裂缝-孔洞型储集层注氮气辅助重力泄油实验

王敬,姬泽敏,刘慧卿,黄义涛,王一爽,蒲玉龙

（1.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学（北京）教育部重点实验室，北京 102249；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；4.中国石油新疆油田公司，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

裂缝-孔洞型介质广泛发育在碳酸盐岩、潜山变质岩、火山岩和砂砾岩等储集层中[1-4]。新疆油田H油藏二叠系夏子街组为典型的砂砾岩裂缝-孔洞型储集层，储集空间包括溶蚀孔、气孔和微裂缝[4]，胶结物和裂缝充填物主要为沸石和方解石[4-7]。由于沸石比表面积大、吸附性强[8-9]，吸水后渗透率降低[10]，水驱难度增加，因此，尝试采用注氮气辅助重力泄油实现高效开发。但裂缝-孔洞介质与砂岩孔隙介质差异较大，气驱采油机理和开发动态存在很大差别。目前相关研究较少，驱油机理和开发动态认识欠缺，无法有效指导这类油藏气驱开发方案的编制与实施。本文设计制作了裂缝-孔洞型储集层可视化模型，开展了不同非均质性、注采速度、注采井型等条件下的注氮气辅助重力泄油实验，分析了裂缝-孔洞型储集层不同条件下的开发动态与剩余油的形成及分布，提出合理的开发技术政策建议，为裂缝-孔洞型储集层注气开发方案的编制提供技术支持。

1 裂缝-孔洞储集层储集空间特征

统计新疆油田H油藏96块岩心孔隙类型，其储集空间以溶蚀孔和裂缝为主（见图1），溶蚀孔约占78%，微裂缝约占19.6%，溶蚀孔与微裂缝相伴而生，呈条带状分布（见图2）。裂缝全区发育、稳定性较好，以斜交缝和网状缝为主，其次为高角度缝和垂直缝[4-5]（见图3），宏观裂缝宽度1～5 mm占比最大，其次为0.1～1.0 mm。

图1 A井岩心铸体薄片

2 注氮气辅助重力泄油实验设计

2.1 可视化实验模型设计与制作

图2 B井岩心

图3 新疆油田H油藏岩心裂缝照片

表1 模型孔洞尺寸和裂缝开度参数

图4 裂缝-孔洞介质模型示意图

裂缝-孔洞型储集层中，裂缝是主要的流动通道，孔洞是主要的储集空间，孔洞通过斜交缝、网状缝和高角度缝相连，受溶蚀作用、充填程度影响，储集层非均质性较强。为反映储集空间分布特征与强非均质性特点，设计3套裂缝-孔洞储集层模型（具体参数见表1）。①模型Ⅰ：裂缝开度相同，孔洞尺寸不同（见图4a）；②模型Ⅱ：裂缝开度不同，裂缝开度较高，孔洞尺寸不同（见图4b）；③模型Ⅲ：裂缝开度不同，裂缝开度较低，孔洞尺寸不同（见图4c）。模型Ⅱ和Ⅲ的裂缝具有相同的非均质程度，开度比均为4∶3∶2，此外模型还充分考虑了裂缝-孔洞的连接位置、连接程度和井-孔洞-缝的配置关系。可视化玻璃模型（见图5）根据裂缝-孔洞介质模型制作，模型尺寸为 25 cm×25 cm，设有 4个注采口，分别编号为 No.1（注入井）、No.2（生产井或注入井）、No.3（生产井）、No.4（生产井），模型采用单一玻璃刻蚀，两块玻璃板经强键合可确保内部密封性。

图5 裂缝-孔洞介质实验模型

2.2 实验内容与步骤

开展多种模型注氮气辅助重力泄油实验，研究不同裂缝非均质性、直井注采关系、注气速度、水平井注采等条件下裂缝-孔洞储集层氮气辅助重力驱开发动态、剩余油形态及分布，实验内容如表2所示。

