黄代国，“冀中碳酸盐岩油藏注水采油特性的实验研究”，《碳酸盐岩油气田开发》 [复制链接]

1、     黄代国，“冀中碳酸盐岩油藏注水采油特性的实验研究”，《碳酸盐岩油气田开发》
裂缝性碳酸盐岩的水油藏的注水驱油实验，包括裂缝系统中和岩块中的水驱油两部分。
（1）裂缝系统的水驱油实验。
模拟条件：
采用了集中碳酸盐岩油藏的岩石和流体性质，通过进行注水采油实验，获得了在不同注水速度下理想裂缝网络的采收率、波及效率、水驱油效率等资料。
试验模型结构：
（图1），其中1号模型为裂缝宽度比较均匀的细裂缝网络模型，平均隙缝宽为0.16毫米；2号模型为裂缝宽度不均匀的裂缝网络模型，平均粗缝宽为1.07毫米，平均隙缝宽为0.16毫米，粗缝储集体积占总裂缝体积的80%。水时从底部水层注入后，推动的水上升驱油的。
水驱油试验结果分析：
a.     在实验注水速度范围内，随着注水速度的增大，无水采收率和最终采收率都略有下降趋势，但采收率变化不大，如图2所示，注水速度增大一倍，无水期和最终期的采收率的变化值，分别不超过2%和2.5%
b.     裂缝系统中的水驱油效率很高，而且基本上不受注水速度变化的影响。理想模型水驱油效率一般都在95%左右。可见，提高裂缝系统的注水采收率的关键在于扩大注水的波及系数，因为即使是室内理想均匀裂缝网络，其水驱波及系数一般不超过80%。
c.     裂缝的张开宽度及粗缝储量占总储量的比例，对无水采收率，最终采收率及其它渗流特性有显著的影响。1号模型的裂缝相对窄小，底水容易沿近井裂缝窜流，因此无水采收率较低，一般不超过20%。但是，含水率上升缓慢，含水采油期较长，而且采出油量较多，占总采油量的76~83%不等。2号模型则由于粗缝张开度大（大于1毫米），且占有80%以上的储油量，采油时首先大量排出的是粗缝中的有，底水在粗缝中推进均匀，因此无水采收率高达52%~60%，相当于总采油量的80%~90%，即“油井”一旦见水，则其含水率上升很快，含水期采油量较少。
考虑到实际油藏中裂缝的宽度、密度及其相互连通状况等不均匀性对水驱油过程的不利影响，则上述实验结果不仅说明实际油藏裂缝系统的水驱油波及系数并不见得很高，因而扩大注入水对裂缝系统的波及效率无疑是提高注水采收率的关键因素之一，而且说明对于高渗裂缝系统，选择合理的注水采油速度，对于提高采收率是有利的。
（2）岩块的自吸采油实验
实验目的：
天然岩心恢复到接近油藏的润湿状况后，模拟含油岩块被其周围裂缝系统水网包围后单元岩块的自吸排油特性。
模型特点：
碳酸盐岩天然岩心所作的岩块。
试验结果分析：
a.     冀中碳酸盐岩含油岩块具有一定的注水自吸排油能力，而且自吸采出程度与时间的关系遵从指数函数规律： 。通过该规律可以预测全油藏的自吸采油动态。
b.     就目前的有限资料看，冀中碳酸盐岩岩块的最终自吸采收率不高，一般不超过26%，而且，由于实际油藏岩石表面性质、渗流通道结构以及流体性质等存在的差异，所以，不同岩块的自吸排油量差别较大。
c.     岩块自吸采油效果，在很大程度上取决于致密岩块中的微隙缝洞网络的发育程度，致密岩块的自吸排油的最有效空间乃是次生的微小孔隙、溶孔以及少量较粗的晶间孔隙。
d.     对亲水性较弱，或中性和亲油岩块来说，重力作用可能成为重要的采油机理，甚至是亲水的岩块，重力作用也是值得重视的。
（3）在外部注水压力梯度作用下，含油岩块的水驱油实验
