縫洞型碳酸鹽巖油藏裂縫中的N2運移特征*

聞宇晨，屈 鳴，侯吉瑞，梁 拓，馬仕希，吳偉鵬，楊景斌

（1.中國石油大學（北京）非常規油氣科學技術研究院，北京 102249；2.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京 102249）

0 前言

油氣資源在現代社會進步中起著不可替代的作用［1］。碳酸鹽巖油氣藏在常規油藏中占據著重要地位，世界上40%的大型油藏均屬于碳酸鹽巖油氣藏，其地質儲量約占常規油藏總儲量的60%，產量約占常規油藏總產量的50%［1-4］。碳酸鹽巖油氣藏對世界油氣產量作出了巨大的貢獻［5］。

塔河油田奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏是國內發現的最大碳酸鹽巖油藏［6-9］。縫洞型碳酸鹽巖油藏主要以大型溶洞和溶蝕孔洞為主要的儲集空間，以裂縫為主要的流動通道［10-11］。塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏初期依靠天然能量彈性水驅衰竭式開采，造成底水錐進、采出程度下降以及地層能量急劇下降的后果；中期依靠注氣補充地層能量，穩油控水，達到增產目的。但由于縫洞型碳酸鹽巖油藏中溶洞、裂縫尺寸差異明顯，縫洞連通程度復雜，非均質性極強。其中裂縫是主要的流動通道且發育程度高，產狀多樣，裂縫開度變化劇烈，嚴重影響氣體在裂縫中的波及路徑和特征，造成氣體竄逸，導致氣體優勢通道快速形成，最終采收率較低［12-13］。

調研發現，學者對縫洞型碳酸鹽巖油藏注氣提高采收率技術的研究很多，但是對于氣體在裂縫中的流動規律和氣竄機理尚不明確，尤其對不同開度裂縫中氣體流動規律的研究甚少。本文旨在通過設計不同開度的單裂縫模型以及變開度裂縫模型，研究不同開度裂縫中氣體運移規律，為縫洞型碳酸鹽巖油藏注氣提高采收率技術提供理論依據與指導。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

根據塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏地層流體特征和物理模型相似性設計，實驗材料和實驗條件如下：實驗用模擬油（μ=23.9 mPa·s，ρ=0.821 g/cm3，25℃）由煤油與液體石蠟按一定比例復配而成，為了增強可視化效果，用蘇丹紅將模擬油染為紅色；實驗用水為模擬塔河油田地層水，礦化度235828.4 mg/L，主要離子質量濃度（單位mg/L）：Na+61385.4、，為了實驗觀察方便用亞甲基藍染色；實驗所用氣體為純度99.9%的氮氣；實驗溫度為25℃。

1.2 模型的設計制作

1.2.1 單裂縫模型的相似性設計

為研究縫洞型碳酸鹽巖油藏中氣體在裂縫中的波及路徑和特征，設計制作物理模型進行室內實驗。物理模型參數的設計應以相似準則為根據，依據實際縫洞型碳酸鹽巖油藏裂縫以及裂縫中流動流體參數確定室內裂縫物理模型實驗條件及相關參數。但天然縫洞型碳酸鹽巖油藏中裂縫發育程度極高，產狀、尺度以及裂縫角度差異較大；因此對于同一個模型要同時滿足多種相似準則很難實現，只能對局部條件進行相似性設計。流體在裂縫中的流動主要受黏滯力和重力的影響，因此優先選擇運動相似和動力相似設計室內模型實驗參數［14-15］。

式中，FQ為采液速率和注入速率的比值；Q為注入速度，m3/d；r 為井徑，mm；μ為流速，m/s；FG表征為注入壓力與重力之比；Δp為生產壓差，kPa；ρ0為原油密度，g/cm3；g 為重力加速度，m/s2；B 為裂縫開度，cm；μ為流體黏度，mPa·s。

當相似準數為1 時，證明實際油藏裂縫與室內物理模型之間存在相似性。通過實際油藏裂縫與室內物理模型各相似項之間相除得到相似系數，再將相似系數代入對應的相似準則中得到相應的相似準數?；谙嗨茰蕯禐? 的前提下，得到室內裂縫物理模型參數如表1。

