童凱軍，劉慧卿，張迎春，王敬，葛麗珍，戴衛(wèi)華，洪鋮，孟慶幫

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院；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）

變質(zhì)巖裂縫性油藏水驅(qū)油特征三維物理模擬

童凱軍1，劉慧卿2，張迎春1，王敬2，葛麗珍1，戴衛(wèi)華1，洪鋮2，孟慶幫2

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院；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）

為認(rèn)識(shí)變質(zhì)巖裂縫性油藏水驅(qū)油特征及改善水驅(qū)開發(fā)效果的機(jī)理，以渤海灣盆地JZ251S油藏為原型，根據(jù)相似理論設(shè)計(jì)了滿足幾何相似、運(yùn)動(dòng)相似、動(dòng)力相似和雙重介質(zhì)特征參數(shù)相似的大尺度物理模型并開展了水平井立體開發(fā)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，研究了雙重介質(zhì)油藏水驅(qū)油機(jī)理、影響因素以及不同注水方式的提高采收率特征。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：①受毛細(xì)管力影響的滲吸作用是雙重介質(zhì)油藏基質(zhì)系統(tǒng)水驅(qū)油的主要機(jī)理；②無論基質(zhì)是否出油，見水后的含水上升趨勢(shì)均可劃分為2個(gè)階段，第1階段為見水初期的快速上升段，第2階段為中高含水期的緩慢增加段；③驅(qū)替速度是決定油藏?zé)o水采油期、含水率變化規(guī)律及最終采收率的主要因素；④與連續(xù)注水相比，間歇注水充分發(fā)揮了油水重力分異作用，對(duì)于降低階段含水率與提高初期采油速度具有重要意義。圖9表3參18

裂縫性油藏；水驅(qū)油特征；三維物理模擬；含水上升規(guī)律

0 引言

變質(zhì)巖潛山裂縫性儲(chǔ)集層具有非均質(zhì)性強(qiáng)、空間結(jié)構(gòu)復(fù)雜、裂縫隨機(jī)分布及裂縫傾角大等特點(diǎn)，使得該類油藏開發(fā)存在巨大困難，目前國內(nèi)外整體研究仍處于探索階段[1-4]。近年來，研究者在低滲透裂縫性油藏注采井網(wǎng)的合理部署方面開展了大量研究工作[5-8]，主要通過數(shù)值模擬和油藏工程方法確定布井方式及開展產(chǎn)能評(píng)價(jià)。裂縫性介質(zhì)滲流機(jī)理方面的物理模擬實(shí)驗(yàn)研究也有所發(fā)展[9-15]，但其模型設(shè)計(jì)或者沒有嚴(yán)格依據(jù)相似準(zhǔn)則，如黃代國為了研究碳酸鹽巖儲(chǔ)集層中油水運(yùn)動(dòng)規(guī)律，所用二維剖面模型采用的相似準(zhǔn)則僅滿足幾何尺寸相似，沒有考慮運(yùn)動(dòng)相似及動(dòng)力相似對(duì)生產(chǎn)的影響[9]；或者由于儲(chǔ)集體尺寸和取心條件限制，采用的物理模型多為微觀玻璃蝕刻模型或者垂向尺寸非常小的平面模型，無法準(zhǔn)確反映基質(zhì)孔隙-裂縫空間配

置關(guān)系對(duì)水驅(qū)油特征和剩余油分布的影響[12-13]。

本文以渤海灣盆地JZ251S潛山變質(zhì)巖裂縫性油藏為原型，采用典型露頭巖樣，參考經(jīng)典的Warren- Root模型設(shè)計(jì)，建立了表征基質(zhì)孔隙-裂縫組合的大尺度三維比例物理模擬實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?。利用該模型開展水驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)，研究雙重介質(zhì)油藏水驅(qū)油機(jī)理、影響因素以及不同注水方式的提高采收率特征。

1 裂縫性油藏三維物理模型相似準(zhǔn)則

1.1 滲流數(shù)學(xué)模型

1.1.1 模型假設(shè)

