縫洞型油藏水驅(qū)剩余油形成機制及換向注水增油機理

王敬，齊向生，劉慧卿，楊敏，李小波，劉洪光，張拓崢

（1.中國石油大學(xué)（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(xué)（北京）教育部重點實驗室，北京 102249；3.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，烏魯木齊 830011）

0 引言

縫洞型油藏是以溶洞、裂縫為主要儲滲介質(zhì)的空間離散型油藏，儲集體分布特征、連通方式和驅(qū)油機理均與砂巖油藏有較大差異[1-4]，這導(dǎo)致縫洞型油藏水驅(qū)油過程、剩余油形成機制與分布規(guī)律、改善水驅(qū)效果方式及原理等與砂巖油藏存在顯著區(qū)別。因此，砂巖油藏的很多理論和方法對縫洞型油藏不再適用。近年來，中國在縫洞型油藏水驅(qū)[5-8]、剩余油形成與動用[9-11]、改善水驅(qū)效果[12-14]等方面開展了大量研究，提出了低注高采、縫注洞采、同層注采等注水原則，閣樓油、盲端油等剩余油類型和周期注水、脈沖注水、換向注水等改善水驅(qū)效果方式。但是，由于縫洞型油藏的復(fù)雜性，出現(xiàn)了一些與常規(guī)認識相矛盾的現(xiàn)象和機理、規(guī)律認識不清的問題。室內(nèi)實驗是研究縫洞型油藏水驅(qū)的重要手段[9,15-17]，受地質(zhì)模型認識程度、縫洞結(jié)構(gòu)復(fù)雜性、模型制作方法等限制，現(xiàn)有實驗?zāi)Ｐ团c實際油藏差別較大，很難準確反映縫洞型油藏特征。3D打印技術(shù)是一種快速成型技術(shù)，具有廣闊的市場前景，在航空航天、汽車制造、醫(yī)療等領(lǐng)域發(fā)揮了重要作用[18]，近年來開始被應(yīng)用于縫洞型油藏物理模擬[19-20]，3D模型具有縫洞形態(tài)刻畫真實、縫洞連接精度高、可重復(fù)性高等特點。目前，應(yīng)用于縫洞型油藏研究的3D打印模型多以石英砂為原料，然后使用激光燒制，無法實現(xiàn)可視化[19]。因此，本文從縫洞基本組合要素、縫洞配置關(guān)系出發(fā)，借助CT掃描和三維縫洞體雕刻技術(shù)構(gòu)建典型縫洞結(jié)構(gòu)，基于3D打印技術(shù)使用光敏樹脂材料制作典型縫洞結(jié)構(gòu)的三維可視化物理模型，然后基于相似理論和模型特征設(shè)計，開展水驅(qū)實驗和水驅(qū)后換向注水實驗，明確縫洞型油藏水驅(qū)剩余油形成機制、分布規(guī)律和換向注水增油機理，為改善水驅(qū)開發(fā)效果提供指導(dǎo)。

1 縫洞型油藏水驅(qū)實驗及水驅(qū)后換向注水實驗設(shè)計

1.1 縫洞型油藏物理實驗?zāi)Ｐ?/h3>

實驗?zāi)Ｐ椭谱髁鞒虨椋孩倮肅T掃描技術(shù)對露頭或井下取心進行掃描，獲取巖心內(nèi)的 3D縫洞結(jié)構(gòu)圖像；②利用Mimics軟件從3D縫洞結(jié)構(gòu)圖像中提取并雕刻不同形態(tài)裂縫（片狀縫、交叉縫）、溶洞（球形洞、環(huán)形洞、網(wǎng)狀洞）、連通縫洞（鏈狀縫洞、網(wǎng)狀縫洞）等，用于構(gòu)建典型縫洞結(jié)構(gòu)；③采用地震、測井、油藏工程等方法獲得典型縫洞結(jié)構(gòu)地質(zhì)雕刻體，截取不同深度的切片圖像，利用這些圖像構(gòu)建等比例的3D數(shù)字化縫洞結(jié)構(gòu)模型；④根據(jù)3D數(shù)字化縫洞結(jié)構(gòu)模型，利用 3D打印技術(shù)使用光敏樹脂材料制作可視化縫洞結(jié)構(gòu)模型。

