注水油藏物理模擬實驗裝置

1. 碳酸鹽岩縫洞型油氣勘探開發技術

碳酸鹽岩縫洞型油氣勘探開發配套技術是一項系統工程，貫穿於地震資料採集、處理、解釋和室內模型等多個環節，需要地震資料與測井、鑽井、岩心、構造演化、生產動態等因素綜合分析，包括有利岩相及古地貌分析技術、全三維構造、斷裂精細解釋及三維顯示技術、縫洞型儲層模型物理模擬技術、碳酸鹽岩縫洞型儲層識別技術、烴類檢測技術、儲層酸化壓裂技術、水平井開發、水平井分段酸壓改造技術及注水替油技術等。

一、岩相古地貌技術

有利岩相及古地貌分析技術是指利用層序地層學、儲層地質學、構造地質學和沉積地質學等地學理論為指導，以計算機為工具，採用層序劃分、地層對比、單井相分析、沉積相縱橫向分布特徵研究、儲層宏觀特徵研究(如岩心觀察)、儲層微觀特徵分析(如薄片觀察、地球化學分析等)、儲層物性統計等手段，開展層序地層劃分與對比、儲集體類型及成因機制、沉積相、古地貌及古水系分析等明確優質碳酸鹽岩儲集體發育的地質成因條件，建立不同樣式儲層體成因模式。

二、地震預測技術

藉助全三維地震數據體，對振幅、頻率等屬性特徵進行分析，可對三維地震數據體採用由點-線-面逐級放大的方法，實現三維空間立體可視化精細解釋。採用的技術手段有精細層位標定、相干及傾角分析技術、三維解釋及立體顯示技術等。三維地震聯片處理技術，為儲層預測提供了較高精度的基礎數據，最終實現了統一網格、統一靜校正、統一地震記錄(極性、時差、振幅、頻率、波形)、統一速度模型、統一疊加和偏移的聯片處理;通過聯片精細成像處理，地震資料的品質得到了改善，並對主要目的層風化面進行精細刻畫，使原三維地震資料拼接處的構造得到了落實，資料的解析度、信噪比、保真度得到了有效提高，為後續的地震資料解釋、儲集層預測、地震反演、整體評價提供了可靠的基礎資料。

三、物理模擬技術

1977年，美國休斯敦大學地震聲學實驗室創建了水槽地震物理模型。國內南京石油物探研究所及同濟大學在1985年前後建立了大型水槽自動物理模擬觀測系統。但是，水槽地震物理模擬也存在著缺陷，它無法正確模擬陸上地震勘探過程，只能記錄縱波，不能記錄橫波和轉換橫波。為了克服上述缺點，20世紀80年代，美國哥倫比亞大學、埃克森石油公司、休斯敦大學和中國石油大學先後研製了固體地球物理模型。針對碳酸鹽岩縫洞儲層的物理模擬技術研究，已經開始起步，但缺少系統性研究。數值模擬技術，隨著演算法的改進和計算機技術的發展，已經從聲波射線模擬發展為波動方程模擬，模擬精度和速度得到明顯提高。

四、儲層雕刻技術

碳酸鹽岩縫洞型儲層的識別可以從地震屬性特徵、鑽井、錄井、測井、岩心和薄片觀察幾個方面聯合進行。鑽井前縫洞型儲層識別主要依靠地震，利用儲層精細標定和模型正演技術，明確儲集體的地球物理響應特徵，開展儲集體地震屬性敏感性分析，確定有效地震屬性，並由此提取相應地震屬性，最後在地質成因分析及儲集體地質模式控制下，分別開展岩溶孔洞及裂縫的識別。

多屬性綜合分析技術是指沿層對一定時窗范圍內的數據體提取不同的屬性，得到該屬性的平面分布圖或立體圖，並進行綜合地質分析。多屬性交會分析認為相干檢測、分頻振幅和波阻抗是基本適合碳酸鹽岩縫洞型儲層預測的敏感屬性。屬性提取技術可細分為均方根振幅、振幅變化率、分頻、沿層相干、波阻抗和灰岩頂面地震相等，其關鍵是確定合理的時窗和精細的解釋層位。地震屬性提取是一項較成熟的常用技術。但溶洞定量描述和流體識別仍然十分困難。

近年來，縫洞型儲層定量雕刻技術已取得重要進展，如塔里木油田基於井控高保真疊前時間偏移處理，使儲層特徵更加明顯，尤其是道集資料信息，為儲層量化描述和疊前油氣檢測奠定了堅實的資料基礎;通過高精度疊前深度偏移處理，有效地解決了「串珠」歸位不合理的問題，為縫洞體位置的准確識別提供了有力的支撐;在井震結合建模的基礎上，建立了地震響應特徵與縫洞體發育狀況的量化關系，初步實現了縫洞單元儲集空間的定量計算;縫洞體三維立體雕刻與量化描述在井位研究中發揮了重要作用，近兩年儲層鑽遇率達到98%以上(圖6-14)。

圖6-14 塔中中古11井縫洞雕刻圖

五、烴類檢測技術

碳酸鹽岩縫洞型儲層烴類檢測技術是個難點，同時也是研究的熱點。目前有疊前AVO道集、頻率吸收等技術。在頻率吸收技術中，高產井烴類指示響應特徵為主頻降低、高頻衰減快、低頻能量增強;泥質充填乾井響應特徵為較高能量、高頻、低吸收;斷裂發育具有低能量、低頻、高吸收特徵。疊前AVO道集是利用振幅隨偏移距(入射角)的變化來判斷溶洞中的流體類型，總體表現為油井振幅隨偏移距增大而增加，水井振幅隨偏移距增大而減小。

六、儲層酸化壓裂技術

碳酸鹽岩縫洞型儲層非均質性強，基質滲透率低，無儲集能力，油氣滲流通道主要為裂縫，油井完井後大多無產能，只有通過酸壓改造措施，形成一定長度、高導流能力的酸蝕裂縫，溝通油氣滲流通道和儲油空間，才能保證正常投產和較長時間高產穩產。事實證明，酸壓改造儲層的技術解放了地層能量，大幅度提高了油氣井產能，使油田開發的經濟效益顯著提高，已成為碳酸鹽岩縫洞型油氣藏開發中必不可少的關鍵技術之一。

七、水平井開發技術

在碳酸鹽岩溶洞發育密集的地區，為了多鑽遇幾個縫洞單元，提高單井產量，常採用水平鑽井工藝，水平井的方向一般垂直於裂縫走向，這樣鑽井穿過縫、洞發育段的可能性大大提高，對縫洞型儲層開發效果好。

水平井鑽井和開發中常遇見以下問題:①水平井水平段在鑽遇大型洞穴儲集體發生放空、漏失時，無法建立泥漿循環，導致無法按原設計繼續鑽進其他溶洞，多數情況下只能直接投產;②水平井在水平段穿過的幾個縫洞單元，只要一個縫洞單元出水，就有可能造成水淹，其餘縫洞單元的儲量也將無法有效動用。因此，在儲層預測、流體識別和縫洞系統定量描述無法滿足水平井設計要求時，不易大規模實施水平井開發，井位部署時仍應首先採用直井+側鑽的布井思路和做法(呂媛娥，2006)。

八、水平井改造技術

水平井分段改造技術是目前國際上提高產量的重要技術。通俗講就是採用專業工具，將水平井段分成若干相對獨立的系統後，有選擇性地進行酸化改造。如塔里木油田水平井酸化壓裂改造始於2005年，2008年首次在塔中62-7H井實施，獲得日產油220m³，天然氣20×10⁴m³的高產。

該技術與較籠統酸壓技術相比具有諸多明顯優勢，可形成相對獨立的人工裂縫系統，更好地利用物性差異層段，充分挖掘水平井產能，最大限度地提高單井產量。實踐證實實施水平井分段改造後，平均產能與同區塊直井相比，提高了3.8倍，而與水平井籠統酸壓相比，也提高了近一倍。經過多年探索，採用水平井開發逐漸成為塔中地區在碳酸鹽岩中建立高產井、培養高產井組和高產區塊的重要模式，水平井分段酸壓改造技術則成為進一步提高開發效率、延長單井壽命的重要依據。

九、注水替油技術

碳酸鹽岩縫洞型油氣藏投入開發後自然產量遞減快，彈性採收率低，如塔河油田以定容性溶洞為儲層的單井年產量遞減達30%～90%(塗興萬，2008)，注水替油是提高採收率的一種重要手段。以碳酸鹽岩縫洞型為儲層的油井，在進行注水替油生產前，要盡可能地利用天然能量開采，在後期地層壓力難以維持正常機抽生產時，才能進行注水替油，定容性油洞為優選對象。

碳酸鹽岩縫洞型油藏單井注水替油的機理是:通過注入水補充地層能量，恢復地層壓力;利用重力分異的原理，在燜井過程中，油水不斷置換，產生次生底水以抬升油水界面;使注入水進入油井周圍比較小的裂縫中，置換出其中難以采出的剩餘油。油井以「注水—燜井—採油」為一個周期進行注采循環，經過多輪次的注水替油，可逐步提高原油採收率(榮元帥，2008)。

2. 精細油藏數值模擬技術在孤東油田七區西的應用

於金彪孫業恆楊洪楊耀忠戴濤肖席珍

摘 要 針對孤東油田七區西含油麵積大、井多、層多、儲集層非均質嚴重、層系劃分復雜等特點，採用了分層系建立靜態模型的研究思路和整體建立開發動態模型、建立了精細油藏模型，對剩餘油分布，從八個角度研究了其飽和度和儲量的變化，由全油藏再到層內井點，逐步細分，為油田開發挖潛找出具體部位。依據剩餘油分布研究提出的提高水驅採收率措施，在礦場實施中取得了良好效果，年增油8×10⁴t。

關鍵詞孤東油田油藏數值模擬精細油藏模型歷史擬合剩餘油分布調整措施

一、引言

孤東油田七區西是典型的整裝大油田，目前已處在特高含水開發階段，進一步開發的難度越來越大。進行精細油藏數值模擬研究十分必要，與常規的數值模擬相比，精細模擬主要的體現是：在模型建立中，重點研究了網格步長優化技術、飽和度函數標定技術、合注合採井產量分配技術；在歷史擬合中，重點考慮了參數的時變性、相滲曲線的網格化賦值和方向性，並且擬合了井層測井解釋油飽和度，進一步提高了擬合精度；在剩餘油分布研究中，從8個角度由體到面再到點對剩餘油進行分析，尤其是單井層的剩餘油分析，為下一步調整挖潛提供了更可靠的依據。根據剩餘油分布研究的結果，提出了調整措施，在礦場上取得了良好的應用效果。通過新老井措施，年增油8×10⁴t。

二、開發狀況分析

1.地質概況

孤東油田七區西位於孤東構造東翼，構造高點位於七區西的西南部，向北東方向傾斜，地層比較平緩，地層傾角1°～2°，主要斷層有3條。七區西館上段4～6砂層組是主要含油層系，縱向上共分為30個沉積時間單元，含油麵積為11.7km²，地質儲量5800.1×10⁴t。地層為一套下粗上細的正韻律河流相沉積，岩性以細砂岩、粉砂岩和泥岩為主，具有高孔、高滲、強非均質、儲集層結構疏鬆等特點。

該區塊地面脫氣原油密度為0.945～0.965g/cm³，地面原油粘度為166～2016mPa.s，地下原油密度0.9041g/cm³，地下原油粘度33.8～77.8mPa.s，凝固點－7～－35℃，含硫量0.3%左右，含蠟量5.76%，屬於低凝固點、低含硫量、低含蠟量、高粘度原油。原油性質受構造的影響比較明顯，構造高部位原油性質較好，向低部位逐漸變差，同一單元的原油粘度有隨深度增加而變稠的趨勢。

該區塊屬於構造岩性層狀油氣藏，油層分布主要受構造的控制，並具有層狀分布的特點，由於該油藏為河流相沉積，砂體厚度橫向變化大，砂體容易發生尖滅，導致不同的砂體具有局部的油水界面。除在1350m附近具有一個主要的油水界面控制著砂體的油水分布外，在4²²、4⁵²、6³、6⁴、6⁷²還有5個次級的油水界面控制砂體的油水分布。

2.開發歷程及開采現狀

該區塊自1986年6月投入開發至今，主要經歷了以下三個開發階段：天然能量開采階段（1986年6月—1987年4月），1986年6月開始全面投入開發，利用天然能量分

～5²⁺³、Ng5⁴～6¹、Ng6²～6⁸三套層系開采；注水見效，高速穩產階段（1987年5月～1990年4月），1987年4月開始注水，三套層系採用300、212m反九點井網注水，當年注水見效，年產油量持續上升；層系井網大調整，持續高速穩產階段（1990年5月～1998年12月），1990年4月開始層系井網大調整，由三套層系改為五套，由反九點井網改為加密的300m×150m、212m×106m行列注水井網開發，使井網層系對油藏的適應性有了較大提高，含水量上升得到有效控制。