在構(gòu)建裂縫性油藏水平井立體開發(fā)水驅(qū)油過程的數(shù)學(xué)模型時(shí)，采用以下基本假設(shè)：①滲流介質(zhì)為雙孔單滲介質(zhì)；②存在重力作用，考慮為底水驅(qū)油，重力為阻力；③儲(chǔ)集空間主要為裂縫、溶蝕孔隙和微裂縫，溶蝕孔隙和微裂縫劃入基質(zhì)系統(tǒng)，宏觀裂縫則構(gòu)成裂縫系統(tǒng)，基質(zhì)系統(tǒng)通過毛細(xì)管力滲吸作用向裂縫系統(tǒng)供油，裂縫系統(tǒng)為滲流通道；④裂縫系統(tǒng)內(nèi)忽略油水毛細(xì)管力；⑤油、水不互溶；⑥流體不可壓縮，滲流介質(zhì)微可壓縮；⑦水驅(qū)油為等溫驅(qū)替過程；⑧滲吸時(shí)間與驅(qū)替時(shí)間相同，驅(qū)替一開始，基質(zhì)系統(tǒng)內(nèi)就發(fā)生滲吸作用。

1.1.2 數(shù)學(xué)模型

假設(shè)長Lx、寬Ly、高Lz的長方體裂縫性油藏，基質(zhì)系統(tǒng)包括微裂縫和溶蝕孔隙，裂縫系統(tǒng)為宏觀裂縫，模型底部設(shè)置1口注水井、頂部設(shè)置2口生產(chǎn)井，井型均為水平井，定注入量q注入，生產(chǎn)井定井底流壓生產(chǎn)，水平井相對(duì)于油藏整體尺度很小，在整體考慮時(shí)可作為“點(diǎn)源”或“點(diǎn)匯”，井位坐標(biāo)取水平段中點(diǎn)，見圖1。

圖1 水平井注采模型示意圖

1.2 相似準(zhǔn)數(shù)群建立

本文采用方程分析法推導(dǎo)相似準(zhǔn)則，基于雙重介質(zhì)雙孔單滲數(shù)學(xué)模型，選取整個(gè)滲流數(shù)學(xué)模型中涉及的物理量對(duì)相似準(zhǔn)數(shù)群進(jìn)行組合、簡化，最終得到滿足裂縫性油藏模擬要求的具幾何相似、運(yùn)動(dòng)相似及動(dòng)力相似的三維物理模擬相似準(zhǔn)則群（見表1）。

表1 雙重介質(zhì)油藏水驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)相似準(zhǔn)數(shù)群及物理意義

在設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蜁r(shí)，選用邊長為5 cm的立方體巖塊。綜合考慮模型的典型性、模型重量及實(shí)驗(yàn)工作量，最終構(gòu)建起尺寸為25 cm×25 cm×25 cm的三維模型。根據(jù)表1中推導(dǎo)得到的相似準(zhǔn)數(shù)群，結(jié)合油藏實(shí)際參數(shù)，可實(shí)現(xiàn)礦場原型與物理模型之間主要參量的相互換算，將礦場原型按比例縮小到實(shí)驗(yàn)室物理模型（見表2）。

1.3 相似準(zhǔn)數(shù)驗(yàn)證

為了驗(yàn)證相似準(zhǔn)數(shù)的正確性，將表2中的原型值與模型值分別利用斯倫貝謝公司產(chǎn)品Eclipse軟件進(jìn)行計(jì)算，可以得到油藏原型與物理模型的含水率、產(chǎn)油量及產(chǎn)液量等隨時(shí)間變化關(guān)系曲線。通過比較它們?cè)谙嗤瑫r(shí)間上的生產(chǎn)特征，可以驗(yàn)證原型與模型的相似程度[16]。從二者含水率曲線（見圖2）可以看出，油藏原型與物理模型計(jì)算結(jié)果的相似性較好，表明該相似準(zhǔn)數(shù)可以滿足實(shí)驗(yàn)要求。

2 實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭苽?/p>

為了定量刻畫雙重介質(zhì)中水驅(qū)油的一般性規(guī)律，本文研究以渤海灣盆地JZ251S油藏為原型，參照該油田儲(chǔ)集層的儲(chǔ)集空間特征及巖石物性，從典型露頭區(qū)選擇了溶蝕孔洞特征明顯、微裂縫大量發(fā)育的淺褐色變質(zhì)花崗巖作為實(shí)驗(yàn)介質(zhì)，與油田實(shí)際巖樣相比，所選介質(zhì)能夠正確地反映微裂縫及溶蝕孔隙的空間分布特征。參照經(jīng)典的Warren-Root模型，按照砌墻錯(cuò)縫式