近年來，許多學(xué)者開展了縫洞型油藏地質(zhì)特征、縫洞模式等方面的研究，取得了一些很有價值的認識[21-23]。但由于縫洞型油藏本身的隨機性、離散分布、強非均質(zhì)性等特征，很難提出較為具體且具有較強普適性的縫洞模式。因此，本文基于目前研究的宏觀共識建立典型縫洞結(jié)構(gòu)模型。對于風(fēng)化殼巖溶系統(tǒng)，儲集體溶蝕程度高，縫洞在平面及縱向發(fā)育，模型設(shè)計過程中利用不同形態(tài)的溶洞，通過多種形態(tài)裂縫和溶洞的組合，設(shè)計具有復(fù)雜結(jié)構(gòu)的風(fēng)化殼巖溶模型，包含大規(guī)模廳堂洞、廊道和分支管道等巖溶系統(tǒng)要素。對于暗河巖溶系統(tǒng)，儲集體以地下河系統(tǒng)為主，有時發(fā)育深淺兩套暗河系統(tǒng)，表現(xiàn)為平面及縱向巖溶管道及分支管道發(fā)育，模型設(shè)計過程中利用網(wǎng)狀縫洞和鏈狀縫洞，穿插部署不同形態(tài)的溶洞，設(shè)計考慮巖溶管道、分支管道和少量落水洞的古暗河巖溶模型。而對于復(fù)合巖溶系統(tǒng)，主要基于垂向分帶特征和儲集體類型，借助已有模型進行適當?shù)恼{(diào)整來近似模擬?；谏鲜龅刭|(zhì)特征，設(shè)計并制作了能夠近似反映風(fēng)化殼表層巖溶系統(tǒng)的多通道縫洞結(jié)構(gòu)模型（模型Ⅰ）和能夠近似反映暗河巖溶系統(tǒng)和復(fù)合巖溶系統(tǒng)的網(wǎng)-鏈狀多分支縫洞結(jié)構(gòu)模型（模型Ⅱ），如圖1所示。其中，縫洞結(jié)構(gòu)模型Ⅰ尺寸為22 cm×22 cm×5 cm，縫洞總體積為95 cm3；縫洞結(jié)構(gòu)模型Ⅱ尺寸為27 cm×17 cm×6 cm，縫洞總體積為100 cm3。

圖1 3D打印縫洞結(jié)構(gòu)可視化物理模型

1.2 實驗裝置及實驗步驟

考慮縫洞結(jié)構(gòu)可視化物理模型的耐溫耐壓性能，實驗在常溫常壓下開展，根據(jù)塔河縫洞型油藏流體物性參數(shù)，選取實驗流體為蒸餾水和 5號白油，為了對比清晰分別用亞甲基藍和蘇丹紅染色。整個實驗系統(tǒng)包括驅(qū)替飽和系統(tǒng)、縫洞模型系統(tǒng)、圖像采集系統(tǒng)和計量系統(tǒng)，如圖2所示。

圖2 實驗裝置示意圖

由于模型無法開展高壓條件下實驗，因此無法反映縫洞型油藏初始階段利用巖石流體彈性能進行衰竭開采的過程，但可以有效模擬進入注采平衡階段后水驅(qū)剩余油形成過程和換向注水后剩余油動用過程。根據(jù)礦場實施過程設(shè)計了主要實驗步驟：①連接實驗裝置并檢測氣密性；②對模型抽真空飽和，飽和完畢后根據(jù)實驗方案選定注采井；③按預(yù)定的速度開展水驅(qū)油實驗，全程高清錄制模型內(nèi)油水流動過程并計量各生產(chǎn)井階段產(chǎn)液、產(chǎn)油量，直至各生產(chǎn)井產(chǎn)出液體含水率達到100%；④分析剩余油形成和分布情況，更換注采井開展換向注水實驗，全程高清錄制模型內(nèi)油水流動過程并計量各生產(chǎn)井階段產(chǎn)液、產(chǎn)油量；⑤利用（1）—（3）式分別計算水驅(qū)階段采出程度、換向注水階段采出程度和某類剩余油占比。

1.3 實驗方案

3D打印模型中縫洞尺寸、井點等幾何參數(shù)是確定的，部分參數(shù)受到縫洞要素特征限制。因此，根據(jù)縫洞結(jié)構(gòu)原型和物理模型參數(shù)，考慮動力相似、運動相似來確定注采參數(shù)[3,24]，如表1所示。為增加同類實驗間可比性，通過將物理模型水平或垂直放置以及旋轉(zhuǎn)一定角度等方式獲得代表不同巖溶背景下典型縫洞結(jié)構(gòu)的物理模型來開展水驅(qū)和換向注水實驗，具體實驗方案如表2所示。

表1 實驗參數(shù)

表2 不同巖溶背景下典型縫洞結(jié)構(gòu)實驗方案

2 縫洞型油藏水驅(qū)剩余油特征

2.1 風(fēng)化殼巖溶系統(tǒng)水驅(qū)剩余油特征

2.1.1 平面多通道連通結(jié)構(gòu)

將縫洞結(jié)構(gòu)模型Ⅰ水平放置，②井注水，①、③、④、⑤井采油（見圖3），模擬平面多通道連通結(jié)構(gòu)注水開發(fā)，②井以 8 mL/min的速度注水至各井含水率100%停注。驅(qū)替過程中，注入水沿多個方向推進，距離②井較近且井間通道儲量較小的①井先見水并水淹，隨后③井見水、④井停止產(chǎn)液，而⑤井基本無貢獻（由于模型不耐壓，部分彈性能無法反映，會存在一定誤差），水驅(qū)階段采出程度約為56%，剩余油分布如圖 3所示?？梢钥闯?，在平面多通道連通結(jié)構(gòu)中，主次流道間會存在干擾和屏蔽作用，使得次流道及其相連儲集體中形成次流道繞流型剩余油，在該模型中約占儲量的 30%，是主要的剩余油類型。其次是油水重力差異導(dǎo)致的溶洞或流道局部高點處的閣樓型剩余油，主要受井-洞相對高低、縫-洞相對高低影響，該類剩余油普遍存在，在該模型中約占儲量的10%。

