多井缝洞单元水驱见水模式宏观三维物理模拟

侯吉瑞，李海波，姜瑜，罗旻，郑泽宇，张丽，苑登御

（1.中国石油大学（北京）提高采收率研究院；2.中国石油三次采油重点实验室石油大学研究室；3.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室）

多井缝洞单元水驱见水模式宏观三维物理模拟

侯吉瑞1,2,3，李海波1,2,3，姜瑜1,2,3，罗旻1,2,3，郑泽宇1,2,3，张丽1,2,3，苑登御1,2,3

（1.中国石油大学（北京）提高采收率研究院；2.中国石油三次采油重点实验室石油大学研究室；3.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室）

根据相似理论，设计并制作了多井缝洞单元宏观三维物理模型，研究缝洞型油藏衰竭式底水驱和注水补充能量开采时水驱特征及油井见水模式。结果表明，底水驱时，受底水衰竭和油井见水的影响，初期呈产能高、递减快的特征；注水补充能量后，产能在短期内回升，之后缓慢下降；底水驱阶段，在底水直进井处易发生底水锥进，呈点状见水，见水时间主要由油井与底水的连通程度决定；注水能起到压锥的作用，抑制底水侵入，使底水驱阶段的点状见水转变为平面线状见水，注水阶段见水时间主要受井深影响。多井缝洞单元水驱油井含水率变化类型可以分为缓慢上升型、阶梯式上升型和暴性水淹型，其主要受油井钻遇储集体类型及配位数影响：油井钻遇溶洞时，随配位数升高，含水率上升速度减慢；油井钻遇裂缝时，随配位数升高，含水率呈阶梯式变化。图4表4参18

缝洞型油藏；宏观三维物理模型；相似理论；底水锥进；注水压锥；含水率变化规律

0 引言

塔河油田奥陶系油藏是典型的碳酸盐岩缝洞型油藏[1]，该类油藏的开发一般以缝洞单元作为基本开发单元[2-3]。随着塔河缝洞型油藏多年的开发，逐渐形成了单井水替油、多井注水开发的开采模式[4]。但由于缝洞型油藏缝洞组合关系不规律，内部油水流动特征及井间连通关系具有较强复杂性，再加上底水的存在[5-6]，不同缝洞单元的见水模式及含水率变化特征各不相同，由此导致难以确定其合理开发模式，同时物理模拟也更加困难。

对于缝洞型油藏水驱物理模拟，已有诸多学者进行了大量研究[7-12]。但这些研究大多为针对缝洞介质模型以及单井缝洞单元模型的物理模拟，同时，受介质尺度、模型维度等因素的限制，无法再现真实油藏的三维流动特征。为此，本研究针对多井缝洞单元，根据相似准则设计并制作多井缝洞单元宏观三维物理模型，在此基础上对多井缝洞单元水驱特征及见水模式进行研究，为确定合理开发模式及水驱优化调整提供必要的实验及理论依据。

1 模型设计与制作

1.1 油藏原型

据塔河油田S48单元地质建模研究结果，取其中井组S48—TK467—TK411—T401—TK426作为模型设计的油藏原型，并在地质模型中确定该井组的相对泄油边界及其控制直径。油藏地质模型共分为6层，目标井组泄油边界为不规则边界。基于人造岩心压制工艺要求及模型承压特性的考虑，采用圆形岩心进行压制，对控制直径内的缝洞结构，简化其中部分孤立裂缝/溶洞，并以洞径为基准，分层等比例缩放到圆形岩心中，表1为地质模型中各层缝洞结构设计图与岩心实物图对比。

表1 油藏原型各层缝洞结构示意图与实物图

1.2 相似性设计

基于前人对缝洞型油藏物理模拟相似准则的研究与归纳[13]，物理模型的设计应满足几何相似、运动相似和动力相似，同时还应对缝洞型油藏特征参数进行相似性设计。对于几何相似，物理模型以塔河油田S48单元地质模型作为油藏原型，缝洞型油藏中溶洞是最主要的储油空间，应围绕溶洞进行相似设计。如前文所述，物理模型以地质模型中的“洞径”为基准，以油藏控制直径为边界，将地质模型中油藏控制直径内的缝洞结构分层按比例缩放于圆形岩心中，从而保证了模型溶洞尺寸与油藏原型比例相似，“洞径”与“油藏控制直径”之比与油藏原型相等。动力相似中，由于缝洞型油藏大型裂缝及溶洞发育，流体流动速度大，雷诺数高，流体的流动类似于有压管流，因此，模型相似性设计上应满足雷诺数相等。此外，压力与重力之比在一定程度上影响了驱替过程中的油水分布，而多裂缝下的立方定律则主要描述缝洞系统中流体在裂缝中的流动特征，但从相似理论设计的角度分析，在同一物理模拟中难以同时实现多个相似准则，只能侧重局部进行模拟。因此，应以满足雷诺相似准则为前提，通过调整模型及实验参数，使物理模拟尽量接近满足压力与重力之比及多条裂缝下的立方定律；其他重要参数如填充程度及配位数（储集体所连通的裂缝条数）作为缝洞型油藏特征参数进行相似设计。表2为模型主要相似准则及其数值。