組裝成三維立體模型。其中，巖塊代表基質(zhì)，拼縫代表宏觀裂縫介質(zhì)。經(jīng)測量，巖塊平均孔隙度為4%～7%，滲透率為（0.3～1.0）×10?3μm2，直接接觸條件下拼接縫代表的宏觀裂縫總孔隙度約為5.5%，宏觀裂縫滲透率約為100～1 000 μm2，結(jié)果與礦場實(shí)際情況接近。

表2 雙重介質(zhì)油藏水平井立體井網(wǎng)水驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)特征參數(shù)?；?/p>

圖2 油藏原型與物理模型含水率曲線對(duì)比

本文方法制備的模型具有以下特點(diǎn)：①通過巖塊立體拼裝，近似模擬地下油藏裂縫分布，定性刻畫出模型中溶蝕孔洞與宏觀裂縫尺寸差異；②溶蝕孔洞、微裂縫及宏觀裂縫隨機(jī)分布，整個(gè)巖心具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性；③模型組裝靈活性較好，能準(zhǔn)確反映基質(zhì)-裂縫空間配置關(guān)系對(duì)水驅(qū)油特征的影響。這些特點(diǎn)使得隨機(jī)物理模型更接近于實(shí)際油藏。

根據(jù)礦場實(shí)際情況，設(shè)計(jì)模型底部1口水平井注入、頂部兩角2口水平井產(chǎn)出的注采單元進(jìn)行物理模擬實(shí)驗(yàn)（見圖3a）。按照簡化后的油藏模型，設(shè)計(jì)模型尺寸為25 cm×25 cm× 25 cm，將實(shí)驗(yàn)所用巖樣加工成5 cm×5 cm×5 cm的巖塊，共需125塊巖塊組合成三維模型（見圖3b）。在模型中與井位相對(duì)應(yīng)的巖塊上鉆孔，作為水平井。在對(duì)巖塊分組飽和原油后，按順序?qū)r塊裝填進(jìn)模型外殼，巖塊之間墊一層120目（0.125 mm）濾網(wǎng)作為裂縫。巖塊裝填完成后，對(duì)裂縫進(jìn)行驅(qū)替飽和原油，建立起完整的基質(zhì)孔隙-裂縫組合滲流系統(tǒng)，用于驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。

圖3 模型設(shè)計(jì)及實(shí)物效果圖

2.2 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)裝置由注入系統(tǒng)、三維模型和記錄計(jì)量系統(tǒng)3大部分組成。其中，注入系統(tǒng)包括平流泵、中間容器；

模型系統(tǒng)包括裂縫及與之相連的基質(zhì)巖塊；計(jì)量系統(tǒng)包括量筒和天平，用于測量水驅(qū)過程中的產(chǎn)液情況。為了模擬地層溫度，將三維模型放置在恒溫箱中，并設(shè)定地層溫度為75 ℃。實(shí)驗(yàn)使用油田現(xiàn)場原油，脫水原油75 ℃下的密度為0.82 g/cm3，黏度為3 mPa·s；實(shí)驗(yàn)用水為蒸餾水，75 ℃下的密度為1 g/cm3，黏度為1 mPa·s。

2.3 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容與步驟

實(shí)驗(yàn)1：研究基質(zhì)滲吸作用對(duì)開采效果的影響。在相同的驅(qū)替速度下（取值1.1 mL/min，相當(dāng)于礦場1 000 m3/d），分別在基質(zhì)巖塊飽和原油與不飽和原油的條件下進(jìn)行水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，并對(duì)比含水上升規(guī)律。具體實(shí)驗(yàn)參數(shù)見表3。

表3 模擬實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ突緟?shù)與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

