注水油藏物理模拟实验装置

1. 碳酸盐岩缝洞型油气勘探开发技术

碳酸盐岩缝洞型油气勘探开发配套技术是一项系统工程，贯穿于地震资料采集、处理、解释和室内模型等多个环节，需要地震资料与测井、钻井、岩心、构造演化、生产动态等因素综合分析，包括有利岩相及古地貌分析技术、全三维构造、断裂精细解释及三维显示技术、缝洞型储层模型物理模拟技术、碳酸盐岩缝洞型储层识别技术、烃类检测技术、储层酸化压裂技术、水平井开发、水平井分段酸压改造技术及注水替油技术等。

一、岩相古地貌技术

有利岩相及古地貌分析技术是指利用层序地层学、储层地质学、构造地质学和沉积地质学等地学理论为指导，以计算机为工具，采用层序划分、地层对比、单井相分析、沉积相纵横向分布特征研究、储层宏观特征研究(如岩心观察)、储层微观特征分析(如薄片观察、地球化学分析等)、储层物性统计等手段，开展层序地层划分与对比、储集体类型及成因机制、沉积相、古地貌及古水系分析等明确优质碳酸盐岩储集体发育的地质成因条件，建立不同样式储层体成因模式。

二、地震预测技术

借助全三维地震数据体，对振幅、频率等属性特征进行分析，可对三维地震数据体采用由点-线-面逐级放大的方法，实现三维空间立体可视化精细解释。采用的技术手段有精细层位标定、相干及倾角分析技术、三维解释及立体显示技术等。三维地震联片处理技术，为储层预测提供了较高精度的基础数据，最终实现了统一网格、统一静校正、统一地震记录(极性、时差、振幅、频率、波形)、统一速度模型、统一叠加和偏移的联片处理;通过联片精细成像处理，地震资料的品质得到了改善，并对主要目的层风化面进行精细刻画，使原三维地震资料拼接处的构造得到了落实，资料的分辨率、信噪比、保真度得到了有效提高，为后续的地震资料解释、储集层预测、地震反演、整体评价提供了可靠的基础资料。

三、物理模拟技术

1977年，美国休斯敦大学地震声学实验室创建了水槽地震物理模型。国内南京石油物探研究所及同济大学在1985年前后建立了大型水槽自动物理模拟观测系统。但是，水槽地震物理模拟也存在着缺陷，它无法正确模拟陆上地震勘探过程，只能记录纵波，不能记录横波和转换横波。为了克服上述缺点，20世纪80年代，美国哥伦比亚大学、埃克森石油公司、休斯敦大学和中国石油大学先后研制了固体地球物理模型。针对碳酸盐岩缝洞储层的物理模拟技术研究，已经开始起步，但缺少系统性研究。数值模拟技术，随着算法的改进和计算机技术的发展，已经从声波射线模拟发展为波动方程模拟，模拟精度和速度得到明显提高。

四、储层雕刻技术

碳酸盐岩缝洞型储层的识别可以从地震属性特征、钻井、录井、测井、岩心和薄片观察几个方面联合进行。钻井前缝洞型储层识别主要依靠地震，利用储层精细标定和模型正演技术，明确储集体的地球物理响应特征，开展储集体地震属性敏感性分析，确定有效地震属性，并由此提取相应地震属性，最后在地质成因分析及储集体地质模式控制下，分别开展岩溶孔洞及裂缝的识别。

多属性综合分析技术是指沿层对一定时窗范围内的数据体提取不同的属性，得到该属性的平面分布图或立体图，并进行综合地质分析。多属性交会分析认为相干检测、分频振幅和波阻抗是基本适合碳酸盐岩缝洞型储层预测的敏感属性。属性提取技术可细分为均方根振幅、振幅变化率、分频、沿层相干、波阻抗和灰岩顶面地震相等，其关键是确定合理的时窗和精细的解释层位。地震属性提取是一项较成熟的常用技术。但溶洞定量描述和流体识别仍然十分困难。

近年来，缝洞型储层定量雕刻技术已取得重要进展，如塔里木油田基于井控高保真叠前时间偏移处理，使储层特征更加明显，尤其是道集资料信息，为储层量化描述和叠前油气检测奠定了坚实的资料基础;通过高精度叠前深度偏移处理，有效地解决了“串珠”归位不合理的问题，为缝洞体位置的准确识别提供了有力的支撑;在井震结合建模的基础上，建立了地震响应特征与缝洞体发育状况的量化关系，初步实现了缝洞单元储集空间的定量计算;缝洞体三维立体雕刻与量化描述在井位研究中发挥了重要作用，近两年储层钻遇率达到98%以上(图6-14)。

图6-14 塔中中古11井缝洞雕刻图

五、烃类检测技术

碳酸盐岩缝洞型储层烃类检测技术是个难点，同时也是研究的热点。目前有叠前AVO道集、频率吸收等技术。在频率吸收技术中，高产井烃类指示响应特征为主频降低、高频衰减快、低频能量增强;泥质充填干井响应特征为较高能量、高频、低吸收;断裂发育具有低能量、低频、高吸收特征。叠前AVO道集是利用振幅随偏移距(入射角)的变化来判断溶洞中的流体类型，总体表现为油井振幅随偏移距增大而增加，水井振幅随偏移距增大而减小。

六、储层酸化压裂技术

碳酸盐岩缝洞型储层非均质性强，基质渗透率低，无储集能力，油气渗流通道主要为裂缝，油井完井后大多无产能，只有通过酸压改造措施，形成一定长度、高导流能力的酸蚀裂缝，沟通油气渗流通道和储油空间，才能保证正常投产和较长时间高产稳产。事实证明，酸压改造储层的技术解放了地层能量，大幅度提高了油气井产能，使油田开发的经济效益显著提高，已成为碳酸盐岩缝洞型油气藏开发中必不可少的关键技术之一。

七、水平井开发技术

在碳酸盐岩溶洞发育密集的地区，为了多钻遇几个缝洞单元，提高单井产量，常采用水平钻井工艺，水平井的方向一般垂直于裂缝走向，这样钻井穿过缝、洞发育段的可能性大大提高，对缝洞型储层开发效果好。

水平井钻井和开发中常遇见以下问题:①水平井水平段在钻遇大型洞穴储集体发生放空、漏失时，无法建立泥浆循环，导致无法按原设计继续钻进其他溶洞，多数情况下只能直接投产;②水平井在水平段穿过的几个缝洞单元，只要一个缝洞单元出水，就有可能造成水淹，其余缝洞单元的储量也将无法有效动用。因此，在储层预测、流体识别和缝洞系统定量描述无法满足水平井设计要求时，不易大规模实施水平井开发，井位部署时仍应首先采用直井+侧钻的布井思路和做法(吕媛娥，2006)。

八、水平井改造技术

水平井分段改造技术是目前国际上提高产量的重要技术。通俗讲就是采用专业工具，将水平井段分成若干相对独立的系统后，有选择性地进行酸化改造。如塔里木油田水平井酸化压裂改造始于2005年，2008年首次在塔中62-7H井实施，获得日产油220m³，天然气20×10⁴m³的高产。

该技术与较笼统酸压技术相比具有诸多明显优势，可形成相对独立的人工裂缝系统，更好地利用物性差异层段，充分挖掘水平井产能，最大限度地提高单井产量。实践证实实施水平井分段改造后，平均产能与同区块直井相比，提高了3.8倍，而与水平井笼统酸压相比，也提高了近一倍。经过多年探索，采用水平井开发逐渐成为塔中地区在碳酸盐岩中建立高产井、培养高产井组和高产区块的重要模式，水平井分段酸压改造技术则成为进一步提高开发效率、延长单井寿命的重要依据。

九、注水替油技术

碳酸盐岩缝洞型油气藏投入开发后自然产量递减快，弹性采收率低，如塔河油田以定容性溶洞为储层的单井年产量递减达30%～90%(涂兴万，2008)，注水替油是提高采收率的一种重要手段。以碳酸盐岩缝洞型为储层的油井，在进行注水替油生产前，要尽可能地利用天然能量开采，在后期地层压力难以维持正常机抽生产时，才能进行注水替油，定容性油洞为优选对象。

碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油的机理是:通过注入水补充地层能量，恢复地层压力;利用重力分异的原理，在焖井过程中，油水不断置换，产生次生底水以抬升油水界面;使注入水进入油井周围比较小的裂缝中，置换出其中难以采出的剩余油。油井以“注水—焖井—采油”为一个周期进行注采循环，经过多轮次的注水替油，可逐步提高原油采收率(荣元帅，2008)。

2. 精细油藏数值模拟技术在孤东油田七区西的应用

于金彪孙业恒杨洪杨耀忠戴涛肖席珍

摘 要 针对孤东油田七区西含油面积大、井多、层多、储集层非均质严重、层系划分复杂等特点，采用了分层系建立静态模型的研究思路和整体建立开发动态模型、建立了精细油藏模型，对剩余油分布，从八个角度研究了其饱和度和储量的变化，由全油藏再到层内井点，逐步细分，为油田开发挖潜找出具体部位。依据剩余油分布研究提出的提高水驱采收率措施，在矿场实施中取得了良好效果，年增油8×10⁴t。

关键词孤东油田油藏数值模拟精细油藏模型历史拟合剩余油分布调整措施

一、引言

孤东油田七区西是典型的整装大油田，目前已处在特高含水开发阶段，进一步开发的难度越来越大。进行精细油藏数值模拟研究十分必要，与常规的数值模拟相比，精细模拟主要的体现是：在模型建立中，重点研究了网格步长优化技术、饱和度函数标定技术、合注合采井产量分配技术；在历史拟合中，重点考虑了参数的时变性、相渗曲线的网格化赋值和方向性，并且拟合了井层测井解释油饱和度，进一步提高了拟合精度；在剩余油分布研究中，从8个角度由体到面再到点对剩余油进行分析，尤其是单井层的剩余油分析，为下一步调整挖潜提供了更可靠的依据。根据剩余油分布研究的结果，提出了调整措施，在矿场上取得了良好的应用效果。通过新老井措施，年增油8×10⁴t。

二、开发状况分析

1.地质概况

孤东油田七区西位于孤东构造东翼，构造高点位于七区西的西南部，向北东方向倾斜，地层比较平缓，地层倾角1°～2°，主要断层有3条。七区西馆上段4～6砂层组是主要含油层系，纵向上共分为30个沉积时间单元，含油面积为11.7km²，地质储量5800.1×10⁴t。地层为一套下粗上细的正韵律河流相沉积，岩性以细砂岩、粉砂岩和泥岩为主，具有高孔、高渗、强非均质、储集层结构疏松等特点。

该区块地面脱气原油密度为0.945～0.965g/cm³，地面原油粘度为166～2016mPa.s，地下原油密度0.9041g/cm³，地下原油粘度33.8～77.8mPa.s，凝固点－7～－35℃，含硫量0.3%左右，含蜡量5.76%，属于低凝固点、低含硫量、低含蜡量、高粘度原油。原油性质受构造的影响比较明显，构造高部位原油性质较好，向低部位逐渐变差，同一单元的原油粘度有随深度增加而变稠的趋势。

该区块属于构造岩性层状油气藏，油层分布主要受构造的控制，并具有层状分布的特点，由于该油藏为河流相沉积，砂体厚度横向变化大，砂体容易发生尖灭，导致不同的砂体具有局部的油水界面。除在1350m附近具有一个主要的油水界面控制着砂体的油水分布外，在4²²、4⁵²、6³、6⁴、6⁷²还有5个次级的油水界面控制砂体的油水分布。

2.开发历程及开采现状

该区块自1986年6月投入开发至今，主要经历了以下三个开发阶段：天然能量开采阶段（1986年6月—1987年4月），1986年6月开始全面投入开发，利用天然能量分