根據相似系數得到相似準數FQ=0.99、FG=1.06，證明實際油藏裂縫與室內裂縫物理模型滿足上述相似準則。

1.2.2 單裂縫和微裂縫模型的制作

為研究實際縫洞型碳酸鹽巖油藏裂縫中氣體驅油效果和波及規律，設計制作兩套物理模型，即“比例相似模型”和“微觀機理模型”?！氨壤嗨颇Ｐ汀笔腔谙嗨茰蕜t得到的室內實驗參數而設計組裝的物理模型。為研究不同裂縫開度及變裂縫開度下的注氣效果，本文設計裂縫開度分別為0.2、0.5、1、2.5和5 mm的等開度單裂縫模型以及開度變化分別為0.2數1、0.5數2.5 mm 的均勻變開度單裂縫模型。“比例相似模型”的外觀尺寸為50 cm×4.5 cm×4.5 cm，模型中每隔5 cm設有1個測壓點，共設7個測壓點。物理模型如圖1所示。

圖1 比例相似模型

“微觀機理模型”旨在研究氣體在不同裂縫開度下的流動機理而設計制作的微觀可視化裂縫物理模型。考慮與單裂縫模型相對應，設計制作與單裂縫模型開度變化相對應的微觀裂縫物理模型。微觀裂縫模型主要以有機玻璃為材料，其裂縫利用激光刻蝕技術形成，刻蝕深度0.5 mm。微觀裂縫物理模型外觀尺寸為3 cm×5 cm×0.5 mm。模型如圖2所示。

表1 室內裂縫物理模型和實際油藏裂縫參數及相似系數

圖2 微觀機理模型

1.3 實驗流程

1.3.1 單裂縫模型

單裂縫物理模型實驗裝置包括實驗控制系統、縫洞介質物理模型系統、數據采集處理系統。實驗控制系統由高純高壓氮氣瓶和氣體流量計以及恒速恒壓泵組成，其中氣體流量計用于控制氣體注入速度和記錄氣體累計注入量，根據實驗需要選用CS200A型氣體流量計（量程為0數50 mL/min，精度為1%）；注入泵用于控制注入水的流速，選用2PB-2020 型注入泵（量程為0.1數 20 mL/min，精度為1%）?？p洞介質物理模型系統包括設計制作的不同裂縫物理模型；數據采集處理系統包括采出液計量裝置、壓力圖像采集軟件以及穩壓罐等。單裂縫物理模型實驗流程如圖3所示：

圖3 單裂縫模型實驗流程圖

1.3.2 微觀裂縫物理模型

微觀裂縫物理模型實驗裝置主要包括高純高壓氮氣瓶、氣體流量計、流量泵、高清攝像頭（最大分辨率為1080P）、LED光板和計算機等。微觀裂縫物理模型實驗流程圖如圖4。

1.4 實驗步驟

單裂縫物理模型實驗步驟如下：①將單裂縫物理模型抽真空飽和模擬油；以1 mL/min的速率注入模擬地層水開展水驅油實驗，當產出的含水率達到98%時停止注水；③以1 mL/min的速率注入氮氣驅替剩余油，直至產出井氣竄；④替換尺寸不同的單裂縫物理模型重復①數③步實驗流程。

微觀裂縫模型實驗步驟如下：①將微觀裂縫物理模型抽真空飽和模擬油；②打開高清攝像頭和LED光板，將微觀模型平立豎直放在LED光板正前方；③以50 μL/min注入高純高壓氮氣，通過高清攝像頭觀察記錄氣體在裂縫中的運移規律和特征。④替換尺寸不同的微觀裂縫模型，重復①數③步實驗流程。