圖3 平面多通道連通結(jié)構(gòu)水驅(qū)剩余油分布

2.1.2 垂向斜坡構(gòu)造

將縫洞結(jié)構(gòu)模型Ⅰ垂直放置，采用①井注水、②③④⑤井采油，模擬風(fēng)化殼巖溶系統(tǒng)中垂向斜坡構(gòu)造縫洞結(jié)構(gòu)底水驅(qū)，①井以8 mL/min的速度注水至各井含水率100%停注。驅(qū)替過程中，注入水沿裂縫向上推進，依次到達②井下部溶洞、③井所在溶洞，當③井所在溶洞中油水界面超過其左側(cè)溢出點后注入水進入④井所在溶洞，而⑤井僅產(chǎn)少量液，水驅(qū)階段采出程度為39.5%，剩余油分布如圖4所示?？梢钥闯觯Ｓ嘤途植荚谟筒厣喜亢蛷d堂洞的頂部，但各溶洞中的油水界面控制因素存在差異，由于溶洞或巖溶管道存在局部高點，同時受溶洞-裂縫連接位置和生產(chǎn)井相對高度的影響，形成了位于生產(chǎn)井上部和溶洞頂部的閣樓型剩余油，在該模型中占儲量的50%以上，是主要的剩余油類型。具體來看，②井所在廳堂洞中油水界面明顯高于②井和該溶洞溢出點，這是由于該溶洞距水源較近，處于油藏中的相對高壓區(qū)，油水界面到達油井和溢出點后仍將在較強的水動力作用下繼續(xù)抬升，所以該類剩余油屬于溢出點與水動力聯(lián)合控制閣樓油。而④井所在溶洞位于邊部，水動力作用較弱，僅能依靠重力置換，油水界面到達油井后發(fā)生水淹，溶洞頂部存在大量剩余油，為井控閣樓油。③井位置明顯高于②、④井，水動力作用中等，該溶洞中油水界面到達井底后很難繼續(xù)抬升，剩余油也屬于井控閣樓油。⑤井距水源較遠、位置較高，水源來水主要用于為中部生產(chǎn)井提供能量，導(dǎo)致高部位井被屏蔽而無法產(chǎn)液，形成大量斜坡構(gòu)造高部位閣樓油，可嘗試垂向順序開發(fā)。

圖4 垂向斜坡構(gòu)造水驅(qū)剩余油分布

2.2 深部暗河巖溶系統(tǒng)水驅(qū)剩余油特征

2.2.1 平面多分支暗河結(jié)構(gòu)

2.2.1.1 井對注采

將縫洞結(jié)構(gòu)模型Ⅱ水平放置，利用位于分支河道的⑤井注水、主河道的①井采油，模擬深部暗河系統(tǒng)中井對注采，⑤井以8 mL/min的速度注水至①井含水率達100%。驅(qū)替過程中，注入水首先置換⑤井所在溶洞下部的原油，當該溶洞中油水界面抬升至溢出點時注入水沿①、⑤井間的裂縫和管道推進至①井，一段時間后①井見水并逐漸水淹，水驅(qū)階段采出程度約44.5%，剩余油分布如圖5所示?？梢钥闯?，平面多分支暗河結(jié)構(gòu)中，縫洞呈網(wǎng)狀分布，井對間巖溶管道和裂縫連通性存在較大差異，導(dǎo)致注入水對儲集體的波及范圍和控制程度有限，在主流道兩側(cè)的非油井控制區(qū)域形成大量無法動用的注采井網(wǎng)不完善型剩余油，在該模型中占儲量的 40%，是主要的剩余油類型。由于注采井間多分支管道并聯(lián)，管道導(dǎo)流能力存在差異，流道間屏蔽作用使得次流道及其相連儲集體中容易形成次流道繞流型剩余油，在該模型中約占儲量的 10%。此外還有頂部閣樓型剩余油，在該模型中約占儲量的5%。

圖5 平面多分支暗河結(jié)構(gòu)井對注采水驅(qū)剩余油分布

2.2.1.2 一注多采

基于上述井對注采中井網(wǎng)不完善導(dǎo)致大量剩余油的認識，深入研究井網(wǎng)控制程度對平面多分支暗河結(jié)構(gòu)中水驅(qū)效果和剩余油的影響，在井對注采的基礎(chǔ)上增加生產(chǎn)井，開展一注多采實驗，利用位于分支河道的⑤井注水、主河道的①井和分支河道的⑥井采油。驅(qū)替過程中，盡管⑤、⑥井間的流道連通程度較⑤、①井間的流道稍弱，但⑥井的存在可使盲端一側(cè)獲得更強的水動力，注入水可以驅(qū)替該流道及附近的儲集體，使剩余油大幅降低，采出程度提高約10個百分點，剩余油分布如圖6所示。這也說明平面多分支暗河結(jié)構(gòu)中，溶洞或巖溶管道的盲端區(qū)域需要較高的井控才能有效動用，而主河道左側(cè)無油井直接控制區(qū)域仍為注采井網(wǎng)不完善型剩余油，無法有效動用。