～5²⁺³、Ng5⁴～6¹、Ng6²～6⁸三套层系开采；注水见效，高速稳产阶段（1987年5月～1990年4月），1987年4月开始注水，三套层系采用300、212m反九点井网注水，当年注水见效，年产油量持续上升；层系井网大调整，持续高速稳产阶段（1990年5月～1998年12月），1990年4月开始层系井网大调整，由三套层系改为五套，由反九点井网改为加密的300m×150m、212m×106m行列注水井网开发，使井网层系对油藏的适应性有了较大提高，含水量上升得到有效控制。

截止到1998年12月，该区块分五套层系开发，共有油井475口，水井315口，累积产油1935.2×10⁴t，采出程度33.86%，综合含水量96.2%，处在特高含水开采期，累积注水17983×10⁴m³，累积注采比1.1，地层总压降0.21MPa。

三、精细油藏数值模拟研究

1.研究难点与建模做法

该区块含油面积大、地质储量大、非均质严重、开发层系多、层多、井多、井密，其地质构造和开发历史复杂是研究的难点。

建模时采用分解大模型，主要解决了CPU运行时间与工作进度的矛盾。根据层系间的连通性及机器运算能力，相应地建立4个模型分别进行研究，各模型对应层系及小层情况见表1。考虑到各模型静态上相对独立，根据地质、测井解释成果，分别建立各模型的静态模型；但由于牵扯到多层合注合采的问题，各模型在动态上相互关联，采用动静态结合的方法，进行合注合采井的产量分配，分别建立各模型的动态模型，实现全油藏整体动态建模。

表1各模型对应层系及小层情况表

2.模型建立

油藏数值模型由静态模型和动态模型构成。根据油藏描述的五大模型建立起静态模型，根据矿场实际生产数据，建立起动态模型。

（1）构造模型

以小层平面图为基础，输入各层的断层、等值线，从宏观上控制各小层的构造起伏变化趋势，再根据地质提供的静态参数库输入各小层井点的顶部深度，从微观上控制局部微构造变化。

（2）地层模型

根据地质纵向上细分的结果，划分为30个沉积时间单元，数值模拟分四套模型、30个小层来进行研究。

（3）储集层模型

根据各小层平面图，输入零线和尖灭线，零线赋予有效厚度下限值0.5m，尖灭线赋予零值，这样既描述了砂体又勾勒出油砂体的构造形态，既保证了同一砂体中不同油砂体之间的连通性，又减小了零线对零线附近网格插值运算带来的误差，通过动态历史拟合，也验证了这种处理方法的实用性；再根据静态参数库，输入各层井点的砂层厚度、有效厚度、孔隙度、饱和度、渗透率、残余油饱和度等参数，建立油藏的储集层模型，再根据各小层间的连通图、井层的连通情况，建立储集层间连通模型。

（4）流体模型

根据实验室资料，通过分析、筛选、处理，获得可靠的pVT数据、相渗曲线、毛管压力曲线等，建立起流体模型。

（5）网格模型

在建立网格模型前，应选考虑网格步长优化问题。从理论上讲，网格步长越细，网格数越多，计算精度越高，但机器运算时间也越长，这样就出现了网格步长、计算精度、CPU时间之间的矛盾。以5⁴～6¹模型为例进行研究，发现当网格步长在30～50m之间时，较好地满足上述三者的要求，所以一般取网格步长30～50m。根据以上网格步长优化原则，再考虑到井网，井间一般相隔2～3个以上网格，对七区西馆上段5套开发层系、4个模型进行网格系统划分，累计网格节点数达到21.1万个。

（6）动态模型

合注合采井产量分配问题是油藏工程研究和数值模拟研究中经常碰到的问题，既是重点，又是难点。传统的分产方法是采用静态法，即根据各层的Kh/μ分配产量。由于该方法忽略了层间压力对产量的影响，分产结果存在一定的误差，为了弥补静态法分产方法上的不完善性，考虑到各层系的压力变化以及历史拟合中出现的供液不足的矛盾，对静态法分产结果进行产量校正，时间阶段划分到月，建立起动态模型。

（7）模型建立特点及技术

角点网格技术在角点网格系统中，一个网格用8个顶点的x、y大地坐标以及深度3个变量共24个变量来描述，可以表示任意形状的六面体。而通常采用的直角网格系统中，一个网格用x、y网格坐标以及深度3个变量来描述，只能表示长方体，所以，采用角点网格技术，对油藏构造形态的描述更精确。

不规则网格技术以断层为边界划分网格，对边界的描述更准确。

网格步长优化技术平面上网格步长进一步细化，纵向上细到沉积时间单元，与地质研究相对应，更真实反映了地下油、水分布规律及油藏构造形态。

饱和度函数标定技术^[1]通过给定束缚水饱和度场、残余油饱和度场，确定出对应每个网格的相渗曲线，对油、水运动规律的控制细到每个网格。

沉积相带的划分约束技术充分利用地质研究成果—沉积相图，在静态模型中，进行沉积相带的划分，对不同的沉积相，分别进行描述和控制。

合注合采井产量分配技术采用动静态结合的方法，进行产量分配。

3.历史拟合

通过反复地调整参数，修正静态模型，从全油藏到油层再到单井，对压力、含水等参数进行拟合，拟合的过程也是对油藏不断认识的过程。

图1孤东油田七区西6³⁺⁴、6²～6^5－层系压力拟合曲线图

（1）拟合考虑因素及技术

采用由体及面及点的拟合方法，既考虑到整体，又顾及局部；拟合指标从油层压力、累积油水量、单井含水到井层油饱和度，逐步细化，根据测井解释油饱和度，对某些层某些井不同时间的油饱和度进行拟合，进一步提高拟合精度；考虑参数随时间变化而变化，主要考虑不同注水开发阶段渗透率的变化；考虑参数约束机制^[2]，确定参数调整的范围，保证参数调整的合理性；考虑相渗曲线的网格化和方向性，每个网格不同的方向对应不同的相渗曲线，反映了油水流动的各向异性；考虑油水井之间的干扰；注重边界条件、边界井的处理，七区西与七区中的边界是不封闭的，所以对边界附近的油水井产量进行修正。

图2孤东油田七区西6³⁺⁴、6²～6^5～层系含水拟合曲线图

（2）拟合指标

区块压力拟合 实际压力折算到基准面深度处压力，一般测压得到的每口井的地层压力的深度往往是不一致的，但是模型计算结果输出的井网格压力是折算成模拟区域内的基准面处的压力。因此，必须进行压力校正，以消除深度的影响^[2]。

以6³⁺⁴、6²～6^5～开发层系为例，其区块压力拟合曲线见图1。

区块含水拟合 以6³⁺⁴、6²～6^5～开发层系为例，其区块含水拟合曲线见图2。

单井含水拟合 在区块拟合的基础上，通过调整局部参数，对单井含水进行拟合。

单井油饱和度拟合 根据测井解释油饱和度，对井层油饱和度进行对比拟合，具体到点，以6²层为例，其部分井层拟合情况见表2。

表26²层的单井油饱和度拟合表

由表中数据进行统计，相对误差小于5%的井层占40%；相对误差大于5%小于等于10%的井层占38%；相对误差大于10%小于20%的井层占22%。统计结果说明了模拟计算油饱和度与测井解释油饱和度多数比较接近，拟合精度比较高。

（3）认识

储集层参数变化分析 储集层参数主要讨论渗透率的变化，在空间上渗透率变化大，其非均质性严重，这导致了注水见水早、含水上升快。随着不断地注水开发，某些参数如渗透率、原油粘度等发生明显变化，由于软件条件的限制，在拟合过程中仅考虑了渗透率的变化，且表明储集层渗透率变化范围为1.5～1.8倍，与测井解释结果相吻合。

水淹程度分析 由该区不同的层含油饱和度 S。的统计来看，主力层的水淹程度大，这是由于主力层含油面积大、平面上连通性好、井网较完善造成的；从不同的时间阶段来看，注水初期和注水后期水淹速度慢，注水中期水淹速度快，这是由于注入量不同造成的。

4.剩余油分布研究

剩余油分布研究主要考虑到影响剩余油分布的各种因素，从八个角度对剩余油富集区和水淹区分别进行研究，由全油藏到层间再到层内再到层内井点，由体及面及点，逐步细化，逐步具体化，找出挖潜的具体部位，为以后井网调整，打加密井以及三次采油提供依据。

（1）小层开发状况分析

从整体上对各小层剩余油进行分析，指出挖潜的主力层和非主力层。以6³⁺⁴、6²～6^5～8开发层系为例，其小层开发状况见表3。

表36³⁺⁴、6²～6^5～8开发层系小层开发状况统计表

从表中分析可知，剩余油主要集中在主力层6²、6³、6⁴，其采出程度均大于30%，但6²、6³、6⁴仍是今后调整挖潜的主力层，某些非主力层如6⁶¹、6⁸²，具体到小层的井网不完善，其采出程度较低，动用程度差，也可作为挖潜的重要对象。

（2）剩余油饱和度分析

从油饱和度出发，在平面上对各小层的剩余油进行分析，绘制剩余油分布等值线图，并找出剩余油饱和度富集区，采取调整措施，可降低含水。

（3）剩余可动油饱和度分析

在剩余可动油饱和度分析基础上，考虑到残余油饱和度，进一步对各小层的剩余可动油进行分析。残余油饱和度分布由井层的测井解释残余油饱和度插值得到。剩余油饱和度减去残余油饱和度得剩余可动油饱和度，绘制剩余可动油饱和度分布等值线图，为注水井网调整或三次采油提供有利依据。

（4）剩余储量分析

综合考虑油饱和度、有效厚度、孔隙度、体积系数、原油密度，从平面上对各小层的剩余储量进行分析，绘制剩余储量分布等值线图，并找出剩余油富集区，为通过提液或其他措施提高采油量提供依据。

（5）剩余可动储量分析

在剩余储量分析的基础上，再考虑残余油，进一步对各小层的剩余可动储量分析。

（6）采出程度分析

从平面上对各小层采出程度进行分析，指出采出程度低的部位，从反面对剩余油进行研究。采出程度的分布反映了局部井网的完善程度或该局部区域的渗透性。

（7）剩余油饱和度和剩余储量综合分析

剩余油饱和度影响油井生产的含水，剩余储量代表了潜力。在方案设计中往往考虑到二者的影响，通过二者的综合研究，对各小层的挖潜能力有一个更全面更直观的认识。剩余油饱和度和剩余储量综合分布等值线图，为进行综合措施的研究提供更有利的依据。

（8）小层井点的剩余油分析

考虑到七区西地面布井密集，既包括该层系生产井，也包括钻遇该层系而在其他层系生产的井，调整措施以补孔为主，对有效厚度大于3m所有钻遇的6923个井层的剩余油进行分析，指出了473个潜力井层，并指明造成该井层剩余油富集的原因，根据不同的成因，采取不同的调整措施。以6³⁺⁴、6²～6^5～8开发层系为例，其部分潜力井层分析见表4、表5。

表4单井潜力井层分析（层系内井）表

5.调整挖潜措施研究

根据以上剩余油分布研究的结果，与油藏工程结合，从补孔改层、卡封井、换大泵、扶躺井、打新井等几种方法出发，提出了具体的首批调整措施和后续措施，其工作量统计见表6。

针对以上的具体措施，进行方案预测，含水量达到98%时，累积增油30.6×10⁴t，提高采出程度0.65%。

表5单井潜力井层分析（层系间井）表

表6调整措施工作量统计表

四、矿场应用效果分析

根据调整挖潜措施方案的安排，从 1999年开始，截止到2000年12月，共打新井 10口，完成补孔改层井79口，堵水油井26口，下大泵井49口等老井措施共 154井次。10口新井投产初期平均单井日产油6.14t，综合含水量90.75%，截止到2000年12月，累计增油9088t。154井次的老井措施也取得了显著效果，截止到2000年12月，措施后比措施前平均日增油518t，综合含水量降低3.1%，累计增油73074t。

部分单井措施取得了良好效果，如GDS2井，原来生产6¹层，后来在井网不完善、剩余油饱和度和剩余储量丰度较高的4³层补孔，单井日产油60t，综合含水降到61.7%；7-23-2306井，原来生产5²⁺³层，后来在断层附近、剩余油饱和度和剩余储量丰度较高的6²层补孔，单井日产油44.7t，综合含水仅33.7%；另外，7-31-306井补孔4¹²小层、7-33-2286井补孔井网4⁴¹小层，也分别取得了单井日产油40t和21.3t，综合含水仅51.1%和59.2%的好效果。

五、结论

精细油藏数值模拟研究是油藏描述的重要内容。该项技术在孤东油田七区西的成功应用，说明了该技术的精细建模、精细历史拟合、精细剩余油分析的可靠性。特别是针对含水量达到96%以上的处于特高含水开采后期的油藏，精细油藏数值模拟研究方法在指导现场挖潜方面可操作性强，具有较好的实用性。

合注合采井的产量分配，既是难点，又是重点。本文中采用了动静态结合的方法，进行产量分配，虽然在一定程度上弥补了静态法分产的不完善性，但通过历史拟合表明，该分产方法仍需进一步发展完善。

主要参考文献

[1]杜贤樾，孙焕泉，郑和荣主编.胜利油区勘探开发论文集.北京：地质出版社，1999.

