關鍵詞：超深層縫洞型油藏；剩余油；開發(fā)方式；提高采收率

引言

縫洞型油藏是以大型溶洞和裂縫為主要儲集空間的特殊油藏類型[13]。儲集層由多次構造及古巖溶蝕作用形成，具有埋藏深、儲集體結構復雜、規(guī)模大、形態(tài)多樣、結構多變和分布不均等的特點[46]?？p洞型碳酸鹽巖油藏擁有非常豐富的油氣資源，在早期開采中，面臨著產(chǎn)量遞減快、補充能量難和采收率低等問題[78]。由于縫洞型碳酸鹽巖儲層的獨特性，利用天然能量、水驅和氣驅等方式進行開采，但因各自的特點，最終提高采收率程度不高[910]。

中國縫洞型油藏主要分布在塔里木盆地，近年來國內學者針對縫洞型油藏采收率低、補充能量難的問題，研究出多種提高縫洞型油藏采收率的技術。“十一五”期間，研究人員主要針對封閉型單井開展段塞流注水，利用重力分異現(xiàn)象進行驅油，以提高原油采收率[11]。“十二五”期間，研究人員提出以縫洞單元為油藏基本管理單元，實施差異化開發(fā)模式，形成了以單井注水驅油、單元井間水驅為主導的提高采收率技術，通過數(shù)值模擬技術，發(fā)展了縫注洞采、低注高采等注采方式[12]?！笆濉逼陂g，開始研究縫洞型油藏精細注水、定量化注水，利用形態(tài)結構相似的縫洞組合體物理模型開展水驅模擬實驗[1314]。針對影響塔河油田注水管網(wǎng)的因素，張志宏等[15]通過實驗室研究，認為溶解氧為主要影響因素。張曉等[16]通過物理模型模擬研究了周期注水驅油機理，提出通過周期性改變注水量和注入壓力可擴大注入水波及體積。劉利清等[17]通過優(yōu)化縫洞型油藏單元注水注采參數(shù)來提高注入水驅油效率。杜春暉等[18]通過4種典型縫洞結構的機理模型研究流勢變化規(guī)律，確定了影響流勢調節(jié)的5個重要控制因素，結合流勢分析技術進行了剩余油開采潛力的研究。侯吉瑞等[19]針對多井縫洞單元，利用相似準則設計了多井縫洞單元三維物理模型，并進行了水驅特征與見水模式的研究。巫波等[20]針對塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油分布，提出了塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏8大類13個亞類剩余油分布類型和針對不同類型剩余油的多種開發(fā)策略。屈鳴等[21]根據(jù)塔河油田縫洞型碳酸鹽巖的地質資料，設計制作了在孔洞直徑、裂縫尺寸和驅替流體注入速率方面具有相似性的三維可視化裂縫物理模型，較真實地模擬了地層流體流動過程。鄭小敏等[22]根據(jù)油田地震數(shù)據(jù)資料，設計制作了物理模型，利用地層水與實際油田樣品，進行了3個不同角度的水驅物理模擬實驗，研究了縫洞傾斜情況和縫洞結構等因素對采收率、含水率、無水采收期等多種結果的影響。李小波等[23]通過數(shù)值模擬等方法，綜合分析順北油田超深斷控縫洞型油藏地質與開發(fā)特征，對油田開發(fā)方式進行優(yōu)化，明確了當前縫洞型油藏的最佳開發(fā)方式，現(xiàn)場應用中取得了較好的開發(fā)效果。王遠征等[24]針對斷控縫洞型油藏提出了注采井間動態(tài)油水界面實時追蹤預測方法，該模型構建簡易，計算效率高，能夠較為準確預測生產(chǎn)井的見水規(guī)律、各溶洞油水界面運移位置及剩余油分布等各項開發(fā)指標?？抵窘萚25]針對縫洞型油藏結構復雜、非均質性強的特點，基于靜、動態(tài)數(shù)據(jù)結合多重分形、曲線相似度分析等技術，提出深層縫洞型油藏井間連通路徑智能預測技術，實現(xiàn)井間連通程度自動評價。周順明等[26]研發(fā)了一種適用于高溫高鹽縫洞型油藏的深部堵水體系，該體系可耐溫140 C，對于水竄通道封堵效率可達90.33%，封堵性能好。針對縫洞型油藏的開發(fā)國內外已經(jīng)進行了深入的研究，但由于縫洞型油藏物性差異大，地層環(huán)境復雜，針對特定油藏需要采取合適的開發(fā)方式。

