缝洞型碳酸盐岩油藏裂缝中的N2运移特征*

闻宇晨，屈 鸣，侯吉瑞，梁 拓，马仕希，吴伟鹏，杨景斌

（1.中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院，北京 102249；2.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249）

0 前言

油气资源在现代社会进步中起着不可替代的作用［1］。碳酸盐岩油气藏在常规油藏中占据着重要地位，世界上40%的大型油藏均属于碳酸盐岩油气藏，其地质储量约占常规油藏总储量的60%，产量约占常规油藏总产量的50%［1-4］。碳酸盐岩油气藏对世界油气产量作出了巨大的贡献［5］。

塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏是国内发现的最大碳酸盐岩油藏［6-9］。缝洞型碳酸盐岩油藏主要以大型溶洞和溶蚀孔洞为主要的储集空间，以裂缝为主要的流动通道［10-11］。塔河缝洞型碳酸盐岩油藏初期依靠天然能量弹性水驱衰竭式开采，造成底水锥进、采出程度下降以及地层能量急剧下降的后果；中期依靠注气补充地层能量，稳油控水，达到增产目的。但由于缝洞型碳酸盐岩油藏中溶洞、裂缝尺寸差异明显，缝洞连通程度复杂，非均质性极强。其中裂缝是主要的流动通道且发育程度高，产状多样，裂缝开度变化剧烈，严重影响气体在裂缝中的波及路径和特征，造成气体窜逸，导致气体优势通道快速形成，最终采收率较低［12-13］。

调研发现，学者对缝洞型碳酸盐岩油藏注气提高采收率技术的研究很多，但是对于气体在裂缝中的流动规律和气窜机理尚不明确，尤其对不同开度裂缝中气体流动规律的研究甚少。本文旨在通过设计不同开度的单裂缝模型以及变开度裂缝模型，研究不同开度裂缝中气体运移规律，为缝洞型碳酸盐岩油藏注气提高采收率技术提供理论依据与指导。

1 实验部分

1.1 实验材料

根据塔河缝洞型碳酸盐岩油藏地层流体特征和物理模型相似性设计，实验材料和实验条件如下：实验用模拟油（μ=23.9 mPa·s，ρ=0.821 g/cm3，25℃）由煤油与液体石蜡按一定比例复配而成，为了增强可视化效果，用苏丹红将模拟油染为红色；实验用水为模拟塔河油田地层水，矿化度235828.4 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：Na+61385.4、，为了实验观察方便用亚甲基蓝染色；实验所用气体为纯度99.9%的氮气；实验温度为25℃。

1.2 模型的设计制作

1.2.1 单裂缝模型的相似性设计

为研究缝洞型碳酸盐岩油藏中气体在裂缝中的波及路径和特征，设计制作物理模型进行室内实验。物理模型参数的设计应以相似准则为根据，依据实际缝洞型碳酸盐岩油藏裂缝以及裂缝中流动流体参数确定室内裂缝物理模型实验条件及相关参数。但天然缝洞型碳酸盐岩油藏中裂缝发育程度极高，产状、尺度以及裂缝角度差异较大；因此对于同一个模型要同时满足多种相似准则很难实现，只能对局部条件进行相似性设计。流体在裂缝中的流动主要受黏滞力和重力的影响，因此优先选择运动相似和动力相似设计室内模型实验参数［14-15］。

式中，FQ为采液速率和注入速率的比值；Q为注入速度，m3/d；r 为井径，mm；μ为流速，m/s；FG表征为注入压力与重力之比；Δp为生产压差，kPa；ρ0为原油密度，g/cm3；g 为重力加速度，m/s2；B 为裂缝开度，cm；μ为流体黏度，mPa·s。

当相似准数为1 时，证明实际油藏裂缝与室内物理模型之间存在相似性。通过实际油藏裂缝与室内物理模型各相似项之间相除得到相似系数，再将相似系数代入对应的相似准则中得到相应的相似准数。基于相似准数为1 的前提下，得到室内裂缝物理模型参数如表1。

