󰀁卷(Volume)27,期(Number)2,总(Total)108矿物岩石󰀁

󰀁页(Pages)108-111,2007,6,(Jun,2007)JMINERALPETROL󰀁

收稿日期:2006-10-17;󰀁改回日期:2007-01-10基金项目:成都理工大学科研基金项目(编号:HS001)

作者简介:孙来喜,男,41岁,副教授(博士后),石油地质专业,研究方向:油气藏开发及油藏数值模拟.E󰀁mail:sunlaix888@126.com缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用

及其在开发中的利用

孙来喜1,󰀁王洪辉2,󰀁武楗棠3

1.成都理工大学能源学院,四川成都󰀁610059;

2.

成都理工大学󰀂油气藏地质及开发工程 国家重点实验室,四川成都󰀁610059;

3.中国石油大学,北京󰀁102200

!摘󰀁要∀󰀁缝洞型碳酸盐岩油藏的多孔基质岩块是主要的储集空间,裂缝为主要的渗流

通道,储油层具有非常复杂的孔隙空间结构,影响油层的注水驱油效率,从而影响油藏的

最终采收率。实验表明在不具渗透性的多孔基质岩块内,毛管自吸驱油是改善基质岩块

内石油动用程度的重要作用;储层在不同含水饱和度下均存在自吸作用,毛管自吸驱油系

数随自吸时间延长而提高,最高可达35%;周期注水是利用毛管自吸驱油改善开发效果的

有效开发方式,实验中最佳压力变化幅度为1.5倍~2倍,且投注初期即实施周期注水的

效果最好;塔河油田数值模拟研究表明周期注水开发效果明显好于依靠天然能量、连续注

水的效果,其优点是既保持地层能量,避免注入水的突进,同时又充分利用毛管自吸驱油

作用,周期注水是很好的提高采收率方法。

!关键词∀󰀁碳酸盐岩油藏;毛细管;自吸;水驱;数值模拟

中图分类号:TE344󰀁󰀁󰀁文献标识码:A

文章编号:1001-6872(2007)02-0108-04

0󰀁引󰀁言

碳酸盐岩油层的微观非均质性远比陆源碎屑岩

油层严重得多,其储集空间变化大,从毛细管到直径

很大的溶洞和裂缝。裂缝和溶洞在较小范围内的渗

透率比基质的渗透率高2个~3个数量级,这就造

成了严重的宏观非均质性,从而降低了油层的注水

波及系数。

与常规油藏注水开发过程相比较,缝洞型油藏

由于储集空间物理性质的复杂性和特殊性,常表现出油井见效快的生产动态特征,这一动态特征在一

定程度上限制了采用常规注水开发方式改善缝洞型

油藏的开发效果。随着大量缝洞型碳酸盐岩油藏的

发现与开发,如何改善其开发效果受到了广泛的关

注。

润湿相流体在多孔介质中依靠毛管力作用置换

非润湿相流体的过程称为渗吸。从20世纪50年代

以来,人们对渗吸驱油机理及规律作了大量的研究,

AronofskyJS等人[1]首先导出了渗吸驱油指数关

系方程,RapoportLA[2]提出渗吸驱油准则,Gra󰀁

hamJW等人先后用三角形和方块模型完成了渗吸实验研究。这些实验研究结果为缝洞型油藏合理的

注水开发方式提供理论依据和技术支撑。近年来,

国内在理论研究方面也取得了很大进展[3]。

1󰀁渗吸驱油理论

在裂缝性油藏的注水开发过程中,注入水首先

在流动压力梯度作用下沿裂缝推进,同时进入裂缝

的水在毛管力作用下被吸入岩块并从基质岩块中置

换出油。显然,毛管力为渗吸驱油动力之一,毛管力

的表达式为:

pc=2󰀁cos󰀂/r(1)