截止到1998年12月，該區塊分五套層系開發，共有油井475口，水井315口，累積產油1935.2×10⁴t，采出程度33.86%，綜合含水量96.2%，處在特高含水開采期，累積注水17983×10⁴m³，累積注采比1.1，地層總壓降0.21MPa。

三、精細油藏數值模擬研究

1.研究難點與建模做法

該區塊含油麵積大、地質儲量大、非均質嚴重、開發層系多、層多、井多、井密，其地質構造和開發歷史復雜是研究的難點。

建模時採用分解大模型，主要解決了CPU運行時間與工作進度的矛盾。根據層系間的連通性及機器運算能力，相應地建立4個模型分別進行研究，各模型對應層系及小層情況見表1。考慮到各模型靜態上相對獨立，根據地質、測井解釋成果，分別建立各模型的靜態模型；但由於牽扯到多層合注合採的問題，各模型在動態上相互關聯，採用動靜態結合的方法，進行合注合採井的產量分配，分別建立各模型的動態模型，實現全油藏整體動態建模。

表1各模型對應層系及小層情況表

2.模型建立

油藏數值模型由靜態模型和動態模型構成。根據油藏描述的五大模型建立起靜態模型，根據礦場實際生產數據，建立起動態模型。

（1）構造模型

以小層平面圖為基礎，輸入各層的斷層、等值線，從宏觀上控制各小層的構造起伏變化趨勢，再根據地質提供的靜態參數庫輸入各小層井點的頂部深度，從微觀上控制局部微構造變化。

（2）地層模型

根據地質縱向上細分的結果，劃分為30個沉積時間單元，數值模擬分四套模型、30個小層來進行研究。

（3）儲集層模型

根據各小層平面圖，輸入零線和尖滅線，零線賦予有效厚度下限值0.5m，尖滅線賦予零值，這樣既描述了砂體又勾勒出油砂體的構造形態，既保證了同一砂體中不同油砂體之間的連通性，又減小了零線對零線附近網格插值運算帶來的誤差，通過動態歷史擬合，也驗證了這種處理方法的實用性；再根據靜態參數庫，輸入各層井點的砂層厚度、有效厚度、孔隙度、飽和度、滲透率、殘余油飽和度等參數，建立油藏的儲集層模型，再根據各小層間的連通圖、井層的連通情況，建立儲集層間連通模型。

（4）流體模型

根據實驗室資料，通過分析、篩選、處理，獲得可靠的pVT數據、相滲曲線、毛管壓力曲線等，建立起流體模型。

（5）網格模型

在建立網格模型前，應選考慮網格步長優化問題。從理論上講，網格步長越細，網格數越多，計算精度越高，但機器運算時間也越長，這樣就出現了網格步長、計算精度、CPU時間之間的矛盾。以5⁴～6¹模型為例進行研究，發現當網格步長在30～50m之間時，較好地滿足上述三者的要求，所以一般取網格步長30～50m。根據以上網格步長優化原則，再考慮到井網，井間一般相隔2～3個以上網格，對七區西館上段5套開發層系、4個模型進行網格系統劃分，累計網格節點數達到21.1萬個。

（6）動態模型

合注合採井產量分配問題是油藏工程研究和數值模擬研究中經常碰到的問題，既是重點，又是難點。傳統的分產方法是採用靜態法，即根據各層的Kh/μ分配產量。由於該方法忽略了層間壓力對產量的影響，分產結果存在一定的誤差，為了彌補靜態法分產方法上的不完善性，考慮到各層系的壓力變化以及歷史擬合中出現的供液不足的矛盾，對靜態法分產結果進行產量校正，時間階段劃分到月，建立起動態模型。

（7）模型建立特點及技術

角點網格技術在角點網格系統中，一個網格用8個頂點的x、y大地坐標以及深度3個變數共24個變數來描述，可以表示任意形狀的六面體。而通常採用的直角網格系統中，一個網格用x、y網格坐標以及深度3個變數來描述，只能表示長方體，所以，採用角點網格技術，對油藏構造形態的描述更精確。

不規則網格技術以斷層為邊界劃分網格，對邊界的描述更准確。

網格步長優化技術平面上網格步長進一步細化，縱向上細到沉積時間單元，與地質研究相對應，更真實反映了地下油、水分布規律及油藏構造形態。

飽和度函數標定技術^[1]通過給定束縛水飽和度場、殘余油飽和度場，確定出對應每個網格的相滲曲線，對油、水運動規律的控制細到每個網格。

沉積相帶的劃分約束技術充分利用地質研究成果—沉積相圖，在靜態模型中，進行沉積相帶的劃分，對不同的沉積相，分別進行描述和控制。

合注合採井產量分配技術採用動靜態結合的方法，進行產量分配。

3.歷史擬合

通過反復地調整參數，修正靜態模型，從全油藏到油層再到單井，對壓力、含水等參數進行擬合，擬合的過程也是對油藏不斷認識的過程。

圖1孤東油田七區西6³⁺⁴、6²～6^5－層系壓力擬合曲線圖

（1）擬合考慮因素及技術

採用由體及面及點的擬合方法，既考慮到整體，又顧及局部；擬合指標從油層壓力、累積油水量、單井含水到井層油飽和度，逐步細化，根據測井解釋油飽和度，對某些層某些井不同時間的油飽和度進行擬合，進一步提高擬合精度；考慮參數隨時間變化而變化，主要考慮不同注水開發階段滲透率的變化；考慮參數約束機制^[2]，確定參數調整的范圍，保證參數調整的合理性；考慮相滲曲線的網格化和方向性，每個網格不同的方向對應不同的相滲曲線，反映了油水流動的各向異性；考慮油水井之間的干擾；注重邊界條件、邊界井的處理，七區西與七區中的邊界是不封閉的，所以對邊界附近的油水井產量進行修正。

圖2孤東油田七區西6³⁺⁴、6²～6^5～層系含水擬合曲線圖

（2）擬合指標

區塊壓力擬合 實際壓力折算到基準面深度處壓力，一般測壓得到的每口井的地層壓力的深度往往是不一致的，但是模型計算結果輸出的井網格壓力是折算成模擬區域內的基準面處的壓力。因此，必須進行壓力校正，以消除深度的影響^[2]。

以6³⁺⁴、6²～6^5～開發層系為例，其區塊壓力擬合曲線見圖1。

區塊含水擬合 以6³⁺⁴、6²～6^5～開發層系為例，其區塊含水擬合曲線見圖2。

單井含水擬合 在區塊擬合的基礎上，通過調整局部參數，對單井含水進行擬合。

單井油飽和度擬合 根據測井解釋油飽和度，對井層油飽和度進行對比擬合，具體到點，以6²層為例，其部分井層擬合情況見表2。

表26²層的單井油飽和度擬合表

由表中數據進行統計，相對誤差小於5%的井層佔40%；相對誤差大於5%小於等於10%的井層佔38%；相對誤差大於10%小於20%的井層佔22%。統計結果說明了模擬計算油飽和度與測井解釋油飽和度多數比較接近，擬合精度比較高。

（3）認識

儲集層參數變化分析 儲集層參數主要討論滲透率的變化，在空間上滲透率變化大，其非均質性嚴重，這導致了注水見水早、含水上升快。隨著不斷地注水開發，某些參數如滲透率、原油粘度等發生明顯變化，由於軟體條件的限制，在擬合過程中僅考慮了滲透率的變化，且表明儲集層滲透率變化范圍為1.5～1.8倍，與測井解釋結果相吻合。

水淹程度分析 由該區不同的層含油飽和度 S。的統計來看，主力層的水淹程度大，這是由於主力層含油麵積大、平面上連通性好、井網較完善造成的；從不同的時間階段來看，注水初期和注水後期水淹速度慢，注水中期水淹速度快，這是由於注入量不同造成的。

4.剩餘油分布研究

剩餘油分布研究主要考慮到影響剩餘油分布的各種因素，從八個角度對剩餘油富集區和水淹區分別進行研究，由全油藏到層間再到層內再到層內井點，由體及面及點，逐步細化，逐步具體化，找出挖潛的具體部位，為以後井網調整，打加密井以及三次採油提供依據。

（1）小層開發狀況分析

從整體上對各小層剩餘油進行分析，指出挖潛的主力層和非主力層。以6³⁺⁴、6²～6^5～8開發層系為例，其小層開發狀況見表3。

表36³⁺⁴、6²～6^5～8開發層系小層開發狀況統計表

從表中分析可知，剩餘油主要集中在主力層6²、6³、6⁴，其采出程度均大於30%，但6²、6³、6⁴仍是今後調整挖潛的主力層，某些非主力層如6⁶¹、6⁸²，具體到小層的井網不完善，其采出程度較低，動用程度差，也可作為挖潛的重要對象。

（2）剩餘油飽和度分析

從油飽和度出發，在平面上對各小層的剩餘油進行分析，繪制剩餘油分布等值線圖，並找出剩餘油飽和度富集區，採取調整措施，可降低含水。

（3）剩餘可動油飽和度分析

在剩餘可動油飽和度分析基礎上，考慮到殘余油飽和度，進一步對各小層的剩餘可動油進行分析。殘余油飽和度分布由井層的測井解釋殘余油飽和度插值得到。剩餘油飽和度減去殘余油飽和度得剩餘可動油飽和度，繪制剩餘可動油飽和度分布等值線圖，為注水井網調整或三次採油提供有利依據。

（4）剩餘儲量分析

綜合考慮油飽和度、有效厚度、孔隙度、體積系數、原油密度，從平面上對各小層的剩餘儲量進行分析，繪制剩餘儲量分布等值線圖，並找出剩餘油富集區，為通過提液或其他措施提高採油量提供依據。

（5）剩餘可動儲量分析

在剩餘儲量分析的基礎上，再考慮殘余油，進一步對各小層的剩餘可動儲量分析。

（6）采出程度分析

從平面上對各小層采出程度進行分析，指出采出程度低的部位，從反面對剩餘油進行研究。采出程度的分布反映了局部井網的完善程度或該局部區域的滲透性。

（7）剩餘油飽和度和剩餘儲量綜合分析

剩餘油飽和度影響油井生產的含水，剩餘儲量代表了潛力。在方案設計中往往考慮到二者的影響，通過二者的綜合研究，對各小層的挖潛能力有一個更全面更直觀的認識。剩餘油飽和度和剩餘儲量綜合分布等值線圖，為進行綜合措施的研究提供更有利的依據。

（8）小層井點的剩餘油分析

考慮到七區西地面布井密集，既包括該層系生產井，也包括鑽遇該層系而在其他層系生產的井，調整措施以補孔為主，對有效厚度大於3m所有鑽遇的6923個井層的剩餘油進行分析，指出了473個潛力井層，並指明造成該井層剩餘油富集的原因，根據不同的成因，採取不同的調整措施。以6³⁺⁴、6²～6^5～8開發層系為例，其部分潛力井層分析見表4、表5。

表4單井潛力井層分析（層系內井）表

5.調整挖潛措施研究

根據以上剩餘油分布研究的結果，與油藏工程結合，從補孔改層、卡封井、換大泵、扶躺井、打新井等幾種方法出發，提出了具體的首批調整措施和後續措施，其工作量統計見表6。

針對以上的具體措施，進行方案預測，含水量達到98%時，累積增油30.6×10⁴t，提高采出程度0.65%。

表5單井潛力井層分析（層系間井）表

表6調整措施工作量統計表

四、礦場應用效果分析

根據調整挖潛措施方案的安排，從 1999年開始，截止到2000年12月，共打新井 10口，完成補孔改層井79口，堵水油井26口，下大泵井49口等老井措施共 154井次。10口新井投產初期平均單井日產油6.14t，綜合含水量90.75%，截止到2000年12月，累計增油9088t。154井次的老井措施也取得了顯著效果，截止到2000年12月，措施後比措施前平均日增油518t，綜合含水量降低3.1%，累計增油73074t。

部分單井措施取得了良好效果，如GDS2井，原來生產6¹層，後來在井網不完善、剩餘油飽和度和剩餘儲量豐度較高的4³層補孔，單井日產油60t，綜合含水降到61.7%；7-23-2306井，原來生產5²⁺³層，後來在斷層附近、剩餘油飽和度和剩餘儲量豐度較高的6²層補孔，單井日產油44.7t，綜合含水僅33.7%；另外，7-31-306井補孔4¹²小層、7-33-2286井補孔井網4⁴¹小層，也分別取得了單井日產油40t和21.3t，綜合含水僅51.1%和59.2%的好效果。

五、結論

精細油藏數值模擬研究是油藏描述的重要內容。該項技術在孤東油田七區西的成功應用，說明了該技術的精細建模、精細歷史擬合、精細剩餘油分析的可靠性。特別是針對含水量達到96%以上的處於特高含水開采後期的油藏，精細油藏數值模擬研究方法在指導現場挖潛方面可操作性強，具有較好的實用性。

合注合採井的產量分配，既是難點，又是重點。本文中採用了動靜態結合的方法，進行產量分配，雖然在一定程度上彌補了靜態法分產的不完善性，但通過歷史擬合表明，該分產方法仍需進一步發展完善。

主要參考文獻

[1]杜賢樾，孫煥泉，鄭和榮主編.勝利油區勘探開發論文集.北京：地質出版社，1999.