實(shí)驗(yàn)2：研究驅(qū)替速度對(duì)開采效果的影響。在三維物理模型實(shí)驗(yàn)中，分別取驅(qū)替速度為0.35 mL/min、1.00 mL/min、2.00 mL/min進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)3：研究不同注水方式對(duì)提高采收率的影響。第1組實(shí)驗(yàn)：模擬不同接替時(shí)機(jī)下，實(shí)施間歇注水對(duì)改善開采效果的影響，實(shí)驗(yàn)驅(qū)替速度取1.1 mL/min，采用常規(guī)注水方式驅(qū)替至某一含水階段，隨后關(guān)井30 min，再開井繼續(xù)驅(qū)替至含水95%，分析開采指標(biāo)變化；第2組實(shí)驗(yàn)：在最佳接替時(shí)機(jī)下，進(jìn)一步分析間歇注水4個(gè)周期后的開采效果，并深入分析其驅(qū)油機(jī)理。

實(shí)驗(yàn)步驟主要包括模型裝填、飽和原油、實(shí)驗(yàn)驅(qū)替和計(jì)量分析。以驅(qū)替速度實(shí)驗(yàn)為例加以說明：①飽和并裝填巖塊，連接裝置；②對(duì)裂縫系統(tǒng)進(jìn)行飽和原油，并計(jì)量裂縫飽和油量；③以某一速度開始驅(qū)替，計(jì)量出口端的產(chǎn)液量及產(chǎn)油量，驅(qū)替至含水95%時(shí)，實(shí)驗(yàn)結(jié)束；④打開模型外殼，取出巖塊，放入干燥箱一定時(shí)間，蒸發(fā)巖塊內(nèi)的水分，重新進(jìn)行飽和，改變驅(qū)替速度，重復(fù)上述步驟。

3 結(jié)果與討論

3.1 基質(zhì)滲吸作用對(duì)開采效果的影響

圖4為基質(zhì)巖塊不含油與含油時(shí)采出液含水率變化曲線，可以看出：①基質(zhì)含油模型的無水采油期、無水期末采出程度及最終產(chǎn)油量均明顯高于不含油模型，充分說明了基質(zhì)系統(tǒng)在滲吸作用下對(duì)于潛山裂縫性油藏的開發(fā)具有重要作用；②無論基質(zhì)巖塊是否含油，模型見水后的含水上升趨勢(shì)均可劃分為2個(gè)階段：第1階段為低—中含水期（20%60%）的緩慢增加段。進(jìn)一步對(duì)比可以看出，基質(zhì)含油模型在兩個(gè)階段的含水上升速度均明顯低于不含油模型，原因如下。

圖4 基質(zhì)巖塊含油與不含油模型綜合含水對(duì)比圖

①由于裂縫開度大，開采時(shí)首先大量排出的是裂縫中的原油，注入水從底部向上以活塞式均勻驅(qū)替，油水前緣平穩(wěn)推進(jìn)，因此兩組實(shí)驗(yàn)的無水采收率高達(dá)36.7%～41.7%，相當(dāng)于采出可采儲(chǔ)量的73.1%～83.6%，油井一旦見水，水淹程度會(huì)迅速增加，使得模型含水率快速上升。說明在這類油藏開發(fā)過程中，大部分原油產(chǎn)自無水采油階段，所以延長無水采油期至

關(guān)重要。對(duì)比而言，當(dāng)基質(zhì)含油時(shí)，基質(zhì)-裂縫組合體中基質(zhì)巖塊受滲吸作用影響吸水排油并向裂縫系統(tǒng)供油，一定程度上降低含水率水平。

②當(dāng)生產(chǎn)進(jìn)入高含水期后，油井水淹程度達(dá)到一定水平趨于穩(wěn)定，含水上升速度變緩?；|(zhì)含油時(shí)，由于注入水在裂縫中的波及程度很高，基質(zhì)-裂縫系統(tǒng)之間的含水飽和度差將達(dá)到最大，此時(shí)基質(zhì)滲吸產(chǎn)油作用最強(qiáng)，進(jìn)一步降低了含水上升速度。

3.2 驅(qū)替速度對(duì)開采效果的影響

3.2.1 含水上升特征

圖5為不同驅(qū)替速度下模型產(chǎn)油量及含水率變化特征，可以看出：驅(qū)替速度越低，無水采油期越長，無水期末采出程度越高，但見水初期含水上升速度也越快。非均質(zhì)孔隙型模型的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明驅(qū)替速度越大見水越早、含水率上升越快、采出程度越小[17]，而裂縫性油藏的含水上升規(guī)律與之相比有所差異，原因如下。