式中:󰀁.界面张力;󰀂.润湿接触角;r.毛管半径。由

(1)式可知,岩石的毛管半径越小,其毛管渗吸驱油

动力和效率就越高。但在实际渗吸驱油过程中,渗

吸驱油动力能否有效起作用,取决于两个条件,第

一、需要克服裂缝系统与基质系统之间的毛管力末

端效应;第二、毛管半径应大于液膜在岩石固体表面

的吸附厚度,因为固体表面的液膜吸附层具有反常

的力学性质和很高的抗剪切能力,当孔隙半径等于

和小于吸附层厚度时,孔道因液膜吸附层的反常力

学特性而成为无效渗流空间,毛管力在这类无效渗

流空间中没有实效的驱油价值。

2󰀁储集空间结构、渗流特征及多

孔基质内毛管力驱油作用

󰀁󰀁在碳酸盐岩的沉积和发育过程中,经受了不同

因素的作用,因此,储油层就具有非常复杂的孔隙空

间结构,从微小的孔隙到大溶洞和裂缝。储油层储

集油气和传输它们的能力、渗流特性、束缚水饱和度

及分布、驱油效率等均取决于孔隙空间的结构。

孔隙空间的重要特征是孔隙孔道的大小及其分

布。实际上,碳酸盐岩油层的孔隙孔道具有复杂的

形态,因此,使用一定的几何参数表征孔隙空间每一

个点的孔隙孔道特征是困难的。在实践中常常应用

岩石的毛管特性资料来确定孔隙空间的结构。

碳酸盐岩油层的渗流特征具有相当大的变化,

它取决于孔隙空间的结构。孔隙和孔隙喉道的直径

及其分布、溶洞的连通程度、微裂缝和大裂缝的张开

度和延伸长度决定了储层的渗透率。

据基质孔隙空间的结构,在水压驱动条件下,基

质和裂缝部分渗透率的比值不同,可能有两种主要

的渗流机理:1)当基质渗透率较高(>0.1 m2)而裂缝系统渗透率低(可能具有密集的微裂缝网络,但张开度和延伸距离有限,没有大裂缝),水驱油过程

是靠静水压差进行的,其驱油过程类似于陆源碎屑

岩中的驱油过程。2)当基质渗透率较低(<0.1

m2或更低)时,渗流机理则完全取决于毛管力作

用,靠水的毛管作用把油从岩块中驱入裂缝内,油再

沿裂缝流向油井。

在采油过程中,如果碳酸盐岩油层的多孔基质

岩块内不具渗透性,而只有孔隙喉道才具有连通性,

那么饱含石油的多孔基质岩块的毛管自吸作用就起

决定性作用。

用饱含石油的碳酸盐岩油层岩心样品进行一系

列毛管自吸水实验[4],所用岩样孔隙度为10.6%~

12.8%,渗透率为0.017 m2~0.030 m2,碳酸盐

含量72%~78%,实验结果驱油系数(!O)与原始含

水饱和度(Sw)关系见图1,表明在不同含水饱和度

情况下均存在毛管自吸驱油作用,但具有明显差异。

󰀁󰀁在裂缝󰀁孔隙󰀁溶洞型油层中注水开发,水沿裂

缝超前运动,结果饱含石油的多孔基质岩块则被水

所包围,考虑裂缝的空间分布,在地层条件下,将发

生多孔基质岩块的三维毛管自吸作用。在毛管自吸

过程中,周期性的见到聚集在一起的石油。实验获

得毛管自吸驱油系数(!O)与自吸时间(T)的关系

(图2)。根据关系曲线可以确定自吸驱油系数的临

界值(曲线变缓处对应的时间)。

图1󰀁碳酸盐岩自吸排油时毛管力驱油系数(!o)

