厚层碳酸盐岩油藏宏观物理模拟实验研究

刘逸盛 ，刘月田，张琪琛，郑文宽，菅长松，李广博，薛艳鹏

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营 257015；3.中国石油辽河油田分公司高升采油厂，辽宁盘锦 124125；4.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000）

伴随着中国油气战略“走出去”方针的推进，三大油公司在中东、南美和北美等地区收购了许多碳酸盐岩区块的采矿权，如中东Missan油田的厚层碳酸盐岩油藏BU（简称BU油藏），其油气地质储量达6.79×108t，成为中国油气产能增长的重要阵地。近年来，BU油藏主要通过注水开发方式保持地层压力实现增产，注水开发区块的主力层位为平均厚度为83.5 m的MB2-1段。不同于常规砂岩油藏，BU油藏表现出纵向厚度大、层内物性差异大和纵向非均质性强的特征［1］；同时，区别于中国碳酸盐岩油藏储层发育大量裂缝、溶洞的特征，BU油藏储集空间以原生粒间孔、次生粒间溶孔、基质微孔和小型溶蚀孔洞为主［2-6］。鉴于上述原因，随着开发的不断深入，发现常规砂岩油藏和中国碳酸盐岩油藏的注水开发经验已不足以指导中东厚层碳酸盐岩油藏的开发［7-16］。因此，深入研究中东厚层碳酸盐岩油藏水驱规律和水淹模式，细化调整油藏注采井网，成为中东厚层碳酸盐岩油藏改善水驱开发效果的必由之路［17-18］。为此，以BU油藏为原型，利用人造碳酸盐岩岩心模拟目标油藏孔隙型储层岩心，根据相似理论设计厚层碳酸盐岩水驱开发宏观物理模拟实验，通过实时监测模型内部饱和度场变化特征，研究油藏水驱规律和水淹模式，探索注采井网细化调整方案，从而为厚层碳酸盐岩油藏的开发提供参考。

1 宏观物理模拟相似理论

利用室内物理模型模拟实际油藏开发时，根据相似理论，需要同时满足几何相似、动力相似和运动相似3方面的相似要求。为推导满足上述3方面要求的相似准数组，首先根据目标油藏油水两相渗流特点，作以下基本假设：①渗流介质为孔隙型介质。②重力作用不可忽视，基于邦德数计算。③水和油互不相溶。④岩石和流体均不可压缩。根据单重介质渗流数学模型，采用方程分析法，推导得到满足本次实验的相似准数组［19-20］（表1）。

实验选用人造碳酸盐岩岩心，由于人造岩心为各向同性，实际油藏储层为各向异性，因此在实验设计之初，需要将各向异性油藏转化为各向同性油藏，然后采用表1中的相似准数，将油藏参数换算为实验室内的宏观物理模型参数。各向异性介质转换为各向同性介质可通过各向异性渗透率来实现，首先需要求出各向异性介质的等效各向同性渗透率，然后将各向异性的坐标x，y和z换算为各向同性介质的坐标x1，y1和z1。其公式分别为［21-23］：

表1 厚层碳酸盐岩油藏水驱宏观物理模拟相似准数组Table1 Large-scale physical experimental similarity criteria on water flooding in thick carbonate reservoirs

2 宏观物理模型设计及实验方法

2.1 参数设计

基于表1所列的相似准数组，结合实际油藏参数，即可实现BU油藏与宏观物理模型参数之间的相互换算，其对应设计参数如表2所示。在现有实验条件下，人造岩心单次压制所能达到的最大平面尺寸为80 cm×80 cm，故实验中宏观物理模型的平面尺寸设计为80 cm×80 cm。

表2 目标油藏与宏观物理模型实验参数换算Table2 Experimental parameters conversion between target reservoir and large-scale physical model

地质资料显示，目标油藏MB2-1段纵向上划分为8层，中间无隔夹层分布，且上部储层物性明显好于下部储层，其渗透率级差为12.12。由于目标储层纵向非均质性是影响目标油藏水淹模式的物质基础，为体现油藏纵向非均质性对水驱规律的影响，物理模型压制过程中，需要保持其纵向非均质特征和韵律特征一致。受制作工艺影响，目前人造碳酸盐岩岩心纵向5层以内可以一次压制成型，物性控制也更为准确。为此，将MB2-1段8层中纵向相邻、渗透率相近的小层进行合并，合并前后目标油藏韵律和非均质性保持不变。最终目标油藏纵向合并为5层，其物性参数及对应的宏观物理模型物性参数如表3所示。

2.2 井网设计

目前目标油藏井网采用反九点法注采井网，注采井距为700 m。为充分研究油藏内的水驱规律，选择反九点法注采井网的1/4个单元进行模型设计。考虑到BU油藏纵向厚度与现有井距大的特征，为充分发挥重力分异作用对采收率的影响，采用底注顶采的开发方式，设计3组不同的立体注采井网（图1）进行对比实验。当模型实施具体的某一组井网实验时，可以采用刘剑等设计的井筒封堵装置［24］对额外方案的预置井筒进行封堵，从而将预置井筒对模型流场的影响降至最低。

