劉逸盛 ，劉月田，張琪琛，鄭文寬，菅長松，李廣博，薛艷鵬

（1.中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015；3.中國石油遼河油田分公司高升采油廠，遼寧盤錦 124125；4.中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000）

伴隨著中國油氣戰(zhàn)略“走出去”方針的推進，三大油公司在中東、南美和北美等地區(qū)收購了許多碳酸鹽巖區(qū)塊的采礦權，如中東Missan油田的厚層碳酸鹽巖油藏BU（簡稱BU油藏），其油氣地質儲量達6.79×108t，成為中國油氣產(chǎn)能增長的重要陣地。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、層內物性差異大和縱向非均質性強的特征［1］；同時，區(qū)別于中國碳酸鹽巖油藏儲層發(fā)育大量裂縫、溶洞的特征，BU油藏儲集空間以原生粒間孔、次生粒間溶孔、基質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)砂巖油藏和中國碳酸鹽巖油藏的注水開發(fā)經(jīng)驗已不足以指導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規(guī)律和水淹模式，細化調整油藏注采井網(wǎng)，成為中東厚層碳酸鹽巖油藏改善水驅開發(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油藏孔隙型儲層巖心，根據(jù)相似理論設計厚層碳酸鹽巖水驅開發(fā)宏觀物理模擬實驗，通過實時監(jiān)測模型內部飽和度場變化特征，研究油藏水驅規(guī)律和水淹模式，探索注采井網(wǎng)細化調整方案，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

利用室內物理模型模擬實際油藏開發(fā)時，根據(jù)相似理論，需要同時滿足幾何相似、動力相似和運動相似3方面的相似要求。為推導滿足上述3方面要求的相似準數(shù)組，首先根據(jù)目標油藏油水兩相滲流特點，作以下基本假設：①滲流介質為孔隙型介質。②重力作用不可忽視，基于邦德數(shù)計算。③水和油互不相溶。④巖石和流體均不可壓縮。根據(jù)單重介質滲流數(shù)學模型，采用方程分析法，推導得到滿足本次實驗的相似準數(shù)組［19-20］（表1）。

實驗選用人造碳酸鹽巖巖心，由于人造巖心為各向同性，實際油藏儲層為各向異性，因此在實驗設計之初，需要將各向異性油藏轉化為各向同性油藏，然后采用表1中的相似準數(shù)，將油藏參數(shù)換算為實驗室內的宏觀物理模型參數(shù)。各向異性介質轉換為各向同性介質可通過各向異性滲透率來實現(xiàn)，首先需要求出各向異性介質的等效各向同性滲透率，然后將各向異性的坐標x，y和z換算為各向同性介質的坐標x1，y1和z1。其公式分別為［21-23］：

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

2 宏觀物理模型設計及實驗方法

2.1 參數(shù)設計

基于表1所列的相似準數(shù)組，結合實際油藏參數(shù)，即可實現(xiàn)BU油藏與宏觀物理模型參數(shù)之間的相互換算，其對應設計參數(shù)如表2所示。在現(xiàn)有實驗條件下，人造巖心單次壓制所能達到的最大平面尺寸為80 cm×80 cm，故實驗中宏觀物理模型的平面尺寸設計為80 cm×80 cm。

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

地質資料顯示，目標油藏MB2-1段縱向上劃分為8層，中間無隔夾層分布，且上部儲層物性明顯好于下部儲層，其滲透率級差為12.12。由于目標儲層縱向非均質性是影響目標油藏水淹模式的物質基礎，為體現(xiàn)油藏縱向非均質性對水驅規(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層以內可以一次壓制成型，物性控制也更為準確。為此，將MB2-1段8層中縱向相鄰、滲透率相近的小層進行合并，合并前后目標油藏韻律和非均質性保持不變。最終目標油藏縱向合并為5層，其物性參數(shù)及對應的宏觀物理模型物性參數(shù)如表3所示。

2.2 井網(wǎng)設計

目前目標油藏井網(wǎng)采用反九點法注采井網(wǎng)，注采井距為700 m。為充分研究油藏內的水驅規(guī)律，選擇反九點法注采井網(wǎng)的1/4個單元進行模型設計?？紤]到BU油藏縱向厚度與現(xiàn)有井距大的特征，為充分發(fā)揮重力分異作用對采收率的影響，采用底注頂采的開發(fā)方式，設計3組不同的立體注采井網(wǎng)（圖1）進行對比實驗。當模型實施具體的某一組井網(wǎng)實驗時，可以采用劉劍等設計的井筒封堵裝置［24］對額外方案的預置井筒進行封堵，從而將預置井筒對模型流場的影響降至最低。

表3 目標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 模型制作及實驗裝置

巖心制作 為保證人造巖心與實際油藏具有相似的潤濕性，壓制人造巖心的石粉組分必須與目標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，按照小層順序將其置于巖心壓制的模具內，同時，每完成一層石粉的鋪設，都需要在設計位置預埋飽和度探頭用于后續(xù)飽和度場監(jiān)測，其中飽和度探頭分布如圖2所示。然后，將模具中鋪設完畢的石粉混合物壓制成型后，置于恒溫箱內使其充分干燥，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)設計井位，在預定位置鉆孔作為井筒。由于設計模型較大，為使模型充分飽和，在模型頂面額外布置11個飽和孔（圖3）；此外，需在模型底部預留1個厚度為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，并在模具內灌入厚度約為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，連接氮氣瓶加壓，驗證模型整體的密封性以及各預埋井、各飽和孔的連通性，確認無誤后模型制作完成，進行后續(xù)實驗。