[2]李福垲.黑油和组分模型的应用.北京：科学出版社，1996.

3. 注水效果

为了用油气地球化学资料来确定注水井对采油井的注水效果，可以利用原油的物理性质等资料（如黏度、密度、沥青质含量等）。如果在开始注水以后原油的这些性质长时期稳定不变，那么则意味着注水无效。对于同一个油藏，通常石油的黏度、密度等物理性质的变化可能程度很小或并不十分明显，但紫外吸光系数的变化却比较敏感。

图6.4是柳北地区沙三³油藏20口井在2008年10月18日和2009年6月23日测得井口所取原油的紫外吸光系数，可见 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 井较其他井两次分析的吸光系数变化很小，表明这些井在这8 个月内注水效果不明显；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井两次分析的紫外吸光系数变化幅度较大，表明注水效果较好；而LB2-21-1井、L17-21井两次分析的紫外吸光系数急剧上升，变化幅度都达到了1 倍多，这种情况并非注水效果特别好，而很可能是这两口井已经处于油水界面急剧上升区，或生产层已经为强水淹层，从生产数据可知LB2-21-1 井和L17-21 井含水率都有10%的上升，建议应对这两口井采取相应措施。

图6.4 2008年10月、2009年6月两次产出原油吸光系数对比

从采油井注水效果平面示意图上可见（图6.5），注水效果较好的井主要分布在柳北地区鼻状构造的轴部，这一点与柳北地区沙三³油藏的开采现状也非常吻合，即产量较高的井也主要分布在鼻状构造的轴部。

图6.5 采油井注水效果平面示意图

4. 指导注水开发缝洞单元物理模拟的相似准则的建立

李爱芬 张 东

（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266555）

摘 要：建立合理的相似准则对注水开发缝洞单元的物理模拟研究具有重要的指导意义。本文分别通过 方程分析法与量纲分析法推导并得到了用于指导注水开发缝洞单元物理模拟的相似准则群，进一步验证了相 似准则群的正确性，通过对上述相似准则群进行筛选、组合，最终得到六个能够反映缝洞单元注水开发主要 特征的相似准则。研究发现，方程分析法得到的相似准则群可以用量纲分析法得到的相似准则群进行表示，最终得到六个相似准则的物理意义依次为采出程度，压力与重力之比，雷诺数，多条裂缝下的立方定律，缝 洞比，注水量与采油量之比。

关键字：相似准则；缝洞单元；注水开发；方程分析法；量纲分析法

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

缝洞单元是缝洞型碳酸盐岩油藏的基本开发单位^［1～3］，注水开发在缝洞型碳酸盐岩油藏的开采过 程中取得了较好的效果^［4，5］，因此要合理高效地开发缝洞型碳酸盐岩油藏，就必须先摸清缝洞单元的注 水开发规律。

物理模拟是研究缝洞单元开采规律的重要方法^［6～8］。物理模拟要满足相似理论才能保证其自身的 科学性，可以认为，相似准则是开展物理模拟的依据。

目前，在进行注水开发缝洞单元物理模拟实验时，很多学者未考虑相似准则^［9～13］，用于指导注水 开发缝洞单元物理模拟的相似准则也不多见。本文将分别用方程分析法和量纲分析法^{［14～16］}推导注水开 发缝洞单元物理模拟的相似准则群，在验证相似准则群正确性的基础上，通过整理与分析，筛选出用于 指导注水开发缝洞单元物理模拟的相似准则。

1 方程分析法推导相似准则群

1.1 基本假设

方程分析法推导相似准则，首先要建立描述模拟对象的数学模型。在建立数学模型前，做基本假设 如下。

（1）油藏中存在油水两相流动，由于塔河缝洞型油藏的原油属于低饱和压力原油，忽略油藏中溶 解气的存在；

（2）缝洞型油藏中，大尺度裂缝是主要的流动通道，因此忽略毛细管力的影响^［17］；

（3）假设在注水开发过程中，注采平衡；

（4）暂不考虑溶洞、裂缝中的充填情况。

1.2 数学模型

数学模型包括连续性方程^［18］、运动方程、饱和度方程、辅助方程、定解条件和初始条件。

（1）连续性方程

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（2）运动方程

当（x，y，z）∈裂缝时，流体流动可以用达西定律形式进行描述，

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其中，达西定律中的绝对渗透率可以用修正的立方定律［19］进行计算。

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当(x，y , z) ∈ 溶洞时，流体流功可以用N -S 方程[ 20］A行描述，

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其中，▽² U_x,▽²u_y▽²U_z为拉普拉斯算子。

将式（7）中三个式子分别乘以dx、dy、dz，再相加，考虑油水两相得：

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(3) 饱和度方程

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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 归一化处理

为了便于推导，采用归一化的饱和度和归一化的相对渗透率，重新写出上述有关方程。

（1）无因次项的归一化

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（2）方程的修正

将式（14）、（15）代入连续性方程得：

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将式(1 7 )、(1 8 )代人运动方程得:

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其中，k^*＝k_rowc或者k^*＝k_rwor。

饱和度方程：

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参数说明：ρ_o为油密度，g/cm³；ρ_w为油密度，g/cm³；u_o为油相速度，cm/s；u_w为水相速度，cm/s；u_ox为油相在x方向的速度，cm/s；u_wx为水相在x方向的速度，cm/s；u_oy为油相在y方向的速 度，cm/s；uwy为水相在y方向的速度，cm/s；u_oz为油相在z方向的速度，cm/s；u_wz为水相在z方向的 速度，cm/s；q_o为油相流入（流出）的质量流量，g/s；q_w为水相流入（流出）的质量流量，g/s；φ 为储集体总孔隙度；φ_v为溶洞孔隙度；φ_f为裂缝孔隙度；S_o为油相饱和度；S_w为水相饱和度；△S为可 动流体饱和度；S_wc为束缚水饱和度；S_or为残余油饱和度； 为归一化的油相饱和度； 为归一化的水 相饱和度；t为时间，s；K为绝对渗透率，μm²；k_ro为油相相对渗透率；k_rw为水相相对渗透率； 为 归一化的油相相对渗透率； 为归一化水相相对渗透率；k_rowc为束缚水饱和度下的油相相对渗透率，常 量；k_rwor为残余油饱和度下的水相相对渗透率，常量；μ_o为油相粘度，mPa·s；μ_w为水相粘度，mPa·s；p_o为油相压力，10^-1MPa；p_w为水相压力，10^-1MPa；g为重力加速度，m/s²；n为端面裂缝 数量；H为端面高度，m；b为裂缝张开度，μ_m；δ为立方定律修正系数；e为壁面粗糙度，μ_m；L′为 油藏长度，km；W为油藏宽度，km；H为油藏高度，km；n_f为裂缝密度，1/m；n_v为溶洞密度，1/m³；V_v为溶洞平均体积，m³ ；l_w为裂缝与流体的接触面积（裂缝长乘以裂缝宽），m²；D为井眼半 径 m；i为注水量，m³/d。

1.4 相似准则的建立

下面以式（19）的油相方程为例，介绍相似准则的推导方法。

将式（19）第一项除以第五项得： （假设速度uo沿L方向）；

将式（19）第一项除以第四项得： ；

将式（19）第四项除以第五项得： ；式（19）第一、二、三项因次相同，不再做 处理；

这样推导出3个准则，将其他方程按照这种方法进行处理，最终得到一系列相似准则。此外，无因 次参数本身就属于相似准则，比如： △S、φ_v、φ_f。

把推导出来的相似准则进行组合处理，比如：

由 得：

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最终通过方程分析法得到的相似准则群如下：

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描述缝洞单元中油水两相的流动需要以下33个物理量：

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这些变量包括3个基本量纲p、L、t，由相似理论π定理^［7］，应有33-3 ＝30个相似准则数，说明 在方程分析法推导过程中漏掉了4个相似准则数。可以通过量纲分析方法补充漏掉的相似准则。

2 量纲分析法推导相似准则

基本量纲包括压力ρ，长度L，时间t。选定包括三个基本量纲的变量ρ，u，L作为基本参数群。缝 洞单元内两相流动模拟涉及的物理量及其量纲如下表1所示。

对于时间t，选取ρ_o、u_o、L作为基本参数。

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令各基本量纲的指数为零，得齐次方程组，解得a＝0，b＝1，c＝-1，这样就找到了第一个相似 准则：

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用同样的方法，可以得到每个有因次变量对应的相似准则。

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存在以下因次相同的物理量组合的相似准则：

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其它无因次参数，本身就是相似准则：

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通过量纲分析法得到了30个相似准则，经过对比分析发现，用方程分析法推导得到的相似准则缺 少四个相似准则： 。这样就补齐了方程分析法推导得到的相似准则。

3 两套相似准则的相互验证

上面用两种方法推导了用于指导缝洞单元内两相流体流动模拟的相似准则。方程分析法得到的相似 准则有比较明确的物理意义，但这种方法推导的相似准则往往不够全面。量纲分析法得到的相似准则一 般不会被遗漏，但这种方法是通过将各物理量与基本参数进行组合，使其因次强制为0而得到相似准则 的，因此其得到的相似准则往往缺乏物理含义。用两种方法分别推导相似准则，取各种方法的长处，可 以得到全面而准确的相似准则。

3.1 验证方法

既然同样是指导缝洞单元内两相流体流动模拟的相似准则，那么两套准则应该完全一致。如果其中 一套相似准则群中的每个相似准则都能由另一套相似准则组合表示，则可以认为两套相似准则完全 一致。

下面采用量纲分析法推导的相似准则去验证方程分析法推导得到的相似准则。

表1 缝洞单元内两相流动模拟涉及的物理量及其量纲

续表

3.2 验证过程

首先列举两种方法得到相似准则群，为了区别两套相似准则，将量纲分析法得到相似准则加上标（如 ）。

方程分析法得到的相似准则群：

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量纲分析法得到的相似准则群：

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通过推导发现：

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这A套相似准A完全一致，世明上述A种方法得到的相似准A是正确的。

4 物理模拟相似准则的确定

缝洞型碳酸盐岩油藏储层结构复杂，非均质性严重，其物理模拟实验与矿场实际无法做到完全相 似。在研究过程中，应该抓住事物的主要特征。根据几何相似、动力相似、运动相似的要求，对上述相 似准则群进行筛选、整理、分析，最终得到六个能够反映缝洞单元注水开发主要特征的相似准则，见 表2。