根据相似系数得到相似准数FQ=0.99、FG=1.06，证明实际油藏裂缝与室内裂缝物理模型满足上述相似准则。

1.2.2 单裂缝和微裂缝模型的制作

为研究实际缝洞型碳酸盐岩油藏裂缝中气体驱油效果和波及规律，设计制作两套物理模型，即“比例相似模型”和“微观机理模型”。“比例相似模型”是基于相似准则得到的室内实验参数而设计组装的物理模型。为研究不同裂缝开度及变裂缝开度下的注气效果，本文设计裂缝开度分别为0.2、0.5、1、2.5和5 mm的等开度单裂缝模型以及开度变化分别为0.2数1、0.5数2.5 mm 的均匀变开度单裂缝模型。“比例相似模型”的外观尺寸为50 cm×4.5 cm×4.5 cm，模型中每隔5 cm设有1个测压点，共设7个测压点。物理模型如图1所示。

图1 比例相似模型

“微观机理模型”旨在研究气体在不同裂缝开度下的流动机理而设计制作的微观可视化裂缝物理模型。考虑与单裂缝模型相对应，设计制作与单裂缝模型开度变化相对应的微观裂缝物理模型。微观裂缝模型主要以有机玻璃为材料，其裂缝利用激光刻蚀技术形成，刻蚀深度0.5 mm。微观裂缝物理模型外观尺寸为3 cm×5 cm×0.5 mm。模型如图2所示。

表1 室内裂缝物理模型和实际油藏裂缝参数及相似系数

图2 微观机理模型

1.3 实验流程

1.3.1 单裂缝模型

单裂缝物理模型实验装置包括实验控制系统、缝洞介质物理模型系统、数据采集处理系统。实验控制系统由高纯高压氮气瓶和气体流量计以及恒速恒压泵组成，其中气体流量计用于控制气体注入速度和记录气体累计注入量，根据实验需要选用CS200A型气体流量计（量程为0数50 mL/min，精度为1%）；注入泵用于控制注入水的流速，选用2PB-2020 型注入泵（量程为0.1数 20 mL/min，精度为1%）。缝洞介质物理模型系统包括设计制作的不同裂缝物理模型；数据采集处理系统包括采出液计量装置、压力图像采集软件以及稳压罐等。单裂缝物理模型实验流程如图3所示：

图3 单裂缝模型实验流程图

1.3.2 微观裂缝物理模型

微观裂缝物理模型实验装置主要包括高纯高压氮气瓶、气体流量计、流量泵、高清摄像头（最大分辨率为1080P）、LED光板和计算机等。微观裂缝物理模型实验流程图如图4。

1.4 实验步骤

单裂缝物理模型实验步骤如下：①将单裂缝物理模型抽真空饱和模拟油；以1 mL/min的速率注入模拟地层水开展水驱油实验，当产出的含水率达到98%时停止注水；③以1 mL/min的速率注入氮气驱替剩余油，直至产出井气窜；④替换尺寸不同的单裂缝物理模型重复①数③步实验流程。

微观裂缝模型实验步骤如下：①将微观裂缝物理模型抽真空饱和模拟油；②打开高清摄像头和LED光板，将微观模型平立竖直放在LED光板正前方；③以50 μL/min注入高纯高压氮气，通过高清摄像头观察记录气体在裂缝中的运移规律和特征。④替换尺寸不同的微观裂缝模型，重复①数③步实验流程。

