目錄化學水泵 VA注入泵 鈉泵化學本質 泵化學式 試劑泵
二氧化碳增壓泵
（1） 工作壓力范圍大，選用不同型拿芹號的泵可獲得不同的壓力區域，
調節輸入氣壓輸出氣壓相應得到調整。可達到極高的壓力，液體300Mpa,
氣體90Mpa
（2） 流量范圍廣，對所有型號泵僅0.1Kg氣壓就能平穩工作，此時獲得最小的流量，調節進氣量后可得到不同的流量。
（3） 易于控制，從簡單的手動控制到旅敏空完全的自動控制均可滿足要求。
（4） 自動重新啟動，無論何種原因造成保壓回路壓力下降，將自動重拆瞎新啟動，補充泄漏壓力，保持回路壓力恒定。
（5） 操作安全，采用氣體驅動，無電弧及火花，可在危險場合使用。
（6） 最大節能可達70%，因為保持保壓不消耗任何能量。
劉中春袁向春李江龍
（中國石化石油勘探開發研究院，北京100083）
摘要 塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型稠油油藏，受多次構造運動影響，巖溶縫洞交互發仿枯育，埋深大于5300m，油水分布關系復雜、非均質性極強。儲集空間備閉洞流動特征尺度大至幾十米，小到微米量級，流動規律不同于砂巖油藏。油井的生產動態多變，開發的可控性差。為深入研究碳酸鹽巖縫洞型油藏剩余油形式，揭示油井水淹后是否仍有利用的價值，依據油井綜合解釋態嘩資料、生產動態信息，結合對現代喀斯特地貌中巖溶縫洞與古巖溶縫洞的認識，建立了3種近井地帶儲集體簡化的地質模型，采用流體動力學理論及物理模擬實驗相結合的方法，分析了鉆遇不同儲集空間的油井水淹后剩余油存在的形式，確立了縫洞型碳酸鹽巖油藏提高采收率技術的研究方向。
關鍵詞 縫洞型碳酸鹽巖油藏 地質模型 物理模擬 剩余油形式
Analysis on Formation of Residual Oil Existence and Its Effect Factors in The Forth Area of Tahe Carbonate Heavy Oil Reservoir
LIU Zhong-chun，YUAN Xiang-chun，LI Jiang-long
（Exploration ＆ Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）
Abstract In Tahe Ordovician carbonate reservoir，which is karstic/fractured heavy oil reservoir，higher level of heterogeneity and more complex distributing of oil and water had been formed by ancient structural action time after time comparing with other carbonate reservoirs.The reservoir depth is over 5300m and temperature is 398K.The oil viscosity is about 24mPa·s on the reservoir condition.The main flow conduits include fractures and caves that their flow characteristic sizes are from several decameters to microns.The well production performances vary rulelessly，and are difficult to be controlled.For investing the form of residual oil existence and analyzing the value in use of the well after water out，three types of simplified theorial and experimental models were constructed separately combining the results of integrated interpreting and production performance information of wells with realization of modern and ancient karst.As to the wells drilling on different flow conduits in carbonate reservoirs，the form of residual oil existence and its effect factors have been discussed.Meanwhile，the direction of EOR technology development in fractured/karstic carbonate reservoir have been determined.