表2 物理模拟的主要相似准则

续表

5 结论

本文推导并得到了用于指导注水开发缝洞单元物理模拟的相似准则，得到结论如下：

（1）通过方程分析法得到的相似准则群可以用通过量纲分析法得到的相似准则群来表示，验证了 上述两个相似准则群的正确性。

（2）最终得到了六个能够反映注水开发A洞单元主要特征的相似准A:

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参考文献

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5. 塔河四区碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式

刘中春袁向春李江龙

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要 塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型稠油油藏，受多次构造运动影响，岩溶缝洞交互发育，埋深大于5300m，油水分布关系复杂、非均质性极强。储集空间流动特征尺度大至几十米，小到微米量级，流动规律不同于砂岩油藏。油井的生产动态多变，开发的可控性差。为深入研究碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式，揭示油井水淹后是否仍有利用的价值，依据油井综合解释资料、生产动态信息，结合对现代喀斯特地貌中岩溶缝洞与古岩溶缝洞的认识，建立了3种近井地带储集体简化的地质模型，采用流体动力学理论及物理模拟实验相结合的方法，分析了钻遇不同储集空间的油井水淹后剩余油存在的形式，确立了缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术的研究方向。

关键词 缝洞型碳酸盐岩油藏 地质模型 物理模拟 剩余油形式

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

碳酸盐岩油气田在世界油气分布中占有重要地位，其储量占油气总储量的50%以上，而产量已占总产量的60%左右^［1，2］。近年来，我国碳酸盐岩油气田的勘探开发也呈现快速发展的态势，尤其是塔里木盆地的塔河油田发展迅速。截至2005年底，塔河油田累计探明石油地质储量达6.3×10⁸t，年产油量4.2×10⁶t，已成为我国最大的古生界碳酸盐岩油田。塔河油田4区奥陶系油藏位于塔河油田的中部，以艾协克2号构造为主体，为具底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型块状重质油藏。油藏埋深大于5300m，储集类型以溶洞为主，且发育极不规则，纵、横向非均质性强，储层预测难度大，且油气水关系及油藏类型极为复杂。经近10年的滚动勘探开发，暴露出钻井成功率低、采收率低和递减快的开发特征。油井过早见水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年递减率高达44%，暴性水淹可使油井产量锐减70%以上；平面和纵向储量动用程度低，平均采出程度仅9.5%^［5～11］。因此，在现有油藏地质认识基础上，研究缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油形式，探索新的提高采收率方法迫在眉睫。

1 缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞、缝及基质岩块的认识

测井、钻井、录井与油井的生产动态均表明，有些油井直接钻遇了未充填或半充填的溶洞，直接建产；有些油井未直接钻遇溶洞，但通过酸压可沟通具有有效储集能力的空间；还有少数井钻在致密的岩石中，即使酸压也无法沟通有效储集空间。认识缝洞型油藏储集体特性、识别有效储集空间的分布、了解剩余油分布形态，是提高油藏采收率的基础。

1.1 对溶洞的认识

理论上，地下古岩溶洞特点与现代岩溶应具有一定的相似性。图1和图2是我国贵阳境内世界最长的现代岩溶双河洞的分布及洞室情况。

图1 双河洞的平面分布图

图2 双河洞其中一个洞室

现代岩溶发育具有以下特点：①洞穴展布受区域构造裂隙控制；②洞穴发育与地下排水系统关系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多层性；④洞穴的侵蚀和沉积同步进行；⑤溶洞大多发育在褶皱的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位于河流中、上游地区；⑦以地下河为主体，发育若干支洞；⑧洞穴规模大，最长达85.3km（双河洞）；最大洞室面积达×10⁴m²（织金洞），高达150m。

古岩溶系统，由于长期构造运动和沉积作用，上覆岩层的关键层因受岩体自重重力、地应力集中以及溶洞内的真空负压三重作用而破坏塌落。塔河4区钻井过程中部分井具有严重的放空和漏失现象充分说明有未充填溶洞的存在。但测井解释结果显示大部分岩溶系统均发生不同程度的充填，如T403井全充填洞高达67m，TK409井全充填洞高达75m。图3为TK429井测井与成像测井对比解释结果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，为溶洞发育段。大型洞穴内有塌陷角砾岩、暗河沉积角砾岩和砂泥岩沉积，还有致密的灰岩（图4）。

古岩溶系统与现代岩溶的主要区别在于洞的规模小于地面，洞的充填程度高。

图3 KT429井测井与成像

图4 溶洞内不同种类充填物

1.2 裂缝发育分布规律

根据塔河油田14口成像测井资料统计了裂缝的走向，结果如图5，可以看出本区裂缝体系中以 NW-SE 向裂缝系占据主导地位，该裂缝系中又以走向为160°～180°或350°～360°的裂缝为主，NE-SW向裂缝系的发育程度要明显差于前一裂缝系，该裂缝主要的主体走向为0～20°或180°～220°。裂缝倾角如图6所示。大多数裂缝的倾角在60°～90°区间内，裂缝产状大多呈高角度，低角度裂缝发育很少。奥陶系碳酸盐岩大部分有效缝的发育主要集中在局部存在滑塌角砾现象的岩溶层段，因此裂缝在成因上主要与岩溶垮塌作用有关。

图5 塔河油田奥陶系裂缝体系的总体走向特征

图6 裂缝倾角百分比

1.3 基质岩块系统的认识

根据下奥陶统储层岩心孔渗分析资料统计，7011 块小样品孔隙度分布区间为0.01%～10.8%，平均为0.96%，其中小于1%的样品占71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）占22.02%，大于2%的仅占6.46%。全区6473个小样品渗透率分布区间为（0.001～5052）×10^-3μm²，其中小于0.12×10^-3μm²的占样品总数的67.14%，小于0.6×10^-3μm²的占85.68%，小于3×10^-3μm²的占94.39%，大于3×10^-3μm²的仅占5.61%，最大渗透率为5052×10^-3μm²，频率中值小于0.1×10^-3μm²。岩心分析数据反映出塔河油田奥陶系储层基质物性较差，基质孔渗对储层孔渗基本无贡献。

2 近井地带简化的地质模型及剩余油

为了进一步揭示油井生产动态与储集体性质的关系，揭示油井水淹后是否还有利用的价值及剩余油形式，根据油井的综合资料分析，建立了近井地带4种不同的地质模型。

2.1 封闭型溶洞

封闭型纯油溶洞是指不与外界沟通，内部只充满油的溶洞。目前尚未发现钻遇这种类型的溶洞，但尚无充分的证据排除这种洞存在的可能性。

此类溶洞完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油的弹性能和溶洞裂缝自身的弹性能。由于无外界能量的补充，溶洞内的压力与生产井的产量均由于天然能量的损耗而逐渐降低，直至最后停喷。

2.1.1 利用物质平衡法分析剩余油

钻遇此类溶洞的生产井，当井底流压低于井筒的静液柱压力及井筒摩阻造成的压力损失时，油井停喷。

p_wf=Δp（静液柱）+Δp（摩阻） （1）

对裸眼完井方式的油井，停喷时溶洞内的压力接近式（1）表示的数值，此时根据物质平衡方程，油井的累积采油量为：

N_pB_o=N_oB_oC_t（p_i-p_wf） （2）

此类溶洞的采收率只与溶洞内原油、岩石的弹性压缩系数及压降有关，符合下式：

油气成藏理论与勘探开发技术

无论井口限制生产与否，对打在溶洞任何位置的油井，均会有剩余油存在，且剩余油的大小满足：

剩余油=（1-η）N_oB_o （4）

2.1.2 溶洞内流体的流动特征

根据流体力学中伯努利方程

油气成藏理论与勘探开发技术

计算了圆柱型溶洞中单相流体的流动特征，压力与流速无因次分布结果见图7。当具有一定压力的封闭溶洞被打开后，洞中流体的流线如图7所示。仅在近井地带，压力才产生扰动；远离井底，压力仍然保持在初始状态。流体的流速在无因次距离0.5m处，开始扰动，即接近溶洞二分之一的高度处。

图7 圆柱型溶洞单井单相流体的流动特征

2.2 底水型溶洞

底水型溶洞又分为封闭型底水溶洞和沟通型底水溶洞。其中封闭型底水溶洞是指不与外界沟通，内部包括油、水两相的溶洞（图8）。此类溶洞也完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油、地层水的弹性能及溶洞裂缝自身的弹性能。沟通型底水溶洞指的是与外界沟通，又可分成两种，一种是外界水浸量速度低于生产速度，此时溶洞依靠的天然能量包括水浸量与弹性能；另一种是外界水浸速度等于生产速度，溶洞中压力不变，这类溶洞的开采完全依靠水驱。

2.2.1 未充填溶洞底水锥进的理论分析

对于底水型溶洞，油井产量递减的原因，不仅是能量降低，还有出水的影响。油井出水加快了产量递减。油井出水并不意味着油水界面一定达到井底，根据流体力学理论，油水界面处油水的速度分别为：

油气成藏理论与勘探开发技术

油气成藏理论与勘探开发技术

水油速度比：

油气成藏理论与勘探开发技术

塔河油田4区地下原油黏度平均为24mPa·s，如果地层水黏度近似1mPa·s，那么相同的条件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，当溶洞被钻开后，由于生产井产生的扰动，井底附近必然会产生底水锥进的趋势，同时油水密度差造成的重力分离作用，又可抑制底水锥进。

图8 封闭型底水溶洞示意图

此类溶洞的剩余油不仅取决于溶洞内的天然能量，而且与底水锥进的程度密切相关。底水从生产井突破，又加速了油井停喷的进程。因此影响底水锥进程度的因素，也将影响溶洞中剩余油的数量。此影响因素很多，包括油水黏度比、采油强度、溶洞中油水界面的高度、生产井的位置、生产井密度以及溶洞的几何形状等。

图9 底水锥进实验结果

2.2.2 未充填溶洞底水锥进的物理模拟

实验采用真空泵产生负压流动的方式，模拟溶洞型储集空间的底水锥进过程。实验用油为黏度约为15mPa·s 的白油，水为配置的矿化度为2×10⁵mg/L的盐水，实验温度为室温25℃，实验结果见图9。

实验的排量为30mL/s，即2.5t/d，产生的水锥高度约为0.01m；减小生产速度，可抑制水锥的产生；井底水锥产生的扰动范围很小。由于油水重力分异的结果，实际产生的水锥高度远小于理论计算的结果。若假设水锥产生的高度与生产速度成正比，则估算实际生产速度达250t/d时，产生的水锥高度也只有1m。因此，可以推测当油井处在未充填溶洞的顶部时，油井见水后剩余油的潜力很小，且此部分剩余油完全可以通过减小生产速度而得到有效开采。

2.3 近井缝洞型

塔河油田4区钻遇溶洞并提前终孔的油井毕竟是少数，大部分油井均正常完成钻井过程，部分井自然完井后建产，部分经酸压后建产。岩心观察与成像测井解释结果对裸眼井段钻遇的缝洞有了一定程度的认识。

图10 裸眼井段钻遇的洞缝及简化模型

为了理论研究，将裸眼井段钻遇的溶洞、裂缝，简化为一组规则的毛管流动（图10）。依据岩心观察统计结果，宽度大于1mm裂缝有19条，占总数 2.4%；宽度 0.1～1mm裂缝共有267条，占总数33.5%；宽度小于0.1mm 裂缝共有512条，占总数64.2%。