实验目的：忽略重力和毛管力的作用，研究在外部注水流动压力梯度作用下含油岩块的水驱油特性，这可以由天然岩心外部注水驱油实验测得的油水相对渗透率曲线的形态和特征得到很好的反映。
模型特点：实验岩样不同程度地发现有微小的裂缝、溶洞储集空间，大部分晶孔的渗透率很低，因而岩样代表的是油藏被裂缝系统切割的岩块。
实验结果分析：
a.     残余水饱和度较高，一般在30%以上，六块岩样的平均残余水饱和度为34.6%，主要是分布在细小的晶孔内。
b.     一般地说，无水期采油期采油量相对较低，含水期采油量较高，因而，最终采收率较高。不过，由于岩石与流体性质的不同，采收率值差异较大，最高的可达80%，而最低的仅达10%左右。一般含油岩块采出物中含水率上升较慢，整个含水期共采出了总采油量的46.9%~80.7%，其中中、高含水期(含水率40%~100%)的采油量占37.3%~66.6%。
c.     冀中碳酸盐岩岩块的油水渗透率曲线，从较低的含水饱和度开始，水相相对渗透率值增大的很快，而且，相应于最大含水饱和度时的水相相对渗透率较大，相对渗透率曲线交叉点值较高。这种特性，主要的是反映了岩块的次生微小孔隙、孔洞网络对油水渗流特性的明显的控制作用；有的可能同时还反映了岩石润湿性的影响。
d.     高粘度原油对致密的岩块的注水驱油量及其它渗流特性具有严重的不利的影响。
冀中碳酸盐岩的水驱油过程表现出上述渗流特征，是因为岩块十分致密，内含大量吼道尺寸小、渗透率极低的晶孔，因而，含油岩块中的次生微小缝洞对岩块的水驱油流动过程起着重要作用。

3、崔辉，华北地区碳酸盐岩油藏多孔介质中油水分布和水驱油特征
人造裂缝系统中进行的水驱油模拟实验
图
实验目的：观察裂缝系统的水驱油现象。
试验结果分析：由观察到的水驱油现象说明注入水沿阻力最小、距离最短的裂缝窜入井底，而后逐渐扩大范围，形成“网格状”水锥。在裂缝发育的碳酸盐岩油层中，特别是垂直裂缝发育的油层中，垂直渗透性很好，引起水压头损失较小，加剧了水锥的形成。实验还表明：当水淹时每一种采油速度都取得不同采油量，采油速度越的，自吸排油作用越强，采出的油量也越多。但从实际开发上达到与毛细管作用向平衡的采油速度是做不到的。因此要有一个合理的采油速度界限，尽可能利用这种水驱油特征，提高开发效果。
(柏松章，碳酸盐岩底水油藏水驱油机理和底水运动特点)
对双重介质水驱油物理模拟实验过程的细致观察可以看出，在生产压差作用下的水首先沿最短距离的连通裂缝迅速向井底推进。随着水驱过程的进展，底水侵入的裂缝体积不断扩大，逐渐形成一个以井轴上某点为顶点、水淹裂缝网络为界限的水锥体，在此锥体以下的局部范围内有水饱和度的分布差异很大，存在没有水侵的岩块，也可能存在没有浸水的裂缝和溶洞。试验结果表明，水驱速度对水驱油过程的影响很大；特别是无水采油期速度越高，油井见水时间越早，无水采收率越低，水锥体的形态就越陡；而到水驱过程的后期，速度的影响逐渐减小，不同速度下的水锥体形态差别不大。因此，水锥的理论概念对碳酸盐岩油田的的水上升过程同样是适用的。

4.柏松章，碳酸盐岩底水油藏水驱油机理和底水运动特点
双重孔隙条件下的水驱油机理实验：
实验目的：为研究双重孔隙条件下的水驱油机理，实验了任28井大直径岩心油水相对渗透率曲线。
模型特点：大直径岩心，实验过程外加压力梯度每米100～200大气压
试验结果分析：用毛管压力曲线计算了小直径岩心的油水相对渗透率，并借用国外裂缝系统的同类曲线进行对比，还计算了油水相对渗透率比值与含水率变化数据。