与含水饱和度(Sw)关系

Fig.1󰀁Therelationbetweenthe!oandSwinCarbonate

rockcapillaryimbibitionaction

3󰀁碳酸盐岩油藏周期注水提高采

收率实验研究

󰀁󰀁对裂缝󰀁孔隙󰀁溶洞型油藏而言,毛管自吸作用

将油从多孔岩块驱出直接进入裂缝中,有助于提高

裂缝性油藏多孔岩块的原油采收率。在周期性的压

力变化下,不断增强的毛管自吸作用对周期注水效109󰀁第27卷󰀁第2期孙来喜等:缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用及其在开发中的利用

图2󰀁碳酸盐岩毛管自吸驱油系数(!o)与自吸时

间T关系(地层条件下)

Fig.2󰀁Therelationbetweenthe!oandTinCarbonate

rockcapillaryimbibitionaction(inplace)

果起重要作用。试验研究表明,#周期注水有助于

提高含油多孔岩块的驱油系数;∃压力变化幅度影

响驱油效果,在实验中最佳压力变化幅度为1.5倍

~2倍[3];%稳定注水开发后(毛管稳定自吸作用

后)的再自吸作用的平均驱油系数0.291(图3),自

吸作用一开始就进行周期注水的平均自吸驱油系数

0.32~0.378(图3),驱油系数增加0.038~0.064。

因此,在微观非均质性严重的亲水地层条件下,周期

注水的效果较好,因为在这种地层中,高渗透层注水

效果好,而低渗透岩块(层)的毛管自吸作用得到发

挥。在一个完整的注水周期内,油和水的毛细管重

新分布作用越充分,非均质油层周期注水的效果就越好。

图3󰀁碳酸盐岩周期注水驱油系数(!o)与物性参

数(k/∀)关系

Fig.3󰀁Therelationbetweenthe!oandk/∀inthecy󰀁

clinwaterinjectiontoCarbonaterock

4󰀁塔河油田周期注水模拟研究

塔河油田目前存在的问题是油藏产能下降快,

地层压力保持水平低。根据缝洞型油藏开发实验和

开发实践的调研及625井区静、动态描述和数值模

拟的结果,在现有生产井网的基础上,进行局部适当

的井网调整,采用一套开发井网,部署不同开发调整方案,通过对比依靠天然能量、连续注水、周期注水等模拟开发结果,进行模拟预测及评价,筛选出最优

的调整方案如下。

1)弹性能量开发方案(方案1,2)

方案1:现有开发井网及工作制度;方案2:提高

生产井排液能力方案。

2)排状连续注水补充能量开发方案(方案3,4,

5,6)。

针对方案1,2存在的地层能量下降快,采出程

度低的问题,有必要对油田补充能量,延长油田的生

产时间,提高最终采出程度。设计排状注水补充地

层能量,模拟预测开发动态。方案3,4,5采用两排

注水井夹两排采油井;方案6采用三排注水井夹两

排采油井。

3)排状周期注水补充能量开发方案(方案7,8,

9)。

根据塔河油田地质特征,运用周期注水利用毛

细管压力的因素,在高、低压力的脉冲作用下改善介

质中的驱替效率。改变周期注水的强度形成3套方

案(7,8,9),在注水阶段的注采比分别为0.4&1,

0.85&1和1.6&1。

指标对比分析(图4)认为:1)衰竭开采方案开

发效果差,塔河油田要取得好的开发效果,必须采取

图4󰀁625井区各开发方案预测日产油变化曲线

Fig.4󰀁TheprojectshowingforecastcurveofQwin625

wellregion,Taheoilfield

补充地层能量的开采方式。2)排状周期注水方案效

果要好于连续注水,表现为采出程度高,综合含水较

低,采水量低,需要注水量少,地层压力保持水平相

对较高,对比分析,方案8在3个方案中开发指标最

好。数值模拟对比可知排状周期注水更适合塔河油

田的开发。

5󰀁结󰀁论

5.1󰀁多孔基质岩块内不具渗透性,孔隙喉道才具有

连通性,饱石油的多孔基质岩块的毛管自吸驱油作110矿󰀁󰀁物󰀁󰀁岩󰀁󰀁石2007󰀁