根据流体力学理论，按照岩心统计的缝比例，不同尺度缝洞对进入裸眼井段总流量的贡献不同。结果表明：有洞存在时，即使只有一个，当洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大于50mm时，对总流量的贡献已大于95.96%。就是说，当洞的尺度大于50mm时，油井的总产量主要来自于洞，而缝的贡献较小。剩余油的主要形式包括底水未波及的缝中剩余油、波及过大孔道的壁面，数量取决于非均质程度与油水黏度比。

按上述洞缝尺寸与比例，近井地带洞缝储量的比例分布见图11。当溶洞的尺度为1m时，溶洞内储量占总储量的82%，缝中储量仅占17.8%；当溶洞的尺度降到50mm时，洞储量占总储量的比例降为18.7%，缝中储量上升至81.3%。尽管裸眼井段中当洞的尺度降到50mm时，洞对总流量的贡献仍较高，但洞内的流体被底水驱替以后，缝内的储量也是不容忽视的。

图11 单位岩石体积不同尺度溶洞占储量的百分数

2.4 近井裂缝型

塔河油田4区大部分油井是酸压后建产，即在钻井过程中未钻遇有效的储集空间，经酸压后沟通了有效储集空间建产（图12）。为了研究方便仍将其简化为一束毛管。

图12 裸眼井段钻遇裂缝及简化模型

由于碳酸盐岩表面具亲油性，底水驱替裂缝内原油时，毛管力为驱替的阻力，在裂缝壁面必然会留下剩余油膜。亲油、亲水孔隙中水驱油过程的对比见图13。

图13 不同润湿性仿真孔隙模型中油水的分布

仍然按照上述分析的裂缝分布比例，不同油膜厚度的剩余油百分数见图14。可看出对于一定体积的裂缝储集空间，假设底水波及的范围达到100%，仅按不同厚度的剩余油膜计算，当油膜厚度达到0.1mm时，剩余油百分数接近50%，当油膜厚度降到0.01mm时，剩余油百分数能达到26%。而油膜厚度不仅与岩石的润湿性有关，而且取决于驱替速度。况且底水不可能百分之百驱替裂缝孔隙，因此裂缝型储集空间的剩余油也是相当可观的。

图14 不同油膜厚度的剩余油百分数

3 剩余油产生因素及提高采收率途径

根据地质模型的剩余油分析，目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率的关键问题为：①油井未能有效沟通有效储集空间；②油井即使沟通了有效储集空间，但由于底水锥进或天然能量不足，仍可产生大量的剩余油。对于已动用的储量，底水碳酸盐岩油藏剩余油的影响因素包括能量及底水的驱替程度两个方面，影响底水驱替程度可以从扫油效率和洗油效率两个角度分析，结果如图15。油藏天然能量大小、非均质程度、油水黏度比是影响缝洞型碳酸盐岩油藏动用储量采收率的三大关键因素。

图15 缝洞型油藏影响采收率的因素及提高采收率的途径

因此，针对此类油藏，应当结合剩余油形态分析，有针对性地开展提高采收率技术研究。以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的研究工作势在必行。具体可分两个阶段进行，一是天然能量阶段，包括加密井、纵向分层开采、侧钻水平井、酸压、堵水等技术研究；二是人工补充能量阶段，可能采用的方法包括注水、注气、注稠化剂，以及活性剂等。化学法风险较大；注气虽然对底水且具有垂直裂缝的油藏具有得天独厚的优势，但对埋深超过5300m的油藏，要求较高注入压力的注入泵限制了该方法的应用。因此，注水仍是风险小、成本低的首选方法。但常规油藏成功的注水经验已不适应无法判断连通性的缝洞型碳酸盐岩油藏^［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。

4 结论与认识

（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，并不意味着储集空间完全水淹。

（2）主体剩余油主要有5种形式：①因储集空间尺度差异而产生的底水未波及剩余油；②油井未处洞顶，水淹后未充填溶洞的顶部剩余油；③未充填溶洞因底水锥进的剩余油；④水波及过后的残余油膜；⑤能量严重不足的各类储集空间内剩余油。

（3）提高采收率技术研究应当针对不同类型的剩余油形式，以缝洞流动单元为基础，确定以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的提高采收率方法的研究方向。

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6. 缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟技术研究

康志江 张 允

（中国石油化工份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘 要：缝洞碳酸型盐岩油藏具有储集空间变化尺度大、介质复杂、流体流动形态多样等特点，无法利 用比较成熟的砂岩油藏数值模拟理论与技术，因此缝洞油藏数值模拟成了当前世界面临的难点和重点，其制 约着这类油藏的合理高效开发。为此，在缝洞油藏尺度上，依据连续性介质的思想框架，发展了双重介质，形成了等效多重介质理论，即将缝洞型油藏中的多相流动问题等效成为若干个连续介质中的多相流动问题，建立了包含溶洞、裂缝、溶孔的三重介质连续性模型，研究了表征单元体理论，提出了模型的建立准则；同 时针对缝洞型油藏大型溶洞中流体流动需要精细刻画的问题提出了耦合型数值模拟技术。主要包括建立了缝 洞型油藏数值模拟多孔介质区、洞穴区及其交界面的数学模型，实现了溶洞中Navier-Stokes流和基质中Darcy 流的耦合，解决了油水两相界面处理问题，形成了洞穴与多孔介质区的交界面条件，然后分别研究了等效多 重介质模型和耦合型数值模拟的数值算法。最后根据形成的缝洞型油藏数值模拟技术编制了的三维三相流体 数值模拟器，通过物理模拟实验和数值模拟实验模拟了一注水驱油过程，结果的一致性验证了方法的正确性。

关键词：缝洞型油藏；数值模拟；多重介质；流渗耦合

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

世界上已发现的油气储量有一半以上来自碳酸盐岩油气储集层^［1］，而缝洞型碳酸盐岩油藏作为 其中的一种特殊类型，也在我国乃至世界的油气资源中也占有很大的比重。缝洞型碳酸盐岩油藏属 于非常规油气藏类型，其储量规模大，可以形成大型油气藏，也是世界碳酸盐岩油藏生产的重要组 成部分。

近十多年来，研究对象为碎屑岩的油藏数值模拟，其相关的理论与技术研究均基于多孔介质理论，已经取得了巨大的发展，形成了工业化技术应用。但对于储层空间变化尺度大，介质复杂的碳酸盐岩缝 洞型储层，目前的理论与技术方法在很多方面都不能适用，为此开展了缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟研 究，主要为等效多重介质数值模拟技术^［2～16］和耦合型数值模拟技术^{［17～20］}。

1 数学模型的建立

1.1 模型建立准则

多重介质理论本质上是一种连续介质理论，而连续介质理论成立的前提是其表征单元体存在。目前 在单重介质表征单元体研究方面已有很多成果^［21］，对于多重介质表征单元体理论方面的研究国内外还 很少，这是由于复杂介质中不同空隙类型的空间尺度差异很大、空隙中多相流体的流动形态也是多种多 样，因此在我们研究的尺度范围内复杂介质的表征单元体往往并不存在。为解决这一问题，我们提出了 复杂介质多重表征单元体的概念。

对于复杂介质油藏，设Ω_K（x₀）为复杂介质区域中的一个体积，x₀是体积Ω_K（x₀）的质心，E为 该复杂介质的外延量（质量、空隙空间、单位时间通过的流体质量等）、e为该外延量对应的内涵量（密度、孔隙度、质量流量等）。E（Ω_K（x₀））表示体积Ω_K（x₀）内的外延量，e_K（x）表示点x处的内涵 量，M、F、V为基质、裂缝、溶洞，如果满足：

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则，外延量E_K相应的内涵量e_K的表征单元体存在，连续介质方法可用，采用多重介质方法。否则 就要单独处理，即用离散方法（耦合方法）处理，式（1）和式（2）即是复杂介质的多重介质模型的 建立准则。

1.2 多孔介质中的控制方程

洞缝型油藏考虑为等温条件，并且包含油、水两相流体。复杂介质区域流体流动的方程为：

水相：

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油相：

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其中，当b相流体（w为水；o为油）为Darcy流动时，其速度根据Darcy定理如下定义：

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式中，ρ_β是β相在油藏条件下的密度； 是在油藏条件下脱去溶解气的油相密度；φ是油层的有效孔 隙度；μ_β是β相的黏度；S_β是β相的饱和度；P_β是β相的压力；q_β是地层β组分每单位体积汇点/源 点项；g是重力加速度；k是油层的绝对渗透率；k_rβ是β相的相对渗透率；D是深度。

1.3 洞穴中的控制方程

洞穴自由流动区控制方程采用Navier-Stokes方程。在自由流动区域油水不可混溶形成双流体。孔洞 内油水两种流体间有明显的界面，且可以明确表示出来。控制方程包括油区域的控制方程、水区域的控 制方程以及油水界面运动方程。

首先分别对油、水存在的区域给出质量守恒、动量守恒方程。

油相方程：

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水相方程：

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其中，f_σ表示表面张力。

这就是微可压缩流体的两相流动方程。

作为特例，假设油水不可压缩，则密度为常数，此时在上述方程中消去密度常数可得：

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以及（8）式和（9）式是两组标准的N-S运动方程组。区别在于在交界面上，两相流体性质如密 度、黏性不同。另外还有交界面的运动方程。

下面考虑油水间界面的运动方程。关于界面有两种表达形式，针对不同的算法可以选取不同的 形式。

(1)界面用点集描述，

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这种情况下，界面上的点以流体速度按如下规律运动。

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(2)界面上的点用F（x，t）＝0方程确定

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此时F（x，t）满足

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其中u表示流体运动速度。

在油水两种流体的分界面上压力、速度等物理量都是连续的。而密度、黏性等表示流体特性的物理 量则不同。

1.4 洞穴与多孔介质区的交界面条件

界面条件包括浓度连续性、压力平衡、流通量平衡等。并考虑油藏实际情况，可以对交界面条件进 行简化。由于不论是多孔介质的压力p_d还是洞穴的压力p_s，都很大。相对于地层压力，速度和黏性都 很小，因此可以忽略。同时可以假设洞穴流动区域和多孔介质区域在边界切线方向上没有滑移。在这种 假设下，交界面条件可以表示为

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这组条件实际上表示在交界面上浓度、压力和速度的连续性。

实际计算过程中，交界面条件（12）一般要比较容易使用，特别是在使用有限差分和有限体积进 行离散时。但在使用有限元方法求解推导弱形式过程中，可以直接应用。

2 数值算法研究

2.1 等效多重介质模型数值模拟技术

油藏模型考虑为等温条件，并且包含油、气、水三相流体。水和油这两个液体组分分别存在于水相 中和油相中，而气体不仅存在于气相，而且可以溶解于油中。每一相的流体在压力、重力和毛细管力的 作用下按照Darcy定理流动；溶洞内和溶洞之间的流动为非Darcy流或管流。

采用有限体积法进行空间离散后，采用向后一阶差分进行时间离散，可得离散化后单元i内方 程为：

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其中，M是β相的质量；上标n表示是前一时刻的量；上标n＋1表示是当前时刻的量；V_i是单元 i（基质、裂缝或溶洞）的体积；△t是时间步长；η_i是同单元i相连接的单元j的集合；F_β，ij是单元i同 单元j之间β相的质量流动项；Q_βi是单元i内β相的源汇项。多重介质单元i、j之间的流动项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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为了描述复杂介质中的多种流动形态，在复杂介质的多重介质模型中，单元间的流动分为渗流（达西流、非达西低速流或非达西高速流）、一维管流和裂缝面上的二维流动（非达西高速流）、无充填 溶洞内的三维“洞穴流”。