分析这些资料，可以看出：
（1）随着水驱过程中含水饱和度的增加，裂缝和大直径岩心的水相渗透率随之增长；而小直径岩心水相渗透率随含水饱和度的变化有滞后现象，在含水饱和度增加到一定数值之前，水相渗透率实际上等于0，只有当含水饱和度超过这一数值后，水相渗透率才开始连续增长，这一数值可定名为起始含水饱和度，对小岩心此值平均为束缚水饱和度的两倍以上。
（2）油水相对渗透率比值等于1时，裂缝、大岩心、和小岩心（及其不同岩性）的含水饱和度依次增高：裂缝系统为44.4%，大岩心52.8%，小岩心为57.2%～75.5%；而油水相对渗透率的数值则相应降低：裂缝系统为30.2%，大岩心15.7%，小岩心为7.7%～0。
（3）残余油饱和度下的水相渗透率，裂缝系统为100%，大岩心72.5%，小岩心为39.2%～0,一般不超过10%，说明在驱动压力梯度作用条件下，岩块中水的流动能力是很低的。
（4）各阶段采收率所占的比例相差很大：裂缝和大岩芯高含水期采收率占总采收率的75%以上，无水和低含水期采收率不到10%；而小直径岩心无水和低含水采收率占总采收率的一半以上，高含水期采收率比例不到40%。
从以上分析认为：裂缝系统的水驱油过程，主要靠驱动压力的作用进行。它的束缚水和残余油饱和度都很低，水驱油过程接近于活塞式，驱油效率高，流动条件符合达西定律，毛管力的作用可以忽略。
考虑到试验过程中的外加压力梯度为每米100～200大气压，而现场实际不到0.1大气压，在目前油田实际开发条件下，裂缝系统的渗透率高与岩块渗透率千倍以上，而岩块系统毛管压力梯度高于驱动压力梯度几千倍，岩块系统主要是借毛管力的作用自吸排油，驱动压力梯度的作用可以忽略。因此，自吸排油现象是双重介质碳酸盐岩油藏不同于砂岩油藏的重要驱油机理。

岩块系统自吸排油实验：
实验目的：为了研究任丘油田雾迷山组碳酸盐岩油层的自吸排油特征，进行不同岩心的室内试验。
模型特点：油水粘度比4～7，体积1m3岩心
试验条件：
（1）8 4/8岩心，为粉-细晶白云岩，先用30大气压饱和水，后以100大气压饱和油，相当于0.1微米喉道毛管压力的6～20倍，而束缚水饱和度高达90.6%,分析其孔隙喉道大部分在0.1微米以下。17 8/19岩心比8 4/8岩心更差，束缚水饱和度高达100%，说明这类岩性实际为非储集空间。
（2）29 11/14和40 2/11岩心，溶蚀孔洞发育，并有微裂缝连，具有自吸排油现象，但即使这样好的储集空间，束缚水饱和度平均高达45%以上。
试验结果表明，在碳酸盐岩岩块系统中，只有缝洞发育的那一部分才有自吸排油现象。并有以下几个特征：
a．     自吸排油曲线具有指数曲线形态
b．     自吸排油参数一般不超过1
c．     自吸排油半衰期一般在一年以内，半衰期一般较短，进一步表明岩块系统的自吸排油现象主要是在微细裂缝及孔洞发育的那一部分进行。
d．     自吸排油完成时间一般为3年左右。说明裂缝系统油水界面以下岩块里的有，如果在2～3年内不能自吸排出，就会变成残余油。
e．     自吸排油效率为16%～26%。
总结任丘油田雾迷山子自吸排油效率低的原因有两个：一是油层结构上组成岩块的孔隙与喉道的比例大，达100～1000倍，导致孔隙中的排油不完全；二是油水粘度比高，降低自吸排油效率。
分析影响自吸排油的变化因素，结果表明岩块的自吸排油速度、与油水界面张力、接触角余弦、渗透率及孔隙度的平方根成正比，与油水粘度比成反比。