表2 实验编号及实验内容

顶部注气-全井段开采实验步骤：①按图5垂直放置模型，清洗模型抽真空后饱和原油，计算总体积、裂缝和孔洞体积；②直井No.1以1 mL/min注入量注气，直井No.2和No.4同时开井生产；③生产井完全气窜后关井，余井继续生产至完全气窜，计量各井产油量，计算得到不同阶段采出程度。

顶部注气-底部开采实验步骤：①按图5垂直放置模型，清洗模型抽真空并重新饱和原油；②直井 No.1和No.2以1 mL/min注入量注气，直井No.3和No.4同时生产；③生产井完全气窜后关井，余井继续生产至完全气窜，计量各井产油量，计算不同阶段采出程度。

不同注气速度实验步骤：①按图5垂直放置模型，清洗模型抽真空并重新饱和原油；②直井No.1和No.2以设定注入量注气，直井No.3和No.4同时生产；③生产井完全气窜后关井，余井继续生产至完全气窜，计量各井产油量，计算不同阶段采出程度。

水平井注采实验步骤：①将图5所示模型逆时针旋转90°；②清洗模型抽真后空饱和原油，计算总体积；③水平井No.2和No.4以1 mL/min注入量注气，水平井No.1和No.3同时生产；④生产井完全气窜后关井，计量各井产油量，计算不同阶段采出程度。

平面驱替实验步骤：①水平放置图5所示模型；②清洗模型抽真空后重新饱和原油；③直井No.1以1 mL/min注入量注气，直井No.2和No.4同时生产；④生产井完全气窜后关井，余井继续生产至完全气窜关井；⑤打开No.3井生产至完全气窜。

2.3 实验条件及流程

2.3.1 实验装置

实验装置如图6所示，包括驱替系统（氮气和原油注入系统）、模型系统（可视化模型、恒温箱）以及计量和数据采集系统（量筒、图像采集系统）3部分，利用摄像头全程拍摄驱替过程。

图6 可视化实验装置图

2.3.2 实验材料

H油藏温度 42 ℃，该条件下地层原油饱和压力11.8 MPa、溶解气油比48 m3/m3、黏度6.38 mPa·s、密度0.825 6 g/cm3、体积系数1.086[11]。

考虑实验可行度，油样选用 5#白油，主要成分为饱和烃，化学稳定性好，经测试白油在实验模型玻璃板表面的接触角为28°，油相为润湿相，白油表面张力为27.18 mN/m。为了便于观察，油样用色素染成红色，实验温度（40 ℃）下黏度 5.95 mPa·s、密度 0.82 g/cm3。

注入气为纯度 99.9%的氮气，实验温度下黏度约0.017 9 mPa·s、密度0.001 08 g/cm3；注入端以恒定速度注入，出口端管线高于模型0.5 m，以产生较小的稳定回压实现定压生产，同时避免重力作用下流体外溢。

2.3.3 驱替流动受力分析

注气辅助重力泄油过程中的主要作用力包括驱动压差、重力差、毛细管力和黏滞力，其中驱动压差、重力差为气驱油动力，重力差起主导作用，毛细管力和黏滞力为气驱油阻力。

气油重力差为：

毛细管力为：

根据泊肃叶方程，黏滞力为：

根据（1）—（3）式，采用表1中裂缝尺寸，同时设定滞留油柱长度为1.0 cm，单根毛细管流量为0.2 mL/min，计算等效水力半径可以得到不同尺寸和倾角裂缝中气油重力差和原油流动阻力（毛细管力+黏滞力）（见图7）。可以看出，随着等效水力半径减小，原油流动阻力逐渐增大，等效水力半径（裂缝开度）小至一定值时，原油流动阻力大于气油重力差，此时原油需要较大的驱动压差才能被驱替出来。