圖6 平面多分支暗河結(jié)構(gòu)一注多采水驅(qū)剩余油分布

2.2.2 垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)

2.2.2.1 高注低采

將縫洞結(jié)構(gòu)模型Ⅱ垂直放置，利用河道上游的 A井注水、下游的B井采油，模擬具坡度暗河高注低采，A井以8 mL/min的速度注水至B井含水率達100%。驅(qū)替過程中，上游注入水沿河道底部流向下游，下游B井見水后很快發(fā)生水淹，水驅(qū)階段采出程度僅 15%，剩余油分布如圖 7所示?？梢钥闯觯⑷胨M入河道后在重力作用下僅沿底部流動并形成固定流道，河道中上部的原油無法被驅(qū)替出來而形成重力驅(qū)繞流型剩余油，在該模型中占儲量的 40%，是主要的剩余油類型。由于淺層暗河與深部暗河中間連通程度較低，僅靠重力作用無法置換其中的原油，從而形成弱通道封隔型剩余油，在該模型中占儲量的 25%。此外，在溶洞或巖溶管道上發(fā)育一些盲端型支流管道、廳堂洞、廊道，其中的剩余油在井網(wǎng)未控制的情況下很難被水置換，從而形成盲端型剩余油，主要分布于邊部和管道上部，在該模型中占儲量的20%。

圖7 垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)高注低采剩余油分布

2.2.2.2 低注高采

為了對比傾斜河道中注采相對位置對剩余油的影響，將縫洞結(jié)構(gòu)模型Ⅱ垂直放置，利用河道下游的 B井注水、上游的A井采油，模擬具坡度暗河低注高采，B井以8 mL/min的速度注水至A井含水100%。驅(qū)替過程中，油水界面沿巖溶管道斜坡穩(wěn)定抬升，A井見水后逐漸發(fā)生水淹，水驅(qū)階段采出程度約 45%，剩余油分布如圖 8所示。可以看出，低注高采時巖溶管道內(nèi)的原油得到高效置換，僅在巖溶管道局部構(gòu)造高點形成閣樓型剩余油，并且普遍存在，在該模型中約占儲量的 20%。此外，弱通道封隔型剩余油和盲端型剩余油依然存在，在該模型中占儲量的25%。

圖8 垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)低注高采剩余油分布

2.3 復(fù)合巖溶系統(tǒng)水驅(qū)剩余油特征

2.3.1 暗河下部底水驅(qū)開采

將縫洞結(jié)構(gòu)模型Ⅱ在前文垂直放置的基礎(chǔ)上旋轉(zhuǎn)180°模擬復(fù)合巖溶系統(tǒng)，利用底部①井注水模擬底水驅(qū)開發(fā)，①井以8 mL/min的速度注水至各井含水率達100%。驅(qū)替過程中，注入水進入暗河后②井先見水，之后到達位于中部滲濾帶的④井，此時②、④井發(fā)生水淹，注入水通過垂向滲濾帶進入風(fēng)化殼到達⑤井所在溶洞，⑤井見水并水淹，該過程中③、⑥井低速產(chǎn)油后基本停產(chǎn)，水驅(qū)階段采出程度約50.5%，剩余油分布如圖 9所示?？梢钥闯?，由于③井位于暗河上游、⑥井位于表層巖溶帶，均距離底水較遠，在②、④、⑤井的屏蔽作用下，水動力作用減弱，注入水無法有效驅(qū)替這些遠端剩余油，形成了位于表層巖溶系統(tǒng)中或暗河巖溶系統(tǒng)上游的遠端弱連通型剩余油，在該模型中占儲量的40%以上，是主要的剩余油類型。

圖9 暗河下部底水驅(qū)剩余油分布

2.3.2 風(fēng)化殼巖溶帶內(nèi)部注采

在圖9模型的基礎(chǔ)上，利用⑥井注水、⑤井采油，模擬風(fēng)化殼巖溶帶內(nèi)部注采，⑥井以8 mL/min的速度注水至⑤井含水率達100%。驅(qū)替過程中，注入水沿風(fēng)化殼巖溶管道下部先進入中部滲濾帶，隨后進入⑤井所在溶洞，溶洞內(nèi)油水界面抬升至⑤井時水淹，水驅(qū)階段采出程度僅17%，剩余油分布如圖10所示?？梢钥闯觯捎陲L(fēng)化殼巖溶帶和深部暗河并聯(lián)，中間為連通程度較弱的垂向滲濾帶，注入水僅能在重力作用下置換其中部分原油，深部暗河內(nèi)的原油被弱連通通道封隔，形成弱通道封隔型剩余油，在該模型中占儲量的 50%，是主要的剩余油類型。⑥井位于風(fēng)化殼的高部位，其右側(cè)區(qū)域為巖溶管道的盲端且位置高于⑤井，所以無法被驅(qū)替出來，從而形成了頂部閣樓型和盲端型剩余油，在該模型中占儲量的25%左右。