圖4 微裂縫模型實驗流程圖

2 結果與討論

2.1 等開度單裂縫模型中的驅替情況

2.1.1 氣驅采收率

圖5是不同等開度單裂縫模型中的采收率隨N2注入體積變化情況，等開度裂縫采收率與注入體積的擬合關系見表2。隨著N2注入體積的增加，采收率逐漸增大。不同等開度裂縫下的最終采收率有明顯差異：裂縫開度分別為0.2、0.5、2.5、5 mm 下的最終采收率分別為11%、12%、44%和40%。當裂縫開度很?。ㄈ?.2 mm）時，氣體進入細小裂縫需要克服較大附加阻力，從而導致采收率的增加存在延遲，氣體進入裂縫后沿裂縫中部運移，造成細小裂縫壁面油膜相對較厚，采收率低。對于裂縫開度為0.5 mm和1 mm的裂縫，注入的氣體進入裂縫后，受到壓縮的氣體迅速釋放能量，沿裂縫中部氣竄，導致采收率較低。隨裂縫開度的增加，毛管阻力效應逐漸減弱，重力分異作用逐漸增強。當裂縫開度為2.5 mm時，毛管阻力和重力分異作用均處于較弱階段，采收率最高達到44%。裂縫開度繼續增大（如5 mm）時，毛管阻力效應明顯減弱，但氣液密度差異引起的重力分異作用占據主導地位，造成氣體沿裂縫高部位指進氣竄，采收率較低。

圖5 等開度裂縫采收率與注入體積關系

表2 等開度裂縫采收率與PV擬合公式

2.1.2 氣驅壓力響應特征

由于油藏巖石為油潤濕，氣體在進入裂縫時可能在氣油界面上產生曲面附加阻力。等開度裂縫氣驅過程中裂縫兩端壓差變化見圖6。對于開度小于0.5 mm 的裂縫，只有驅替壓差高于23 kPa，氣體才能進入裂縫，進而啟動裂縫中的原油。對于開度大于1 mm的裂縫，驅替壓差達到11.5 kPa即可使氣體進入裂縫。這是由于在小開度裂縫中，氣驅初期的氣體以氣泡形式進入裂縫，氣泡直徑與裂縫寬度相近，受潤濕性和賈敏效應影響較大，縫內壓差較高。對于較大開度的裂縫，氣泡直徑遠小于裂縫寬度，氣體比較容易進入，縫內壓差較低。

圖6 等開度裂縫氣驅縫內壓差變化曲線

2.2 變開度單裂縫模型的驅替情況

2.2.1 氣驅采收率

不同變開度單裂縫模型中的采收率隨N2注入體積變化情況見圖7。在變開度裂縫模型驅油實驗中，采收率增加率差異性比等開度裂縫模型驅油實驗的小，四個變開度裂縫模型的最終采收率均較等開度裂縫模型的高。1數0.2 mm縮徑變開度裂縫模型、0.2數1 mm 擴徑變開度裂縫模型、2.5數0.5 mm縮徑變開度裂縫模型和0.5數2.5 mm擴徑變開度裂縫模型的最終采收率分別為55%、40%、52%和38%。縮徑變開度裂縫模型的最終采收率均高于擴徑變開度裂縫模型。對于擴徑變開度裂縫模型，注入井附近裂縫開度小，毛管阻力效應明顯，重力分異作用弱，裂縫壁面剩余油較多。當氣體進入擴徑變開度裂縫的深部時，毛管阻力效應弱，重力分異作用明顯增強，氣竄優勢通道快速形成，因此擴徑變開度裂縫模型最終采收率較低。對于縮徑變開度裂縫模型，注入井附近裂縫開度大，毛管阻力效應弱，重力分異作用強，但當氣體進入裂縫深部時，毛管阻力效應逐漸占據主導地位，造成近井附近壓力上升，削弱重力分異作用，因此縮徑變開度裂縫模型的氮氣驅采出程度高。

圖7 變開度裂縫采收率與注入體積關系

2.2.2 氣驅壓力響應特征

變開度裂縫氣驅過程中裂縫兩端壓差變化見圖8。對于2.5數0.5 mm的縮徑裂縫，由于裂縫開度逐漸減小，在注入氣體的過程中縫內壓差逐漸上升；而對于1數0.2 mm 的縮徑裂縫，注入0.3 PV 氣體后縫內壓力突然升高，之后由于氣體竄逸形成氣體優勢通道，注入1 PV 氣體時縫內壓差急劇下降。這是由于受到裂縫內黏滯力和迂曲度等因素的影響，在縮徑裂縫中的縫內壓力并非按照均勻遞增的趨勢變化。0.2數1 mm的擴徑裂縫的初始縫內壓差為29 kPa，0.5數2.5 mm 的擴徑裂縫的初始縫內壓差為18 kPa。這是由于裂縫初始開度較小，氣體以氣泡的形式注入裂縫中，受到潤濕性和賈敏效應的影響較大，在氣驅初期的壓差明顯增高。