2.2 耦合型数值模拟技术

针对缝洞型油藏大型洞穴内流体流动问题，在Navies-Stokes方程的理论基础上，考虑动量守衡，创 建了油水两相不混溶、微可压缩流动的数学模型，实现了复杂介质油藏Navies-Stokes流和渗流耦合的数 值模拟技术。其数值模型的建立包含两个步骤：求解区域的离散和方程的离散。求解区域的离散产生求 解区域的数值描述，包括求解点的位置和边界描述。空间被分为有限的离散区域，称为控制体积或体 网格。而对瞬态问题，时间区间也被分为有限的时间步长。方程离散则将控制方程的项转化为代数 表达。

对任意的物理量φ，其传递方程可写为：

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有限体积方法要求满足以P为基础的控制体V_P中控制方程的积分形式：

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由于扩散项是φ的二阶导数，为保证一致性，有限体积中离散的阶数必须等于或大于方程的阶数。

离散方法的精确性取决于在点P附近的时空位置上假定的变化函数φ＝φ（x，t）。

要获得传递方程的离散形式，关键在于交界面f上的值及其上的垂直梯度，即φ_f和S·（▽φ）_f。对 位于区域边界上的面，其值由边界条件计算得到。

3 油藏数值模拟方法的验证

根据对油藏数值模拟方法研究结果，编制了相应的数值模拟软件，为了验证该数值模拟方法的正确 性，开展了注水驱替油物理实验，实验中充填物为右半部为5mm白色大理石，左半部为3mm白色大理 石，注入清水速度为0.9L/min，模型内部充满油，从左向右驱替油，实验结果如图1所示，采用相同 的参数进行数值模拟，结果如图2所示，通过比较可以得出数值模拟实验与物理实验趋势一致，从而验 证了方法的正确性。

图1 水驱油物理实验现象

图2 油藏数值模拟实验含油饱和度图

4 结论

（1）双重介质理论在裂缝型油藏广泛应用，较好地解决了基质与裂缝中流体流动差异性大的问题，对于小型溶蚀洞，也有的专家开展了三重介质数值模拟研究，对于具有洞穴的缝洞型油藏没有相关报 道，通过研究形成了一套能处理洞穴的基于多重介质缝洞油藏自适应隐式数值模拟方法；

（2）针对洞穴内两相流界面计算和洞穴多孔介质耦合计算两个关键问题开展了研究，结合洞穴内 油水两相流物理实验，解决了油水两相界面技术问题，形成了耦合油藏数值模拟方法，确定了数值 解法；

（3）根据形成的数值模拟方法编制了相应的数值模拟软件，并通过实验验证了方法的正确性。

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7. 气驱应力敏感性实验

实验在室温下进行，实验中应用113型氦孔隙度仪和112型高低渗透率仪按“岩心常规分析方法（SY/T5336-1996）、覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法（SY/T6385-1999）”标准执行。

（一）常规孔渗分析

1.氦孔隙度

样品测试前均在105℃下烘干至恒重。样品颗粒体积用岩心公司的孔隙度仪测得，其原理为波耳定律：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

颗粒体积计算：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：P₁为参比室中的压力，MPa;V_re_f为参比室体积，cm³;P₂为氦气扩散进岩心柱后的压力，MPa;V_matrix为岩心柱体积，cm³;V_grain为样品的颗粒体积，cm³。

柱塞样品总体积由千分尺度量样品的直径和长度计算而得；总体积减去颗粒体积即为孔隙体积。

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：V_p为孔隙体积，cm³;V_b为总体积，cm³。

2.空气渗透率

使用岩心公司的空气渗透率仪对柱塞岩样进行空气渗透率测试。用200psi环压将样品密封在哈斯勒夹持器中，让干燥的空气稳定通过样品，测其进出口压力和空气流速。样品渗透率通过达西公式计算，其表达式为

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：K为渗透率，10^-3μm²;P_atm为大气压，760mmHg（lmm Hg=133.3224Pa，下同）；μ为气体粘度，mPa·s;P₁为进口压力，psi;P₂为出口压力，psi;Q_a为流速，cm³/s;A为截面积，cm²;L为长度，cm。

（二）覆压孔渗分析

1.测试过程

岩心在105℃下烘干至恒重，将样品装入岩心夹持器，建立模拟上覆压力，测量岩石孔隙度、渗透率，然后逐点增加上覆压力，同时测量各上覆压力下的孔隙度、渗透率。覆压增加到最大值后再逐点降低覆压，降压同时测量各压力下的孔隙度、渗透率。

实验在室温25℃条件下进行，最大覆压分别为35MPa和40MPa。

2.实验结果校正

实验测定的孔隙度φ_（1）、渗透率k_a（1）为静水压力条件，需要校正为单轴压力下的孔隙度φ_（2）、渗透率K_a（2），校正步骤如下：

a.应用实验室测定的静水压力条件孔隙度φ_（1）、渗透率K_a（1）分别除以常压条件下孔隙度φ_（0）、渗透率K_a（0），在同一坐标系下绘制孔隙度变化系数Fφ_（1）＝φ_（1）/φ_（0）、渗透率变化系数FK_a（1）=K_a（1）/K_a（0）与上覆压力的关系曲线1和曲线2。

b.根据下式计算出单轴向孔隙度φ_（2）：

深层高压低渗透油田开发：以东濮凹陷文东油田沙三段油藏为例

式中：φ_（0）为常压条件下的原始孔隙度，%；φ_（1）为静水压力下测定的孔隙度，%；φ_（2）为校正后单轴压力下的孔隙度，%。

c.校正后单轴孔隙度φ_（2）除以常压条件下孔隙度φ_（0），得出单轴向孔隙度变化系数Fφ_（2），在孔隙度变化曲线上找出对应A点。

d.由A点垂直向下交渗透率变化系数曲线2于B点，交点B对应的纵坐标值即为单轴向渗透率变化系数FK_a（2）。

e.单轴向渗透率变化系数FK_a（2）乘以常压下渗透率值K_a（0），即为单轴向渗透率值。

（三）实验结果及分析

实验中共测试及收集样品21块，样品克氏渗透率为（0.37～165）×10^-3pm²，平均值为26.93×10^-3pm²。定义参数——渗透率百分数＝K_pi/K₀×100%，孔隙度百分数＝φ_p/φ₀×100%。式中：φ_pi、K_pi为某一净覆压力（p_i）下的孔隙度、渗透率；φ₀，K₀为初始孔隙度、渗透率（p_i=0）。

1.渗透率与净覆压力的关系

图4-2-1 渗透率百分数与净覆压力的关系

图4-2-2 渗透率随净覆压力的变化

分析实验结果（图4-2-1，图4-2-2），高渗样品的渗透率百分数与净覆压力的相关程度好于低渗样品，渗透率越高，线性相关性越强。中、高渗储层（K=165×10^-3μm²,89×10^-3μm²）好于低渗储层（10×10^-3μm²<K<50×10^-3μm²），特低渗储层（1×10^-3μm²<K<l0×10^-3μm²）好于超低渗储层（K<1×10^-3μm²）。这种趋势在净覆压增加过程尤为明显，这也表明渗透率高储层弹性变形占主导。渗透率越低，解除净覆压其渗透率的恢复程度越差，其原因是低渗储层中刚性颗粒含量低，软、塑性矿物含量高，同时也可能有微裂缝存在（图版4-2-1）。有效应力增加时，软、塑性矿物被重新压实，裂缝、微裂缝闭合，且上述过程的可逆性较差。

图版4-2-1

随净覆压力增大，渗透率呈非线性降低。净覆压力0～15MPa范围内，渗透率随净覆压力的增加急剧降低，渗透率损失大；净覆压力高于20MPa后，渗透率随净覆压力增加降低的趋势变缓并趋于稳定。分析认为，岩石承受净覆压力作用先后经历压实、弹性变形、弹－塑性变形、塑性变形几个过程。从图中也可以看出，岩石渗透率越低，渗透率与净覆压力的线性相关性越弱，渗透率的可恢复程度越差，渗透率损失越大，储层应力敏感性越强。

岩石渗透率随净覆压力的不断增加而减小，且刚开始受到净覆压力时下降的速度较快，净覆压力大干20MPa以后趋于平缓。解除净覆压力，渗透率不能恢复至初始值，且渗透率越低，可恢复程度越差。在有效应力作用下，原来处于张开状态的喉道缩小变形，并趋于闭合。地层岩石为不均匀各向异性介质，随净覆压力增加，刚性颗粒发生弹性变形，塑性颗粒重新压实。弹性形变主要表现为岩石骨架或孔隙的弹性压缩。压实变形主要表现为柔性、塑性颗粒的变形及脆性颗粒的破坏等。解除净覆压力，已缩小变形或趋于闭合的喉道因颗粒的压实变形恢复不到初始状态，造成渗透率的不完全恢复。分析中发现净覆压增加过程，早期渗透率下降较快（渗透率越低，越明显）的原因是此过程中微裂缝闭合及岩石的重新压实占主导作用，而后渗透率下降较慢岩石发生弹性变形。文东油田原始地层压力系数高达1.71～1.88，储层岩石处于欠压实状态。岩心从井筒中取出，地层压力释放，岩石颗粒更加疏松、膨胀。应力敏感性实验中，低围压阶段，颗粒的压缩、压实程度较大。

净覆压力解除过程中净覆压力与渗透率的相关性好于净覆压力增加过程中净覆压力与渗透率的相关性（渗透率越低越明显。渗透率越低，微裂缝越发育，微裂缝的可恢复性差，即微裂缝的弹性变形差。），相关性好的过程说明弹性变形占优势，微裂缝欠发育。

净覆压力由1.38MPa增至20MPa，岩心气测渗透率损失率多为15%～30%。净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，渗透率损失率为15%～35%。渗透率减小主要集中在20MPa以前，净覆压超过20MPa后渗透率变化量很小。

2.孔隙度与净覆压力的关系

由实验结果得出净覆压力增加及降低过程的孔隙度百分数（图4-2-3）。随净覆压力增大，孔隙度呈非线性降低。在有效压力0～15MPa范围，孔隙度随有效压力的增加急剧降低，孔隙度损失大；当净覆压力高于20MPa，孔隙度随净覆压力增加降低的趋势变缓；当有效压力继续增大，孔隙度趋于稳定。分析认为，当净覆压力超过一定值后，岩石颗粒压缩、压实基本结束，颗粒的压缩变形空间较小，孔隙度随净覆压力的增加降低不明显。

净覆压力增加及降低过程中，孔隙度参数与净覆压力的相关关系好于此过程中渗透率与净覆压力的相关关系。这也说明净覆压力变化过程中孔隙的弹性变形好于喉道的弹性变形。即孔、喉组成的变形介质系统中喉道的塑性形变较强，而孔隙的弹性形变较强。砂岩受压时，最先被压缩的是喉道，而非孔隙。随净覆压力增加，未闭合的喉道数越来越少。渗透率不断降低，下降趋势逐渐变缓。

由图4-2-1，图4-2-2可知，当有效压力变化时，孔隙度、渗透率随净覆压力的变化具有不均衡性，净覆压力较低时变化幅度较大。净覆压力变化时，渗透率变化远远高于孔隙度的变化（图4-2-3，图4-2-4），这说明渗透率对净覆压力变化的敏感程度高于孔隙度。特别是较低净覆压力范围，渗透率随净覆压力增大而降低的幅度更大。储层岩石是一种不均匀介质，故受有效应力作用时发生不均匀变形。

净覆压力由1.38MPa增至20MPa时，孔隙度损失率多为5%～10%；净覆压力由1.38MPa增至40MPa时，孔隙度损失率多为6%～12%。孔隙度的减小主要集中在20MPa以前，净覆压力超过20MPa以后其变化量很小（图4-2-4）。

比较相同净覆压力下的渗透率损失率与孔隙度损失率发现，渗透率损失率明显高于孔隙度损失率（图4-2-5）。即由孔、喉组成的变形介质系统中，渗透率对净覆压力的反映更加敏感。