[2]李福塏.黑油和組分模型的應用.北京：科學出版社，1996.

3. 注水效果

為了用油氣地球化學資料來確定注水井對採油井的注水效果，可以利用原油的物理性質等資料（如黏度、密度、瀝青質含量等）。如果在開始注水以後原油的這些性質長時期穩定不變，那麼則意味著注水無效。對於同一個油藏，通常石油的黏度、密度等物理性質的變化可能程度很小或並不十分明顯，但紫外吸光系數的變化卻比較敏感。

圖6.4是柳北地區沙三³油藏20口井在2008年10月18日和2009年6月23日測得井口所取原油的紫外吸光系數，可見 LB1-5 井、LB2-15-15 井、L17-23 井、LB1-8井、LB1-15-20井、LB2-15-21 井和LB3-9-13 井較其他井兩次分析的吸光系數變化很小，表明這些井在這8 個月內注水效果不明顯；L15-21 井、LB1-11 井、LB1-7井、L13-15井、L13-16井、L13-19 井、L17-16 井、LB1-12 井、L9-12 井、L9-15井和L15-15井兩次分析的紫外吸光系數變化幅度較大，表明注水效果較好；而LB2-21-1井、L17-21井兩次分析的紫外吸光系數急劇上升，變化幅度都達到了1 倍多，這種情況並非注水效果特別好，而很可能是這兩口井已經處於油水界面急劇上升區，或生產層已經為強水淹層，從生產數據可知LB2-21-1 井和L17-21 井含水率都有10%的上升，建議應對這兩口井採取相應措施。

圖6.4 2008年10月、2009年6月兩次產出原油吸光系數對比

從採油井注水效果平面示意圖上可見（圖6.5），注水效果較好的井主要分布在柳北地區鼻狀構造的軸部，這一點與柳北地區沙三³油藏的開采現狀也非常吻合，即產量較高的井也主要分布在鼻狀構造的軸部。

圖6.5 採油井注水效果平面示意圖

4. 指導注水開發縫洞單元物理模擬的相似准則的建立

李愛芬 張 東

（中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266555）

摘 要：建立合理的相似准則對注水開發縫洞單元的物理模擬研究具有重要的指導意義。本文分別通過 方程分析法與量綱分析法推導並得到了用於指導注水開發縫洞單元物理模擬的相似准則群，進一步驗證了相 似准則群的正確性，通過對上述相似准則群進行篩選、組合，最終得到六個能夠反映縫洞單元注水開發主要 特徵的相似准則。研究發現，方程分析法得到的相似准則群可以用量綱分析法得到的相似准則群進行表示，最終得到六個相似准則的物理意義依次為采出程度，壓力與重力之比，雷諾數，多條裂縫下的立方定律，縫 洞比，注水量與採油量之比。

關鍵字：相似准則；縫洞單元；注水開發；方程分析法；量綱分析法

Establishment of Similarity Criteria as Guide for Physical Simulation of Water Flooding in Fractured-vuggy Unit

Li Aifen，Zhang Dong

（School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum（East China），Qing 266555 ，Shandong，China）

Abstract：It is of important directive significance to establish the proper similarity criteria for physical simulation of water flooding in fractured-vuggy unit.In this paper，the similarity criteria guiding physical simulation of water flooding in fractured-vuggy unit has been gotten by equation analysis method and dimension analysis method respectively.The validity of the similarity criteria has been proved.By selecting and combining above similarity criteria，six similarity criteria reflecting the major characteristics of water flooding in fractured-vuggy unit have been gotten.The results are as follows.Similarity criteria derived by equation analysis method could be expressed by criteria derived by dimension analysis method.The six similarity criteria are recovery percent of reserve，the ratio of pressure and gravity，Reynolds number，cubic law in the condition of multiple fractures，the ratio of fracture number and vug number，and the ratio of injection volume and oil proction.

Key words：similarity criteria；fractured-vuggy unit；water flooding；equation analysis method；dimension analysis method

引言

縫洞單元是縫洞型碳酸鹽岩油藏的基本開發單位^［1～3］，注水開發在縫洞型碳酸鹽岩油藏的開采過 程中取得了較好的效果^［4，5］，因此要合理高效地開發縫洞型碳酸鹽岩油藏，就必須先摸清縫洞單元的注 水開發規律。

物理模擬是研究縫洞單元開采規律的重要方法^［6～8］。物理模擬要滿足相似理論才能保證其自身的 科學性，可以認為，相似准則是開展物理模擬的依據。

目前，在進行注水開發縫洞單元物理模擬實驗時，很多學者未考慮相似准則^［9～13］，用於指導注水 開發縫洞單元物理模擬的相似准則也不多見。本文將分別用方程分析法和量綱分析法^{［14～16］}推導注水開 發縫洞單元物理模擬的相似准則群，在驗證相似准則群正確性的基礎上，通過整理與分析，篩選出用於 指導注水開發縫洞單元物理模擬的相似准則。

1 方程分析法推導相似准則群

1.1 基本假設

方程分析法推導相似准則，首先要建立描述模擬對象的數學模型。在建立數學模型前，做基本假設 如下。

（1）油藏中存在油水兩相流動，由於塔河縫洞型油藏的原油屬於低飽和壓力原油，忽略油藏中溶 解氣的存在；

（2）縫洞型油藏中，大尺度裂縫是主要的流動通道，因此忽略毛細管力的影響^［17］；

（3）假設在注水開發過程中，注采平衡；

（4）暫不考慮溶洞、裂縫中的充填情況。

1.2 數學模型

數學模型包括連續性方程^［18］、運動方程、飽和度方程、輔助方程、定解條件和初始條件。

（1）連續性方程

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（2）運動方程

當（x，y，z）∈裂縫時，流體流動可以用達西定律形式進行描述，

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其中，達西定律中的絕對滲透率可以用修正的立方定律［19］進行計算。

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當(x，y , z) ∈ 溶洞時，流體流功可以用N -S 方程[ 20］A行描述，

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其中，▽² U_x,▽²u_y▽²U_z為拉普拉斯運算元。

將式（7）中三個式子分別乘以dx、dy、dz，再相加，考慮油水兩相得：

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(3) 飽和度方程

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(4) A助方程

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采出量:

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注人量:

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1.3 歸一化處理

為了便於推導，採用歸一化的飽和度和歸一化的相對滲透率，重新寫出上述有關方程。

（1）無因次項的歸一化

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（2）方程的修正

將式（14）、（15）代入連續性方程得：

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將式(1 7 )、(1 8 )代人運動方程得:

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其中，k^*＝k_rowc或者k^*＝k_rwor。

飽和度方程：

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參數說明：ρ_o為油密度，g/cm³；ρ_w為油密度，g/cm³；u_o為油相速度，cm/s；u_w為水相速度，cm/s；u_ox為油相在x方向的速度，cm/s；u_wx為水相在x方向的速度，cm/s；u_oy為油相在y方向的速 度，cm/s；uwy為水相在y方向的速度，cm/s；u_oz為油相在z方向的速度，cm/s；u_wz為水相在z方向的 速度，cm/s；q_o為油相流入（流出）的質量流量，g/s；q_w為水相流入（流出）的質量流量，g/s；φ 為儲集體總孔隙度；φ_v為溶洞孔隙度；φ_f為裂縫孔隙度；S_o為油相飽和度；S_w為水相飽和度；△S為可 動流體飽和度；S_wc為束縛水飽和度；S_or為殘余油飽和度； 為歸一化的油相飽和度； 為歸一化的水 相飽和度；t為時間，s；K為絕對滲透率，μm²；k_ro為油相相對滲透率；k_rw為水相相對滲透率； 為 歸一化的油相相對滲透率； 為歸一化水相相對滲透率；k_rowc為束縛水飽和度下的油相相對滲透率，常 量；k_rwor為殘余油飽和度下的水相相對滲透率，常量；μ_o為油相粘度，mPa·s；μ_w為水相粘度，mPa·s；p_o為油相壓力，10^-1MPa；p_w為水相壓力，10^-1MPa；g為重力加速度，m/s²；n為端面裂縫 數量；H為端面高度，m；b為裂縫張開度，μ_m；δ為立方定律修正系數；e為壁面粗糙度，μ_m；L′為 油藏長度，km；W為油藏寬度，km；H為油藏高度，km；n_f為裂縫密度，1/m；n_v為溶洞密度，1/m³；V_v為溶洞平均體積，m³ ；l_w為裂縫與流體的接觸面積（裂縫長乘以裂縫寬），m²；D為井眼半 徑 m；i為注水量，m³/d。

1.4 相似准則的建立

下面以式（19）的油相方程為例，介紹相似准則的推導方法。

將式（19）第一項除以第五項得： （假設速度uo沿L方向）；

將式（19）第一項除以第四項得： ；

將式（19）第四項除以第五項得： ；式（19）第一、二、三項因次相同，不再做 處理；

這樣推導出3個准則，將其他方程按照這種方法進行處理，最終得到一系列相似准則。此外，無因 次參數本身就屬於相似准則，比如： △S、φ_v、φ_f。

把推導出來的相似准則進行組合處理，比如：

由 得：

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最終通過方程分析法得到的相似准則群如下：

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描述縫洞單元中油水兩相的流動需要以下33個物理量：

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這些變數包括3個基本量綱p、L、t，由相似理論π定理^［7］，應有33-3 ＝30個相似准則數，說明 在方程分析法推導過程中漏掉了4個相似准則數。可以通過量綱分析方法補充漏掉的相似准則。

2 量綱分析法推導相似准則

基本量綱包括壓力ρ，長度L，時間t。選定包括三個基本量綱的變數ρ，u，L作為基本參數群。縫 洞單元內兩相流動模擬涉及的物理量及其量綱如下表1所示。

對於時間t，選取ρ_o、u_o、L作為基本參數。

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令各基本量綱的指數為零，得齊次方程組，解得a＝0，b＝1，c＝-1，這樣就找到了第一個相似 准則：

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用同樣的方法，可以得到每個有因次變數對應的相似准則。

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存在以下因次相同的物理量組合的相似准則：

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其它無因次參數，本身就是相似准則：

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通過量綱分析法得到了30個相似准則，經過對比分析發現，用方程分析法推導得到的相似准則缺 少四個相似准則： 。這樣就補齊了方程分析法推導得到的相似准則。

3 兩套相似准則的相互驗證

上面用兩種方法推導了用於指導縫洞單元內兩相流體流動模擬的相似准則。方程分析法得到的相似 准則有比較明確的物理意義，但這種方法推導的相似准則往往不夠全面。量綱分析法得到的相似准則一 般不會被遺漏，但這種方法是通過將各物理量與基本參數進行組合，使其因次強制為0而得到相似准則 的，因此其得到的相似准則往往缺乏物理含義。用兩種方法分別推導相似准則，取各種方法的長處，可 以得到全面而准確的相似准則。

3.1 驗證方法

既然同樣是指導縫洞單元內兩相流體流動模擬的相似准則，那麼兩套准則應該完全一致。如果其中 一套相似准則群中的每個相似准則都能由另一套相似准則組合表示，則可以認為兩套相似准則完全 一致。

下面採用量綱分析法推導的相似准則去驗證方程分析法推導得到的相似准則。

表1 縫洞單元內兩相流動模擬涉及的物理量及其量綱

續表

3.2 驗證過程

首先列舉兩種方法得到相似准則群，為了區別兩套相似准則，將量綱分析法得到相似准則加上標（如 ）。

方程分析法得到的相似准則群：

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量綱分析法得到的相似准則群：

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通過推導發現：

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這A套相似准A完全一致，世明上述A種方法得到的相似准A是正確的。

4 物理模擬相似准則的確定

縫洞型碳酸鹽岩油藏儲層結構復雜，非均質性嚴重，其物理模擬實驗與礦場實際無法做到完全相 似。在研究過程中，應該抓住事物的主要特徵。根據幾何相似、動力相似、運動相似的要求，對上述相 似准則群進行篩選、整理、分析，最終得到六個能夠反映縫洞單元注水開發主要特徵的相似准則，見 表2。

表2 物理模擬的主要相似准則

續表

5 結論

本文推導並得到了用於指導注水開發縫洞單元物理模擬的相似准則，得到結論如下：

（1）通過方程分析法得到的相似准則群可以用通過量綱分析法得到的相似准則群來表示，驗證了 上述兩個相似准則群的正確性。

（2）最終得到了六個能夠反映注水開發A洞單元主要特徵的相似准A:

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參考文獻

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5. 塔河四區碳酸鹽岩縫洞型油藏剩餘油形式

劉中春袁向春李江龍

（中國石化石油勘探開發研究院，北京100083）

摘要 塔河油田奧陶系碳酸鹽岩縫洞型稠油油藏，受多次構造運動影響，岩溶縫洞交互發育，埋深大於5300m，油水分布關系復雜、非均質性極強。儲集空間流動特徵尺度大至幾十米，小到微米量級，流動規律不同於砂岩油藏。油井的生產動態多變，開發的可控性差。為深入研究碳酸鹽岩縫洞型油藏剩餘油形式，揭示油井水淹後是否仍有利用的價值，依據油井綜合解釋資料、生產動態信息，結合對現代喀斯特地貌中岩溶縫洞與古岩溶縫洞的認識，建立了3種近井地帶儲集體簡化的地質模型，採用流體動力學理論及物理模擬實驗相結合的方法，分析了鑽遇不同儲集空間的油井水淹後剩餘油存在的形式，確立了縫洞型碳酸鹽岩油藏提高採收率技術的研究方向。

關鍵詞 縫洞型碳酸鹽岩油藏 地質模型 物理模擬 剩餘油形式

Analysis on Formation of Resial Oil Existence and Its Effect Factors in The Forth Area of Tahe Carbonate Heavy Oil Reservoir

LIU Zhong-chun，YUAN Xiang-chun，LI Jiang-long

（Exploration ＆ Proction Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）

Abstract In Tahe Ordovician carbonate reservoir，which is karstic/fractured heavy oil reservoir，higher level of heterogeneity and more complex distributing of oil and water had been formed by ancient structural action time after time comparing with other carbonate reservoirs.The reservoir depth is over 5300m and temperature is 398K.The oil viscosity is about 24mPa·s on the reservoir condition.The main flow conits include fractures and caves that their flow characteristic sizes are from several decameters to microns.The well proction performances vary rulelessly，and are difficult to be controlled.For investing the form of resial oil existence and analyzing the value in use of the well after water out，three types of simplified theorial and experimental models were constructed separately combining the results of integrated interpreting and proction performance information of wells with realization of modern and ancient karst.As to the wells drilling on different flow conits in carbonate reservoirs，the form of resial oil existence and its effect factors have been discussed.Meanwhile，the direction of EOR technology development in fractured/karstic carbonate reservoir have been determined.

Key words Fractured/karstic carbonate reservoir Theoretical model Physical simulation Form of resial oil

碳酸鹽岩油氣田在世界油氣分布中佔有重要地位，其儲量占油氣總儲量的50%以上，而產量已佔總產量的60%左右^［1，2］。近年來，我國碳酸鹽岩油氣田的勘探開發也呈現快速發展的態勢，尤其是塔里木盆地的塔河油田發展迅速。截至2005年底，塔河油田累計探明石油地質儲量達6.3×10⁸t，年產油量4.2×10⁶t，已成為我國最大的古生界碳酸鹽岩油田。塔河油田4區奧陶系油藏位於塔河油田的中部，以艾協克2號構造為主體，為具底水的碳酸鹽岩岩溶縫洞型塊狀重質油藏。油藏埋深大於5300m，儲集類型以溶洞為主，且發育極不規則，縱、橫向非均質性強，儲層預測難度大，且油氣水關系及油藏類型極為復雜。經近10年的滾動勘探開發，暴露出鑽井成功率低、採收率低和遞減快的開發特徵。油井過早見水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年遞減率高達44%，暴性水淹可使油井產量銳減70%以上；平面和縱向儲量動用程度低，平均采出程度僅9.5%^［5～11］。因此，在現有油藏地質認識基礎上，研究縫洞型碳酸鹽岩油藏剩餘油形式，探索新的提高採收率方法迫在眉睫。

1 縫洞型碳酸鹽岩油藏溶洞、縫及基質岩塊的認識

測井、鑽井、錄井與油井的生產動態均表明，有些油井直接鑽遇了未充填或半充填的溶洞，直接建產；有些油井未直接鑽遇溶洞，但通過酸壓可溝通具有有效儲集能力的空間；還有少數井鑽在緻密的岩石中，即使酸壓也無法溝通有效儲集空間。認識縫洞型油藏儲集體特性、識別有效儲集空間的分布、了解剩餘油分布形態，是提高油藏採收率的基礎。

1.1 對溶洞的認識

理論上，地下古岩溶洞特點與現代岩溶應具有一定的相似性。圖1和圖2是我國貴陽境內世界最長的現代岩溶雙河洞的分布及洞室情況。

圖1 雙河洞的平面分布圖

圖2 雙河洞其中一個洞室

現代岩溶發育具有以下特點：①洞穴展布受區域構造裂隙控制；②洞穴發育與地下排水系統關系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多層性；④洞穴的侵蝕和沉積同步進行；⑤溶洞大多發育在褶皺的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位於河流中、上游地區；⑦以地下河為主體，發育若干支洞；⑧洞穴規模大，最長達85.3km（雙河洞）；最大洞室面積達×10⁴m²（織金洞），高達150m。

古岩溶系統，由於長期構造運動和沉積作用，上覆岩層的關鍵層因受岩體自重重力、地應力集中以及溶洞內的真空負壓三重作用而破壞塌落。塔河4區鑽井過程中部分井具有嚴重的放空和漏失現象充分說明有未充填溶洞的存在。但測井解釋結果顯示大部分岩溶系統均發生不同程度的充填，如T403井全充填洞高達67m，TK409井全充填洞高達75m。圖3為TK429井測井與成像測井對比解釋結果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，為溶洞發育段。大型洞穴內有塌陷角礫岩、暗河沉積角礫岩和砂泥岩沉積，還有緻密的灰岩（圖4）。

古岩溶系統與現代岩溶的主要區別在於洞的規模小於地面，洞的充填程度高。

圖3 KT429井測井與成像

圖4 溶洞內不同種類充填物

1.2 裂縫發育分布規律

根據塔河油田14口成像測井資料統計了裂縫的走向，結果如圖5，可以看出本區裂縫體系中以 NW-SE 向裂縫系占據主導地位，該裂縫系中又以走向為160°～180°或350°～360°的裂縫為主，NE-SW向裂縫系的發育程度要明顯差於前一裂縫系，該裂縫主要的主體走向為0～20°或180°～220°。裂縫傾角如圖6所示。大多數裂縫的傾角在60°～90°區間內，裂縫產狀大多呈高角度，低角度裂縫發育很少。奧陶系碳酸鹽岩大部分有效縫的發育主要集中在局部存在滑塌角礫現象的岩溶層段，因此裂縫在成因上主要與岩溶垮塌作用有關。

圖5 塔河油田奧陶系裂縫體系的總體走向特徵

圖6 裂縫傾角百分比

1.3 基質岩塊系統的認識

根據下奧陶統儲層岩心孔滲分析資料統計，7011 塊小樣品孔隙度分布區間為0.01%～10.8%，平均為0.96%，其中小於1%的樣品佔71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）佔22.02%，大於2%的僅佔6.46%。全區6473個小樣品滲透率分布區間為（0.001～5052）×10^-3μm²，其中小於0.12×10^-3μm²的占樣品總數的67.14%，小於0.6×10^-3μm²的佔85.68%，小於3×10^-3μm²的佔94.39%，大於3×10^-3μm²的僅佔5.61%，最大滲透率為5052×10^-3μm²，頻率中值小於0.1×10^-3μm²。岩心分析數據反映出塔河油田奧陶系儲層基質物性較差，基質孔滲對儲層孔滲基本無貢獻。

2 近井地帶簡化的地質模型及剩餘油

為了進一步揭示油井生產動態與儲集體性質的關系，揭示油井水淹後是否還有利用的價值及剩餘油形式，根據油井的綜合資料分析，建立了近井地帶4種不同的地質模型。

2.1 封閉型溶洞

封閉型純油溶洞是指不與外界溝通，內部只充滿油的溶洞。目前尚未發現鑽遇這種類型的溶洞，但尚無充分的證據排除這種洞存在的可能性。

此類溶洞完全依靠天然的彈性能量開采，彈性能包括原油的彈性能和溶洞裂縫自身的彈性能。由於無外界能量的補充，溶洞內的壓力與生產井的產量均由於天然能量的損耗而逐漸降低，直至最後停噴。

2.1.1 利用物質平衡法分析剩餘油

鑽遇此類溶洞的生產井，當井底流壓低於井筒的靜液柱壓力及井筒摩阻造成的壓力損失時，油井停噴。

p_wf=Δp（靜液柱）+Δp（摩阻） （1）

對裸眼完井方式的油井，停噴時溶洞內的壓力接近式（1）表示的數值，此時根據物質平衡方程，油井的累積採油量為：

N_pB_o=N_oB_oC_t（p_i-p_wf） （2）

此類溶洞的採收率只與溶洞內原油、岩石的彈性壓縮系數及壓降有關，符合下式：

油氣成藏理論與勘探開發技術

無論井口限制生產與否，對打在溶洞任何位置的油井，均會有剩餘油存在，且剩餘油的大小滿足：

剩餘油=（1-η）N_oB_o （4）

2.1.2 溶洞內流體的流動特徵

根據流體力學中伯努利方程

油氣成藏理論與勘探開發技術

計算了圓柱型溶洞中單相流體的流動特徵，壓力與流速無因次分布結果見圖7。當具有一定壓力的封閉溶洞被打開後，洞中流體的流線如圖7所示。僅在近井地帶，壓力才產生擾動；遠離井底，壓力仍然保持在初始狀態。流體的流速在無因次距離0.5m處，開始擾動，即接近溶洞二分之一的高度處。

圖7 圓柱型溶洞單井單相流體的流動特徵

2.2 底水型溶洞

底水型溶洞又分為封閉型底水溶洞和溝通型底水溶洞。其中封閉型底水溶洞是指不與外界溝通，內部包括油、水兩相的溶洞（圖8）。此類溶洞也完全依靠天然的彈性能量開采，彈性能包括原油、地層水的彈性能及溶洞裂縫自身的彈性能。溝通型底水溶洞指的是與外界溝通，又可分成兩種，一種是外界水浸量速度低於生產速度，此時溶洞依靠的天然能量包括水浸量與彈性能；另一種是外界水浸速度等於生產速度，溶洞中壓力不變，這類溶洞的開采完全依靠水驅。

2.2.1 未充填溶洞底水錐進的理論分析

對於底水型溶洞，油井產量遞減的原因，不僅是能量降低，還有出水的影響。油井出水加快了產量遞減。油井出水並不意味著油水界面一定達到井底，根據流體力學理論，油水界面處油水的速度分別為：

油氣成藏理論與勘探開發技術

油氣成藏理論與勘探開發技術

水油速度比：

油氣成藏理論與勘探開發技術

塔河油田4區地下原油黏度平均為24mPa·s，如果地層水黏度近似1mPa·s，那麼相同的條件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，當溶洞被鑽開後，由於生產井產生的擾動，井底附近必然會產生底水錐進的趨勢，同時油水密度差造成的重力分離作用，又可抑制底水錐進。

圖8 封閉型底水溶洞示意圖

此類溶洞的剩餘油不僅取決於溶洞內的天然能量，而且與底水錐進的程度密切相關。底水從生產井突破，又加速了油井停噴的進程。因此影響底水錐進程度的因素，也將影響溶洞中剩餘油的數量。此影響因素很多，包括油水黏度比、採油強度、溶洞中油水界面的高度、生產井的位置、生產井密度以及溶洞的幾何形狀等。

圖9 底水錐進實驗結果

2.2.2 未充填溶洞底水錐進的物理模擬

實驗採用真空泵產生負壓流動的方式，模擬溶洞型儲集空間的底水錐進過程。實驗用油為黏度約為15mPa·s 的白油，水為配置的礦化度為2×10⁵mg/L的鹽水，實驗溫度為室溫25℃，實驗結果見圖9。

實驗的排量為30mL/s，即2.5t/d，產生的水錐高度約為0.01m；減小生產速度，可抑制水錐的產生；井底水錐產生的擾動范圍很小。由於油水重力分異的結果，實際產生的水錐高度遠小於理論計算的結果。若假設水錐產生的高度與生產速度成正比，則估算實際生產速度達250t/d時，產生的水錐高度也只有1m。因此，可以推測當油井處在未充填溶洞的頂部時，油井見水後剩餘油的潛力很小，且此部分剩餘油完全可以通過減小生產速度而得到有效開采。

2.3 近井縫洞型

塔河油田4區鑽遇溶洞並提前終孔的油井畢竟是少數，大部分油井均正常完成鑽井過程，部分井自然完井後建產，部分經酸壓後建產。岩心觀察與成像測井解釋結果對裸眼井段鑽遇的縫洞有了一定程度的認識。

圖10 裸眼井段鑽遇的洞縫及簡化模型

為了理論研究，將裸眼井段鑽遇的溶洞、裂縫，簡化為一組規則的毛管流動（圖10）。依據岩心觀察統計結果，寬度大於1mm裂縫有19條，占總數 2.4%；寬度 0.1～1mm裂縫共有267條，占總數33.5%；寬度小於0.1mm 裂縫共有512條，占總數64.2%。