英買2縫洞型油藏埋深超過6000m，原始地層壓力在60MPa左右，溫度超過120 C，屬于典型的超深、高溫及高壓縫洞型油氣藏。為了進一步提高英買2縫洞型油藏水驅后期的剩余油采收率，本文基于英買2縫洞型油藏的現(xiàn)場生產(chǎn)資料，利用典型儲層結構物理模型模擬底水驅后注水、注氣等開發(fā)方式的可行性，并開展了關鍵開發(fā)參數(shù)的優(yōu)化研究，為水驅后期進一步提高采收率提供支撐。

1典型儲層結構物理模型

1.1典型縫洞物理模型設計原則

為使典型縫洞單元模型能真實反映地層實際縫洞結構和模擬流體流動規(guī)律，在物理模型制作過程中，遵循抓住關鍵因素、忽略次要因素的原則，結合地質剖面圖，進行等效數(shù)據(jù)抽提，進而制作數(shù)值化模型和實物模型。模型制作采用玻璃刻蝕技術在有機玻璃表面刻蝕出三維模型圖案，該模型具有互換性，通過進出口快速連接，實現(xiàn)多種注采方式組合實驗。

1.2典型縫洞物理模型設計參數(shù)

縫洞結構是裂縫孔洞型油藏的主要儲集空間，也是儲集體類型最直觀的體現(xiàn)。典型縫洞物理模型包括兩個裂縫孔洞模型，一個斷溶體（垂直斷裂帶）模型。其中，裂縫孔洞模型整體尺寸為30cm 30cm 30cm，縫洞體高6 8cm，裂縫寬度為2mm，正面和側面均設置有進出口，方便更換注采關系。斷溶體模型整體尺寸為120cm 60cm 11cm，縫洞體高6 8cm，裂縫呈梯形槽、寬槽和細槽，進出口位于正面不同部位，模型如圖1所示。

1.3實驗條件

本實驗在常溫常壓條件下進行，注入流速為5mL/min，實驗中模擬原油由硅油與煤油配制而成，并加入油溶性蘇丹IV染色劑染色。模擬注入水加入亞甲基藍染色。

圖2為實驗流程圖。

1.4實驗步驟

1）組裝實驗裝置，稱量模型質量m1，隨后將模型飽和水，稱得質量m2，計算模型縫洞體積V。

2）組裝實驗架，連接管線，設置注射泵參數(shù)，放置量筒，打開注射泵并開始計時。

3）流體注入過程中，拍照并記錄實驗過程中油水分布現(xiàn)象，讀取產(chǎn)出油水體積。

4）含水率達到100%時驅替結束，對剩余油狀態(tài)進行拍照記錄。

2縫洞型油藏注水物模實驗研究

2.1不同空間注采關系實驗

首先，將裂縫孔洞模型I飽和油，然后，進行高注低采實驗，記錄不同注入體積對應的采出程度，當含水率達到100%時停止實驗。隨后對模型I進行低注高采實驗，模型飽和油之后進行水驅實驗記錄不同注入體積對應的采出程度，當含水率達到100%時停止實驗，實驗結果如圖3所示。

由圖4可知，注入水沿著中下部優(yōu)勢通道流動，受優(yōu)勢通道影響，采出部位越低，中上部剩余油越多。注入體積達到0.20PV時，含水率急劇上升，出現(xiàn)暴性水淹，并最終接近100%含水率，水驅最終采收率為19.80%。低注高采時，注入水在儲集體中低部位的驅替更加充分，采收率更高，剩余油相對較少，最終采收率達到27.40%。

對裂縫孔洞模型II進行注水實驗，將模型II飽和油，依次進行高注低采實驗和低注高采實驗，實驗結果如圖5所示。

圖6為裂縫孔洞模型II含水率及采收率曲線，由圖6可知，模型II在高注低采過程中，注入水體積超過0.35PV后，出現(xiàn)暴性水淹，含水率急劇上升，最終水驅采收率為21.60%。在低注高采注水實驗中，由于重力作用，注入水沿著優(yōu)勢通道竄流，當生產(chǎn)井見水后，含水率急劇上升，原油最終采收率達到32.30%，相較于高注低采注水模式更高。

利用斷溶體模型進行注水實驗，將模型飽和油，改變注采關系，依次進行高注低采和低注高采兩種方式注水，觀察不同注采關系下模型原油驅替效果，實驗結果如圖7所示。

圖8為斷溶體模型含水率及采收率曲線，由圖8可以看出，注入水受重力分異現(xiàn)象影響顯著，優(yōu)勢通道明顯，采出部位升高，剩余油越少，高注低采時最終采收率為16.71%，低注高采時采收率更高，達到46.40%，低注高采方式能夠動用更多的剩余油。