图7 不同开度和倾角裂缝中气油重力差与原油流动阻力

3 注氮气辅助重力泄油实验结果与讨论

3.1 注采关系对注气辅助重力泄油开采效果的影响

3.1.1 均质裂缝-孔洞储集层

图8为实验①-a气驱开采不同阶段原油分布，可以看出，注气过程中气油重力分异明显，注入气短时间内窜进至高部位的No.2井（图8b），进入油气同产期，完全气窜后油气界面不再变化；关闭No.2井后，气油界面继续平稳向下推进（图8c），直至低部位的No.4井完全气窜；气体主要沿与No.4井相连裂缝窜进（图8d），该裂缝上部区域驱替效率大于 95%（图8d中气油界线以上区域），而下部区域驱替效率小于5%。

图8 实验①-a气驱开采不同阶段原油分布

图9为实验①-b气驱开采不同阶段原油分布，可以看出，No.1和No.2井同时注气时气油界面平稳向下推进（图9b），与顶部注气-全井段开采关闭No.2井后特征类似，区别在于大量原油采出前未气窜；与 No.3井相比，No.4井与储集层沟通位置较高且裂缝平直，先发生气窜，关闭No.4井后No.3井气窜前部分孔洞原油被驱出（图9d中蓝色虚线区域）。

图10为实验①-a、①-b气驱结束后的剩余油分布，可分为 3类：①低连通度和重力分异导致的低角度裂缝相连孔洞和裂缝盲端、下部孔洞盲端剩余油（蓝色虚线区域，命名为A类剩余油）；②重力分异导致的孔洞下部剩余油（红色虚线区域，命名为B类剩余油）；③生产井与储集层沟通位置决定的储集层下部剩余油富集区（粉红色虚线区域，命名为C类剩余油）。两种注采关系下前2类剩余油相同，顶部注气-全井段开采时第3类剩余油较多。

图9 实验①-b气驱开采不同阶段原油分布

图10 实验①-a、实验①-b剩余油分布

图11为实验①-a、实验①-b采出程度变化曲线，可以看出，随着生产时间延长，生产井全部气窜，采出程度曲线上升速度大幅降低，出现明显拐点（全部气窜拐点）；全井段开采、底部开采2种方式在初期采出程度随注气量上升，速度基本一致，随着注气量增加，全井段开采方式No.2井发生气窜，采油速度降低，采出程度上升变缓，开发效果比底部开采方式差。注气辅助重力泄油开发，生产井射孔段应选在储集层构造低部位，既可延缓气窜又可减小剩余油富集区；此外，构造高部位井气窜后应及时关井，以提高注入气利用率。

3.1.2 非均质裂缝-孔洞储集层

图11 实验①-a、实验①-b采出程度

图12 实验①-c气驱开采不同阶段原油分布

图12、图13为实验①-c和实验①-d气驱开采不同阶段原油分布。可以看出，虽然裂缝存在非均质性，但裂缝开度较大，裂缝中流体流动阻力较小，气油界面可以稳定推进，整个驱替过程与均质裂缝模型类似。

图14为实验①-c、实验①-d气驱结束后的剩余油分布，可以看出，裂缝开度较大时，非均质性对注气辅助重力驱剩余油类型和分布影响很小，只在极少数低开度裂缝中有少量剩余油（绿色虚线区域，命名为D类剩余油）。

图15为实验①-c、实验①-d采出程度变化曲线，可以看出，与均质裂缝孔洞储集层实验（见图11）基本相近，差别在于全井段开采方式No.2井气窜更早，采出程度上升速度初期就比底部开采方式慢。对比均质和非均质模型采出程度（见图11、图15），两者最终采出程度非常接近（底部、全井段开采方式下均质模型分别为86.0%、70.7%，非均质模型分别为83.2%、70.0%）。可见，即使裂缝存在非均质性，如果裂缝开度较大，非均质性对裂缝孔洞储集层注氮气辅助重力驱过程影响很小。

