王敬,姬澤敏,劉慧卿,黃義濤,王一爽,蒲玉龍

（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.中國石油大學（北京）教育部重點實驗室，北京 102249；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；4.中國石油新疆油田公司，新疆克拉瑪依 834000）

0 引言

裂縫-孔洞型介質(zhì)廣泛發(fā)育在碳酸鹽巖、潛山變質(zhì)巖、火山巖和砂礫巖等儲集層中[1-4]。新疆油田H油藏二疊系夏子街組為典型的砂礫巖裂縫-孔洞型儲集層，儲集空間包括溶蝕孔、氣孔和微裂縫[4]，膠結(jié)物和裂縫充填物主要為沸石和方解石[4-7]。由于沸石比表面積大、吸附性強[8-9]，吸水后滲透率降低[10]，水驅(qū)難度增加，因此，嘗試采用注氮氣輔助重力泄油實現(xiàn)高效開發(fā)。但裂縫-孔洞介質(zhì)與砂巖孔隙介質(zhì)差異較大，氣驅(qū)采油機理和開發(fā)動態(tài)存在很大差別。目前相關(guān)研究較少，驅(qū)油機理和開發(fā)動態(tài)認識欠缺，無法有效指導這類油藏氣驅(qū)開發(fā)方案的編制與實施。本文設(shè)計制作了裂縫-孔洞型儲集層可視化模型，開展了不同非均質(zhì)性、注采速度、注采井型等條件下的注氮氣輔助重力泄油實驗，分析了裂縫-孔洞型儲集層不同條件下的開發(fā)動態(tài)與剩余油的形成及分布，提出合理的開發(fā)技術(shù)政策建議，為裂縫-孔洞型儲集層注氣開發(fā)方案的編制提供技術(shù)支持。

1 裂縫-孔洞儲集層儲集空間特征

統(tǒng)計新疆油田H油藏96塊巖心孔隙類型，其儲集空間以溶蝕孔和裂縫為主（見圖1），溶蝕孔約占78%，微裂縫約占19.6%，溶蝕孔與微裂縫相伴而生，呈條帶狀分布（見圖2）。裂縫全區(qū)發(fā)育、穩(wěn)定性較好，以斜交縫和網(wǎng)狀縫為主，其次為高角度縫和垂直縫[4-5]（見圖3），宏觀裂縫寬度1～5 mm占比最大，其次為0.1～1.0 mm。

圖1 A井巖心鑄體薄片

2 注氮氣輔助重力泄油實驗設(shè)計

2.1 可視化實驗?zāi)Ｐ驮O(shè)計與制作

圖2 B井巖心

圖3 新疆油田H油藏巖心裂縫照片

表1 模型孔洞尺寸和裂縫開度參數(shù)

圖4 裂縫-孔洞介質(zhì)模型示意圖

裂縫-孔洞型儲集層中，裂縫是主要的流動通道，孔洞是主要的儲集空間，孔洞通過斜交縫、網(wǎng)狀縫和高角度縫相連，受溶蝕作用、充填程度影響，儲集層非均質(zhì)性較強。為反映儲集空間分布特征與強非均質(zhì)性特點，設(shè)計3套裂縫-孔洞儲集層模型（具體參數(shù)見表1）。①模型Ⅰ：裂縫開度相同，孔洞尺寸不同（見圖4a）；②模型Ⅱ：裂縫開度不同，裂縫開度較高，孔洞尺寸不同（見圖4b）；③模型Ⅲ：裂縫開度不同，裂縫開度較低，孔洞尺寸不同（見圖4c）。模型Ⅱ和Ⅲ的裂縫具有相同的非均質(zhì)程度，開度比均為4∶3∶2，此外模型還充分考慮了裂縫-孔洞的連接位置、連接程度和井-孔洞-縫的配置關(guān)系?？梢暬ＡＰ停ㄒ妶D5）根據(jù)裂縫-孔洞介質(zhì)模型制作，模型尺寸為 25 cm×25 cm，設(shè)有 4個注采口，分別編號為 No.1（注入井）、No.2（生產(chǎn)井或注入井）、No.3（生產(chǎn)井）、No.4（生產(chǎn)井），模型采用單一玻璃刻蝕，兩塊玻璃板經(jīng)強鍵合可確保內(nèi)部密封性。