圖5 不同驅(qū)替速度下產(chǎn)油量及含水率變化特征曲線

①非均質(zhì)孔隙型模型的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)是在一維方向上的一注一采實(shí)驗(yàn)[17]，受層間非均質(zhì)性影響，在較大的驅(qū)替速度下會(huì)產(chǎn)生嚴(yán)重的指進(jìn)，導(dǎo)致含水上升速度加快。

②本次實(shí)驗(yàn)為裂縫性油藏水平井立體井網(wǎng)模式下的一注多采實(shí)驗(yàn)：當(dāng)驅(qū)替速度較低時(shí)，模型中油水界面整體平穩(wěn)抬升，油藏水驅(qū)波及效率好，見水時(shí)裂縫系統(tǒng)可采儲(chǔ)量的采出程度很高，導(dǎo)致見水初期含水迅速上升；當(dāng)驅(qū)替速度很高時(shí)，注入水沿阻力最小的裂縫形成優(yōu)勢(shì)通道，并造成油水界面呈“錐狀”抬升，降低了油藏整體水驅(qū)波及系數(shù)，且見水時(shí)裂縫系統(tǒng)采出程度低，此時(shí)，裂縫系統(tǒng)中含水飽和度上升較快，基質(zhì)-裂縫系統(tǒng)的飽和度差將更快建立，促使基質(zhì)滲吸作用以較快速度進(jìn)行，因此在見水初期，裂縫系統(tǒng)產(chǎn)出及滲吸機(jī)理共同作用，降低了見水初期含水上升速度。

圖6為不同驅(qū)替速度下采出程度與含水率變化規(guī)律，可以看出，整個(gè)低含水期可采儲(chǔ)量采出程度達(dá)65%～73%。油井一旦見水后，中含水期含水上升非常迅速，含水上升率為6%～12%；在含水大于60%以后，含水上升速度有所減緩，含水上升率減小為2%～3%，該階段可采儲(chǔ)量采出程度僅為27%～35%，且具有采油速度低、采出水量大等特點(diǎn)。

3.2.2 采收率特征

在實(shí)驗(yàn)驅(qū)替速度范圍內(nèi)，隨著驅(qū)替速度的增大，無水采收率和最終采收率都有下降趨勢(shì)。當(dāng)驅(qū)替速度由0.35 mL/min增大至2.00 mL/min時(shí)，無水采收率和最終采收率的降低幅度分別超過53.8%和23.0%。

圖6 不同驅(qū)替速度下模型采出程度與含水率的關(guān)系

綜合以上數(shù)據(jù)分析表明：對(duì)于高滲透性裂縫發(fā)育的雙重介質(zhì)油藏，選擇合理的注水速度、充分延長低—中含水采油期及擴(kuò)大注水波及系數(shù)是保障潛山裂縫性油藏高產(chǎn)的有利條件。

3.3 改變注水方式對(duì)開采效果的影響

通過對(duì)雙重介質(zhì)油藏水驅(qū)油機(jī)理及影響因素進(jìn)行定量研究后可以發(fā)現(xiàn)：中高含水期降低含水上升速度及強(qiáng)化基質(zhì)系統(tǒng)產(chǎn)出是潛山裂縫性油藏開發(fā)的關(guān)鍵。為此，開展了改變注水方式對(duì)開發(fā)效果的影響實(shí)驗(yàn)，進(jìn)一步分析不同注水方式的提高采收率特征。

3.3.1 間歇注水接替時(shí)機(jī)

實(shí)驗(yàn)?zāi)M了4種不同含水階段（低含水期：fw= 20%，中含水期：fw=60%，高含水期：fw=80%，特高含水期：fw=90%）實(shí)施間歇注水對(duì)改善開采效果的影