根據流體力學理論，按照岩心統計的縫比例，不同尺度縫洞對進入裸眼井段總流量的貢獻不同。結果表明：有洞存在時，即使只有一個，當洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大於50mm時，對總流量的貢獻已大於95.96%。就是說，當洞的尺度大於50mm時，油井的總產量主要來自於洞，而縫的貢獻較小。剩餘油的主要形式包括底水未波及的縫中剩餘油、波及過大孔道的壁面，數量取決於非均質程度與油水黏度比。

按上述洞縫尺寸與比例，近井地帶洞縫儲量的比例分布見圖11。當溶洞的尺度為1m時，溶洞內儲量占總儲量的82%，縫中儲量僅佔17.8%；當溶洞的尺度降到50mm時，洞儲量占總儲量的比例降為18.7%，縫中儲量上升至81.3%。盡管裸眼井段中當洞的尺度降到50mm時，洞對總流量的貢獻仍較高，但洞內的流體被底水驅替以後，縫內的儲量也是不容忽視的。

圖11 單位岩石體積不同尺度溶洞占儲量的百分數

2.4 近井裂縫型

塔河油田4區大部分油井是酸壓後建產，即在鑽井過程中未鑽遇有效的儲集空間，經酸壓後溝通了有效儲集空間建產（圖12）。為了研究方便仍將其簡化為一束毛管。

圖12 裸眼井段鑽遇裂縫及簡化模型

由於碳酸鹽岩表面具親油性，底水驅替裂縫內原油時，毛管力為驅替的阻力，在裂縫壁面必然會留下剩餘油膜。親油、親水孔隙中水驅油過程的對比見圖13。

圖13 不同潤濕性模擬孔隙模型中油水的分布

仍然按照上述分析的裂縫分布比例，不同油膜厚度的剩餘油百分數見圖14。可看出對於一定體積的裂縫儲集空間，假設底水波及的范圍達到100%，僅按不同厚度的剩餘油膜計算，當油膜厚度達到0.1mm時，剩餘油百分數接近50%，當油膜厚度降到0.01mm時，剩餘油百分數能達到26%。而油膜厚度不僅與岩石的潤濕性有關，而且取決於驅替速度。況且底水不可能百分之百驅替裂縫孔隙，因此裂縫型儲集空間的剩餘油也是相當可觀的。

圖14 不同油膜厚度的剩餘油百分數

3 剩餘油產生因素及提高採收率途徑

根據地質模型的剩餘油分析，目前縫洞型碳酸鹽岩油藏提高採收率的關鍵問題為：①油井未能有效溝通有效儲集空間；②油井即使溝通了有效儲集空間，但由於底水錐進或天然能量不足，仍可產生大量的剩餘油。對於已動用的儲量，底水碳酸鹽岩油藏剩餘油的影響因素包括能量及底水的驅替程度兩個方面，影響底水驅替程度可以從掃油效率和洗油效率兩個角度分析，結果如圖15。油藏天然能量大小、非均質程度、油水黏度比是影響縫洞型碳酸鹽岩油藏動用儲量採收率的三大關鍵因素。

圖15 縫洞型油藏影響採收率的因素及提高採收率的途徑

因此，針對此類油藏，應當結合剩餘油形態分析，有針對性地開展提高採收率技術研究。以「整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力」為近期目標，「補充能量」等提高採收率方法為後續保證的研究工作勢在必行。具體可分兩個階段進行，一是天然能量階段，包括加密井、縱向分層開采、側鑽水平井、酸壓、堵水等技術研究；二是人工補充能量階段，可能採用的方法包括注水、注氣、注稠化劑，以及活性劑等。化學法風險較大；注氣雖然對底水且具有垂直裂縫的油藏具有得天獨厚的優勢，但對埋深超過5300m的油藏，要求較高注入壓力的注入泵限制了該方法的應用。因此，注水仍是風險小、成本低的首選方法。但常規油藏成功的注水經驗已不適應無法判斷連通性的縫洞型碳酸鹽岩油藏^［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。

4 結論與認識

（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，並不意味著儲集空間完全水淹。

（2）主體剩餘油主要有5種形式：①因儲集空間尺度差異而產生的底水未波及剩餘油；②油井未處洞頂，水淹後未充填溶洞的頂部剩餘油；③未充填溶洞因底水錐進的剩餘油；④水波及過後的殘余油膜；⑤能量嚴重不足的各類儲集空間內剩餘油。

（3）提高採收率技術研究應當針對不同類型的剩餘油形式，以縫洞流動單元為基礎，確定以「整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力」為近期目標，「補充能量」等提高採收率方法為後續保證的提高採收率方法的研究方向。

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6. 縫洞型碳酸鹽岩油藏數值模擬技術研究

康志江 張 允

（中國石油化工份有限公司石油勘探開發研究院，北京 100083）

摘 要：縫洞碳酸型鹽岩油藏具有儲集空間變化尺度大、介質復雜、流體流動形態多樣等特點，無法利 用比較成熟的砂岩油藏數值模擬理論與技術，因此縫洞油藏數值模擬成了當前世界面臨的難點和重點，其制 約著這類油藏的合理高效開發。為此，在縫洞油藏尺度上，依據連續性介質的思想框架，發展了雙重介質，形成了等效多重介質理論，即將縫洞型油藏中的多相流動問題等效成為若干個連續介質中的多相流動問題，建立了包含溶洞、裂縫、溶孔的三重介質連續性模型，研究了表徵單元體理論，提出了模型的建立准則；同 時針對縫洞型油藏大型溶洞中流體流動需要精細刻畫的問題提出了耦合型數值模擬技術。主要包括建立了縫 洞型油藏數值模擬多孔介質區、洞穴區及其交界面的數學模型，實現了溶洞中Navier-Stokes流和基質中Darcy 流的耦合，解決了油水兩相界面處理問題，形成了洞穴與多孔介質區的交界面條件，然後分別研究了等效多 重介質模型和耦合型數值模擬的數值演算法。最後根據形成的縫洞型油藏數值模擬技術編制了的三維三相流體 數值模擬器，通過物理模擬實驗和數值模擬實驗模擬了一注水驅油過程，結果的一致性驗證了方法的正確性。

關鍵詞：縫洞型油藏；數值模擬；多重介質；流滲耦合

Study on Numerical Simulation Technology of Fractured-vuggy Carbonate Reservoir

Kang Zhijiang，Zhang Yun

（Exploration ＆ Proction Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China）

Abstract：Fractured-vuggy carbonate reservoir is characterized by different scales of reservoir space，medium complex，many fluid flow patterns，etc.And it can not make use of more mature sandstone reservoir simulation theory and technology.So the numerical simulation method of naturally fractured-vuggy carbonate reservoir is the world difficulty and emphasis，and it restricts efficient development of such reservoirs.Then according to the fractured-vuggy reservoir characteristics，the equivalent multi-media numerical simulation technology was formed based on al media theory.That is，multiphase flow problems are equivalent to a number of multiphase flow problems in continuous medium in fractured- vuggy reservoir.The continuity medium of triple-medium model was established including caves，fractures and so on.And then Representative Elementary Volume was studied，and the model rules were put forward.And in order to fine description fluid flow in the large cave of fractured-vuggy reservoir，coupled numerical simulation technology was proposed.The article established the mathematical model that included porous media area，cave area，and their interface，achieved the coupling of the Navier-Stokes flow in cave and Darcy flow in matrix，and solved the oil-water two- phase interface problem，and formed caves and porous area of the interface conditions.Then the numerical algorithm of the numerical simulation of multiple media model and coupled model was studied.Finally，the fractured-vuggy reservoir numerical simulator was developed.The physical simulation and numerical simulation of a simulation process of water flooding was finished.And it was used to verify the correctness of the numerical simulation method.

Key words：fractured-vuggy reservoir；numerical simulation；multi-media；coupled flow

引言

世界上已發現的油氣儲量有一半以上來自碳酸鹽岩油氣儲集層^［1］，而縫洞型碳酸鹽岩油藏作為 其中的一種特殊類型，也在我國乃至世界的油氣資源中也佔有很大的比重。縫洞型碳酸鹽岩油藏屬 於非常規油氣藏類型，其儲量規模大，可以形成大型油氣藏，也是世界碳酸鹽岩油藏生產的重要組 成部分。

近十多年來，研究對象為碎屑岩的油藏數值模擬，其相關的理論與技術研究均基於多孔介質理論，已經取得了巨大的發展，形成了工業化技術應用。但對於儲層空間變化尺度大，介質復雜的碳酸鹽岩縫 洞型儲層，目前的理論與技術方法在很多方面都不能適用，為此開展了縫洞型碳酸鹽岩油藏數值模擬研 究，主要為等效多重介質數值模擬技術^［2～16］和耦合型數值模擬技術^{［17～20］}。

1 數學模型的建立

1.1 模型建立准則

多重介質理論本質上是一種連續介質理論，而連續介質理論成立的前提是其表徵單元體存在。目前 在單重介質表徵單元體研究方面已有很多成果^［21］，對於多重介質表徵單元體理論方面的研究國內外還 很少，這是由於復雜介質中不同空隙類型的空間尺度差異很大、空隙中多相流體的流動形態也是多種多 樣，因此在我們研究的尺度范圍內復雜介質的表徵單元體往往並不存在。為解決這一問題，我們提出了 復雜介質多重表徵單元體的概念。

對於復雜介質油藏，設Ω_K（x₀）為復雜介質區域中的一個體積，x₀是體積Ω_K（x₀）的質心，E為 該復雜介質的外延量（質量、空隙空間、單位時間通過的流體質量等）、e為該外延量對應的內涵量（密度、孔隙度、質量流量等）。E（Ω_K（x₀））表示體積Ω_K（x₀）內的外延量，e_K（x）表示點x處的內涵 量，M、F、V為基質、裂縫、溶洞，如果滿足：

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則，外延量E_K相應的內涵量e_K的表徵單元體存在，連續介質方法可用，採用多重介質方法。否則 就要單獨處理，即用離散方法（耦合方法）處理，式（1）和式（2）即是復雜介質的多重介質模型的 建立准則。

1.2 多孔介質中的控制方程

洞縫型油藏考慮為等溫條件，並且包含油、水兩相流體。復雜介質區域流體流動的方程為：

水相：

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油相：

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其中，當b相流體（w為水；o為油）為Darcy流動時，其速度根據Darcy定理如下定義：

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式中，ρ_β是β相在油藏條件下的密度； 是在油藏條件下脫去溶解氣的油相密度；φ是油層的有效孔 隙度；μ_β是β相的黏度；S_β是β相的飽和度；P_β是β相的壓力；q_β是地層β組分每單位體積匯點/源 點項；g是重力加速度；k是油層的絕對滲透率；k_rβ是β相的相對滲透率；D是深度。

1.3 洞穴中的控制方程

洞穴自由流動區控制方程採用Navier-Stokes方程。在自由流動區域油水不可混溶形成雙流體。孔洞 內油水兩種流體間有明顯的界面，且可以明確表示出來。控制方程包括油區域的控制方程、水區域的控 制方程以及油水界面運動方程。

首先分別對油、水存在的區域給出質量守恆、動量守恆方程。

油相方程：

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水相方程：

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其中，f_σ表示表面張力。

這就是微可壓縮流體的兩相流動方程。

作為特例，假設油水不可壓縮，則密度為常數，此時在上述方程中消去密度常數可得：

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以及（8）式和（9）式是兩組標準的N-S運動方程組。區別在於在交界面上，兩相流體性質如密 度、黏性不同。另外還有交界面的運動方程。

下面考慮油水間界面的運動方程。關於界面有兩種表達形式，針對不同的演算法可以選取不同的 形式。

(1)界面用點集描述，

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這種情況下，界面上的點以流體速度按如下規律運動。

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(2)界面上的點用F（x，t）＝0方程確定

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此時F（x，t）滿足

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其中u表示流體運動速度。

在油水兩種流體的分界面上壓力、速度等物理量都是連續的。而密度、黏性等表示流體特性的物理 量則不同。

1.4 洞穴與多孔介質區的交界面條件

界面條件包括濃度連續性、壓力平衡、流通量平衡等。並考慮油藏實際情況，可以對交界面條件進 行簡化。由於不論是多孔介質的壓力p_d還是洞穴的壓力p_s，都很大。相對於地層壓力，速度和黏性都 很小，因此可以忽略。同時可以假設洞穴流動區域和多孔介質區域在邊界切線方向上沒有滑移。在這種 假設下，交界面條件可以表示為

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這組條件實際上表示在交界面上濃度、壓力和速度的連續性。

實際計算過程中，交界面條件（12）一般要比較容易使用，特別是在使用有限差分和有限體積進 行離散時。但在使用有限元方法求解推導弱形式過程中，可以直接應用。

2 數值演算法研究

2.1 等效多重介質模型數值模擬技術

油藏模型考慮為等溫條件，並且包含油、氣、水三相流體。水和油這兩個液體組分分別存在於水相 中和油相中，而氣體不僅存在於氣相，而且可以溶解於油中。每一相的流體在壓力、重力和毛細管力的 作用下按照Darcy定理流動；溶洞內和溶洞之間的流動為非Darcy流或管流。