圖8 變開度裂縫氣驅縫內壓差隨注入體積變化

2.3 裂縫機理模型分析

2.3.1 等開度裂縫模型微觀可視化驅油

圖9為等開度裂縫模型微觀可視化氣驅過程。等開度小裂縫中，氣體以段塞式驅油，驅替前緣類似活塞式驅替，無明顯指進現象，剩余油主要富集于裂縫壁面，油氣表面曲率半徑很小造成驅油過程中毛管阻力（Δpc）較大（圖9a）。等開度大裂縫中，氣體依舊是以段塞式驅油，但裂縫開度較大時的重力分異（pG）作用明顯，造成裂縫下端剩余油較多，采收率較低，驅替前緣也并非是活塞式驅替，存在較明顯的指進現象（圖9b）。

在塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏中，約70%的大尺度裂縫屬于非充填裂縫，裂縫內無充填物［16］。結合實際油藏特點，重力和毛管力作用為影響裂縫中氣-油流動的主控因素，裂縫中油氣兩相表面主要受到三種力的相互作用，分別是驅替力pd、毛管阻力Δpc、重力分異作用而產生的壓力pG［17］，在三種力的共同作用下，油氣界面以特定的形態向前運移。油氣界面受力關系如圖10所示。

圖9 等開度微觀裂縫可視化氣驅

圖10 裂縫中油氣表面受力分析

在三種力的共同作用下，油氣表面呈現不同的運移形態。定義無量綱指數ω表征毛管阻力和重力分異作用的相對大小，預判N2在裂縫中波及路徑和主要剩余油類型。

式中，σ—油氣表面張力，mN/m；r—油氣表面曲率半徑，mm；oρ—油相密度，g/cm3；Gρ—氣相密度，g/cm3；g—重力加速度，m/s2；H—裂縫寬度，mm。

當ω接近于0 時，重力分異作用忽略不計，在毛管阻力作用下，氣體沿著裂縫中部運移，造成裂縫壁面富存剩余油；當ω遠大于1時，毛管阻力可以忽略不計，在重力分異作用下，氣體沿著裂縫上部指進，形成氣體優勢通道，造成剩余油富存于裂縫下部；當ω處于1附近時，毛管阻力和重力分異效應均較弱，采收率達到最大。

2.3.2 變開度裂縫模型微觀可視化驅油

圖11為變開度裂縫模型微觀氮氣驅動態過程。對于變開度縮徑裂縫，裂縫前段開度大，重力分異作用明顯（ω較大），驅替前緣存在氣體指進現象；裂縫中部開度變小，重力分異作用逐漸變弱，驅替前緣類活塞式驅替，毛管阻力逐漸占據主導地位（ω接近于0），使得裂縫前段重力分異效應減弱，受壁面潤濕性為油潤濕影響，油相界面呈凹液面（圖11a）。對于變開度擴徑裂縫，裂縫前段開度較小，毛管阻力效應明顯（ω接近于0），氣體沿裂縫中部運移，裂縫開度逐漸變大，毛管阻力效應逐漸變弱，重力分異作用明顯增強（ω增加），且開度越大重力分異作用越明顯（圖11c，ω＞＞1），驅替前緣存在明顯指進現象。

圖11 變開度微觀裂縫的可視化氣驅

3 結論

N2在裂縫中的波及路徑主要受到毛管阻力和重力分異的影響。當裂縫開度較小時，氣體受到毛管阻力作用主要在裂縫中部運移，造成裂縫壁面剩余油較多；當裂縫開度較大時，氣體受到重力分異作用主要在裂縫上部運移，形成氣竄優勢通道，造成裂縫下部剩余油較多。

建立無量綱指數ω，對流體在裂縫中流動時毛管阻力和重力分異作用的影響程度進行評價，并在此基礎上初步預判氣體波及路徑。通過改變注氣方式、注泡沫改善注氣剖面、混相驅等方式，可以削弱毛管阻力和重力分異作用的影響，從而達到控制氣體流度、擴大波及體積的目的，對縫洞型碳酸鹽巖油藏的生產動態研究具有一定的指導意義。