Key words Fractured/karstic carbonate reservoir Theoretical model Physical simulation Form of residual oil
碳酸鹽巖油氣田在世界油氣分布中占有重要地位，其儲量占油氣總儲量的50%以上，而產量已占總產量的60%左右［1，2］。近年來，我國碳酸鹽巖油氣田的勘探開發也呈現快速發展的態勢，尤其是塔里木盆地的塔河油田發展迅速。截至2005年底，塔河油田累計探明石油地質儲量達6.3×108t，年產油量4.2×106t，已成為我國最大的古生界碳酸鹽巖油田。塔河油田4區奧陶系油藏位于塔河油田的中部，以艾協克2號構造為主體，為具底水的碳酸鹽巖巖溶縫洞型塊狀重質油藏。油藏埋深大于5300m，儲集類型以溶洞為主，且發育極不規則，縱、橫向非均質性強，儲層預測難度大，且油氣水關系及油藏類型極為復雜。經近10年的滾動勘探開發，暴露出鉆井成功率低、采收率低和遞減快的開發特征。油井過早見水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年遞減率高達44%，暴性水淹可使油井產量銳減70%以上；平面和縱向儲量動用程度低，平均采出程度僅9.5%［5～11］。因此，在現有油藏地質認識基礎上，研究縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油形式，探索新的提高采收率方法迫在眉睫。
1 縫洞型碳酸鹽巖油藏溶洞、縫及基質巖塊的認識
測井、鉆井、錄井與油井的生產動態均表明，有些油井直接鉆遇了未充填或半充填的溶洞，直接建產；有些油井未直接鉆遇溶洞，但通過酸壓可溝通具有有效儲集能力的空間；還有少數井鉆在致密的巖石中，即使酸壓也無法溝通有效儲集空間。認識縫洞型油藏儲集體特性、識別有效儲集空間的分布、了解剩余油分布形態，是提高油藏采收率的基礎。
1.1 對溶洞的認識
理論上，地下古巖溶洞特點與現代巖溶應具有一定的相似性。圖1和圖2是我國貴陽境內世界最長的現代巖溶雙河洞的分布及洞室情況。
圖1 雙河洞的平面分布圖
圖2 雙河洞其中一個洞室
現代巖溶發育具有以下特點：①洞穴展布受區域構造裂隙控制；②洞穴發育與地下排水關系密切；③多期巖溶作用形成溶洞具有多層性；④洞穴的侵蝕和沉積同步進行；⑤溶洞大多發育在褶皺的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位于河流中、上游地區；⑦以地下河為主體，發育若干支洞；⑧洞穴規模大，最長達85.3km（雙河洞）；最大洞室面積達×104m2（織金洞），高達150m。
古巖溶，由于長期構造運動和沉積作用，上覆巖層的關鍵層因受巖體自重重力、地應力集中以及溶洞內的真空負壓三重作用而破壞塌落。塔河4區鉆井過程中部分井具有嚴重的放空和漏失現象充分說明有未充填溶洞的存在。但測井解釋結果顯示大部分巖溶均發生不同程度的充填，如T403井全充填洞高達67m，TK409井全充填洞高達75m。圖3為TK429井測井與成像測井對比解釋結果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，為溶洞發育段。大型洞穴內有塌陷角礫巖、暗河沉積角礫巖和砂泥巖沉積，還有致密的灰巖（圖4）。
古巖溶與現代巖溶的主要區別在于洞的規模小于地面，洞的充填程度高。
圖3 KT429井測井與成像
圖4 溶洞內不同種類充填物
1.2 裂縫發育分布規律
根據塔河油田14口成像測井資料統計了裂縫的走向，結果如圖5，可以看出本區裂縫體系中以 NW-SE 向裂縫系占據主導地位，該裂縫系中又以走向為160°～180°或350°～360°的裂縫為主，NE-SW向裂縫系的發育程度要明顯差于前一裂縫系，該裂縫主要的主體走向為0～20°或180°～220°。裂縫傾角如圖6所示。大多數裂縫的傾角在60°～90°區間內，裂縫產狀大多呈高角度，低角度裂縫發育很少。奧陶系碳酸鹽巖大部分有效縫的發育主要集中在局部存在滑塌角礫現象的巖溶層段，因此裂縫在成因上主要與巖溶垮塌作用有關。
圖5 塔河油田奧陶系裂縫體系的總體走向特征
圖6 裂縫傾角百分比
1.3 基質巖塊的認識
根據下奧陶統儲層巖心孔滲分析資料統計，7011 塊小樣品孔隙度分布區間為0.01%～10.8%，平均為0.96%，其中小于1%的樣品占71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）占22.02%，大于2%的僅占6.46%。全區6473個小樣品滲透率分布區間為（0.001～5052）×10-3μm2，其中小于0.12×10-3μm2的占樣品總數的67.14%，小于0.6×10-3μm2的占85.68%，小于3×10-3μm2的占94.39%，大于3×10-3μm2的僅占5.61%，最大滲透率為5052×10-3μm2，頻率中值小于0.1×10-3μm2。巖心分析數據反映出塔河油田奧陶系儲層基質物性較差，基質孔滲對儲層孔滲基本無貢獻。
2 近井地帶簡化的地質模型及剩余油
為了進一步揭示油井生產動態與儲集體性質的關系，揭示油井水淹后是否還有利用的價值及剩余油形式，根據油井的綜合資料分析，建立了近井地帶4種不同的地質模型。