採用有限體積法進行空間離散後，採用向後一階差分進行時間離散，可得離散化後單元i內方 程為：

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其中，M是β相的質量；上標n表示是前一時刻的量；上標n＋1表示是當前時刻的量；V_i是單元 i（基質、裂縫或溶洞）的體積；△t是時間步長；η_i是同單元i相連接的單元j的集合；F_β，ij是單元i同 單元j之間β相的質量流動項；Q_βi是單元i內β相的源匯項。多重介質單元i、j之間的流動項F_β，ij可表 示如下：

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其中，λ_{β，ij＋1/2}是β相的流度，

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為了描述復雜介質中的多種流動形態，在復雜介質的多重介質模型中，單元間的流動分為滲流（達西流、非達西低速流或非達西高速流）、一維管流和裂縫面上的二維流動（非達西高速流）、無充填 溶洞內的三維「洞穴流」。

2.2 耦合型數值模擬技術

針對縫洞型油藏大型洞穴內流體流動問題，在Navies-Stokes方程的理論基礎上，考慮動量守衡，創 建了油水兩相不混溶、微可壓縮流動的數學模型，實現了復雜介質油藏Navies-Stokes流和滲流耦合的數 值模擬技術。其數值模型的建立包含兩個步驟：求解區域的離散和方程的離散。求解區域的離散產生求 解區域的數值描述，包括求解點的位置和邊界描述。空間被分為有限的離散區域，稱為控制體積或體 網格。而對瞬態問題，時間區間也被分為有限的時間步長。方程離散則將控制方程的項轉化為代數 表達。

對任意的物理量φ，其傳遞方程可寫為：

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有限體積方法要求滿足以P為基礎的控制體V_P中控制方程的積分形式：

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由於擴散項是φ的二階導數，為保證一致性，有限體積中離散的階數必須等於或大於方程的階數。

離散方法的精確性取決於在點P附近的時空位置上假定的變化函數φ＝φ（x，t）。

要獲得傳遞方程的離散形式，關鍵在於交界面f上的值及其上的垂直梯度，即φ_f和S·（▽φ）_f。對 位於區域邊界上的面，其值由邊界條件計算得到。

3 油藏數值模擬方法的驗證

根據對油藏數值模擬方法研究結果，編制了相應的數值模擬軟體，為了驗證該數值模擬方法的正確 性，開展了注水驅替油物理實驗，實驗中充填物為右半部為5mm白色大理石，左半部為3mm白色大理 石，注入清水速度為0.9L/min，模型內部充滿油，從左向右驅替油，實驗結果如圖1所示，採用相同 的參數進行數值模擬，結果如圖2所示，通過比較可以得出數值模擬實驗與物理實驗趨勢一致，從而驗 證了方法的正確性。

圖1 水驅油物理實驗現象

圖2 油藏數值模擬實驗含油飽和度圖

4 結論

（1）雙重介質理論在裂縫型油藏廣泛應用，較好地解決了基質與裂縫中流體流動差異性大的問題，對於小型溶蝕洞，也有的專家開展了三重介質數值模擬研究，對於具有洞穴的縫洞型油藏沒有相關報 道，通過研究形成了一套能處理洞穴的基於多重介質縫洞油藏自適應隱式數值模擬方法；

（2）針對洞穴內兩相流界面計算和洞穴多孔介質耦合計算兩個關鍵問題開展了研究，結合洞穴內 油水兩相流物理實驗，解決了油水兩相界面技術問題，形成了耦合油藏數值模擬方法，確定了數值 解法；

（3）根據形成的數值模擬方法編制了相應的數值模擬軟體，並通過實驗驗證了方法的正確性。

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7. 氣驅應力敏感性實驗

實驗在室溫下進行，實驗中應用113型氦孔隙度儀和112型高低滲透率儀按「岩心常規分析方法（SY/T5336-1996）、覆壓下岩石孔隙度和滲透率測定方法（SY/T6385-1999）」標准執行。

（一）常規孔滲分析

1.氦孔隙度

樣品測試前均在105℃下烘乾至恆重。樣品顆粒體積用岩心公司的孔隙度儀測得，其原理為波耳定律：

深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例

顆粒體積計算：

深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例

式中：P₁為參比室中的壓力，MPa;V_re_f為參比室體積，cm³;P₂為氦氣擴散進岩心柱後的壓力，MPa;V_matrix為岩心柱體積，cm³;V_grain為樣品的顆粒體積，cm³。

柱塞樣品總體積由千分尺度量樣品的直徑和長度計算而得；總體積減去顆粒體積即為孔隙體積。

深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例

式中：V_p為孔隙體積，cm³;V_b為總體積，cm³。

2.空氣滲透率

使用岩心公司的空氣滲透率儀對柱塞岩樣進行空氣滲透率測試。用200psi環壓將樣品密封在哈斯勒夾持器中，讓乾燥的空氣穩定通過樣品，測其進出口壓力和空氣流速。樣品滲透率通過達西公式計算，其表達式為

深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例

式中：K為滲透率，10^-3μm²;P_atm為大氣壓，760mmHg（lmm Hg=133.3224Pa，下同）；μ為氣體粘度，mPa·s;P₁為進口壓力，psi;P₂為出口壓力，psi;Q_a為流速，cm³/s;A為截面積，cm²;L為長度，cm。

（二）覆壓孔滲分析

1.測試過程

岩心在105℃下烘乾至恆重，將樣品裝入岩心夾持器，建立模擬上覆壓力，測量岩石孔隙度、滲透率，然後逐點增加上覆壓力，同時測量各上覆壓力下的孔隙度、滲透率。覆壓增加到最大值後再逐點降低覆壓，降壓同時測量各壓力下的孔隙度、滲透率。

實驗在室溫25℃條件下進行，最大覆壓分別為35MPa和40MPa。

2.實驗結果校正

實驗測定的孔隙度φ_（1）、滲透率k_a（1）為靜水壓力條件，需要校正為單軸壓力下的孔隙度φ_（2）、滲透率K_a（2），校正步驟如下：

a.應用實驗室測定的靜水壓力條件孔隙度φ_（1）、滲透率K_a（1）分別除以常壓條件下孔隙度φ_（0）、滲透率K_a（0），在同一坐標系下繪制孔隙度變化系數Fφ_（1）＝φ_（1）/φ_（0）、滲透率變化系數FK_a（1）=K_a（1）/K_a（0）與上覆壓力的關系曲線1和曲線2。

b.根據下式計算出單軸向孔隙度φ_（2）：

深層高壓低滲透油田開發：以東濮凹陷文東油田沙三段油藏為例

式中：φ_（0）為常壓條件下的原始孔隙度，%；φ_（1）為靜水壓力下測定的孔隙度，%；φ_（2）為校正後單軸壓力下的孔隙度，%。

c.校正後單軸孔隙度φ_（2）除以常壓條件下孔隙度φ_（0），得出單軸向孔隙度變化系數Fφ_（2），在孔隙度變化曲線上找出對應A點。

d.由A點垂直向下交滲透率變化系數曲線2於B點，交點B對應的縱坐標值即為單軸向滲透率變化系數FK_a（2）。

e.單軸向滲透率變化系數FK_a（2）乘以常壓下滲透率值K_a（0），即為單軸向滲透率值。

（三）實驗結果及分析

實驗中共測試及收集樣品21塊，樣品克氏滲透率為（0.37～165）×10^-3pm²，平均值為26.93×10^-3pm²。定義參數——滲透率百分數＝K_pi/K₀×100%，孔隙度百分數＝φ_p/φ₀×100%。式中：φ_pi、K_pi為某一凈覆壓力（p_i）下的孔隙度、滲透率；φ₀，K₀為初始孔隙度、滲透率（p_i=0）。

1.滲透率與凈覆壓力的關系

圖4-2-1 滲透率百分數與凈覆壓力的關系

圖4-2-2 滲透率隨凈覆壓力的變化

分析實驗結果（圖4-2-1，圖4-2-2），高滲樣品的滲透率百分數與凈覆壓力的相關程度好於低滲樣品，滲透率越高，線性相關性越強。中、高滲儲層（K=165×10^-3μm²,89×10^-3μm²）好於低滲儲層（10×10^-3μm²<K<50×10^-3μm²），特低滲儲層（1×10^-3μm²<K<l0×10^-3μm²）好於超低滲儲層（K<1×10^-3μm²）。這種趨勢在凈覆壓增加過程尤為明顯，這也表明滲透率高儲層彈性變形佔主導。滲透率越低，解除凈覆壓其滲透率的恢復程度越差，其原因是低滲儲層中剛性顆粒含量低，軟、塑性礦物含量高，同時也可能有微裂縫存在（圖版4-2-1）。有效應力增加時，軟、塑性礦物被重新壓實，裂縫、微裂縫閉合，且上述過程的可逆性較差。

圖版4-2-1

隨凈覆壓力增大，滲透率呈非線性降低。凈覆壓力0～15MPa范圍內，滲透率隨凈覆壓力的增加急劇降低，滲透率損失大；凈覆壓力高於20MPa後，滲透率隨凈覆壓力增加降低的趨勢變緩並趨於穩定。分析認為，岩石承受凈覆壓力作用先後經歷壓實、彈性變形、彈－塑性變形、塑性變形幾個過程。從圖中也可以看出，岩石滲透率越低，滲透率與凈覆壓力的線性相關性越弱，滲透率的可恢復程度越差，滲透率損失越大，儲層應力敏感性越強。

岩石滲透率隨凈覆壓力的不斷增加而減小，且剛開始受到凈覆壓力時下降的速度較快，凈覆壓力大幹20MPa以後趨於平緩。解除凈覆壓力，滲透率不能恢復至初始值，且滲透率越低，可恢復程度越差。在有效應力作用下，原來處於張開狀態的喉道縮小變形，並趨於閉合。地層岩石為不均勻各向異性介質，隨凈覆壓力增加，剛性顆粒發生彈性變形，塑性顆粒重新壓實。彈性形變主要表現為岩石骨架或孔隙的彈性壓縮。壓實變形主要表現為柔性、塑性顆粒的變形及脆性顆粒的破壞等。解除凈覆壓力，已縮小變形或趨於閉合的喉道因顆粒的壓實變形恢復不到初始狀態，造成滲透率的不完全恢復。分析中發現凈覆壓增加過程，早期滲透率下降較快（滲透率越低，越明顯）的原因是此過程中微裂縫閉合及岩石的重新壓實佔主導作用，而後滲透率下降較慢岩石發生彈性變形。文東油田原始地層壓力系數高達1.71～1.88，儲層岩石處於欠壓實狀態。岩心從井筒中取出，地層壓力釋放，岩石顆粒更加疏鬆、膨脹。應力敏感性實驗中，低圍壓階段，顆粒的壓縮、壓實程度較大。

凈覆壓力解除過程中凈覆壓力與滲透率的相關性好於凈覆壓力增加過程中凈覆壓力與滲透率的相關性（滲透率越低越明顯。滲透率越低，微裂縫越發育，微裂縫的可恢復性差，即微裂縫的彈性變形差。），相關性好的過程說明彈性變形占優勢，微裂縫欠發育。

凈覆壓力由1.38MPa增至20MPa，岩心氣測滲透率損失率多為15%～30%。凈覆壓力由1.38MPa增至40MPa時，滲透率損失率為15%～35%。滲透率減小主要集中在20MPa以前，凈覆壓超過20MPa後滲透率變化量很小。

2.孔隙度與凈覆壓力的關系

由實驗結果得出凈覆壓力增加及降低過程的孔隙度百分數（圖4-2-3）。隨凈覆壓力增大，孔隙度呈非線性降低。在有效壓力0～15MPa范圍，孔隙度隨有效壓力的增加急劇降低，孔隙度損失大；當凈覆壓力高於20MPa，孔隙度隨凈覆壓力增加降低的趨勢變緩；當有效壓力繼續增大，孔隙度趨於穩定。分析認為，當凈覆壓力超過一定值後，岩石顆粒壓縮、壓實基本結束，顆粒的壓縮變形空間較小，孔隙度隨凈覆壓力的增加降低不明顯。

凈覆壓力增加及降低過程中，孔隙度參數與凈覆壓力的相關關系好於此過程中滲透率與凈覆壓力的相關關系。這也說明凈覆壓力變化過程中孔隙的彈性變形好於喉道的彈性變形。即孔、喉組成的變形介質系統中喉道的塑性形變較強，而孔隙的彈性形變較強。砂岩受壓時，最先被壓縮的是喉道，而非孔隙。隨凈覆壓力增加，未閉合的喉道數越來越少。滲透率不斷降低，下降趨勢逐漸變緩。