图13 实验①-d气驱开采不同阶段原油分布

图14 实验①-c、实验①-d剩余油分布

图15 实验①-c、实验①-d采出程度

图16 实验①-e气驱开采不同阶段原油分布

图16、图17分别为实验①-e和实验①-f气驱开采不同阶段原油分布，可以看出，裂缝开度减小时，气油界面不及均质和非均质高开度裂缝模型平直（图16c），这主要是因为宽裂缝中原油流动阻力小，气油界面推进速度快，而窄裂缝中原油流动阻力大，气驱压差与重力分异作用置换速度慢。

图18为实验①-e、实验①-f气驱结束后的剩余油分布。可以看出，除了存在实验①-a、①-b中的 3类剩余油外，在波及区域内发现大量D类剩余油，这是因为裂缝非均质条件下，由于大裂缝存在，驱动压差很小，易形成优势渗流通道。而在开度小的裂缝中，原油流动阻力（毛细管力+黏滞力）大于等于或略小于动力（驱动压差+气油重力差），原油置换困难，形成剩余油。

图17 实验①-f气驱开采不同阶段原油分布

图18 实验①-e、实验①-f剩余油分布

图19为实验①-e、实验①-f采出程度，对比图11、图15、图19可以看出，模型Ⅲ最终采出程度（底部、全井段开采方式下分别为69.3%、54.7%）明显低于模型Ⅰ、模型Ⅱ；模型Ⅰ无气采油期最长（注入0.8倍孔隙体积时结束），模型Ⅱ次之（注入0.7～0.8倍孔隙体积时结束），模型Ⅲ最短（注入0.6～0.7倍孔隙体积时结束），这说明裂缝存在非均质性时，不同裂缝中原油流动能力存在较大差异，对开发效果的影响显著。

综合实验①的分析结果，可将剩余油及形成机理归纳为4种类型，如表3所示。

图19 实验①-e、实验①-f采出程度

表3 实验①剩余油类型及形成机理

3.2 注气速度对注气辅助重力泄油开采效果的影响

图20、图21分别为实验②-a、②-b气驱开采不同阶段原油分布，与图9对比可以看出，随着注气速度增加，气油界面规则性变差，依靠重力分异置换上部裂缝孔洞中剩余油更加缓慢，裂缝及部分孔洞中剩余油增加（图20c、图21c中绿色虚线区域）。

图22为实验①-b、实验②-a、实验②-b采出程度变化曲线，可以看出，随着注气速度的提高，生产井全部气窜时间提前，最终采出程度降低。

图20 实验②-a气驱开采不同阶段原油分布

图21 实验②-b气驱开采不同阶段原油分布

图22 实验①-b、实验②-a、实验②-b采出程度

图23、图24分别为实验②-c、②-d气驱开采不同阶段原油分布，与图17对比可以看出，随着注气速度增加，驱替过程中气油界面不规则性更强，裂缝和孔洞中剩余油增多，与均质模型相比，低开度、低角度裂缝流动阻力更大，剩余油更多（图23c、图24c中绿色虚线区域）。由（1）—（3）式计算得到不同裂缝倾角、驱替速度下气油重力差、原油流动阻力随裂缝开度变化曲线（见图25）。随着驱替速度增大，原油流动阻力逐渐增大，部分原来低速可以驱替的低开度、低角度裂缝中的原油被滞留。

图26为实验①-f、实验②-c、实验②-d采出程度变化曲线。可以看出，注气速度越高，最终采出程度越低，对比图22、图26，非均质模型全部气窜拐点出现在0.6～0.7倍孔隙体积，而均质模型出现在0.7～0.8倍孔隙体积，非均质模型最终采出程度也普遍低于均质模型。