图4 微裂缝模型实验流程图

2 结果与讨论

2.1 等开度单裂缝模型中的驱替情况

2.1.1 气驱采收率

图5是不同等开度单裂缝模型中的采收率随N2注入体积变化情况，等开度裂缝采收率与注入体积的拟合关系见表2。随着N2注入体积的增加，采收率逐渐增大。不同等开度裂缝下的最终采收率有明显差异：裂缝开度分别为0.2、0.5、2.5、5 mm 下的最终采收率分别为11%、12%、44%和40%。当裂缝开度很小（如0.2 mm）时，气体进入细小裂缝需要克服较大附加阻力，从而导致采收率的增加存在延迟，气体进入裂缝后沿裂缝中部运移，造成细小裂缝壁面油膜相对较厚，采收率低。对于裂缝开度为0.5 mm和1 mm的裂缝，注入的气体进入裂缝后，受到压缩的气体迅速释放能量，沿裂缝中部气窜，导致采收率较低。随裂缝开度的增加，毛管阻力效应逐渐减弱，重力分异作用逐渐增强。当裂缝开度为2.5 mm时，毛管阻力和重力分异作用均处于较弱阶段，采收率最高达到44%。裂缝开度继续增大（如5 mm）时，毛管阻力效应明显减弱，但气液密度差异引起的重力分异作用占据主导地位，造成气体沿裂缝高部位指进气窜，采收率较低。

图5 等开度裂缝采收率与注入体积关系

表2 等开度裂缝采收率与PV拟合公式

2.1.2 气驱压力响应特征

由于油藏岩石为油润湿，气体在进入裂缝时可能在气油界面上产生曲面附加阻力。等开度裂缝气驱过程中裂缝两端压差变化见图6。对于开度小于0.5 mm 的裂缝，只有驱替压差高于23 kPa，气体才能进入裂缝，进而启动裂缝中的原油。对于开度大于1 mm的裂缝，驱替压差达到11.5 kPa即可使气体进入裂缝。这是由于在小开度裂缝中，气驱初期的气体以气泡形式进入裂缝，气泡直径与裂缝宽度相近，受润湿性和贾敏效应影响较大，缝内压差较高。对于较大开度的裂缝，气泡直径远小于裂缝宽度，气体比较容易进入，缝内压差较低。

图6 等开度裂缝气驱缝内压差变化曲线

2.2 变开度单裂缝模型的驱替情况

2.2.1 气驱采收率

不同变开度单裂缝模型中的采收率随N2注入体积变化情况见图7。在变开度裂缝模型驱油实验中，采收率增加率差异性比等开度裂缝模型驱油实验的小，四个变开度裂缝模型的最终采收率均较等开度裂缝模型的高。1数0.2 mm缩径变开度裂缝模型、0.2数1 mm 扩径变开度裂缝模型、2.5数0.5 mm缩径变开度裂缝模型和0.5数2.5 mm扩径变开度裂缝模型的最终采收率分别为55%、40%、52%和38%。缩径变开度裂缝模型的最终采收率均高于扩径变开度裂缝模型。对于扩径变开度裂缝模型，注入井附近裂缝开度小，毛管阻力效应明显，重力分异作用弱，裂缝壁面剩余油较多。当气体进入扩径变开度裂缝的深部时，毛管阻力效应弱，重力分异作用明显增强，气窜优势通道快速形成，因此扩径变开度裂缝模型最终采收率较低。对于缩径变开度裂缝模型，注入井附近裂缝开度大，毛管阻力效应弱，重力分异作用强，但当气体进入裂缝深部时，毛管阻力效应逐渐占据主导地位，造成近井附近压力上升，削弱重力分异作用，因此缩径变开度裂缝模型的氮气驱采出程度高。

图7 变开度裂缝采收率与注入体积关系

2.2.2 气驱压力响应特征

变开度裂缝气驱过程中裂缝两端压差变化见图8。对于2.5数0.5 mm的缩径裂缝，由于裂缝开度逐渐减小，在注入气体的过程中缝内压差逐渐上升；而对于1数0.2 mm 的缩径裂缝，注入0.3 PV 气体后缝内压力突然升高，之后由于气体窜逸形成气体优势通道，注入1 PV 气体时缝内压差急剧下降。这是由于受到裂缝内黏滞力和迂曲度等因素的影响，在缩径裂缝中的缝内压力并非按照均匀递增的趋势变化。0.2数1 mm的扩径裂缝的初始缝内压差为29 kPa，0.5数2.5 mm 的扩径裂缝的初始缝内压差为18 kPa。这是由于裂缝初始开度较小，气体以气泡的形式注入裂缝中，受到润湿性和贾敏效应的影响较大，在气驱初期的压差明显增高。