表2 相似准则的物理意义及其数值

用各相似项的油藏参数值除以模型参数值即可得到对应的相似系数。再根据相似准则，对各相似项的相似系数进行组合，即得到相似准数。根据表2所示相似准则，雷诺数为1，表明物理模型与实际油藏条件关于该相似准则相似；压力与重力之比及多条裂缝下的立方定律数值接近1，表明物理模型与实际油藏条件关于上述相似准则近似相似。针对表2所示相似准则，确定油藏原型参数与物理模型参数（见表3）。

1.3 模型制作

模型主体部分由6块直径为400 mm、厚度为56 mm的圆饼状人造岩心组成，人造岩心以碳酸钙粉末及石英砂为主要材料，加入一定比例的有机胶充分混合，并置于圆形岩心压制模具中以5 MPa的压力压制而成。每块岩心均在未完全固结时按照设计缝洞模式进行缝洞刻画，并通过环氧树脂依次粘合，形成三维立体缝洞结构。之后，将模型置于圆筒状模具中，通过环氧树脂将模型封装定型。最后，在模型设计位置连接底水管线及5口油井。

表3 油藏原型及物理模型参数对比及相似系数

1.4 模型缝洞结构

模型缝洞结构示意图见图1。各溶洞体立体分布，通过裂缝沟通，在三维空间上形成具有复杂缝洞结构的缝洞单元。根据塔河奥陶系油藏岩溶作用模式方面的有关研究[14-15]，塔河缝洞型储集体在纵向上具有自下而上岩溶作用逐渐增强、充填程度逐渐降低的特征。为了使模型更接近真实地层条件，对溶洞（裂缝）进行砂石充填，充填特征自下而上逐渐过渡，依次为充填—半充填—未充填。模型中共有5口井，分别按照设计深度及位置钻至模型中。根据油井钻遇储集体类型不同，分为溶洞井（用D表示）、裂缝井（用L表示）两种油井类型。模型底部有3个底水入口（B1，B2，B3），根据油井与底水的连通情况，分为底水直进（油井所在储集体通过单个裂缝与底水连通）与底水绕进（油井所在储集体经过多个裂缝与底水连通）两种情况。

图1 模型内部缝洞结构示意图

2 实验部分

2.1 实验设备

实验设备主要包括缝洞型油藏宏观三维物理模型、中间容器、水重力装置（通过与模型产生高度差，依靠水的重力势能供应衰竭式的底水）、恒压恒速计量泵（工作压力0～30 MPa，流速为0.01～10.00 mL/min）和压力传感器。

2.2 实验方法

①对模型抽真空，饱和模拟地层水，记录饱和地层水量为模型缝洞体积。

②模型饱和油，计算束缚水体积与原始含油体积。

③将水重力装置与底水管线相连接，同时打开模型中的5口井，模拟衰竭式底水驱阶段，记录各井采出油量及采出水量，计算采出程度及阶段含水率。

④模型中任意1口井含水率大于98%时，将该井转为注水井，通过恒压恒速计量泵以4 mL/min的流速恒速注水，同时保持底水开启状态，以模拟注水补充能量开采阶段。注水补充能量开采阶段中，当生产井含水率达到98%以上即采取关井操作，直至4口生产井均关井为止，实验结束，记录各井采出油量及采出水量，计算采出程度及阶段含水率。

3 结果分析及讨论

3.1 水驱实验开采动态

图2所示为水驱实验采出动态曲线。底水衰竭开采阶段，受底水能量衰竭及油井见水、含水率上升的影响，模型采液速度从初期的14.5 mL/min降低到底水驱结束时的6.5 mL/min，采油速度从14.5 mL/min降低到3.3 mL/min，衰竭速度较快，而采水速度则从初期的0迅速上升到3.3 mL/min。底水驱阶段，模型阶段采出程度为8.6%。