3.3 水平井注采对注气辅助重力泄油开采效果的影响

从实验①、实验②看出，注气辅助重力泄油剩余油富集区与生产井-储集层的配置关系密切相关，因此设计了水平井注采驱替实验。图27、图28分别为实验③-a、实验③-b气驱开采不同阶段原油分布。均质模型气油界面推进较平稳，非均质模型稍差；剩余油分布显示水平井注采时剩余油富集区基本消失，但由连通程度、重力分异强弱和裂缝-孔洞配置关系所控制的盲端孔缝剩余油和孔洞下部剩余油仍然存在，并且当孔洞处于“V”型孔缝配置底部时基本无法动用（红色虚线区域），同时非均质模型低开度、低角度裂缝中剩余油较多。

图23 实验②-c气驱开采不同阶段原油分布

图24 实验②-d气驱开采不同阶段原油分布

图25 不同裂缝倾角、驱替速度下气油重力差、原油流动阻力随裂缝开度变化曲线

图26 实验①-f、实验②-c、实验②-d采出程度

图27 实验③-a气驱开采不同阶段原油分布

图28 实验③-b气驱开采不同阶段原油分布

图29为实验③-a、实验③-b采出程度变化曲线，可以更加清晰看出，非均质模型全部气窜拐点出现更早，最终采出程度低于均质模型约10%。

图29 实验③-a、实验③-b采出程度

3.4 平面驱替对注气辅助重力泄油开采效果的影响

图30为实验④气驱开采剩余油分布，图中显示均质模型剩余油含量明显少于非均质模型（蓝色虚线区域），图30b与图30c中剩余油分布基本接近，非均质模型平面驱替过程中，低开度裂缝中原油流动阻力更大，低开度裂缝及其相连孔洞中原油滞留更多。

受连通程度影响，均质和非均质模型都存在大量裂缝、孔洞盲端剩余油（红色虚线区域），与垂向驱替不同的是，这些剩余油与裂缝-孔洞配置关系无关，垂向驱替可以通过气油重力差异驱替气体通道上部盲端裂缝和孔洞中的原油，而平面驱替无法实现；同时平面驱替受注采井位置影响存在部分无法有效驱替的剩余油（粉红色虚线区域）。裂缝-孔洞储集层注气平面驱替剩余油及形成机理归纳为如表4所示的3类。

图30 实验④剩余油分布

表4 实验④剩余油类型及形成机理

4 结论

裂缝-孔洞储集层注氮气辅助重力泄油，顶部注气-底部开采驱油效果优于顶部注气-全井段开采；高部位井易气窜，及时关停气窜井可提高注入气利用率；剩余油分布可归纳为与裂缝水平相连的盲端孔洞、裂缝-孔洞连接点下部、低开度-低角度裂缝、生产井-油藏沟通位置以下4种类型。

裂缝-孔洞储集层注氮气辅助重力泄油时，因裂缝中原油流动阻力存在差异，均质裂缝与非均质高开度裂缝储集层中气油界面推进平稳，而非均质、低开度裂缝储集层中部分裂缝因开度小，原油驱替/置换滞后，最终滞留形成剩余油。

注氮气辅助重力泄油注气速度越快，缝间阻力差异越大，生产井气窜越早，最终采出程度越低；无底水条件下，水平井注采开发效果最好，基本不存在剩余油富集区。

裂缝-孔洞储集层中，注气平面驱替过程中缝间非均质性作用更明显。剩余油类型分为：低连通度导致的所有盲端孔缝剩余油、缝间非均质性作用导致的低开度裂缝及相连孔洞剩余油、注采井未有效控制剩余油富集区。

符号注释：

g——重力加速度，m/s2；l——油柱长度，m；pc——毛细管力，Pa；pf——黏滞力，Pa；pG——气油重力差，Pa；Q——毛细管内流量，m3/s；rc——等效水力半径，m；α——裂缝倾角，（°）；Δρgo——气油密度差，kg/m3；θgo——润湿角，（°）；σgo——油气界面张力，N/m；μo——原油黏度，Pa·s。