2.2不同注水方式驅替實驗

為探究不同注水方式對剩余油的驅替效果，將裂縫孔洞模型Ⅰ飽和油，分別進行脈沖注水和周期注水實驗，記錄不同注入體積對應的采收率，當含水率達到100%時停止實驗，實驗結果如圖9所示。由圖9可知，脈沖注水和周期注水可明顯擴大波及體積，改善注水效果，提高原油采收率。

隨后對裂縫孔洞模型II進行不同注水方式驅替實驗，研究不同注水方式對于剩余油的驅替效果。首先將模型飽和模擬原油，設置5mL/min恒定流速分別對模型進行脈沖注水和周期注水驅替實驗，觀察驅替過程中原油在模型中的分布情況，實驗結果如圖10所示。由圖10可知，兩種注入方式均能明顯改善剩余油在模型中的分布情況。

由以上實驗結果可知，注水方式對水驅效果具有一定影響，由于重力作用，連續(xù)注水容易形成優(yōu)勢通道，波及效果差。脈沖注水和周期注水方式可對空間流場狀態(tài)造成干擾，削弱重力分異現(xiàn)象造成的影響，可明顯提高波及體積，改善注水效果。相較于連續(xù)注水，脈沖注水和周期注水方式可分別提高采收率3.8%和5.3%。在實際油田注水開發(fā)過程中，脈沖注水和周期注水開發(fā)方式能提高裂縫孔洞型油藏剩余油動用程度，改善水驅效果，實現(xiàn)油田增產(chǎn)增效，提高經(jīng)濟效益。

3縫洞型油藏注氣物模實驗研究

將注入流體更換成氣體，利用3種典型縫洞物理模型進行注氣提高采收率實驗。分別進行不同注氣位置和注氣方式驅替實驗，觀察注氣過程中，不同注氣方式對采收率的影響。

3.1不同注氣位置驅替實驗

首先，將裂縫孔洞模型I飽和油，然后，進行高注低采和低注高采注氣實驗，實驗結果如圖11所示。

圖12為裂縫孔洞模型I采收率曲線，由圖12可知，注入氣聚集在儲集體空間頂部，沿斷裂帶上升至頂部空間，再經(jīng)裂縫橫向移動至采出端，頂部儲集體動用程度高，高注低采時采收率為17.60%，低注高采時采收率達14.80%，高注低采方式對剩余油動用程度更高。

將裂縫孔洞模型II飽和油，分別進行高注低采和低注高采注氣實驗，實驗結果如圖13所示。

圖14為裂縫孔洞模型II采收率曲線，由圖14實驗數(shù)據(jù)結果可知，模型II中注入氣快速聚集在儲集體頂部，頂端孔洞中原油動用程度高，剩余油少，模型II高注低采時采收率為31.00%，低注高采時采收率達20.50%，高注低采方式效果更好，能更加有效地提高原油采收效果。

將斷溶體模型飽和油，分別進行高注低采和低注高采注氣實驗，結果如圖15所示。由圖15可知，模型頂部原油動用程度更高，相較于低注高采注氣方式，高注低采注氣驅油方式對原油驅替效果更好。

圖16為斷溶體模型采收率曲線，由圖16可知，在斷溶體模型改變注氣關系物理模擬實驗中，高注低采注氣驅油方式最終采收率為43.80%，改變注氣關系為低注高采后原油最終采收率為16.60%，由此可知，高注低采注氣方式驅油效果更好，原油最終采收率更高。

3.2不同注氣方式驅替實驗

將裂縫孔洞模型I和裂縫孔洞模型II飽和油，分別進行連續(xù)注氣和氣水交替兩種注氣方式驅替實驗，實驗結果如圖17和圖18所示?？梢钥闯?，注氣方式對氣驅影響效果較大，注氣對構造閣樓油動用明顯，連續(xù)注氣形成優(yōu)勢通道快，容易發(fā)生氣竄。氣水交替注入方式可明顯干擾流場分布，擴大波及體積，有利于進入角隅油等未動用部位，從而提高采收率。改變注氣方式后，模型采收率提高幅度較大，分別提高23.8%和16.5%，氣水交替方式能有效提高采收率。

4結論

1）英買2超深層裂縫孔洞型油藏的典型儲層結構物理模擬實驗表明，低注高采注水驅油方式和高注低采注氣驅油方式對原油驅替效果更好。

2）在低注高采注水前提下，脈沖注水和周期注水方式可進一步通過擾動空間流場從而擴大水驅波及體積，改善油藏水驅開發(fā)效果。

3）英買2超深層裂縫孔洞型油藏可通過氣水交替注入方式提高氣驅波及效率，從而波及和動用更多剩余油，提高原油采收率。