表3 目标油藏与宏观物理模型物性参数换算Table3 Reservoir parameters conversion between target reservoir and large-scale physical model

2.3 模型制作及实验装置

岩心制作 为保证人造岩心与实际油藏具有相似的润湿性，压制人造岩心的石粉组分必须与目标油藏岩石组分保持一致，所用石粉的目数由宏观物理模型的孔隙度和渗透率共同决定。首先，将筛选完毕的石粉与固化剂均匀混合，按照小层顺序将其置于岩心压制的模具内，同时，每完成一层石粉的铺设，都需要在设计位置预埋饱和度探头用于后续饱和度场监测，其中饱和度探头分布如图2所示。然后，将模具中铺设完毕的石粉混合物压制成型后，置于恒温箱内使其充分干燥，即可完成人造岩心的制作。

图1 宏观物理模型立体注采井网Fig.1 Well pattern design of large-scale physical model

图2 宏观物理模型中饱和度探头分布Fig.2 Saturation sensor distribution in large-scale physical model

岩心封装 岩心制作完成后，根据设计井位，在预定位置钻孔作为井筒。由于设计模型较大，为使模型充分饱和，在模型顶面额外布置11个饱和孔（图3）；此外，需在模型底部预留1个厚度为2 mm的水槽用于模拟油藏底水。完成上述工作后，将岩心置于灌胶模具内，并在模具内灌入厚度约为3 cm的环氧树脂层（图3），以保证模型的密封性和耐压性。模型密封完毕后，连接氮气瓶加压，验证模型整体的密封性以及各预埋井、各饱和孔的连通性，确认无误后模型制作完成，进行后续实验。

图3 浇筑完毕后的宏观物理模型Fig.3 Illustration of completed large-scale physical model

实验装置 实验装置由注入系统、底水模拟系统、模型系统和数据采集系统等构成（图4）。其中，注入水和底水注入方式均为恒压注入，压力由水头提供。具体方式为：将地层水用平流泵泵入指定高度的水头，经由固定高度的水头向模型恒压注水。出口计量装置包括量筒和电子天平。饱和度传感器由电阻率测定仪构成，实验开始前需要通过实验用油和实验用地层水进行电阻率标定。

2.4 实验方法

实验方法包括：①将宏观物理模型连接完毕后，向模型底水槽提供1.07 kPa的恒压作为底水压力，以3.5 kPa的压力从注水井向模型恒压注入，P1，P2和P3三口生产井采液，当生产井含水率达到98%时关井。②重新饱和宏观物理模型，按照井网设计，依次打开直井加密井网、水平井加密井网完成对比实验。其中，对上述2种井网，加密和转注同步进行，转注、加密时机为P1井含水率达80%。③根据实验数据和实验现象，分析厚层碳酸盐岩油藏水驱规律、水淹模式以及剩余油分布，并优选合理注采井网。

图4 厚层碳酸盐岩油藏宏观物理模拟实验装置Fig.4 Schematic of large-scale physical experiment for thick carbonate reservoirs

3 实验结果与分析

3.1 基础井网注水开发水驱规律及水淹模式

单井产油速度变化曲线（图5a）显示，生产初期边井（P1和P3）的产油速度高于角井（P2），但边井见水时间相对较早，见水后边井产油速度递减较快，角井产油速度逐渐大于边井。分析单井含水率变化曲线（图5b）可知，相对于角井，边井见水后含水率快速上升，直到进入高含水期（含水率大于60%）含水上升率逐渐变缓，而角井在低含水期（含水率小于20%）含水上升率较慢，进入中含水期后含水上升率加快，整个生产期间，角井含水率均低于边井。由井组采出程度与含水率关系曲线（图5c）可见，井组无水采收率为2.87%，低含水期采收率为10.5%，中含水期采收率为22.6%，最终采收率为43.9%。模型约有50%的可采储量在高含水期采出，这是由于储层纵向非均质性强，层间差异大，注入水易沿高渗透层突破所致。

图5 基础井网生产指标Fig.5 Production index of basic well pattern

根据模型生产过程中连井剖面（图6）和平面（图7）饱和度场变化规律，将生产过程划分为3个生产阶段：①生产早期（0～10 h），由于纵向上注采压力梯度大于重力梯度，加之渗透率层间差异的影响，使得注入水在近注水井区域先沿着纵向从模型底部运移到上部的高渗透层，然后沿着顶部高渗透层向前突进，同时，由于模型底部第4层渗透率也相对较高，因此模型表现为如图6a所示的双峰状水驱特征。②生产中期（10～20 h），随着油水前缘向前推进远离注水井区域，注采压力梯度减小，重力对油水运移的影响逐渐增大，这促使在顶部向前突进的注入水在重力的作用下逐渐向下流动，导致双峰状水驱特征转变为单峰状水驱特征，注入水开始沿着第4层向前突进，并率先在第4层突破到角井井底，形成次生底水。③生产晚期（30～55 h），重力作用下沿第4层突进的水向下运移，致使第5层被水淹，同时，依托于生产中期形成的次生底水，模型水驱特征由渗透率层间差异造成的层间突进转变为依托于次生底水的向上托进，剩余各层的水淹顺序为中部第3层先被水淹，然后第2层、第1层被水淹。