響。結(jié)果表明（見圖7）：隨著接替時(shí)機(jī)變晚，間歇注水結(jié)束后開井生產(chǎn)時(shí)含水率降低幅度先增加后降低，并在含水率為60%附近時(shí)降低幅度達(dá)到最大。原因在于：①關(guān)井停產(chǎn)后，油水在重力分異作用下重新分布，水驅(qū)過程中出現(xiàn)的“錐形面”將逐漸回落，擴(kuò)大注水波及系數(shù)；②含水率降低幅度變化與基質(zhì)滲吸作用過程緊密相關(guān)，而后者主要受基質(zhì)-裂縫系統(tǒng)的含水飽和度差影響，分析發(fā)現(xiàn)，在整個(gè)水驅(qū)過程中，基質(zhì)滲吸作用會(huì)經(jīng)歷“弱—強(qiáng)—弱”的演變過程，這也是導(dǎo)致間歇結(jié)束開井生產(chǎn)時(shí)含水率降低幅度出現(xiàn)先增加后降低的主因。

3.3.2 不同注水方式提高采收率特征

根據(jù)間歇注水接替時(shí)機(jī)評(píng)價(jià)結(jié)果，選擇在連續(xù)注水含水率達(dá)60%時(shí)轉(zhuǎn)間歇注水4個(gè)周期，進(jìn)一步評(píng)價(jià)連續(xù)注水與間歇注水的提高采收率特征。

關(guān)井停產(chǎn)后再開井生產(chǎn)，產(chǎn)油量增加，產(chǎn)水降低，含水率下降（見圖8）。隨著生產(chǎn)進(jìn)行，含水率又逐漸回升至高水平。原因在于：油井關(guān)井后，受油水重力分異作用影響，水驅(qū)過程中出現(xiàn)的“錐形面”將逐漸回落，同時(shí)強(qiáng)化了基質(zhì)通過滲吸作用向裂縫系統(tǒng)供油能力；開井生產(chǎn)后，出現(xiàn)含水率下降，油井產(chǎn)能提高或恢復(fù)，相當(dāng)于間接提高了初期采油速度，但這又將加速水驅(qū)前緣推進(jìn)速度，導(dǎo)致油井水淹程度加快，含水很快又恢復(fù)至高水平狀態(tài)。

圖7 不同接替時(shí)機(jī)下含水率降低幅度

圖8 不同注水方式含水率及產(chǎn)油量對(duì)比曲線

間歇注水效果隨著開采周期的增加而變差。由圖9可以看出，間歇注水效果在第1個(gè)周期最好，從第2個(gè)周期開始，各周期初期增油量按冪函數(shù)規(guī)律遞減。

實(shí)施間歇注水改善注水開發(fā)效果主要體現(xiàn)在降低階段含水與提高初期采油速度上，對(duì)于提高最終采收率作用有限（本次實(shí)驗(yàn)采收率增幅僅0.8%），這與不穩(wěn)定注水認(rèn)識(shí)結(jié)果有所差異[18]。原因在于：不穩(wěn)定注水的機(jī)理主要是利用壓力擾動(dòng)彈性效應(yīng)，即通過注水量和采液量的改變?cè)斐傻貙訅毫Φ闹匦路峙浜妥⑺皡^(qū)內(nèi)油水在地層中的重新分布。在此過程中，利用油層彈性力排油作用和毛細(xì)管力滯水排油作用，達(dá)到增加產(chǎn)量和改善開發(fā)效果的目的。而間歇注水的實(shí)質(zhì)只是充分利用了油藏內(nèi)部和外部天然能量，以發(fā)揮重力分異和毛管力的綜合作用來達(dá)到改變流體分布的目的，而并沒有建立起壓力場的重新分布，因此其利用彈性力排油作用幾乎為零，導(dǎo)致最終采收率提高幅度有限。

圖9 間歇注水周期數(shù)與增油量變化關(guān)系

4 結(jié)論

以渤海灣盆地JZ251S潛山油藏為原型，采用典型露頭巖樣，按照砌墻錯(cuò)縫式組裝設(shè)計(jì)并建立了模擬基

質(zhì)孔隙-裂縫組合的大尺度三維模型，較好地克服了傳統(tǒng)物理模型無法準(zhǔn)確反映基質(zhì)孔隙-裂縫空間配置關(guān)系對(duì)水驅(qū)油特征和剩余油分布影響的缺陷，更加接近實(shí)際油藏。模擬結(jié)果表明：①與基質(zhì)不含油模型相比，基質(zhì)含油模型的無水采油期和最終產(chǎn)油量均明顯高于前者，充分說明了基質(zhì)系統(tǒng)對(duì)于潛山裂縫性油藏的開發(fā)具有重要作用。②驅(qū)替速度對(duì)無水采油期、含水率變化及最終采收率均有較大影響。隨著驅(qū)替速度增加，無水采油期縮短，并且最終采收率降低，控制合理的礦場采油速度是提高潛山裂縫性油藏開發(fā)效果的關(guān)鍵。③隨著間歇注水時(shí)機(jī)變晚，間歇結(jié)束開井生產(chǎn)時(shí)含水率降低幅度先增加后減小。與連續(xù)注水相比，間歇注水對(duì)于降低階段含水率與提高初期采油速度具有重要意義，但對(duì)提高油藏最終采收率的作用有限。