圖5 裂縫-孔洞介質(zhì)實驗?zāi)Ｐ?/p>

2.2 實驗內(nèi)容與步驟

開展多種模型注氮氣輔助重力泄油實驗，研究不同裂縫非均質(zhì)性、直井注采關(guān)系、注氣速度、水平井注采等條件下裂縫-孔洞儲集層氮氣輔助重力驅(qū)開發(fā)動態(tài)、剩余油形態(tài)及分布，實驗內(nèi)容如表2所示。

表2 實驗編號及實驗內(nèi)容

頂部注氣-全井段開采實驗步驟：①按圖5垂直放置模型，清洗模型抽真空后飽和原油，計算總體積、裂縫和孔洞體積；②直井No.1以1 mL/min注入量注氣，直井No.2和No.4同時開井生產(chǎn)；③生產(chǎn)井完全氣竄后關(guān)井，余井繼續(xù)生產(chǎn)至完全氣竄，計量各井產(chǎn)油量，計算得到不同階段采出程度。

頂部注氣-底部開采實驗步驟：①按圖5垂直放置模型，清洗模型抽真空并重新飽和原油；②直井 No.1和No.2以1 mL/min注入量注氣，直井No.3和No.4同時生產(chǎn)；③生產(chǎn)井完全氣竄后關(guān)井，余井繼續(xù)生產(chǎn)至完全氣竄，計量各井產(chǎn)油量，計算不同階段采出程度。

不同注氣速度實驗步驟：①按圖5垂直放置模型，清洗模型抽真空并重新飽和原油；②直井No.1和No.2以設(shè)定注入量注氣，直井No.3和No.4同時生產(chǎn)；③生產(chǎn)井完全氣竄后關(guān)井，余井繼續(xù)生產(chǎn)至完全氣竄，計量各井產(chǎn)油量，計算不同階段采出程度。

水平井注采實驗步驟：①將圖5所示模型逆時針旋轉(zhuǎn)90°；②清洗模型抽真后空飽和原油，計算總體積；③水平井No.2和No.4以1 mL/min注入量注氣，水平井No.1和No.3同時生產(chǎn)；④生產(chǎn)井完全氣竄后關(guān)井，計量各井產(chǎn)油量，計算不同階段采出程度。

平面驅(qū)替實驗步驟：①水平放置圖5所示模型；②清洗模型抽真空后重新飽和原油；③直井No.1以1 mL/min注入量注氣，直井No.2和No.4同時生產(chǎn)；④生產(chǎn)井完全氣竄后關(guān)井，余井繼續(xù)生產(chǎn)至完全氣竄關(guān)井；⑤打開No.3井生產(chǎn)至完全氣竄。

2.3 實驗條件及流程

2.3.1 實驗裝置

實驗裝置如圖6所示，包括驅(qū)替系統(tǒng)（氮氣和原油注入系統(tǒng)）、模型系統(tǒng)（可視化模型、恒溫箱）以及計量和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)（量筒、圖像采集系統(tǒng)）3部分，利用攝像頭全程拍攝驅(qū)替過程。

圖6 可視化實驗裝置圖

2.3.2 實驗材料

H油藏溫度 42 ℃，該條件下地層原油飽和壓力11.8 MPa、溶解氣油比48 m3/m3、黏度6.38 mPa·s、密度0.825 6 g/cm3、體積系數(shù)1.086[11]。

