程晓军

（西南石油大学 油气藏地质及开发国家重点实验室，成都 610500）

碳酸盐岩油藏资源储量大，约占全球油气资源总储量60%以上，且多数油藏具有规模大、产量高的特点，有着广阔的开发前景。该类油藏是由古岩溶和构造运动共同作用形成的，是一种以岩溶缝洞储集体控藏为主的特殊油藏。缝洞型碳酸盐岩油藏以溶蚀孔洞、裂缝及大型溶洞为主要储集空间，具有储集层非均质性极强、储集空间连续性差、不同储集单元的天然能量和储量差异大、油水分布关系复杂等特点，因而被称为最复杂的特殊碳酸盐岩油藏。

前人对缝洞型油藏气驱机理进行了很多研究，并取得了大量的成果。如不同类型气体、不同倾角裂缝及不同黏度流体对提高采收率的影响[1-4]；注氮气对塔河油田缝洞高部位油井的影响，以及通过注氮气开发阁楼剩余油理论[5-6]；基于缝洞型油藏全直径岩心，模拟油藏温度、压力条件，考察了缝洞型油藏水驱后期注氮气、二氧化碳和天然气提高采收率的驱油效果[7-8]；通过建立可视化模型，研究了不同驱替方向、注入角度以及介质填充等因素对注气提高采收率的影响[9-10]；采用微观可视化实验方法，对缝洞型油藏气驱机制进行研究，进行多组驱替组合实验，认为针对开口向上与向下的洞为主的缝洞型油藏，提高采收率的最佳注入方式是气水交替驱[11-14]；通过制作不同开度的单裂缝可视化有机玻璃模型，开展缝洞型碳酸盐岩油藏单裂缝注氮气驱油实验[15-16]；利用制作相似性条件的二维可视化物理模型，研究了水驱后剩余油类型、分布规律及氮气驱剩余油开发[17]。

前人的研究虽取得了较好的应用效果，但随着注气提高采收率的不断推进，注气开发过程中也面临一系列的问题，包括不同类型剩余油分布规律不清楚，未形成系统的单元氮气驱技术等，特别是缝洞型油藏氮气驱主控因素、井组氮气驱技术和物理模拟实验氮气驱机理深化研究方面。因此，亟需完善与推广缝洞型油藏注气提高采收率技术。笔者结合塔河油田矿场资料，根据相似原理设计并制作了具有代表性的缝洞物理模型，在可视化条件下研究缝洞型油藏水驱后注气提高采收率的机理，以期为研究区注气开发技术政策研究和现场实践提供依据。

1 实验模型设计与制作

缝洞物理模型以储集层连井剖面为依据[18-21]，采用有机玻璃进行精细雕刻，构建由溶洞、裂缝等不同储集空间组合的缝洞型结构模型。有机玻璃可视化模型具有地层结构还原程度高、操作简便、模型尺度大、实验过程可视化等优点。模型中的溶洞大小、裂缝长度、裂缝宽度及井间距离与矿场按照1∶1 000制作。设计溶洞直径为5～10 cm，裂缝宽度为1 mm.

构建的TK412—T402井组可视化模型尺寸为800 mm×600 mm×100 mm，采用两块厚度为100 mm高透明亚克力有机玻璃板刻蚀而成，一块为半镂空刻蚀，另一块为密封覆盖，并铆以固定螺栓组成模型主体。该模型装置模拟5口注采井，可以自动设定注入量，可以实时显示油水分布情况，自动完成油气水分离和计量（图1）。

2 实验条件及流体配置

统计了塔河油田305口油井一间房组的流体温度，其梯度为1.95～2.22℃/hm，根据实际数据，将实验模拟温度设定为126.2℃，实验压力为常压。塔河油田主体区一间房组地层原油黏度为1.3～80.8 mPa·s，实验模拟油采用煤油和硅油混合配制，黏度为20.0 mPa·s，并且采用苏丹红染色。实验用模拟地层水根据实际地层水的成分配制，矿化度为220 000 mg/L，黏度（20℃）为1.35 mPa·s，为了更好地观察底水变化情况，用氯化铜溶液调成浅蓝色，该模拟水与研究区目的层地层水的物理性质（矿化度225 000 mg/L，20℃黏度1.35 mPa·s）相当，与实际地层流体相比，染色的油、水实验流体更便于观察，符合实验要求。

图1 TK412—T402井组的可视化缝洞物理模型平面图

3 实验方案及步骤

3.1 实验方案

在TK412—T402井组平板模型的基础上，设计了未填充和填充石英砂模型共10组实验（表1），对比分析水驱后气驱效果，明确单元气驱机理和驱油效率。

3.2 实验步骤

实验系统准备主要包括：①抽真空，通过真空泵对模型排除空气，为下步充注油气提供条件；②充注模拟油，通过注入泵将配制好的模拟油充注进模型中，达到充满状态；③充注模拟水，通过1，2和3通道同时等排量注入模拟水，形成一定的油水界面；④测量稳定时不同流量对应的压力。