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

實驗裝置 實驗裝置由注入系統(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。出口計量裝置包括量筒和電子天平。飽和度傳感器由電阻率測定儀構成，實驗開始前需要通過實驗用油和實驗用地層水進行電阻率標定。

2.4 實驗方法

實驗方法包括：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，當生產(chǎn)井含水率達到98%時關井。②重新飽和宏觀物理模型，按照井網(wǎng)設計，依次打開直井加密井網(wǎng)、水平井加密井網(wǎng)完成對比實驗。其中，對上述2種井網(wǎng)，加密和轉注同步進行，轉注、加密時機為P1井含水率達80%。③根據(jù)實驗數(shù)據(jù)和實驗現(xiàn)象，分析厚層碳酸鹽巖油藏水驅規(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驗裝置Fig.4 Schematic of large-scale physical experiment for thick carbonate reservoirs

3 實驗結果與分析

3.1 基礎井網(wǎng)注水開發(fā)水驅規(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），但邊井見水時間相對較早，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，相對于角井，邊井見水后含水率快速上升，直到進入高含水期（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，進入中含水期后含水上升率加快，整個生產(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%的可采儲量在高含水期采出，這是由于儲層縱向非均質性強，層間差異大，注入水易沿高滲透層突破所致。

圖5 基礎井網(wǎng)生產(chǎn)指標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）飽和度場變化規(guī)律，將生產(chǎn)過程劃分為3個生產(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移到上部的高滲透層，然后沿著頂部高滲透層向前突進，同時，由于模型底部第4層滲透率也相對較高，因此模型表現(xiàn)為如圖6a所示的雙峰狀水驅特征。②生產(chǎn)中期（10～20 h），隨著油水前緣向前推進遠離注水井區(qū)域，注采壓力梯度減小，重力對油水運移的影響逐漸增大，這促使在頂部向前突進的注入水在重力的作用下逐漸向下流動，導致雙峰狀水驅特征轉變?yōu)閱畏鍫钏屘卣?，注入水開始沿著第4層向前突進，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層突進的水向下運移，致使第5層被水淹，同時，依托于生產(chǎn)中期形成的次生底水，模型水驅特征由滲透率層間差異造成的層間突進轉變?yōu)橐劳杏诖紊姿南蛏贤羞M，剩余各層的水淹順序為中部第3層先被水淹，然后第2層、第1層被水淹。

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

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

受上述運移規(guī)律影響，模型內部剩余油分布特征為：在近注水井區(qū)域，儲量動用比較充分，無明顯剩余油；進入遠井區(qū)域到靠近生產(chǎn)井區(qū)域，重力對厚層碳酸鹽巖油藏剩余油分布的影響逐漸顯現(xiàn)，導致模型下部層位儲量動用比較充分，剩余油主要集中在模型上部層位。因此，后續(xù)方案調整時應著力增加上部儲層儲量的控制程度，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計了底水，但是模型飽和度場變化規(guī)律中并沒有監(jiān)測到底水錐進的現(xiàn)象，分析認為這主要是底水能量弱，且下部第5層滲透率小、儲層厚度大所致。

基于上述分析，將厚層碳酸鹽巖油藏的水淹模式總結如下：①階段一。生產(chǎn)早期，在近井區(qū)域，注入水的主要驅動力為注采壓差，水驅特征為層間滲透率差異造成的雙峰狀驅替特征（圖8a）。②階段二。隨著油水前緣遠離注水井區(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移，使得雙峰狀水驅特征轉變?yōu)閱畏鍫钏屘卣鳎▓D8b）。③階段三。沿著下部高滲透層突進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，生產(chǎn)井完全被水淹（圖8d）。

3.2 不同井網(wǎng)注水開發(fā)效果對比

對比3種井網(wǎng)的開發(fā)效果（圖9a）可知：基礎方案的采收率（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)有基礎井網(wǎng)下，剩余油平面分布在遠注水井區(qū)域和近生產(chǎn)井區(qū)域，縱向上位于儲層上部小層，提高頂部動用效率不高區(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)。

對比3種井網(wǎng)產(chǎn)液速度（圖9b）發(fā)現(xiàn)：基礎方案轉注加密后產(chǎn)液速度顯著增加，這表明基礎方案步入高含水期后其產(chǎn)液能力可以通過補充能量和改善注采關系得到提高，這對高含水期油藏穩(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)勢更加顯著，其產(chǎn)液速度甚至高于基礎方案2倍以上。相應的，由于水平井加密方案具有更高的產(chǎn)液速度，導致其前期見水時間更早（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、底部轉注調整思路的可靠性。

4 結論

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)指標對比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移到高滲透層然后向前突進；油水前緣遠離注水井區(qū)域后上部向前突進的水相受重力影響，向下部儲層運移，沿下部高滲透層突進到生產(chǎn)井井底，形成次生底水；最后次生底水向上托進，導致油井水淹。

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儲層，平面上主要分布在遠離注水井的區(qū)域。為加快油藏開發(fā)效率、提高采收率，應提高上部儲層的控制程度。

3種井網(wǎng)開發(fā)效果對比顯示，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——模擬開采時間，h；

x,y,z——模型沿x,y,z方向的長度，cm；

x1，y1，z1——各向同性介質坐標，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——相似準數(shù)，無因次；

?——孔隙度，%；