考慮實驗可行度，油樣選用 5#白油，主要成分為飽和烴，化學穩(wěn)定性好，經(jīng)測試白油在實驗?zāi)Ｐ筒ＡО灞砻娴慕佑|角為28°，油相為潤濕相，白油表面張力為27.18 mN/m。為了便于觀察，油樣用色素染成紅色，實驗溫度（40 ℃）下黏度 5.95 mPa·s、密度 0.82 g/cm3。

注入氣為純度 99.9%的氮氣，實驗溫度下黏度約0.017 9 mPa·s、密度0.001 08 g/cm3；注入端以恒定速度注入，出口端管線高于模型0.5 m，以產(chǎn)生較小的穩(wěn)定回壓實現(xiàn)定壓生產(chǎn)，同時避免重力作用下流體外溢。

2.3.3 驅(qū)替流動受力分析

注氣輔助重力泄油過程中的主要作用力包括驅(qū)動壓差、重力差、毛細管力和黏滯力，其中驅(qū)動壓差、重力差為氣驅(qū)油動力，重力差起主導作用，毛細管力和黏滯力為氣驅(qū)油阻力。

氣油重力差為：

毛細管力為：

根據(jù)泊肅葉方程，黏滯力為：

根據(jù)（1）—（3）式，采用表1中裂縫尺寸，同時設(shè)定滯留油柱長度為1.0 cm，單根毛細管流量為0.2 mL/min，計算等效水力半徑可以得到不同尺寸和傾角裂縫中氣油重力差和原油流動阻力（毛細管力+黏滯力）（見圖7）?？梢钥闯?，隨著等效水力半徑減小，原油流動阻力逐漸增大，等效水力半徑（裂縫開度）小至一定值時，原油流動阻力大于氣油重力差，此時原油需要較大的驅(qū)動壓差才能被驅(qū)替出來。

圖7 不同開度和傾角裂縫中氣油重力差與原油流動阻力

3 注氮氣輔助重力泄油實驗結(jié)果與討論

3.1 注采關(guān)系對注氣輔助重力泄油開采效果的影響

3.1.1 均質(zhì)裂縫-孔洞儲集層

圖8為實驗①-a氣驅(qū)開采不同階段原油分布，可以看出，注氣過程中氣油重力分異明顯，注入氣短時間內(nèi)竄進至高部位的No.2井（圖8b），進入油氣同產(chǎn)期，完全氣竄后油氣界面不再變化；關(guān)閉No.2井后，氣油界面繼續(xù)平穩(wěn)向下推進（圖8c），直至低部位的No.4井完全氣竄；氣體主要沿與No.4井相連裂縫竄進（圖8d），該裂縫上部區(qū)域驅(qū)替效率大于 95%（圖8d中氣油界線以上區(qū)域），而下部區(qū)域驅(qū)替效率小于5%。

圖8 實驗①-a氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖9為實驗①-b氣驅(qū)開采不同階段原油分布，可以看出，No.1和No.2井同時注氣時氣油界面平穩(wěn)向下推進（圖9b），與頂部注氣-全井段開采關(guān)閉No.2井后特征類似，區(qū)別在于大量原油采出前未氣竄；與 No.3井相比，No.4井與儲集層溝通位置較高且裂縫平直，先發(fā)生氣竄，關(guān)閉No.4井后No.3井氣竄前部分孔洞原油被驅(qū)出（圖9d中藍色虛線區(qū)域）。

圖10為實驗①-a、①-b氣驅(qū)結(jié)束后的剩余油分布，可分為 3類：①低連通度和重力分異導致的低角度裂縫相連孔洞和裂縫盲端、下部孔洞盲端剩余油（藍色虛線區(qū)域，命名為A類剩余油）；②重力分異導致的孔洞下部剩余油（紅色虛線區(qū)域，命名為B類剩余油）；③生產(chǎn)井與儲集層溝通位置決定的儲集層下部剩余油富集區(qū)（粉紅色虛線區(qū)域，命名為C類剩余油）。兩種注采關(guān)系下前2類剩余油相同，頂部注氣-全井段開采時第3類剩余油較多。