圖10 風(fēng)化殼巖溶帶內(nèi)部注采剩余油分布

2.3.3 復(fù)合巖溶系統(tǒng)多巖溶帶注采

為了與風(fēng)化殼巖溶帶內(nèi)部注采時驅(qū)油效果和剩余油特征對比，利用圖10模型開展了多巖溶帶注采實驗。如圖11所示，注水井A鉆遇深部暗河，利用管線將生產(chǎn)井B的上下兩個產(chǎn)出孔連通來模擬單井鉆遇風(fēng)化殼和深部暗河。驅(qū)替過程中，在重力作用下注入水僅沿暗河底部流向B井，暗河中油水界面穩(wěn)定抬升，一段時間后B井下部水淹，但上部仍有一定的剩余油，隨著油水界面繼續(xù)抬升，B井完全產(chǎn)水，此時水驅(qū)階段采出程度為27%，剩余油分布如圖11所示。可以看出，雖然B井同時鉆遇垂向兩套巖溶系統(tǒng)，但在重力作用下注入水很難驅(qū)替上部風(fēng)化殼中的原油，從而形成了深部暗河上游的重力驅(qū)繞流型剩余油和復(fù)合巖溶系統(tǒng)上部風(fēng)化殼巖溶帶的重力驅(qū)繞流型剩余油，在該模型中占儲量的 60%以上，大量剩余油位于溶洞或巖溶管道的高部位和油藏上部巖溶帶，這也再次體現(xiàn)出縫洞型油藏中重力驅(qū)替的決定性作用。

圖11 復(fù)合巖溶系統(tǒng)多巖溶帶注采剩余油分布

2.4 縫洞型油藏水驅(qū)剩余油特征

從前文不同縫洞結(jié)構(gòu)和注采關(guān)系下剩余油形成和分布特征可以看出，平面多通道連通結(jié)構(gòu)和平面多分支暗河結(jié)構(gòu)中容易形成次流道繞流型剩余油（見圖3、圖 5），如果分支較多、注采井控程度低，還會形成大量注采井網(wǎng)不完善型剩余油（見圖 5、圖 6）；垂向斜坡構(gòu)造中主要形成頂部閣樓型剩余油（見圖 4）；垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)如果上游注下游采，主要形成重力驅(qū)繞流型剩余油（見圖7），如果下游注上游采，主要形成頂部閣樓型剩余油（見圖8），受暗河內(nèi)部弱連通流道和盲端洞影響，還可能形成部分弱通道封隔型和盲端型剩余油（見圖 7、圖 8）；垂向多巖溶帶中，淺層注采時深層不容易被置換，主要形成深層弱通道封隔型剩余油（見圖10），深層注采時淺層不容易受效，主要形成上部巖溶帶重力驅(qū)繞流型剩余油（見圖11），多帶注采時井間屏蔽作用明顯，容易形成遠端弱連通型剩余油（見圖9），此外，受縫洞、井洞配置關(guān)系影響，還可能存在頂部閣樓型和盲端型剩余油。根據(jù)形成機制、分布特征將縫洞型油藏水驅(qū)剩余油分為 5大類 7亞類（見表3、圖12）：第Ⅰ大類為井控不足所致剩余油，可分為注采井網(wǎng)不完善型Ⅰ-a和盲端型Ⅰ-b，Ⅰ-a型主要分布在井網(wǎng)外圍，Ⅰ-b型主要分布在孤立溶洞或巖溶管道邊部；第Ⅱ大類為重力作用導(dǎo)致的溶洞或巖溶管道的局部高點剩余油，可分為頂部閣樓型Ⅱ-a和重力驅(qū)繞流型Ⅱ-b，Ⅱ-a型普遍存在于縫-洞或井-洞連接點上部，Ⅱ-b型分布于注采井間主流道中上部或者上部巖溶帶；第Ⅲ類為流道間干擾作用所致的次流道繞流型剩余油，主要分布于注采井間次流道及其相連儲集體；第Ⅳ類為弱連通通道封隔所致的弱通道封隔型剩余油，主要分布于與主流道相連的弱導(dǎo)流裂縫的另一側(cè)；第Ⅴ類為近距離油井屏蔽和較大阻力通道所致的遠端弱連通型剩余油，主要分布于距底水或注水井較遠的油井附近。

圖12 縫洞型油藏水驅(qū)剩余油分布模式圖

表3 縫洞型油藏水驅(qū)剩余油類型

3 縫洞型油藏換向注水增油機理

3.1 風(fēng)化殼巖溶系統(tǒng)

3.1.1 平面多通道連通結(jié)構(gòu)

開展平面多通道連通結(jié)構(gòu)水驅(qū)后換向注水實驗，考慮到該縫洞結(jié)構(gòu)中水驅(qū)后剩余油主要為次流道繞流型剩余油和閣樓型剩余油，換向后盡量使注入水均勻到達各生產(chǎn)井，選取中部的③井轉(zhuǎn)注，以8 mL/min的速度注入至其他井含水率達100%，換向后剩余油分布如圖13所示。可以看出，換向注水使得注采流道發(fā)生改變，注入水將⑤井方向流道內(nèi)的剩余油驅(qū)替出來。此外，在較強的水動力作用下，④井所在廳堂洞內(nèi)中上部部分繞流型剩余油也得到置換，采出程度由換向前的56%升高到67%，提高了11個百分點。這說明換向注水可以改變流場，使水動力更加均衡，開辟新的流道，擴大注入水的波及范圍。