由圖4-2-1，圖4-2-2可知，當有效壓力變化時，孔隙度、滲透率隨凈覆壓力的變化具有不均衡性，凈覆壓力較低時變化幅度較大。凈覆壓力變化時，滲透率變化遠遠高於孔隙度的變化（圖4-2-3，圖4-2-4），這說明滲透率對凈覆壓力變化的敏感程度高於孔隙度。特別是較低凈覆壓力范圍，滲透率隨凈覆壓力增大而降低的幅度更大。儲層岩石是一種不均勻介質，故受有效應力作用時發生不均勻變形。

凈覆壓力由1.38MPa增至20MPa時，孔隙度損失率多為5%～10%；凈覆壓力由1.38MPa增至40MPa時，孔隙度損失率多為6%～12%。孔隙度的減小主要集中在20MPa以前，凈覆壓力超過20MPa以後其變化量很小（圖4-2-4）。

比較相同凈覆壓力下的滲透率損失率與孔隙度損失率發現，滲透率損失率明顯高於孔隙度損失率（圖4-2-5）。即由孔、喉組成的變形介質系統中，滲透率對凈覆壓力的反映更加敏感。

由文東油田沙三中油藏的實際特點，實際油藏的應力～應變關系與圖4-1-1c較為接近。

圖4-2-3 孔隙度百分數與凈覆壓力的關系

圖4-2-4 孔隙度損失率與凈覆壓力的關系

3.滲透率和孔隙度損失的不可逆性

深層高壓低滲油藏開發，隨地層壓力降低，儲層逐漸受到凈覆壓力（有效壓力）的作用，滲透率不斷下降，油井產量下降。當生產壓差增加（油井井底壓力降低）到一定程度後，隨著流體的采出油井產量不是上升反而下降。這是因為儲層孔隙流體壓力降低，作用在岩石骨架上的有效應力增加，壓縮岩石發生變形，儲層滲透性尤其是近井地帶大幅度降低，滲流能力變差，採油指數大幅下降。該變化過程是不可逆的，如圖4-2-1～圖4-2-4所示，深層高壓油藏開發滲透率和孔隙度的應力敏感性損失具有明顯的不可逆性。

圖4-2-5 凈覆壓力增加過程滲透率百分數與孔隙度百分數

由圖4-2-1，圖4-2-2可知，儲層岩心的氣測滲透率隨凈覆壓力的增大呈非線性遞減。在凈覆壓力由40MPa降至15MPa過程中，滲透率逐漸恢復，但滲透率恢復曲線在其降低曲線之下。將載入－卸載循環過程初始狀態下岩心滲透率值與有效壓力由40MPa降至1.5MPa後的滲透率值之差稱為滲透率不可逆損失量。文13西儲層岩心氣測滲透率不可逆損失量為（1～6）×10^-3μm²，滲透率不可逆損失率為4%～10%。

由圖4-2-3，圖4-2-4可知，儲層岩心氣測孔隙度隨凈覆壓力的增加呈非線性遞減。凈覆壓力由40MPa降至1.5MPa過程中，孔隙度逐漸恢復，但低於對應凈覆壓下的初始孔隙度值。圖4-2-3，圖4-2-4表明，文13西儲層岩心氣測孔隙度不可逆損失量一般低於2%。孔隙度的應力敏感性損失遠遠小於滲透率的應力敏感性損失。儲層滲透率和孔隙度的應力敏感性損失源於儲層骨架受力發生不均勻變形所致。

深層高壓油藏開發，凈覆壓力增加相當於油井井底壓力降低。所以，利用氣驅和水驅過程中有效壓力增加和降低過程可以分析異常高壓油藏彈性開采和注水開采特徵^[103-105]:

a.彈性開采過程油井井底壓力降低，形成生產壓差，生產壓差越大，即油井井底壓力越小，初期原油產量越高。但是，彈性開采階段如果生產壓差過大（井底壓力過低），井底附近油藏有效壓力增加過快、過大會導致其滲透率的損失過大，油井產量和產能都會急劇降低。如果控制生產壓差生產，初期產量不會太高，但也不會出現產量和產能急劇下降的現象。適當小的生產壓差條件生產，彈性開采控制的區域更大、總產油量高、彈性開採的採收率也較高。因此，彈性開采（包括注水開采）中，不能過分追求初期產量，必須合理控制生產壓差。

b.注水開采，油藏孔隙壓力逐漸升高（尤其是近井附近），滲透率隨之恢復。但如果彈性開采階段油藏壓力下降過大、過快，其有效壓力高於彈性變形的臨界壓力，即使壓力恢復到原始油藏壓力，滲透率也不可能恢復到初始值。如果生產中出現注水井壓力非正常降低將會導致注水井附近油藏產生不可逆的滲透率損失，尤其在裂縫性油藏注水開發中，這種滲透率不可逆損失更為嚴重。這是深層高壓低滲油藏注水能力低的一個原因。

4.加壓方式對滲透率變化的影響

為研究深層高壓低滲油藏地層壓力下降速度及地層壓力恢復速度對儲層物性的影響，實驗室在注入速度一定的情況下，通過快速和慢速加壓實驗、慢速連續加壓－恢復循環實驗模擬深層高壓油藏開發中不同有效壓力下儲層滲透率的變化。

（1）有效壓力變化速度對滲透率損失的影響

採用與氣測滲透率相同的裝置對岩心進行快速和慢速加壓實驗，以分析有效壓力（凈覆壓力）變化速度對儲層的傷害。為增加可對比性，選擇同一口井、同一深度點的岩心W13-281（2-1），w13-281（2-2）進行實驗。對W13-281（2-1）進行快速加壓和恢復實驗，有效壓力為1.5,20和40MPa；對W13-281（2-2）進行慢速加壓和恢復實驗，有效壓力為1.5,5,10,15,20等5MPa間隔一直增大到40MPa。實驗結果如圖4-2-6所示。

圖4-2-6 有效壓力變化速度對滲透率損失的影響

分析可知，有效壓力增加速度對岩心滲透率影響明顯。有效壓力快速增至40MPa，滲透率損失率為13.3%（W13-281（2-1））.有效壓力慢速增至40MPa，滲透率損失率為12.2%（W13-281（2-2））。有效壓力降低速度對岩心滲透率恢復影響也較大。有效壓力快速增加的岩心W13-281（2-1）在有效壓力降低至1.5MPa後，其滲透率損失率為7.7%；而有效壓力緩慢增加的岩心W13-281（2-2）在有效壓力降至1.5MPa後，其滲透率損失率為4.6%。可見，有效壓力快速變化所造成的滲透率不可恢復損失大於有效壓力緩慢變化造成的滲透率不可恢復損失，這與圖4-1-1c相吻合。有效壓力變化速率決定應變率的高低，有效壓力快速變化導致高應變率，有效壓力慢速變化導致低應變率。

根據以上研究結果，深層高壓低滲油藏開采中井底壓力從較高水平緩慢降至生產壓力有利於減小儲層滲透率的應力敏感損害。因此，深層高壓低滲油藏開發應合理控制採油速度、緩慢降低油層壓力，以減小滲透率損失、提高油藏最終採收率。

（2）慢速連續加壓－恢復循環實驗

通過減小有效壓力的方法模擬地層壓力恢復過程，通過「連續加壓－恢復循環實驗」模擬油藏實際開采中的連續關井恢復地層壓力過程。實驗中以氮氣為流動介質，所用實驗裝置與氣測滲透率相同。

增壓過程有效壓力點依次為1.5,5,10,15,20,25,30,35,40MPa。加壓過程按設計的有效壓力點依次加壓到該有效壓力值，然後按相反順序降低有效壓力至初始值，再進入下一個加壓－降壓循環。圖4-2-7給出了203-35（2-2）岩心連續循環加壓滲透率的變化曲線。由圖4-2-7可知，第一次加壓滲透率下降幅度大，且有效壓力鬆弛後，滲透率恢復程度小。這是因為第一次增壓過程中存在地層壓實和壓縮雙重作用，而以地層壓實為主。隨有效循環數不斷增加，滲透率下降幅度逐漸減小，且有效壓力降低後，滲透率恢復程度增加。第二次及第二次以後的增壓過程地層壓實已經完成，以地層壓縮為主。故每一次增、減壓滲透率的恢復程度都優於前一次。在圍壓升高初期，滲透率下降幅度大。隨圍壓鬆弛滲透率恢復程度小。隨圍壓循環數不斷增加，滲透率下降幅度逐漸減小。降圍壓鬆弛後，滲透率恢復程度增加。

圖4-2-7 岩心203-35（2-2）連續循環加壓

經過六次循環，203-35（2-2）岩心加壓到30MPa，其滲透率損失率為9.2%（這個值並不大）。經過六次增減壓循環，岩石基本可以看做是彈性體（本體變形占絕對優勢）。油田開發實踐證明，如果油田開發初期地層能量釋放過快就會引起近井地帶滲透率顯著下降，並且恢復程度小。通過頻繁關井並不能從根本上減小由於地層壓力下降所造成的地層傷害。也就是說，如果某一生產壓力造成地層傷害，關井後進行壓力恢復，然後再次以相同的生產壓力開采，還會造成更嚴重的地層傷害。

因有效應力載入過程岩石存在重新壓實及壓縮過程，故儲層應力敏感性評價應採用卸載曲線（卸載曲線更接近於彈性變形過程）。砂岩在應力作用下由彈性向塑性轉變的轉化應力一般超過100MPa，油氣藏開發中涉及的有效應力范圍一般低於100MPa，基本屬於壓實、壓縮背景上的彈性變形過程。

5.應力敏感的時間效應

岩石受到應力作用需要經過一段時間才能完成全部變形。氮氣驅實驗中測定凈覆壓力作用不同時間後的滲透率，從而確定滲透率變化達到穩定的時間，即岩心的形變時間。為表徵特定壓力條件下岩心滲透率隨加壓時間的變化，定義不同時刻滲透率與穩定滲透率之比為滲透率比值。W13-358（4-1）樣品（K_g=41.1×10^-3μm²）的「時間效應」如圖4-2-8所示。滲透率在不同有效壓力作用下隨時間的增加，變化幅度不斷減小，並逐漸趨於某一穩定值。有效壓力為20MPa，滲透率達到穩定時間為2.5小時；有效壓力為40MPa,5.0h後滲透率仍未穩定。儲層變形具有蠕變特性，有效壓力越高，滲透率達到穩定所需的時間越長。

圖4-2-8 滲透率變化的時間效應

（四）應力敏感性評價結果

以表4-2-1的6塊常規氣測應力敏感性樣品為例探討氣測應力敏感性結果。實驗數據如表4-2-1，表4-2-2，表4-2-3和圖4-2-9所示。根據儲層應力敏感性評價標准（敏感指數SI<0為負敏感；SI<0.1為弱敏感；SI=0.1～0.3為中等敏感；SI>0.3為強敏感；SI>0.5為超強敏感），氣驅實驗中儲層應力敏感性為中等－強敏感。

表4-2-1 實驗岩心編號與基本參數

表4-2-2 凈覆壓力與滲透率的關系實驗數據

表4-2-3 凈覆壓力與孔隙度的關系實驗數據

圖4-2-9 凈覆壓力與物性的關系圖

8. 模擬實驗

油源對比發現，東營凹陷沙三段砂岩透鏡體內的原油並非完全來自沙三段的烴源岩，其油源主要為沙三段和其下部沙四段的混源油。那麼在沒有明顯大斷層溝通的情況下，沙四段的油是如何進入到沙三段的烴源岩中的呢？前文提出油氣可以通過裂縫和薄層砂作為輸導通道運移到砂岩透鏡體中成藏，裂縫和薄層砂這兩種輸導要素在空間上的配置關系和組合樣式對油氣輸導效率及輸導過程究竟如何呢？本次實驗的目的就是應用細棉線模擬裂縫，將棉線和砂體連接，模擬油氣是否能夠由細棉線導入砂岩體中並在砂體中聚集成藏的過程。

（一）模型的物理模擬實驗

1.模型

圖3-15即為油氣有機網路簡單物理模擬實驗裝置圖。該模型的尺寸為長（50cm）×寬（30cm）×厚（2cm）。左上角和右下兩角扇形體分別以粒徑0.4～0.45mm的石英砂充填，左上角扇形體半徑為11cm，右下角扇形體半徑為10cm；模型中央為一近橢圓形體，以粒徑0.4～0.45mm的石英砂充填，長寬分別為22.5cm、16cm；與左上及右下砂岩扇體的距離分別為9.5cm、8cm。模型內其餘部分以泥岩充填。紅色箭頭A、B指示注油口，孔a為注水口，孔b為排氣口。線1、2、3為細棉線。單股棉線的直徑約0.2mm。在常溫常壓下進行實驗。

圖3-15 簡單模擬實驗裝置示意圖

2.實驗結果

首先由示意圖中的a孔注水，排出裝置中央透鏡體中的空氣，當b孔有水流出時，排氣結束。然後將a、b孔皆關閉。然後由A、B兩個注油口開始注油，注油速度皆為0.5mL/min。經過1h後，下扇形體內的油經過棉線運移到透鏡體內並在浮力作用下至頂部聚集；同時上扇體的油也開始經過棉線運移到透鏡體內（圖3-16左）。