圖9 實驗①-b氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖10 實驗①-a、實驗①-b剩余油分布

圖11為實驗①-a、實驗①-b采出程度變化曲線，可以看出，隨著生產(chǎn)時間延長，生產(chǎn)井全部氣竄，采出程度曲線上升速度大幅降低，出現(xiàn)明顯拐點（全部氣竄拐點）；全井段開采、底部開采2種方式在初期采出程度隨注氣量上升，速度基本一致，隨著注氣量增加，全井段開采方式No.2井發(fā)生氣竄，采油速度降低，采出程度上升變緩，開發(fā)效果比底部開采方式差。注氣輔助重力泄油開發(fā)，生產(chǎn)井射孔段應(yīng)選在儲集層構(gòu)造低部位，既可延緩氣竄又可減小剩余油富集區(qū)；此外，構(gòu)造高部位井氣竄后應(yīng)及時關(guān)井，以提高注入氣利用率。

3.1.2 非均質(zhì)裂縫-孔洞儲集層

圖11 實驗①-a、實驗①-b采出程度

圖12 實驗①-c氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖12、圖13為實驗①-c和實驗①-d氣驅(qū)開采不同階段原油分布?？梢钥闯?，雖然裂縫存在非均質(zhì)性，但裂縫開度較大，裂縫中流體流動阻力較小，氣油界面可以穩(wěn)定推進，整個驅(qū)替過程與均質(zhì)裂縫模型類似。

圖14為實驗①-c、實驗①-d氣驅(qū)結(jié)束后的剩余油分布，可以看出，裂縫開度較大時，非均質(zhì)性對注氣輔助重力驅(qū)剩余油類型和分布影響很小，只在極少數(shù)低開度裂縫中有少量剩余油（綠色虛線區(qū)域，命名為D類剩余油）。

圖15為實驗①-c、實驗①-d采出程度變化曲線，可以看出，與均質(zhì)裂縫孔洞儲集層實驗（見圖11）基本相近，差別在于全井段開采方式No.2井氣竄更早，采出程度上升速度初期就比底部開采方式慢。對比均質(zhì)和非均質(zhì)模型采出程度（見圖11、圖15），兩者最終采出程度非常接近（底部、全井段開采方式下均質(zhì)模型分別為86.0%、70.7%，非均質(zhì)模型分別為83.2%、70.0%）?？梢?，即使裂縫存在非均質(zhì)性，如果裂縫開度較大，非均質(zhì)性對裂縫孔洞儲集層注氮氣輔助重力驅(qū)過程影響很小。

圖13 實驗①-d氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖14 實驗①-c、實驗①-d剩余油分布

圖15 實驗①-c、實驗①-d采出程度

圖16 實驗①-e氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖16、圖17分別為實驗①-e和實驗①-f氣驅(qū)開采不同階段原油分布，可以看出，裂縫開度減小時，氣油界面不及均質(zhì)和非均質(zhì)高開度裂縫模型平直（圖16c），這主要是因為寬裂縫中原油流動阻力小，氣油界面推進速度快，而窄裂縫中原油流動阻力大，氣驅(qū)壓差與重力分異作用置換速度慢。

圖18為實驗①-e、實驗①-f氣驅(qū)結(jié)束后的剩余油分布?？梢钥闯?，除了存在實驗①-a、①-b中的 3類剩余油外，在波及區(qū)域內(nèi)發(fā)現(xiàn)大量D類剩余油，這是因為裂縫非均質(zhì)條件下，由于大裂縫存在，驅(qū)動壓差很小，易形成優(yōu)勢滲流通道。而在開度小的裂縫中，原油流動阻力（毛細管力+黏滯力）大于等于或略小于動力（驅(qū)動壓差+氣油重力差），原油置換困難，形成剩余油。