圖13 平面多通道連通結(jié)構(gòu)換向注水后剩余油分布

3.1.2 垂向斜坡構(gòu)造

開展風(fēng)化殼垂向斜坡構(gòu)造底水驅(qū)后換向注水實驗，根據(jù)剩余油形成及分布選取左側(cè)溶洞中的④井轉(zhuǎn)注，以8 mL/min的速度注入至其他井含水率達100%，換向后剩余油分布如圖14所示。換向注水過程中，④井所在溶洞內(nèi)的剩余油在重力作用下被驅(qū)出，油水界面抬升至溶洞溢出點處，由原來的井控閣樓油變成縫控閣樓油，但這部分油在油水重力差異作用下進入③井和②井所在溶洞上部，只有少量從③井采出，另一部分填充②井上部原來水動力作用下油水界面高出②井的部分，所以除④井所在溶洞中油水界面抬升外，②、③井上部油水界面均下降，整個過程中①、②井只產(chǎn)水，采出程度由換向前的39.5%升高到43.5%，僅提高了4.0個百分點?？梢姡瑢τ诖瓜蛐逼聵?gòu)造，如果高、中、低部位均有井，低部位井注水至中部位井水淹后將中部位井轉(zhuǎn)注效果不明顯，建議將中部位井關(guān)閉，用高部位井采油來提高采收率。

圖14 垂向斜坡構(gòu)造換向注水后剩余油分布

3.2 深部暗河巖溶系統(tǒng)

3.2.1 平面多分支暗河結(jié)構(gòu)

3.2.1.1 井對內(nèi)換向注水

開展平面多分支暗河結(jié)構(gòu)井對注采后井對內(nèi)換向注水實驗，①井以8 mL/min的速度注水至⑤井含水率達100%，換向后剩余油分布如圖15所示。由于巖溶管道間的復(fù)雜連通特征，換向注水時原注采方向下的次流道在換向后變?yōu)橹髁鞯溃乖摿鞯兰捌湎噙B儲集體內(nèi)的剩余油得到有效動用。此外，由于原注采關(guān)系下⑤井所在溶洞溢出點較低，換向后其中的縫控型閣樓油變?yōu)橐绯鳇c更高的井控型閣樓油，換向前后高程差段的剩余油被⑤井采出。采出程度由換向注水前的44.5%升高到51.5%，提高了7.0個百分點。可見，井對內(nèi)換向注水時由于流道導(dǎo)流能力的方向性差異可能會開辟新的流道，使原來的次流道變?yōu)橹髁鞯?，還可能使局部溶洞的溢出點升高，動用前后高程差內(nèi)的部分閣樓油。

圖15 平面多分支暗河井對內(nèi)換向注水后剩余油分布

3.2.1.2 井對間換向注水

開展平面多分支暗河結(jié)構(gòu)一注多采后井對間換向注水實驗，考慮到井對內(nèi)換向時①井轉(zhuǎn)注仍無法動用左側(cè)注采井網(wǎng)未控制區(qū)剩余油，因此將⑥井以8 mL/min的速度注水至①、⑤井含水率達100%，換向前后剩余油分布如圖16所示。可以看出，換向注水后，⑤井所在溶洞內(nèi)閣樓型剩余油被采出，與井對內(nèi)換向注水時現(xiàn)象和機理一致。但不同的是，井對間換向注水后水動力和重力協(xié)同作用使水進入了左側(cè)未控制區(qū)域并置換出其中的原油，僅剩少量閣樓型剩余油，采出程度由換向前的 50.5%升高到 70.5%，提高了 20.0個百分點，效果非常顯著?？梢?，當注采井網(wǎng)不完善導(dǎo)致部分區(qū)域溶洞或管道內(nèi)剩余油無法動用時，通過換向注水有可能使得注入水在強水動力作用下進入溶洞，并與重力協(xié)同作用置換出該溶洞內(nèi)的原油。

圖16 平面多分支暗河井對間換向注水后剩余油分布

3.2.2 垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)

3.2.2.1 高注低采轉(zhuǎn)低注高采

考慮到垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)高注低采時產(chǎn)生大量重力繞流型剩余油，換向后轉(zhuǎn)低注高采，B井以8 mL/min的速度轉(zhuǎn)注至A井含水率達100%，換向后剩余油分布如圖17所示。換向后，注入水沿暗河坡度由下游穩(wěn)定向上游抬升，使得河道中上部的剩余油在傾斜構(gòu)造中由于重力置換作用被采出，僅暗河頂部的局部復(fù)雜構(gòu)造內(nèi)剩余少量閣樓油，但盲端型剩余油和弱通道封隔型剩余油仍無法有效動用。采出程度由換向注水前的15.0%升高到33.5%，提高了18.5個百分點，換向注水效果顯著。可見，在垂向斜坡構(gòu)造中，通過換向注水充分發(fā)揮重力置換作用可將原來高注低采形成的重力驅(qū)繞流型剩余油采出。

圖17 垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)高注低采轉(zhuǎn)低注高采換向后剩余油分布