距開始注油大約70min後，A口注油的速度減小到0.1mL/min,B注油口的速度維持0.5mL/min不變。約20min後，上扇體內的油繼續緩慢通過棉線運移到透鏡體內；下扇體內的油也繼續通過棉線運移到透鏡體內，透鏡體上部聚集的油量明顯增加（圖3-16中）。此時再次改變注油速度，A口注油速度變為0.2mL/min;B口停止注油。3h40min後，上扇體的油進一步通過棉線運移到透鏡體內，並上浮至頂部聚集（圖3-16右）。A口停止注油，進入靜觀階段。

圖3-16 實驗進行時的油氣運移結果圖

在經歷了18h的靜觀階段後，由兩邊扇體通過棉線進入透鏡體內的油量明顯增多。油在透鏡體上部大量聚集，累積油柱高度為9cm（圖3-17）。

圖3-17 實驗進行23h油氣運移結果圖

至此實驗結束，本次實驗共持續23h15min，累積注油量：由A口注油77.5mL，由B口注油43.5mL。

（二）較復雜模型的物理模擬實驗

1.實驗模型

圖3-18即為較復雜物理模擬實驗裝置圖。該模型的尺寸為長（50cm）×寬（30cm）×厚（2cm）。一共分為上下5層，其充填物依次為含油泥、細砂、含油泥、細砂、泥岩，有4個透鏡體分別布置在最下層和最上層中，上面兩個透鏡體由單股棉線（模擬裂縫）與其下端的細砂岩相連。其中細砂岩粒徑為0.15～0.2mm（模擬薄砂層），透鏡體內的砂礫粒徑為0.35～0.4mm，含油泥中油與泥的比例約為1:5.16,a口為注油口，本實驗在常溫常壓下進行。

圖3-18 油氣有機網路運移復雜模擬實驗裝置示意圖

2.實驗過程

實驗裝置完畢即為開始實驗，7h25min後，右下側透鏡體開始進油（圖3-19左），無其他現象發生。

26h15min後，左下側透鏡體內的聚集的油進一步增加，從下往上數第二層細砂岩條帶有油氣滲入（圖3-19右）。

到第9天，改變實驗措施，由a口開始注油，注油速度為0.15mL/min,53min後（222h33min），下條帶細砂層開始進油（圖3-20左）。

6h55min後，下細砂條帶聚油量增加，左下側扇體聚油量增加，此時停止注油，進入靜觀階段。1天後，下細砂條帶內油從右向左運移，且下側兩個透鏡體聚油量增加，聚油體積都約占整個透鏡體的70%。再過l天（累計進行到約269h），左下側透鏡體聚油體積約占整個透鏡體體積的90%，右下側透鏡體的聚油體積約佔95%（圖3-20右）。

此後再次由a口注油，隨著注油量的增加，下面兩個透鏡體都逐漸完全被油充注，下細砂條帶的聚油量也逐漸占滿整個條帶，隨後上細砂條帶也開始見油（圖3-21左）。

圖3-19 復雜模擬實驗油氣運移圖

圖3-20 復雜模擬實驗油氣運移圖

隨著實驗的繼續進行，上細砂岩條帶的聚油量逐漸增加，最終充滿整個條帶，且該條帶內的油通過棉線導入上面兩個透鏡體中（圖3-21右），至此實驗結束，累計進行時間約359h，本次實驗累積注油量348.69mL。

圖3-21 復雜模擬實驗油氣運移圖

3.實驗討論

本次實驗歷時共約359h，由以上實驗可以發現，常溫常壓下，由於烴濃度差引起的滲透壓差和擴散壓差，底層含油泥岩內的油具有運移到與其相鄰的砂岩體中的趨勢。在毛細管力差和烴濃度差的作用下，底層泥岩中的油首先進入被其包圍的孔隙較大的砂岩透鏡體中，而不太容易運移到其上部的細砂岩條帶中。

隨著底層油不斷的注入，壓力不斷增大，最終能夠克服底層泥岩與其上層細砂岩的毛細管力時，油就進入到其中，當其濃度足夠大時，在烴濃度差的作用下，油運移到層3中。層3中的油在滲透壓差的作用下，運移到層4中。聯結頂層砂岩透鏡體與層4的棉線能起到很好的輸導油的作用，因此層4的油能沿著棉線模擬的裂縫運移到頂層的兩個砂岩透鏡體中。

通過本次實驗，可以看出，僅靠底層泥岩中的油自然滲透和擴散，其運移能力有限。但是在油源充足的情況下，底層的油最終能夠運移到與之相隔幾層的砂岩透鏡體中。

9. 岳湘安的研究方向介紹

1. 提高石油採收率理論與技術
(1) 低(特低)滲透油藏提高採收率理論與技術
主要研究內容：從微尺度流動和微尺度物理化學效應入手，揭示油氣水在低(特低)滲透油藏中特殊滲流和驅油現象的微觀機理；探索低(特低)滲透油藏開採的基本規律和主控因素；建立基於物理模擬實驗的低(特低)滲透油藏表徵方法及提高採收率技術適應性評價方法；根據基礎研究成果建立的技術思路，研發低(特低)滲透油藏提高水驅採收率技術和水驅後提高採收率技術。
近十年來，在「低(特低)滲透油藏提高採收率理論與技術」方向主持完成的重大科研項目有：
●「低滲透油藏提高採收率基礎理論研究」， 國家重點基礎研究發展計劃（973計劃）前期研究專項（2002年～2005年）
●「注水開采後期低滲透油藏提高採收率技術」，國家科技重大專項專題（2009年～2010年）
●「特低滲儲層表徵方法及開采技術適應性評價」 中國石油化工股份有限公司（2008年～2010年）
(2) 氣驅提高採收率理論與技術
研究的主要技術包括：CO2驅、N2驅、空氣驅。
主要研究內容：各類復雜油藏中氣體驅油的機理；影響氣體微觀驅油效率和宏觀波及效率的主控因素；根據基礎研究成果，研發提高氣體驅油效率的方法，研發抑制和治理氣竄的新技術；基於物理模擬與數值模擬相結合的方法，優化氣驅方案和工藝參數。
研究方向介紹
近年來，在「氣驅提高採收率理論與技術」方向主持完成的重大科研項目有：
●「CO2驅替過程中多相多組分非線性滲流機理和規律」， 國家重點基礎研究發展計劃(973計劃)課題（2006年～2010年）
●「低滲油藏CO2驅深部封竄技術研究」， 國家科技支撐計劃課題（專題）（2006年～2008年）
●「低（超低）滲透油藏氣驅竄流抑制技術研究」 國家科技支撐計劃課題（專題）（2007年～2009年）
(3) 油藏深部調驅技術
主要研究內容：針對非均質油藏、裂縫性油藏和長期水驅後形成竄流通道的油藏，研究水竄機理和基本規律；研究影響水竄的主控因素；根據基礎研究成果，研發治理水竄、提高波及效率的油藏深部調驅技術；基於物理模擬與數值模擬相結合的方法，優化油藏深部調驅方案和工藝參數。
近年來，在「油藏深部調驅技術」方向主持完成的重大科研項目有：
●「低滲非均質砂岩油藏深部封堵與改造關鍵技術研究」，國家「十五」科技攻關項目（專題）（2004年～2005年）
●「海上油田聚合物—泡沫復合調驅技術研究」， 國家科技重大專項專題（2008年～2010年）
(4) 水平井開采物理模擬與堵水調剖技術
主要研究內容：研發不同類型油藏水平井開采過程物理模擬方法和裝置；基於物理模擬實驗，並與數值模擬相結合，研究水平井開采過程中油水運移和油井水淹規律；水平井堵水調剖技術研究；水平井開采工藝優化。
近年來，在「水平井開采物理模擬與堵水調剖技術」方向主持完成的重大科研項目有：
●「冀東油田邊底水油藏水平井化學堵水技術研究」，中國石油冀東油田分公司（2006年～2008年）
●「水平井區中高含水期改善開發效果方法研究」，大慶油田有限責任公司（2008年～2009年）
●「錦16塊水平井化學驅方案優化物理模擬研究」，中國石油遼河油田分公司（2008年～2009年）
（5）化學驅理論與技術
主要研究內容：化學驅油機理；化學驅技術適應性評價；化學驅油劑的研發與評價；化學驅方案及工藝參數優化；復雜油藏化學驅技術研究。
近年來，在「化學驅理論與技術」方向主持完成的重大科研項目有：
●「化學復合驅過程中的乳化及其對採收率的影響機理」， 國家重點基礎研究發展計劃（973計劃）專題（2005年～2010年）
● 「聚合物溶液微尺度流動探索研究」，國家自然科學基金項目（2006年～2008年）
●「龍虎泡油田二元復合驅配方體系優選」， 大慶油田有限責任公司（2009年～2010年）
2. 油氣滲流理論與應用
主要針對化學驅、油藏深部調剖中的復雜滲流問題開展研究，如油藏中的多尺度耦合流動理論、油藏孔隙尺度下復雜體系流動及兩相微觀驅替動力學、基於微觀流動的宏觀滲流理論、伴有化學反應的滲流理論研究。

10. 國內外油氣採收率預測方法

一、國外油氣採收率預測方法

國際上常用的採收率預測理論方法主要有兩類：

（一）確定法

確定法適合存在已開發油氣藏的採收率預測，又細分為：類比法、體積法、物質平衡法和產量遞減法（表1-1），方法種類基本上與國內的相同。

表1-1 油田原始可采資源量預測方法

續表

（二）概率法

概率法通常應用於未開發油藏採收率的預測。由於資料較少，主觀因素較多，提高其預測可靠程度的難度較大。代表性的方法有美國地質調查局的概率統計法和加拿大地質調查局的石油勘探與資源評價系統。

二、國內油氣採收率預測方法

國內對油氣採收率預測方法的研究較為深入，方法種類也比較多。採收率不僅與油層的岩性、物性及驅油機理等油藏的地質條件有關，而且還與油藏的開發方案、油井工作制度、採油工藝技術水平及增產措施有關，因此在確定一個油藏的原油採收率時，往往需要用不同的方法進行估算，然後將各種方法獲得的結果進行分析、對比，從中選出較為合理的採收率值。

（一）經驗類比法

油田投入開發以前，主要利用油藏靜態地質資料、試驗資料以及枯竭油田推導的相關經驗公式等方法確定採收率。可以根據地層原油粘度，油層滲透率，油層非均質性和油藏的驅動類型等幾項主要指標，與已開發油藏類比確定採收率值。

不同驅動類型油藏採收率的經驗值一般為：

水壓驅動30%～50%；

氣頂驅動20%～40%；

溶解氣驅動10%～20%。

（二）岩心分析法

用岩心在實驗室內模擬油藏條件進行實驗，能夠獲得注水開發油藏的驅油效率，再乘以油藏的體積波及系數，就可以求得油藏的水驅採收率。

對於原油密度小、含蠟量低、凝固點低的油藏，在泥漿濾液沖刷很好的條件下岩心的殘余油飽和度求得的驅油效率，也可作為確定採收率的參考數據。

（三）相滲透率曲線法

根據有代表性的油、水相對滲透率曲線，利用分流量方程式進行理論計算，得到含水率和含水飽和度的關系曲線，取含水率為98%時的平均含水飽和度，由公式計算出驅油效率，該數值經過流度比和地層滲透率變異系數的校正，即可得到合理的採收率值。

（四）相關經驗公式法

根據油藏的地質和開發參數，利用水驅和溶解氣驅油藏採收率相關經驗公式計算採收率。

（五）預測水驅採收率的新方法

注水開發油田產量、採收率的預測一直是一大難題，尤其是低滲透、裂縫性油田的產量預測。目前常用的油藏數值模擬方法存在很大的不確定性，經常需要進行油藏數值模擬。而傳統的產量遞減分析方法仍然是基於一些經驗公式，不具備完善的理論基礎，也不具有普適性。而且在注水開發前或早期根本無法知道油田產量遵循哪種經驗型的遞減方式。

新的預測水驅採收率的方法是基於大量的試驗及理論研究成果推導出來的，可以對注水開發油田的單井、區塊或全油田進行產量、採收率的預測。該方法主要採用兩種方式進行產量預測：一種方式是油田注水投產以前進行水驅動態的預測。所需數據為岩石、流體的基本物性參數（孔隙度、滲透率、流體粘度等）及特殊物性參數（相對滲透率、毛管壓力等）。採用新的實驗方法，可以不需要進行傳統的相對滲透率和毛管壓力曲線測量，而只需測量特定油藏的總流動能力。另一種方式是在油田注水開發一定時間以後進行產量預測。所需輸入參數為產油量歷史數據。在進行產量、採收率預測的同時，還可以推算出油藏岩石與流體的流動參數，如相對滲透率、毛管壓力、或總流動能力等參數。