由文东油田沙三中油藏的实际特点，实际油藏的应力～应变关系与图4-1-1c较为接近。

图4-2-3 孔隙度百分数与净覆压力的关系

图4-2-4 孔隙度损失率与净覆压力的关系

3.渗透率和孔隙度损失的不可逆性

深层高压低渗油藏开发，随地层压力降低，储层逐渐受到净覆压力（有效压力）的作用，渗透率不断下降，油井产量下降。当生产压差增加（油井井底压力降低）到一定程度后，随着流体的采出油井产量不是上升反而下降。这是因为储层孔隙流体压力降低，作用在岩石骨架上的有效应力增加，压缩岩石发生变形，储层渗透性尤其是近井地带大幅度降低，渗流能力变差，采油指数大幅下降。该变化过程是不可逆的，如图4-2-1～图4-2-4所示，深层高压油藏开发渗透率和孔隙度的应力敏感性损失具有明显的不可逆性。

图4-2-5 净覆压力增加过程渗透率百分数与孔隙度百分数

由图4-2-1，图4-2-2可知，储层岩心的气测渗透率随净覆压力的增大呈非线性递减。在净覆压力由40MPa降至15MPa过程中，渗透率逐渐恢复，但渗透率恢复曲线在其降低曲线之下。将加载－卸载循环过程初始状态下岩心渗透率值与有效压力由40MPa降至1.5MPa后的渗透率值之差称为渗透率不可逆损失量。文13西储层岩心气测渗透率不可逆损失量为（1～6）×10^-3μm²，渗透率不可逆损失率为4%～10%。

由图4-2-3，图4-2-4可知，储层岩心气测孔隙度随净覆压力的增加呈非线性递减。净覆压力由40MPa降至1.5MPa过程中，孔隙度逐渐恢复，但低于对应净覆压下的初始孔隙度值。图4-2-3，图4-2-4表明，文13西储层岩心气测孔隙度不可逆损失量一般低于2%。孔隙度的应力敏感性损失远远小于渗透率的应力敏感性损失。储层渗透率和孔隙度的应力敏感性损失源于储层骨架受力发生不均匀变形所致。

深层高压油藏开发，净覆压力增加相当于油井井底压力降低。所以，利用气驱和水驱过程中有效压力增加和降低过程可以分析异常高压油藏弹性开采和注水开采特征^[103-105]:

a.弹性开采过程油井井底压力降低，形成生产压差，生产压差越大，即油井井底压力越小，初期原油产量越高。但是，弹性开采阶段如果生产压差过大（井底压力过低），井底附近油藏有效压力增加过快、过大会导致其渗透率的损失过大，油井产量和产能都会急剧降低。如果控制生产压差生产，初期产量不会太高，但也不会出现产量和产能急剧下降的现象。适当小的生产压差条件生产，弹性开采控制的区域更大、总产油量高、弹性开采的采收率也较高。因此，弹性开采（包括注水开采）中，不能过分追求初期产量，必须合理控制生产压差。

b.注水开采，油藏孔隙压力逐渐升高（尤其是近井附近），渗透率随之恢复。但如果弹性开采阶段油藏压力下降过大、过快，其有效压力高于弹性变形的临界压力，即使压力恢复到原始油藏压力，渗透率也不可能恢复到初始值。如果生产中出现注水井压力非正常降低将会导致注水井附近油藏产生不可逆的渗透率损失，尤其在裂缝性油藏注水开发中，这种渗透率不可逆损失更为严重。这是深层高压低渗油藏注水能力低的一个原因。

4.加压方式对渗透率变化的影响

为研究深层高压低渗油藏地层压力下降速度及地层压力恢复速度对储层物性的影响，实验室在注入速度一定的情况下，通过快速和慢速加压实验、慢速连续加压－恢复循环实验模拟深层高压油藏开发中不同有效压力下储层渗透率的变化。

（1）有效压力变化速度对渗透率损失的影响

采用与气测渗透率相同的装置对岩心进行快速和慢速加压实验，以分析有效压力（净覆压力）变化速度对储层的伤害。为增加可对比性，选择同一口井、同一深度点的岩心W13-281（2-1），w13-281（2-2）进行实验。对W13-281（2-1）进行快速加压和恢复实验，有效压力为1.5,20和40MPa；对W13-281（2-2）进行慢速加压和恢复实验，有效压力为1.5,5,10,15,20等5MPa间隔一直增大到40MPa。实验结果如图4-2-6所示。

图4-2-6 有效压力变化速度对渗透率损失的影响

分析可知，有效压力增加速度对岩心渗透率影响明显。有效压力快速增至40MPa，渗透率损失率为13.3%（W13-281（2-1））.有效压力慢速增至40MPa，渗透率损失率为12.2%（W13-281（2-2））。有效压力降低速度对岩心渗透率恢复影响也较大。有效压力快速增加的岩心W13-281（2-1）在有效压力降低至1.5MPa后，其渗透率损失率为7.7%；而有效压力缓慢增加的岩心W13-281（2-2）在有效压力降至1.5MPa后，其渗透率损失率为4.6%。可见，有效压力快速变化所造成的渗透率不可恢复损失大于有效压力缓慢变化造成的渗透率不可恢复损失，这与图4-1-1c相吻合。有效压力变化速率决定应变率的高低，有效压力快速变化导致高应变率，有效压力慢速变化导致低应变率。

根据以上研究结果，深层高压低渗油藏开采中井底压力从较高水平缓慢降至生产压力有利于减小储层渗透率的应力敏感损害。因此，深层高压低渗油藏开发应合理控制采油速度、缓慢降低油层压力，以减小渗透率损失、提高油藏最终采收率。

（2）慢速连续加压－恢复循环实验

通过减小有效压力的方法模拟地层压力恢复过程，通过“连续加压－恢复循环实验”模拟油藏实际开采中的连续关井恢复地层压力过程。实验中以氮气为流动介质，所用实验装置与气测渗透率相同。

增压过程有效压力点依次为1.5,5,10,15,20,25,30,35,40MPa。加压过程按设计的有效压力点依次加压到该有效压力值，然后按相反顺序降低有效压力至初始值，再进入下一个加压－降压循环。图4-2-7给出了203-35（2-2）岩心连续循环加压渗透率的变化曲线。由图4-2-7可知，第一次加压渗透率下降幅度大，且有效压力松弛后，渗透率恢复程度小。这是因为第一次增压过程中存在地层压实和压缩双重作用，而以地层压实为主。随有效循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小，且有效压力降低后，渗透率恢复程度增加。第二次及第二次以后的增压过程地层压实已经完成，以地层压缩为主。故每一次增、减压渗透率的恢复程度都优于前一次。在围压升高初期，渗透率下降幅度大。随围压松弛渗透率恢复程度小。随围压循环数不断增加，渗透率下降幅度逐渐减小。降围压松弛后，渗透率恢复程度增加。

图4-2-7 岩心203-35（2-2）连续循环加压

经过六次循环，203-35（2-2）岩心加压到30MPa，其渗透率损失率为9.2%（这个值并不大）。经过六次增减压循环，岩石基本可以看做是弹性体（本体变形占绝对优势）。油田开发实践证明，如果油田开发初期地层能量释放过快就会引起近井地带渗透率显著下降，并且恢复程度小。通过频繁关井并不能从根本上减小由于地层压力下降所造成的地层伤害。也就是说，如果某一生产压力造成地层伤害，关井后进行压力恢复，然后再次以相同的生产压力开采，还会造成更严重的地层伤害。

因有效应力加载过程岩石存在重新压实及压缩过程，故储层应力敏感性评价应采用卸载曲线（卸载曲线更接近于弹性变形过程）。砂岩在应力作用下由弹性向塑性转变的转化应力一般超过100MPa，油气藏开发中涉及的有效应力范围一般低于100MPa，基本属于压实、压缩背景上的弹性变形过程。

5.应力敏感的时间效应

岩石受到应力作用需要经过一段时间才能完成全部变形。氮气驱实验中测定净覆压力作用不同时间后的渗透率，从而确定渗透率变化达到稳定的时间，即岩心的形变时间。为表征特定压力条件下岩心渗透率随加压时间的变化，定义不同时刻渗透率与稳定渗透率之比为渗透率比值。W13-358（4-1）样品（K_g=41.1×10^-3μm²）的“时间效应”如图4-2-8所示。渗透率在不同有效压力作用下随时间的增加，变化幅度不断减小，并逐渐趋于某一稳定值。有效压力为20MPa，渗透率达到稳定时间为2.5小时；有效压力为40MPa,5.0h后渗透率仍未稳定。储层变形具有蠕变特性，有效压力越高，渗透率达到稳定所需的时间越长。

图4-2-8 渗透率变化的时间效应

（四）应力敏感性评价结果

以表4-2-1的6块常规气测应力敏感性样品为例探讨气测应力敏感性结果。实验数据如表4-2-1，表4-2-2，表4-2-3和图4-2-9所示。根据储层应力敏感性评价标准（敏感指数SI<0为负敏感；SI<0.1为弱敏感；SI=0.1～0.3为中等敏感；SI>0.3为强敏感；SI>0.5为超强敏感），气驱实验中储层应力敏感性为中等－强敏感。

表4-2-1 实验岩心编号与基本参数

表4-2-2 净覆压力与渗透率的关系实验数据

表4-2-3 净覆压力与孔隙度的关系实验数据

图4-2-9 净覆压力与物性的关系图

8. 模拟实验

油源对比发现，东营凹陷沙三段砂岩透镜体内的原油并非完全来自沙三段的烃源岩，其油源主要为沙三段和其下部沙四段的混源油。那么在没有明显大断层沟通的情况下，沙四段的油是如何进入到沙三段的烃源岩中的呢？前文提出油气可以通过裂缝和薄层砂作为输导通道运移到砂岩透镜体中成藏，裂缝和薄层砂这两种输导要素在空间上的配置关系和组合样式对油气输导效率及输导过程究竟如何呢？本次实验的目的就是应用细棉线模拟裂缝，将棉线和砂体连接，模拟油气是否能够由细棉线导入砂岩体中并在砂体中聚集成藏的过程。

（一）模型的物理模拟实验

1.模型

图3-15即为油气有机网络简单物理模拟实验装置图。该模型的尺寸为长（50cm）×宽（30cm）×厚（2cm）。左上角和右下两角扇形体分别以粒径0.4～0.45mm的石英砂充填，左上角扇形体半径为11cm，右下角扇形体半径为10cm；模型中央为一近椭圆形体，以粒径0.4～0.45mm的石英砂充填，长宽分别为22.5cm、16cm；与左上及右下砂岩扇体的距离分别为9.5cm、8cm。模型内其余部分以泥岩充填。红色箭头A、B指示注油口，孔a为注水口，孔b为排气口。线1、2、3为细棉线。单股棉线的直径约0.2mm。在常温常压下进行实验。

图3-15 简单模拟实验装置示意图

2.实验结果

首先由示意图中的a孔注水，排出装置中央透镜体中的空气，当b孔有水流出时，排气结束。然后将a、b孔皆关闭。然后由A、B两个注油口开始注油，注油速度皆为0.5mL/min。经过1h后，下扇形体内的油经过棉线运移到透镜体内并在浮力作用下至顶部聚集；同时上扇体的油也开始经过棉线运移到透镜体内（图3-16左）。

距开始注油大约70min后，A口注油的速度减小到0.1mL/min,B注油口的速度维持0.5mL/min不变。约20min后，上扇体内的油继续缓慢通过棉线运移到透镜体内；下扇体内的油也继续通过棉线运移到透镜体内，透镜体上部聚集的油量明显增加（图3-16中）。此时再次改变注油速度，A口注油速度变为0.2mL/min;B口停止注油。3h40min后，上扇体的油进一步通过棉线运移到透镜体内，并上浮至顶部聚集（图3-16右）。A口停止注油，进入静观阶段。