圖17 實驗①-f氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖18 實驗①-e、實驗①-f剩余油分布

圖19為實驗①-e、實驗①-f采出程度，對比圖11、圖15、圖19可以看出，模型Ⅲ最終采出程度（底部、全井段開采方式下分別為69.3%、54.7%）明顯低于模型Ⅰ、模型Ⅱ；模型Ⅰ無氣采油期最長（注入0.8倍孔隙體積時結(jié)束），模型Ⅱ次之（注入0.7～0.8倍孔隙體積時結(jié)束），模型Ⅲ最短（注入0.6～0.7倍孔隙體積時結(jié)束），這說明裂縫存在非均質(zhì)性時，不同裂縫中原油流動能力存在較大差異，對開發(fā)效果的影響顯著。

綜合實驗①的分析結(jié)果，可將剩余油及形成機理歸納為4種類型，如表3所示。

圖19 實驗①-e、實驗①-f采出程度

表3 實驗①剩余油類型及形成機理

3.2 注氣速度對注氣輔助重力泄油開采效果的影響

圖20、圖21分別為實驗②-a、②-b氣驅(qū)開采不同階段原油分布，與圖9對比可以看出，隨著注氣速度增加，氣油界面規(guī)則性變差，依靠重力分異置換上部裂縫孔洞中剩余油更加緩慢，裂縫及部分孔洞中剩余油增加（圖20c、圖21c中綠色虛線區(qū)域）。

圖22為實驗①-b、實驗②-a、實驗②-b采出程度變化曲線，可以看出，隨著注氣速度的提高，生產(chǎn)井全部氣竄時間提前，最終采出程度降低。

圖20 實驗②-a氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖21 實驗②-b氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖22 實驗①-b、實驗②-a、實驗②-b采出程度

圖23、圖24分別為實驗②-c、②-d氣驅(qū)開采不同階段原油分布，與圖17對比可以看出，隨著注氣速度增加，驅(qū)替過程中氣油界面不規(guī)則性更強，裂縫和孔洞中剩余油增多，與均質(zhì)模型相比，低開度、低角度裂縫流動阻力更大，剩余油更多（圖23c、圖24c中綠色虛線區(qū)域）。由（1）—（3）式計算得到不同裂縫傾角、驅(qū)替速度下氣油重力差、原油流動阻力隨裂縫開度變化曲線（見圖25）。隨著驅(qū)替速度增大，原油流動阻力逐漸增大，部分原來低速可以驅(qū)替的低開度、低角度裂縫中的原油被滯留。

圖26為實驗①-f、實驗②-c、實驗②-d采出程度變化曲線?？梢钥闯觯馑俣仍礁?，最終采出程度越低，對比圖22、圖26，非均質(zhì)模型全部氣竄拐點出現(xiàn)在0.6～0.7倍孔隙體積，而均質(zhì)模型出現(xiàn)在0.7～0.8倍孔隙體積，非均質(zhì)模型最終采出程度也普遍低于均質(zhì)模型。

3.3 水平井注采對注氣輔助重力泄油開采效果的影響

從實驗①、實驗②看出，注氣輔助重力泄油剩余油富集區(qū)與生產(chǎn)井-儲集層的配置關(guān)系密切相關(guān)，因此設(shè)計了水平井注采驅(qū)替實驗。圖27、圖28分別為實驗③-a、實驗③-b氣驅(qū)開采不同階段原油分布。均質(zhì)模型氣油界面推進較平穩(wěn)，非均質(zhì)模型稍差；剩余油分布顯示水平井注采時剩余油富集區(qū)基本消失，但由連通程度、重力分異強弱和裂縫-孔洞配置關(guān)系所控制的盲端孔縫剩余油和孔洞下部剩余油仍然存在，并且當孔洞處于“V”型孔縫配置底部時基本無法動用（紅色虛線區(qū)域），同時非均質(zhì)模型低開度、低角度裂縫中剩余油較多。