表1 TK412—T402井组水驱后气驱实验方案

根据实验设计方案，实验主要包括未填充石英砂模型和填充石英砂模型2种，具体步骤如下。

3.2.1 未填充石英砂模型水驱油实验

（1）天然水驱油过程 实验过程采用恒压驱替，将1，2和3通道同时打开，维持恒定底部压力，顶部TK412井和T402井开井采液，观察底水上升规律及剩余油分布变化，待方案设计转注气井TK412井含水率达到90%以后，关井。

（2）人工注气驱过程 通过注气泵从TK412井开始对模型实施连续注气，邻井T402井控制液量采液，底部1，2和3通道保持打开，维持恒定压力，观察油、气、水三相界面变化及剩余油分布变化。

（3）注采实验数据记录 记录实验过程中注采数据，包括底部注入水量、顶部注入气量，测试时间，排出端的油、水量。同时用摄像机录摄不同驱替时间的油水分布状态。

（4）注采实验数据处理 其他未填充实验方案，通过改变注入井和采油井关系、驱替方式等，模拟不同注采部位、注入方式等对模型剩余油分布的影响。

3.2.2 填充石英砂模型水驱油实验

为了对比研究缝洞填充石英砂情况对水驱、气驱油效率的影响，对模型中的缝洞充填石英砂，进行实验测试。以方案10为例，实验步骤如下。

（1）天然水驱油过程 实验过程采用底部恒压驱替，底部3个通道恒压保持底水能量，顶部两口井采液，当设计的注气井T402井出口含水率大于90%后关井。

（2）人工水驱油过程 当达到设计的采出井含水率后，对采油井T402井开始注水，邻井TK412井采油，模拟T402井对TK412井横向水驱油效果，观察人工注水对剩余油分布影响。

（3）人工气驱过程 当TK412井含水达到设定值后，对T402井转注气，TK412井采油，观察TK412井产出变化，油、气、水三相流动规律及剩余油分布变化。

（4）注采实验数据记录 记录实验过程中注采数据，包括注入水、气量，注入压力，测试时间，排出端的油、水量。同时用摄像机录摄不同驱替时间的油水分布状态。

（5）注采实验数据处理 对实验数据进行整理和计算，绘制注采动态曲线，进行驱油效果分析。

其他实验方案与上述步骤基本一致，通过改变注采关系、注入方式模拟对剩余油分布的影响。

4 实验结果及认识

4.1 不同注气方式对剩余油的影响

在方案1—方案3中，当TK412井含水率大于90%后，分别采用连续注气、间歇注气以及气水交替的方式注入，T402井进行采液。在方案4—方案6中，实验步骤与方案1—方案3相对应，但注采关系进行了反转。

图2是方案1、方案2和方案3驱替过程的可视化剩余油分布特征。天然底水驱油过程，是裂缝与溶洞的流体在重力作用下的驱替过程，大洞穴内的底水以活塞方式推进，没有出现黏性指进的情况，而且由于连接溶洞的裂缝宽度较大，毛细管压力可忽略，水驱油在单条裂缝中的微观驱油近似管流活塞式，水驱后剩余油主要分布在缝洞体高部位和连通较差的溶洞中。在进行水驱油时，缝洞的连通关系对水驱油效果有较大影响，岩块内部，若只有一条通道与溶洞连通，特别是连通缝的方位在溶洞下方时，洞内的原油将难以被水驱波及。

对比3个方案实验结果（图2），当TK412井转气驱后，天然底水驱未波及的缝洞高部位剩余油得到了动用。其主要原因是由于氮气密度低，各相流体在缝洞中主要受重力作用控制，氮气进入缝洞后，聚集在缝洞体顶部，将天然水驱后顶部“阁楼油”向储集空间下部驱动，达到采出井的溢出点后采出。气驱后剩余油仅分布在连通性差的裂缝和小缝洞中，以及部分远端气驱波及不到的部位。

通过上述3个方案，获得了原油采出程度、含水率与注入量的关系曲线（图3，图4），以方案1为例，在生产初期，2口生产井采出程度随时间呈现线性增加，生产较为稳定，但油井一旦见水后，含水率急剧升高，原油产量迅速降低并无法采出；TK412井水驱转气驱阶段，T402井能稳定生产一段时间，采出程度增加，同时整体采出程度进入第二上升阶段。

对比方案1—方案3气驱相对水驱后的原油采出程度（表2），其气驱增产阶段采出程度为8.28%～9.06%，其中方案1的增产略高。其主要原因是在未填充石英砂模型中，相对连续注气而言，间歇注气和气水交替注入的注入相未连续，注入气在缝洞中的扰动能力较弱，气驱波及体积较小。因此，连续注气比间歇式和气水交替式注入提高采出程度略高。