符號(hào)注釋：

c——間歇注水周期；Cf——巖石壓縮系數(shù)，10?4MPa?1；d——井距，cm；D——滲吸系數(shù)；fw——含水率，%；K——油藏滲透率，10?3μm2；L——水平井長度，cm；Lx、Ly、Lz——油藏x、y、z方向長度，cm；p——油藏壓力，MPa；pi——原始地層壓力，MPa；q——產(chǎn)液量，m3/s；ΔQ——間歇注水增油量，mL；rw——水平井井筒半徑，cm；R——基巖最終油量滲出率，%；t——驅(qū)替時(shí)間，s；T——溫度，℃；vd——驅(qū)替速度，mL/min；x、y、z——空間位置坐標(biāo)；xp1、yp1、zp1——生產(chǎn)1井對(duì)應(yīng)的空間位置坐標(biāo)；xp2、yp2、zp2——生產(chǎn)2井對(duì)應(yīng)的空間位置坐標(biāo)；xi、yi、zi——注水井對(duì)應(yīng)的空間位置坐標(biāo)；μo——油相黏度，mPa·s；μw——水相黏度，mPa·s；σ——系數(shù)；γo——原油重度，N/m3；γw——水重度，N/m3；φf0——裂縫孔隙度，%；η——相似準(zhǔn)數(shù)。

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（編輯 張敏）

Three-dimensional physical modeling of waterflooding in metamorphic fractured reservoirs

Tong Kaijun1,Liu Huiqing2,Zhang Yingchun1,Wang Jing2,Ge Lizhen1,Dai Weihua1,Hong Cheng2,Meng Qingbang2
(1.Bohai Oil Research Institute,Tianjin Branch of CNOOC Limited,Tianjin 300452,China; 2.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

To understand water-oil displacement characteristics and the mechanism of improving waterflood efficiency in metamorphic fractured reservoirs,taking JZ251S oil field as an example,a large-scale physical simulating model which meets the geometric similarity,kinematic similarity,dynamic similarity and dual media characteristic parameters similarity based on the theory of scaling criteria was designed to simulate the development of the reservoir by horizontal wells.The mechanism of water displacing oil in dual media reservoirs,the factors affecting fluid flow and waterflood characteristics,and the enhanced oil recovery (EOR) features of different water injection patterns were studied by experiments.The results show that: (1) Capillary imbibition is the main mechanism of enhancing matrix oil recovery in a dual media reservoir which is controlled by waterflooding; (2) whether or not there is crude oil draining from matrix,the water cut trend after water breakthrough can be divided into two stages,the first stage is quick rise stage of water cut in early water breakthrough period and the second stage is slow rise stage of water cut in mid-high water cut period; (3) displacement rate is the main factor controlling water-free production period,water cut trend and ultimate recovery; (4) compared with continuous injection,intermittent injection can give full play to the function of oil-water gravity segregation,reducing the water cut and improving the production rate of initial stages greatly.

fractured reservoir; waterflooding characteristics; 3-D physical modeling; water cut rise pattern

國家科技重大專項(xiàng)（2011ZX05057-001）；中國海洋石油總公司“十二五”重點(diǎn)科技攻關(guān)項(xiàng)目（CNOOC-KJ125ZDXM06LTD-02）

TE122.2

A

1000-0747(2015)04-0538-07

10.11698/PED.2015.04.18

童凱軍（1984-），男，安徽安慶人，碩士，中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。地址：天津市塘沽區(qū)609信箱，渤海油田勘探開發(fā)研究院，郵政編碼：300452。E-mail：tongkaijun714@126.com

2014-11-17

2015-04-29