分別為20 和5 mL/min進(jìn)行驅(qū)替，宏觀油水界面特征基本相似，在氮?dú)怛?qū)替過程中會(huì)出現(xiàn)明顯的氣水同錐現(xiàn)象和氣水協(xié)同效應(yīng)，根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析采出程度認(rèn)為，高注氣速度雖然能在短時(shí)間內(nèi)達(dá)到高產(chǎn)液速度，但容易發(fā)生氣竄，導(dǎo)致最終采出程度較低。因此，在油田現(xiàn)場進(jìn)行氮?dú)怛?qū)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(yīng)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(qū)動(dòng)力，N；Fg——?dú)怏w推動(dòng)力，N；G——油自身重力，N。