4.2 不同注入位置对剩余油的影响

物理模型中，T402井构造位置高于TK412井。在方案1—方案3中，气驱阶段TK412井注气，T402井采液，属于低部位注气高部位采油；在方案4—方案6中，T402井注气，TK412井采液，属于高部位注气低部位采油。通过对照试验，研究不同注入位置对剩余油分布及气驱效果的影响。

图2 方案1—方案3水驱和气驱后剩余油分布对比

图3 方案1单井采出程度和注入量的关系

图4 方案1含水率与注入量的关系

各方案在底水驱阶段，生产井下方裂缝和溶洞油水界面随着原油生产逐渐抬升。当油水界面上升到井底时，不同方案的油水界面位置不一致。以方案1和方案4为例，其底水驱后模型中油、水分布见图5.从这两幅图中气驱后油水分布特征可以看出，注气后，气驱主要将两井之间高部位的“阁楼油”采出，但是气驱后油气分布有一定差异，主要原因是T402井右侧连通了溶洞体，注气通过重力分异将溶洞大部分原油顶替出来。同时注入气体位于模型顶部，置换顶部原油，使得TK412井下部聚集大量原油（图5b）。

表2 方案1—方案3不同注气方式实验测试结果

图5 方案1和方案4水驱和气驱后剩余油分布

在驱替效果分析基础上，进一步对比了不同位置两个阶段注气采出程度。发现天然水驱结束后，从构造高部位注气，其人工气顶形成后推动油气界面向下整体移动，其气驱波及体积大，从而提高井组单元整体采出程度（表3）。

表3 不同注采方式实验测试结果对比

4.3 模型填充石英砂对剩余油的影响

为了研究缝洞填充石英砂情况对水驱、气驱效率的影响，在方案7—方案10中，模型中填充石英砂以模拟缝洞中填充情况，具备一定渗流特征，通过与方案1—方案6对比，确定缝洞填充后注水、注气对剩余油分布影响及驱油效率影响。

实验结果表明，未填充石英砂模型（方案7），驱替过程中受重力分异作用影响明显，水驱油过程中油水界面变化较小，但由于溶洞模型结构复杂，水驱结束后在缝洞单元顶部仍有很大一部分水驱未波及区域，即形成“阁楼油”（图6a）。从气驱后剩余油分布情况可以看出，气驱能够在一定程度上动用这部分“阁楼油”（图6b）。

填充石英砂模型（方案9），由于储集空间具有一定的渗流特征，油水在缝洞中重力分异作用影响降低，驱油效率受注采速度影响大，当注采速度较快时，出现“水锥”、“气锥”现象。填充后的储集空间非均质性是造成注水前缘不均匀推进的主要原因。水驱过程中，注入水总是优先沿着渗流阻力最小、渗透率最大的方向和部位快速推进，而在低渗方向和部位推进较慢，造成水线推进速度不均衡，影响平面波及效率（图7a）。在水驱、气驱过程中一旦形成窜流通道，注入流体则难以再波及其他区域，波及效率降低，溶洞中其余部位的剩余油就难以被驱替，采出程度低（图7b）。

对比未填充石英砂的实验和填充石英砂的实验采出程度（表4），未填充石英砂的水驱采出程度高于填充石英砂的采出程度，前者水驱采出程度为53.44%～60.57%，后者水驱采出程度为38.58%～43.32%.水驱之后进行气驱，未填充石英砂实验气驱提高采出程度6.77%～8.72%，而填充石英砂实验气驱提高采出程度4.05%～4.81%.总之，填充石英砂实验在水驱和气驱阶段采出程度均低于未填充石英砂实验，实验结果与生产实际相符合。

图6 未填充石英砂模型驱替实验剩余油分布

图7 填充石英砂模型驱替实验剩余油分布

表4 TK412—T402井组模型不同填充实验结果对比

5 结论

（1）缝洞型油藏中，储集体结构是影响剩余油分布的关键因素之一，受储集体结构影响，天然水驱后存在“阁楼油”。

（2）通过人工注水、注气可实现对缝洞型油藏天然水驱后剩余油的动用，注水、注气过程中，主要通过重力分异作用，改变油水界面与采出井的溢出点关系，最终实现对剩余油的采出。

（3）在缝洞型油藏中，由于重力分异作用明显，其不同注气方式对剩余油采出程度影响较低。

（4）注采对应关系对剩余油采出程度影响较大，高部位注气，人工气顶整体下移，其气驱波及体积最大，剩余油采出程度最高；低部位注气，高部位采油，气驱方向与重力分异方向一致，易形成气窜，气驱波及体积小。

（5）缝洞填充石英砂情况对注入流体驱替前缘影响较大，由于填充后储集层非均质性强，驱替前缘不均衡，波及体积较未填充模型低。