图3-16 实验进行时的油气运移结果图

在经历了18h的静观阶段后，由两边扇体通过棉线进入透镜体内的油量明显增多。油在透镜体上部大量聚集，累积油柱高度为9cm（图3-17）。

图3-17 实验进行23h油气运移结果图

至此实验结束，本次实验共持续23h15min，累积注油量：由A口注油77.5mL，由B口注油43.5mL。

（二）较复杂模型的物理模拟实验

1.实验模型

图3-18即为较复杂物理模拟实验装置图。该模型的尺寸为长（50cm）×宽（30cm）×厚（2cm）。一共分为上下5层，其充填物依次为含油泥、细砂、含油泥、细砂、泥岩，有4个透镜体分别布置在最下层和最上层中，上面两个透镜体由单股棉线（模拟裂缝）与其下端的细砂岩相连。其中细砂岩粒径为0.15～0.2mm（模拟薄砂层），透镜体内的砂砾粒径为0.35～0.4mm，含油泥中油与泥的比例约为1:5.16,a口为注油口，本实验在常温常压下进行。

图3-18 油气有机网络运移复杂模拟实验装置示意图

2.实验过程

实验装置完毕即为开始实验，7h25min后，右下侧透镜体开始进油（图3-19左），无其他现象发生。

26h15min后，左下侧透镜体内的聚集的油进一步增加，从下往上数第二层细砂岩条带有油气渗入（图3-19右）。

到第9天，改变实验措施，由a口开始注油，注油速度为0.15mL/min,53min后（222h33min），下条带细砂层开始进油（图3-20左）。

6h55min后，下细砂条带聚油量增加，左下侧扇体聚油量增加，此时停止注油，进入静观阶段。1天后，下细砂条带内油从右向左运移，且下侧两个透镜体聚油量增加，聚油体积都约占整个透镜体的70%。再过l天（累计进行到约269h），左下侧透镜体聚油体积约占整个透镜体体积的90%，右下侧透镜体的聚油体积约占95%（图3-20右）。

此后再次由a口注油，随着注油量的增加，下面两个透镜体都逐渐完全被油充注，下细砂条带的聚油量也逐渐占满整个条带，随后上细砂条带也开始见油（图3-21左）。

图3-19 复杂模拟实验油气运移图

图3-20 复杂模拟实验油气运移图

随着实验的继续进行，上细砂岩条带的聚油量逐渐增加，最终充满整个条带，且该条带内的油通过棉线导入上面两个透镜体中（图3-21右），至此实验结束，累计进行时间约359h，本次实验累积注油量348.69mL。

图3-21 复杂模拟实验油气运移图

3.实验讨论

本次实验历时共约359h，由以上实验可以发现，常温常压下，由于烃浓度差引起的渗透压差和扩散压差，底层含油泥岩内的油具有运移到与其相邻的砂岩体中的趋势。在毛细管力差和烃浓度差的作用下，底层泥岩中的油首先进入被其包围的孔隙较大的砂岩透镜体中，而不太容易运移到其上部的细砂岩条带中。

随着底层油不断的注入，压力不断增大，最终能够克服底层泥岩与其上层细砂岩的毛细管力时，油就进入到其中，当其浓度足够大时，在烃浓度差的作用下，油运移到层3中。层3中的油在渗透压差的作用下，运移到层4中。联结顶层砂岩透镜体与层4的棉线能起到很好的输导油的作用，因此层4的油能沿着棉线模拟的裂缝运移到顶层的两个砂岩透镜体中。

通过本次实验，可以看出，仅靠底层泥岩中的油自然渗透和扩散，其运移能力有限。但是在油源充足的情况下，底层的油最终能够运移到与之相隔几层的砂岩透镜体中。

9. 岳湘安的研究方向介绍

1. 提高石油采收率理论与技术
(1) 低(特低)渗透油藏提高采收率理论与技术
主要研究内容：从微尺度流动和微尺度物理化学效应入手，揭示油气水在低(特低)渗透油藏中特殊渗流和驱油现象的微观机理；探索低(特低)渗透油藏开采的基本规律和主控因素；建立基于物理模拟实验的低(特低)渗透油藏表征方法及提高采收率技术适应性评价方法；根据基础研究成果建立的技术思路，研发低(特低)渗透油藏提高水驱采收率技术和水驱后提高采收率技术。
近十年来，在“低(特低)渗透油藏提高采收率理论与技术”方向主持完成的重大科研项目有：
●“低渗透油藏提高采收率基础理论研究”， 国家重点基础研究发展计划（973计划）前期研究专项（2002年～2005年）
●“注水开采后期低渗透油藏提高采收率技术”，国家科技重大专项专题（2009年～2010年）
●“特低渗储层表征方法及开采技术适应性评价” 中国石油化工股份有限公司（2008年～2010年）
(2) 气驱提高采收率理论与技术
研究的主要技术包括：CO2驱、N2驱、空气驱。
主要研究内容：各类复杂油藏中气体驱油的机理；影响气体微观驱油效率和宏观波及效率的主控因素；根据基础研究成果，研发提高气体驱油效率的方法，研发抑制和治理气窜的新技术；基于物理模拟与数值模拟相结合的方法，优化气驱方案和工艺参数。
研究方向介绍
近年来，在“气驱提高采收率理论与技术”方向主持完成的重大科研项目有：
●“CO2驱替过程中多相多组分非线性渗流机理和规律”， 国家重点基础研究发展计划(973计划)课题（2006年～2010年）
●“低渗油藏CO2驱深部封窜技术研究”， 国家科技支撑计划课题（专题）（2006年～2008年）
●“低（超低）渗透油藏气驱窜流抑制技术研究” 国家科技支撑计划课题（专题）（2007年～2009年）
(3) 油藏深部调驱技术
主要研究内容：针对非均质油藏、裂缝性油藏和长期水驱后形成窜流通道的油藏，研究水窜机理和基本规律；研究影响水窜的主控因素；根据基础研究成果，研发治理水窜、提高波及效率的油藏深部调驱技术；基于物理模拟与数值模拟相结合的方法，优化油藏深部调驱方案和工艺参数。
近年来，在“油藏深部调驱技术”方向主持完成的重大科研项目有：
●“低渗非均质砂岩油藏深部封堵与改造关键技术研究”，国家“十五”科技攻关项目（专题）（2004年～2005年）
●“海上油田聚合物—泡沫复合调驱技术研究”， 国家科技重大专项专题（2008年～2010年）
(4) 水平井开采物理模拟与堵水调剖技术
主要研究内容：研发不同类型油藏水平井开采过程物理模拟方法和装置；基于物理模拟实验，并与数值模拟相结合，研究水平井开采过程中油水运移和油井水淹规律；水平井堵水调剖技术研究；水平井开采工艺优化。
近年来，在“水平井开采物理模拟与堵水调剖技术”方向主持完成的重大科研项目有：
●“冀东油田边底水油藏水平井化学堵水技术研究”，中国石油冀东油田分公司（2006年～2008年）
●“水平井区中高含水期改善开发效果方法研究”，大庆油田有限责任公司（2008年～2009年）
●“锦16块水平井化学驱方案优化物理模拟研究”，中国石油辽河油田分公司（2008年～2009年）
（5）化学驱理论与技术
主要研究内容：化学驱油机理；化学驱技术适应性评价；化学驱油剂的研发与评价；化学驱方案及工艺参数优化；复杂油藏化学驱技术研究。
近年来，在“化学驱理论与技术”方向主持完成的重大科研项目有：
●“化学复合驱过程中的乳化及其对采收率的影响机理”， 国家重点基础研究发展计划（973计划）专题（2005年～2010年）
● “聚合物溶液微尺度流动探索研究”，国家自然科学基金项目（2006年～2008年）
●“龙虎泡油田二元复合驱配方体系优选”， 大庆油田有限责任公司（2009年～2010年）
2. 油气渗流理论与应用
主要针对化学驱、油藏深部调剖中的复杂渗流问题开展研究，如油藏中的多尺度耦合流动理论、油藏孔隙尺度下复杂体系流动及两相微观驱替动力学、基于微观流动的宏观渗流理论、伴有化学反应的渗流理论研究。

10. 国内外油气采收率预测方法

一、国外油气采收率预测方法

国际上常用的采收率预测理论方法主要有两类：

（一）确定法

确定法适合存在已开发油气藏的采收率预测，又细分为：类比法、体积法、物质平衡法和产量递减法（表1-1），方法种类基本上与国内的相同。

表1-1 油田原始可采资源量预测方法

续表

（二）概率法

概率法通常应用于未开发油藏采收率的预测。由于资料较少，主观因素较多，提高其预测可靠程度的难度较大。代表性的方法有美国地质调查局的概率统计法和加拿大地质调查局的石油勘探与资源评价系统。

二、国内油气采收率预测方法

国内对油气采收率预测方法的研究较为深入，方法种类也比较多。采收率不仅与油层的岩性、物性及驱油机理等油藏的地质条件有关，而且还与油藏的开发方案、油井工作制度、采油工艺技术水平及增产措施有关，因此在确定一个油藏的原油采收率时，往往需要用不同的方法进行估算，然后将各种方法获得的结果进行分析、对比，从中选出较为合理的采收率值。

（一）经验类比法

油田投入开发以前，主要利用油藏静态地质资料、试验资料以及枯竭油田推导的相关经验公式等方法确定采收率。可以根据地层原油粘度，油层渗透率，油层非均质性和油藏的驱动类型等几项主要指标，与已开发油藏类比确定采收率值。

不同驱动类型油藏采收率的经验值一般为：

水压驱动30%～50%；

气顶驱动20%～40%；

溶解气驱动10%～20%。

（二）岩心分析法

用岩心在实验室内模拟油藏条件进行实验，能够获得注水开发油藏的驱油效率，再乘以油藏的体积波及系数，就可以求得油藏的水驱采收率。

对于原油密度小、含蜡量低、凝固点低的油藏，在泥浆滤液冲刷很好的条件下岩心的残余油饱和度求得的驱油效率，也可作为确定采收率的参考数据。

（三）相渗透率曲线法

根据有代表性的油、水相对渗透率曲线，利用分流量方程式进行理论计算，得到含水率和含水饱和度的关系曲线，取含水率为98%时的平均含水饱和度，由公式计算出驱油效率，该数值经过流度比和地层渗透率变异系数的校正，即可得到合理的采收率值。

（四）相关经验公式法

根据油藏的地质和开发参数，利用水驱和溶解气驱油藏采收率相关经验公式计算采收率。

（五）预测水驱采收率的新方法

注水开发油田产量、采收率的预测一直是一大难题，尤其是低渗透、裂缝性油田的产量预测。目前常用的油藏数值模拟方法存在很大的不确定性，经常需要进行油藏数值模拟。而传统的产量递减分析方法仍然是基于一些经验公式，不具备完善的理论基础，也不具有普适性。而且在注水开发前或早期根本无法知道油田产量遵循哪种经验型的递减方式。

新的预测水驱采收率的方法是基于大量的试验及理论研究成果推导出来的，可以对注水开发油田的单井、区块或全油田进行产量、采收率的预测。该方法主要采用两种方式进行产量预测：一种方式是油田注水投产以前进行水驱动态的预测。所需数据为岩石、流体的基本物性参数（孔隙度、渗透率、流体粘度等）及特殊物性参数（相对渗透率、毛管压力等）。采用新的实验方法，可以不需要进行传统的相对渗透率和毛管压力曲线测量，而只需测量特定油藏的总流动能力。另一种方式是在油田注水开发一定时间以后进行产量预测。所需输入参数为产油量历史数据。在进行产量、采收率预测的同时，还可以推算出油藏岩石与流体的流动参数，如相对渗透率、毛管压力、或总流动能力等参数。