3.2.2.2 低注高采轉(zhuǎn)高注低采

開展垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)低注高采后換向轉(zhuǎn)高注低采實驗，A井以8 mL/min的速度轉(zhuǎn)注至B井含水率達100%，換向后剩余油分布如圖18所示。換向后，注入水沿暗河底部流至B井，整個換向注水過程B井只產(chǎn)水不產(chǎn)油，剩余油幾乎無變化，表明在垂向斜坡構(gòu)造中，由低注高采轉(zhuǎn)高注低采無效。

圖18 垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)低注高采轉(zhuǎn)高注低采換向后剩余油分布

3.3 復(fù)合巖溶系統(tǒng)

3.3.1 暗河下部底水驅(qū)后換向注水

考慮到復(fù)合巖溶系統(tǒng)底水驅(qū)后由于部分井的屏蔽作用導(dǎo)致上游和風(fēng)化殼中形成剩余油，因此將低部位水淹井轉(zhuǎn)注。將②井以8 mL/min的速度注水至其他井含水率達 100%，換向后剩余油分布如圖 19所示。換向注水后，一部分注入水沿暗河向上游推進，上游的遠端弱連通型剩余油在強水動力作用下由③井采出，另一部分注入水沿垂向滲濾帶進入風(fēng)化殼，使風(fēng)化殼中遠端弱連通型剩余油由⑥井采出，并且部分位于井另一側(cè)和下部的盲端型剩余油也在重力作用下被采出。采出程度由換向注水前的50.5%升高到70.0%，提高了19.5個百分點，換向注水效果顯著?？梢?，復(fù)合巖溶系統(tǒng)底水驅(qū)時，中、低部位油井水淹導(dǎo)致上部油井被屏蔽時，上游連通區(qū)域和風(fēng)化殼中即使有油井直接控制也會因為水動力較弱而形成大量剩余油，此時將中、低部位水淹井轉(zhuǎn)注，可有效增強水動力，使注入水進入這些區(qū)域動用剩余油。

圖19 暗河下部底水驅(qū)后換向注水后剩余油分布

3.3.2 風(fēng)化殼巖溶帶換向注采

開展復(fù)合巖溶系統(tǒng)風(fēng)化殼巖溶帶內(nèi)部注采后轉(zhuǎn)低部位井注水實驗。⑤井以8 mL/min的速度注水至⑥井含水率達100%，換向后剩余油分布如圖20所示。換向后，注入水沿風(fēng)化殼高部位巖溶管道平穩(wěn)地向上抬升，大量閣樓型剩余油和⑥井右側(cè)及下部落水洞中的剩余油在重力作用下被置換出來。由于中部滲濾帶連通程度低，換向后深部暗河內(nèi)被封隔的原油仍無法動用。采出程度由換向注水前的 17%升高到 29%，提高了12個百分點。

圖20 風(fēng)化殼巖溶帶換向注水后剩余油分布

3.3.3 復(fù)合巖溶系統(tǒng)多巖溶帶換向注水

開展復(fù)合巖溶系統(tǒng)中多巖溶帶注采后換向注水實驗，由原來的“暗河注、暗河+風(fēng)化殼采”變?yōu)椤鞍岛?風(fēng)化殼注、暗河采”。B井以8 mL/min的速度注水至A井含水率達100%，換向后剩余油分布如圖21所示。換向后，注入水同時從風(fēng)化殼和暗河流向生產(chǎn)井，風(fēng)化殼中的注入水驅(qū)替其中部分剩余油，到達垂向滲濾帶區(qū)域時沿滲濾帶泄流至暗河系統(tǒng)，置換出部分風(fēng)化殼和滲濾帶中的原油并與暗河注入水共同將上游A井附近的重力驅(qū)繞流型剩余油置換出來。采出程度由換向注水前的27%升高到51%，提高了24個百分點，換向注水效果顯著?？梢?，復(fù)合巖溶系統(tǒng)中多巖溶帶注采時，由單一巖溶帶注水變?yōu)槎鄮r溶帶注水可動用更多巖溶帶中的剩余油。

圖21 復(fù)合巖溶系統(tǒng)多巖溶帶換向注水后剩余油分布

3.4 換向注水增油機理

從不同特征縫洞結(jié)構(gòu)模型換向注水實驗結(jié)果可以看出，通過換向注水采收率均可得到提升，但提升程度決定于縫洞結(jié)構(gòu)、剩余油類型和換向注水后的注采結(jié)構(gòu)。對于平面多通道縫洞結(jié)構(gòu)，換向后應(yīng)使阻力更均衡，同時還可借助流道連通能力的方向性差異開辟新流道。對于垂向斜坡構(gòu)造或垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)，由高注低采轉(zhuǎn)低注高采效果顯著，存在多部位布井時，中部位井水淹后轉(zhuǎn)注效果顯著。對于垂向多巖溶帶，單一巖溶帶內(nèi)部換向主要發(fā)揮重力置換作用，而單一巖溶帶注水換為多巖溶帶注水效果較好。對于平面多分支暗河結(jié)構(gòu)，通過換向可使注入水在強水動力與重力協(xié)同作用下進入井網(wǎng)未控制區(qū)溶洞并置換其中原油。對于局部縫洞、井洞組合體，換向注水可以抬升溶洞溢出點高度，使得注入水置換出部分頂部閣樓油。對于狹長巖溶管道結(jié)構(gòu)，通過換向注水可增加遠端區(qū)域水動力，并驅(qū)替其中的剩余油。