图6 基础井网I1—P2井连井剖面含水饱和度场变化Fig.6 Saturation field variation characteristics of I1-P2 well section in basic well pattern

图7 基础井网平面含水饱和度场变化Fig.7 Plane saturation field variation characteristics of basic well pattern

受上述运移规律影响，模型内部剩余油分布特征为：在近注水井区域，储量动用比较充分，无明显剩余油；进入远井区域到靠近生产井区域，重力对厚层碳酸盐岩油藏剩余油分布的影响逐渐显现，导致模型下部层位储量动用比较充分，剩余油主要集中在模型上部层位。因此，后续方案调整时应着力增加上部储层储量的控制程度，提高开发效率，增加采收率。此外，从图6还可以发现，尽管宏观物理模型设计了底水，但是模型饱和度场变化规律中并没有监测到底水锥进的现象，分析认为这主要是底水能量弱，且下部第5层渗透率小、储层厚度大所致。

基于上述分析，将厚层碳酸盐岩油藏的水淹模式总结如下：①阶段一。生产早期，在近井区域，注入水的主要驱动力为注采压差，水驱特征为层间渗透率差异造成的双峰状驱替特征（图8a）。②阶段二。随着油水前缘远离注水井区域，注采压力梯度减小，注入水在重力分异的影响下向下部层位运移，使得双峰状水驱特征转变为单峰状水驱特征（图8b）。③阶段三。沿着下部高渗透层突进的注入水率先突破到生产井井底，形成次生底水（图8c）。④阶段四。次生底水向上托进，生产井完全被水淹（图8d）。

3.2 不同井网注水开发效果对比

对比3种井网的开发效果（图9a）可知：基础方案的采收率（43.9%）显著低于直井加密方案（47.3%）和水平井加密方案（52.9%）。现有基础井网下，剩余油平面分布在远注水井区域和近生产井区域，纵向上位于储层上部小层，提高顶部动用效率不高区域的控制程度，可以显著增加油藏采收率。同属加密井网，水平井加密井网采收率明显高于直井加密井网，而且开发效率也明显高于直井加密井网。

对比3种井网产液速度（图9b）发现：基础方案转注加密后产液速度显著增加，这表明基础方案步入高含水期后其产液能力可以通过补充能量和改善注采关系得到提高，这对高含水期油藏稳定产能、保证产油速度具有重要指导意义；水平井加密方案在厚层碳酸盐岩油藏开发中优势更加显著，其产液速度甚至高于基础方案2倍以上。相应的，由于水平井加密方案具有更高的产液速度，导致其前期见水时间更早（图9c），含水率上升速度更快，含水率更高，然而水平加密方案依然具有最高的采收率。说明此类厚层油藏的剩余油更多为横向非均匀分布，而非纵向非均匀分布。对于横向非均匀分布的剩余油，加密的水平井网能够显著扩大波及体积，从而采出更多的剩余油，这也印证了从模型顶部加密、底部转注调整思路的可靠性。

4 结论

图8 厚层碳酸盐岩油藏水淹模式Fig.8 Water flooding mode of thick carbonate reservoirs

图9 不同注采井网开发指标对比Fig.9 Comparison of development index of different well patterns

厚层碳酸盐岩油藏水淹模式为：在近注水井区域注入水先沿纵向运移到高渗透层然后向前突进；油水前缘远离注水井区域后上部向前突进的水相受重力影响，向下部储层运移，沿下部高渗透层突进到生产井井底，形成次生底水；最后次生底水向上托进，导致油井水淹。

厚层碳酸盐岩油藏剩余油分布，纵向上受重力分异的影响主要集中在上部储层，平面上主要分布在远离注水井的区域。为加快油藏开发效率、提高采收率，应提高上部储层的控制程度。

3种井网开发效果对比显示，水平井加密井网不仅可以大幅提高油藏采收率，而且可以显著提高油藏开发效率，故推荐水平井加密井网作为厚层碳酸盐岩油藏开发井网。

符号解释

Kx,Ky,Kz——x,y,z方向渗透率，mD；

L——模型特征尺寸，m；

rw——井筒半径，m；

t——模拟开采时间，h；

x,y,z——模型沿x,y,z方向的长度，cm；

x1，y1，z1——各向同性介质坐标，m；

Δp——注采压差，MPa；

Δγ——水油重度差，Pa/m；

μo,μw——地层原油、地层水黏度，mPa·s；

π——相似准数，无因次；

ϕ——孔隙度，%；