图2 采出动态曲线

底水驱后，开始注水补充能量阶段，采液速度与采油速度在注水初期呈现短暂回升，随后呈缓慢降低的趋势，而采水速度则在注水初期大幅度下降，随后呈缓慢上升的趋势。注水补充能量阶段，模型的阶段采出程度为21.6%，总采出程度达到30.2%（见图2）。

3.2 底水驱阶段见水规律

图3为实验阶段各井含水率变化曲线。底水驱阶段，L1井、L2井与D2井短时间即见水，见水后含水率上升速度较快，而D1井与L3井在整个底水驱阶段内均未见水，分析是因为底水驱阶段，在L1井、L2井与D2井处形成了底水锥进。根据流体力学，因两相界面处油、水存在黏度差，相同压差下水的流速更大，具有超越油相而流动的趋势，压差较大时，水就有可能克服重力，沿垂向入渗，形成锥状的油水分界面——底水锥进[16]。本实验中，模型中、下部储集体充填特征以充填、半充填为主，充填物降低了储集体内的渗透率，也限制了重力作用下的油水置换效应，利于水锥的形成。同时底水驱阶段初期底水侵入速度高，压差大，进一步促进了水锥的形成。此外，L1井、L2井与D2井所在储集体仅通过单一裂缝与底水沟通，属于底水直进型（见表4），与底水的连通关系远好于D1井与L3井（底水绕进型），因此底水更倾向于向L1井、L2井与D2井发生锥进，表现为这3口井在底水驱阶段迅速见水。

图3 各井含水率变化曲线

根据前述内容，底水驱阶段，受底水锥进的影响，见水模式呈点状见水，局部水淹。见水时间由油井所在储集体与底水的连通关系决定，受井深的影响较小。例如，D2井为底水直进型，底水驱8 min即见水，而D1井在底水驱阶段未见水（见表4）。

表4 模型油井参数及见水特征

3.3 注水补充能量阶段见水规律

陆正元等[17]结合现场实践提出了缝洞型油藏多井缝洞单元注水压锥模式，即通过在低部位水淹井注水补充能量，对侵入的水体沿反方向起压制作用，抑制水体的进一步侵入，使相对较高部位井含水率下降。在本研究中，底水驱阶段，L2井、L1井与D2井见水较早且含水率上升较快，当相对较低部位的L2井（井深17.8 cm）水淹转注水后，相对较高部位的D2井（井深12.2 cm）含水率由57.1%下降到0，与L2井井深基本一致的L1井（井深18.0 cm）含水率也从60%下降到了33%，由此可见注水具有明显的压锥效果。

实验结果与陆正元等[17]提出的缝洞型油藏多井缝洞单元注水压锥模式相似。根据物质平衡理论，有：

式中 QL——产液速度，mL/min；Qi——注水速度，mL/min；Qw——底水侵入速度，mL/min；N——原始储量，mL；Boi——原始原油体积系数，m3/m3；Ce——综合压缩系数，MPa−1；Δp/Δt——压力变化速率，MPa/min。

由于实验压力较低，压力变化速率也相对较低，因此压力变化产生的弹性产率项可以忽略，故可通过产液速度与注水速度得出实验过程中水侵速度随时间的变化关系（见图4）。可以发现，底水驱阶段的后期，底水侵入速度下降的幅度逐渐放缓。当注水补充能量后，底水侵入速度骤降，由底水驱结束时的7 mL/min下降至4 mL/min，下降幅度约为42.9%，之后呈缓慢下降的趋势，表明注水有效抑制了底水的侵入，压制了水锥，进而使L1井、D2井含水率出现了不同程度的下降。

注水补充能量阶段，由于注水抑制了底水锥进，模型水线在纵向上呈局部压低、整体均匀推进的趋势，此时见水时间主要受井深决定，油井见水顺序依次为L1井、D1井、D2井和L3井。

图4 底水侵入速度变化曲线

3.4 含水率变化规律

结合相关学者对塔河缝洞型油藏油井含水率变化类型的有关研究[18]，将实验中各井含水率变化分为3类：缓慢上升型、阶梯式上升型和暴性水淹型（见表4）。对于实验中各井含水率的变化类型，认为主要与油井钻遇储集体类型及配位数（指油井钻遇储集体所连通的裂缝数）有关。

油井钻遇溶洞时，由于溶洞中油、水重力分异作用更为明显，溶洞中水驱油的过程类似于活塞式的平面推进。当油井所在溶洞配位数为1时，流体仅能单向地从单一裂缝流向生产井，随着溶洞内油、水界面抬升至井底，油井即发生见水，且一般伴随着暴性水淹（如D1井）；当油井所在溶洞配位数增加，表明溶洞连接的裂缝数增多，其通过裂缝沟通的溶洞数也相应增多，随着油井所在溶洞内油水界面的抬升，将不断有新的溶洞被启动，原油则通过不同的流动通道被驱向油井。配位数越高，含水率上升速度越慢，油水同产期越长（如D2井）。