從不同類型剩余油動用的角度，前述 7種類型剩余油中有 5種可以通過換向注水方式得到有效動用。不同縫洞結(jié)構(gòu)中不同類型剩余油的換向注水增油機理可歸納為表4。

表4 換向注水增油機理

4 結(jié)論

縫洞型油藏水驅(qū)剩余油形成機制大致分為注采井控不足、油水重力差異、流道間干擾作用、弱連通通道封隔、遠端弱水動力等5種，5種剩余油形成機制下可能形成注采井網(wǎng)不完善型、盲端型、頂部閣樓型、重力驅(qū)繞流型、次流道繞流型、弱通道封隔型、遠端弱連通型等 7類水驅(qū)剩余油。一般而言，平面多通道連通結(jié)構(gòu)和平面多分支暗河結(jié)構(gòu)中容易形成次流道繞流型剩余油，如果分支較多、注采井控程度低，還會形成大量注采井網(wǎng)不完善型剩余油；垂向斜坡構(gòu)造中主要形成頂部閣樓型剩余油；垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)中上游注下游采主要形成重力驅(qū)繞流型剩余油，下游注上游采主要形成閣樓型剩余油；垂向多巖溶帶中，淺層注采時深層不容易被置換，主要形成深層弱通道封隔型剩余油，深層注采時淺層不容易受效，主要形成上部巖溶帶重力驅(qū)繞流型剩余油，多帶注采時井間屏蔽作用明顯，容易形成遠端弱連通型剩余油。此外，各種縫洞結(jié)構(gòu)中，受縫洞、井洞配置關(guān)系等影響，會普遍存在頂部閣樓型和盲端型剩余油。

通過換向注水可以動用部分剩余油，采出程度提高幅度與剩余油類型、縫洞結(jié)構(gòu)和換向注采結(jié)構(gòu)有關(guān)。換向注水增油機理可歸納為 6類：重力置換，主要動用重力驅(qū)繞流型剩余油；開辟新流道，主要動用次流道繞流型剩余油；抬升溢出點位置，主要動用頂部閣樓油；增強水動力，主要動用遠端弱連通型剩余油；垂向均衡驅(qū)替，主要動用重力驅(qū)繞流型上部巖溶帶剩余油；水動力與重力協(xié)同效應(yīng)，主要動用注采井網(wǎng)不完善型剩余油。

一般而言，平面多通道連通結(jié)構(gòu)中，初始水驅(qū)井網(wǎng)應(yīng)盡量使各方向驅(qū)替均衡。垂向斜坡構(gòu)造中，初始井網(wǎng)注水井鉆至低部位，生產(chǎn)井鉆至高部位。平面多分支暗河結(jié)構(gòu)中，初始水驅(qū)井網(wǎng)應(yīng)確保井控程度高。垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)中，初始水驅(qū)應(yīng)采用低注高采。復(fù)合巖溶縫洞系統(tǒng)中底水驅(qū)效果較好，無底水時多巖溶帶注采優(yōu)于帶內(nèi)注采。

平面多通道縫洞結(jié)構(gòu)中，換向后應(yīng)使阻力更均衡，并利用流道連通能力方向性差異開辟新流道。垂向斜坡構(gòu)造或垂向具坡度暗河結(jié)構(gòu)中，由高注低采轉(zhuǎn)低注高采效果顯著，存在多部位布井時，中部位井水淹后轉(zhuǎn)注效果顯著。垂向多巖溶帶中，單一巖溶帶內(nèi)部換向主要發(fā)揮重力置換作用，而單一巖溶帶注水換為多巖溶帶注水效果較好。平面多分支暗河結(jié)構(gòu)中，換向可使注入水在強水動力與重力協(xié)同作用進入井網(wǎng)未控制區(qū)溶洞并置換其中原油。對于局部縫洞、井洞組合體，換向可抬升溶洞溢出點位置，使注入水置換部分頂部閣樓油。狹長巖溶管道結(jié)構(gòu)中，換向注水可增加遠端區(qū)域水動力驅(qū)替其中的剩余油。

符號注釋：

g——重力加速度，m/s2；k——儲集體編號；L——模型尺寸，m；n——儲集體個數(shù)；p——注采壓差，MPa；Q——注入速度，m3/d；Rw——水驅(qū)階段采出程度，%；Rwr——換向注水階段采出程度，%；Sok——某類剩余油占比，%；t——驅(qū)替時間，d；v——流動速度，cm/s；Voi——模型中初始總油量，mL；Vopt——最終累產(chǎn)油，mL；Vopw——水驅(qū)階段累產(chǎn)油，mL；Vo,k——某類剩余油在儲集體k內(nèi)的體積，mL；μ——原油黏度，mPa·s；ρ——原油密度，kg/m3；φf——裂縫孔隙度，%；φv——溶洞孔隙度，%。