圖23 實驗②-c氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖24 實驗②-d氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖25 不同裂縫傾角、驅(qū)替速度下氣油重力差、原油流動阻力隨裂縫開度變化曲線

圖26 實驗①-f、實驗②-c、實驗②-d采出程度

圖27 實驗③-a氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖28 實驗③-b氣驅(qū)開采不同階段原油分布

圖29為實驗③-a、實驗③-b采出程度變化曲線，可以更加清晰看出，非均質(zhì)模型全部氣竄拐點出現(xiàn)更早，最終采出程度低于均質(zhì)模型約10%。

圖29 實驗③-a、實驗③-b采出程度

3.4 平面驅(qū)替對注氣輔助重力泄油開采效果的影響

圖30為實驗④氣驅(qū)開采剩余油分布，圖中顯示均質(zhì)模型剩余油含量明顯少于非均質(zhì)模型（藍色虛線區(qū)域），圖30b與圖30c中剩余油分布基本接近，非均質(zhì)模型平面驅(qū)替過程中，低開度裂縫中原油流動阻力更大，低開度裂縫及其相連孔洞中原油滯留更多。

受連通程度影響，均質(zhì)和非均質(zhì)模型都存在大量裂縫、孔洞盲端剩余油（紅色虛線區(qū)域），與垂向驅(qū)替不同的是，這些剩余油與裂縫-孔洞配置關(guān)系無關(guān)，垂向驅(qū)替可以通過氣油重力差異驅(qū)替氣體通道上部盲端裂縫和孔洞中的原油，而平面驅(qū)替無法實現(xiàn)；同時平面驅(qū)替受注采井位置影響存在部分無法有效驅(qū)替的剩余油（粉紅色虛線區(qū)域）。裂縫-孔洞儲集層注氣平面驅(qū)替剩余油及形成機理歸納為如表4所示的3類。

圖30 實驗④剩余油分布

表4 實驗④剩余油類型及形成機理

4 結(jié)論

裂縫-孔洞儲集層注氮氣輔助重力泄油，頂部注氣-底部開采驅(qū)油效果優(yōu)于頂部注氣-全井段開采；高部位井易氣竄，及時關(guān)停氣竄井可提高注入氣利用率；剩余油分布可歸納為與裂縫水平相連的盲端孔洞、裂縫-孔洞連接點下部、低開度-低角度裂縫、生產(chǎn)井-油藏溝通位置以下4種類型。

裂縫-孔洞儲集層注氮氣輔助重力泄油時，因裂縫中原油流動阻力存在差異，均質(zhì)裂縫與非均質(zhì)高開度裂縫儲集層中氣油界面推進平穩(wěn)，而非均質(zhì)、低開度裂縫儲集層中部分裂縫因開度小，原油驅(qū)替/置換滯后，最終滯留形成剩余油。

注氮氣輔助重力泄油注氣速度越快，縫間阻力差異越大，生產(chǎn)井氣竄越早，最終采出程度越低；無底水條件下，水平井注采開發(fā)效果最好，基本不存在剩余油富集區(qū)。

裂縫-孔洞儲集層中，注氣平面驅(qū)替過程中縫間非均質(zhì)性作用更明顯。剩余油類型分為：低連通度導致的所有盲端孔縫剩余油、縫間非均質(zhì)性作用導致的低開度裂縫及相連孔洞剩余油、注采井未有效控制剩余油富集區(qū)。

符號注釋：

g——重力加速度，m/s2；l——油柱長度，m；pc——毛細管力，Pa；pf——黏滯力，Pa；pG——氣油重力差，Pa；Q——毛細管內(nèi)流量，m3/s；rc——等效水力半徑，m；α——裂縫傾角，（°）；Δρgo——氣油密度差，kg/m3；θgo——潤濕角，（°）；σgo——油氣界面張力，N/m；μo——原油黏度，Pa·s。