图8 变开度裂缝气驱缝内压差随注入体积变化

2.3 裂缝机理模型分析

2.3.1 等开度裂缝模型微观可视化驱油

图9为等开度裂缝模型微观可视化气驱过程。等开度小裂缝中，气体以段塞式驱油，驱替前缘类似活塞式驱替，无明显指进现象，剩余油主要富集于裂缝壁面，油气表面曲率半径很小造成驱油过程中毛管阻力（Δpc）较大（图9a）。等开度大裂缝中，气体依旧是以段塞式驱油，但裂缝开度较大时的重力分异（pG）作用明显，造成裂缝下端剩余油较多，采收率较低，驱替前缘也并非是活塞式驱替，存在较明显的指进现象（图9b）。

在塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏中，约70%的大尺度裂缝属于非充填裂缝，裂缝内无充填物［16］。结合实际油藏特点，重力和毛管力作用为影响裂缝中气-油流动的主控因素，裂缝中油气两相表面主要受到三种力的相互作用，分别是驱替力pd、毛管阻力Δpc、重力分异作用而产生的压力pG［17］，在三种力的共同作用下，油气界面以特定的形态向前运移。油气界面受力关系如图10所示。

图9 等开度微观裂缝可视化气驱

图10 裂缝中油气表面受力分析

在三种力的共同作用下，油气表面呈现不同的运移形态。定义无量纲指数ω表征毛管阻力和重力分异作用的相对大小，预判N2在裂缝中波及路径和主要剩余油类型。

式中，σ—油气表面张力，mN/m；r—油气表面曲率半径，mm；oρ—油相密度，g/cm3；Gρ—气相密度，g/cm3；g—重力加速度，m/s2；H—裂缝宽度，mm。

当ω接近于0 时，重力分异作用忽略不计，在毛管阻力作用下，气体沿着裂缝中部运移，造成裂缝壁面富存剩余油；当ω远大于1时，毛管阻力可以忽略不计，在重力分异作用下，气体沿着裂缝上部指进，形成气体优势通道，造成剩余油富存于裂缝下部；当ω处于1附近时，毛管阻力和重力分异效应均较弱，采收率达到最大。

2.3.2 变开度裂缝模型微观可视化驱油

图11为变开度裂缝模型微观氮气驱动态过程。对于变开度缩径裂缝，裂缝前段开度大，重力分异作用明显（ω较大），驱替前缘存在气体指进现象；裂缝中部开度变小，重力分异作用逐渐变弱，驱替前缘类活塞式驱替，毛管阻力逐渐占据主导地位（ω接近于0），使得裂缝前段重力分异效应减弱，受壁面润湿性为油润湿影响，油相界面呈凹液面（图11a）。对于变开度扩径裂缝，裂缝前段开度较小，毛管阻力效应明显（ω接近于0），气体沿裂缝中部运移，裂缝开度逐渐变大，毛管阻力效应逐渐变弱，重力分异作用明显增强（ω增加），且开度越大重力分异作用越明显（图11c，ω＞＞1），驱替前缘存在明显指进现象。

图11 变开度微观裂缝的可视化气驱

3 结论

N2在裂缝中的波及路径主要受到毛管阻力和重力分异的影响。当裂缝开度较小时，气体受到毛管阻力作用主要在裂缝中部运移，造成裂缝壁面剩余油较多；当裂缝开度较大时，气体受到重力分异作用主要在裂缝上部运移，形成气窜优势通道，造成裂缝下部剩余油较多。

建立无量纲指数ω，对流体在裂缝中流动时毛管阻力和重力分异作用的影响程度进行评价，并在此基础上初步预判气体波及路径。通过改变注气方式、注泡沫改善注气剖面、混相驱等方式，可以削弱毛管阻力和重力分异作用的影响，从而达到控制气体流度、扩大波及体积的目的，对缝洞型碳酸盐岩油藏的生产动态研究具有一定的指导意义。