油井钻遇裂缝时与油井钻遇溶洞类似，其含水率上升速度与配位数成反比。但另一方面，由于裂缝储集体自身控制储量相对较低，驱替过程中，裂缝一旦见水，流动通道将会很快被水占据。如L2井，配位数为1，随着水进入到L2井所在裂缝，L2井迅速见水并表现为暴性水淹（见表4）；配位数越高，油井连通的缝洞系统套数越多，驱替过程中，随油水界面的抬升，油井将逐层水淹，表现为含水率阶梯式上升（如L1井、L3井）。

4 结论

以地质建模为依据，建立了与实际油藏条件相似、具有复杂缝洞结构的宏观三维多井缝洞单元仿真物理模型，在模型设计中考虑了油井钻遇储集体类型、缝洞充填及与底水连通程度等因素，与实际油藏具有一定的可比性。

底水驱阶段受底水能量衰竭及油井见水的影响，产油量呈初期高、递减迅速的特征，底水驱阶段采出程度较低，仅8.6%。注水补充能量后，产油量在初期短暂回升，之后缓慢下降。模型注水驱替后，总采出程度可达到30.2%。

底水驱阶段，易在底水直进型井处发生底水锥进，见水时间主要由油井所在储集层与底水连通程度决定，呈点状见水、局部水淹，受井深影响较小；注水补充能量阶段，注水能通过抑制底水起到注水压锥的作用，模型中油水界面的推进类似于活塞式的平面推进，呈平面线状见水，见水时间主要由井深决定。

实验中各油井含水率变化类型可以分为缓慢上升型、阶梯式上升型和暴性水淹型。含水率变化类型主要受油井钻遇储集体类型及配位数影响，油井钻遇溶洞时，随配位数升高，含水率上升速度减慢；油井钻遇裂缝时，随配位数升高，含水率呈阶梯式变化。

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（编辑 郭海莉 绘图 刘方方）

Macroscopic three-dimensional physical simulation of water flooding in multi-well fracture-cavity unit

Hou Jirui1,2,3,Li Haibo1,2,3,Jiang Yu1,2,3,Luo Ming1,2,3,Zheng Zeyu1,2,3,Zhang Li1,2,3,Yuan Dengyu1,2,3
(1.Enhanced Oil Recovery Institute,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Laboratory of Basic Theory for Application of EOR in Low Permeable Oil Fields,CNPC Key Laboratory of EOR,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;3.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

A macroscopic three-dimensional physical simulating model of multi-well fracture-cavity units was designed and constructed based on similarity theory.The characteristics and the water breakthrough pattern of fracture-cavity reservoirs developed in bottom water depletion and water injection modes were investigated by the model.The results show that,in bottom water drive,under the effect of bottom water depletion and water breakthrough,the wells had high productivity in early stage and fast decline.After energy supplement by injecting water,the productivity rebounded in a short time and then began a slow decline.The bottom water tended to coning to the wells at the place of bottom water entry.The water breakthrough pattern is punctiform and the water breakthrough time is controlled by the well’s connectivity to the bottom water;the water injection can inhibit coning and intrusion of bottom water,turning the punctiform water breakthrough in bottom water drive period into planar line form,and the water breakthrough time in water injection period was mainly influenced by the well depth.The water cut of wells in water flooding multi-well fracture-cavity units changes in three patterns:slow rise,staircase rise and abrupt watered-out,which is influenced by the reservoir type and the coordination number.When the well encounters cavity,the water cut increasing rate slows down with the increase of the coordination number;when the well drilled fractures,the water cut changes in staircase pattern with the increase of coordination number.

fracture-cavity reservoir;macroscopic three-dimensional physical simulation model;similarity theory;bottom water coning;inhibit coning by water injection;varying pattern of water cut

国家重点基础研究发展计划（973）项目“碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率基础研究”（2011CB201006）；国家科技重大专项“缝洞型碳酸盐岩油藏提高开发效果技术”（2011ZX05014-003）

TE344

：A

1000-0747(2014)06-0717-06

10.11698/PED.2014.06.10

侯吉瑞（1965-），男，吉林九台人，博士，中国石油大学（北京）教授，主要从事提高采收率和油田化学方面的研究工作。地址：北京市昌平区，中国石油大学（北京）提高采收率研究院，邮政编码：102249。E-mail:Houjirui@126.com

2014-03-28

2014-10-10