2.1 封閉型溶洞
封閉型純油溶洞是指不與外界溝通，內部只充滿油的溶洞。目前尚未發現鉆遇這種類型的溶洞，但尚無充分的證據排除這種洞存在的可能性。
此類溶洞完全依靠天然的彈性能量開采，彈性能包括原油的彈性能和溶洞裂縫自身的彈性能。由于無外界能量的補充，溶洞內的壓力與生產井的產量均由于天然能量的損耗而逐漸降低，直至最后停噴。
2.1.1 利用物質平衡法分析剩余油
鉆遇此類溶洞的生產井，當井底流壓低于井筒的靜液柱壓力及井筒摩阻造成的壓力損失時，油井停噴。
pwf=Δp（靜液柱）+Δp（摩阻） （1）
對裸眼完井方式的油井，停噴時溶洞內的壓力接近式（1）表示的數值，此時根據物質平衡方程，油井的累積采油量為：
NpBo=NoBoCt（pi-pwf） （2）
此類溶洞的采收率只與溶洞內原油、巖石的彈性壓縮系數及壓降有關，符合下式：
油氣成藏理論與勘探開發技術
無論井口限制生產與否，對打在溶洞任何位置的油井，均會有剩余油存在，且剩余油的大小滿足：
剩余油=（1-η）NoBo （4）
2.1.2 溶洞內流體的流動特征
根據流體力學中伯努利方程
油氣成藏理論與勘探開發技術
計算了圓柱型溶洞中單相流體的流動特征，壓力與流速無因次分布結果見圖7。當具有一定壓力的封閉溶洞被打開后，洞中流體的流線如圖7所示。僅在近井地帶，壓力才產生擾動；遠離井底，壓力仍然保持在初始狀態。流體的流速在無因次距離0.5m處，開始擾動，即接近溶洞二分之一的高度處。
圖7 圓柱型溶洞單井單相流體的流動特征
2.2 底水型溶洞
底水型溶洞又分為封閉型底水溶洞和溝通型底水溶洞。其中封閉型底水溶洞是指不與外界溝通，內部包括油、水兩相的溶洞（圖8）。此類溶洞也完全依靠天然的彈性能量開采，彈性能包括原油、地層水的彈性能及溶洞裂縫自身的彈性能。溝通型底水溶洞指的是與外界溝通，又可分成兩種，一種是外界水浸量速度低于生產速度，此時溶洞依靠的天然能量包括水浸量與彈性能；另一種是外界水浸速度等于生產速度，溶洞中壓力不變，這類溶洞的開采完全依靠水驅。
2.2.1 未充填溶洞底水錐進的理論分析
對于底水型溶洞，油井產量遞減的原因，不僅是能量降低，還有出水的影響。油井出水加快了產量遞減。油井出水并不意味著油水界面一定達到井底，根據流體力學理論，油水界面處油水的速度分別為：
油氣成藏理論與勘探開發技術
油氣成藏理論與勘探開發技術
水油速度比：
油氣成藏理論與勘探開發技術
塔河油田4區地下原油黏度平均為24mPa·s，如果地層水黏度近似1mPa·s，那么相同的條件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，當溶洞被鉆開后，由于生產井產生的擾動，井底附近必然會產生底水錐進的趨勢，同時油水密度差造成的重力分離作用，又可抑制底水錐進。
圖8 封閉型底水溶洞示意圖
此類溶洞的剩余油不僅取決于溶洞內的天然能量，而且與底水錐進的程度密切相關。底水從生產井突破，又加速了油井停噴的進程。因此影響底水錐進程度的因素，也將影響溶洞中剩余油的數量。此影響因素很多，包括油水黏度比、采油強度、溶洞中油水界面的高度、生產井的位置、生產井密度以及溶洞的幾何形狀等。
圖9 底水錐進實驗結果
2.2.2 未充填溶洞底水錐進的物理模擬
實驗采用真空泵產生負壓流動的方式，模擬溶洞型儲集空間的底水錐進過程。實驗用油為黏度約為15mPa·s 的白油，水為配置的礦化度為2×105mg/L的鹽水，實驗溫度為室溫25℃，實驗結果見圖9。
實驗的排量為30mL/s，即2.5t/d，產生的水錐高度約為0.01m；減小生產速度，可抑制水錐的產生；井底水錐產生的擾動范圍很小。由于油水重力分異的結果，實際產生的水錐高度遠小于理論計算的結果。若假設水錐產生的高度與生產速度成正比，則估算實際生產速度達250t/d時，產生的水錐高度也只有1m。因此，可以推測當油井處在未充填溶洞的頂部時，油井見水后剩余油的潛力很小，且此部分剩余油完全可以通過減小生產速度而得到有效開采。
2.3 近井縫洞型
塔河油田4區鉆遇溶洞并提前終孔的油井畢竟是少數，大部分油井均正常完成鉆井過程，部分井自然完井后建產，部分經酸壓后建產。巖心觀察與成像測井解釋結果對裸眼井段鉆遇的縫洞有了一定程度的認識。
圖10 裸眼井段鉆遇的洞縫及簡化模型
為了理論研究，將裸眼井段鉆遇的溶洞、裂縫，簡化為一組規則的毛管流動（圖10）。依據巖心觀察統計結果，寬度大于1mm裂縫有19條，占總數 2.4%；寬度 0.1～1mm裂縫共有267條，占總數33.5%；寬度小于0.1mm 裂縫共有512條，占總數64.2%。
根據流體力學理論，按照巖心統計的縫比例，不同尺度縫洞對進入裸眼井段總流量的貢獻不同。結果表明：有洞存在時，即使只有一個，當洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大于50mm時，對總流量的貢獻已大于95.96%。就是說，當洞的尺度大于50mm時，油井的總產量主要來自于洞，而縫的貢獻較小。剩余油的主要形式包括底水未波及的縫中剩余油、波及過大孔道的壁面，數量取決于非均質程度與油水黏度比。
按上述洞縫尺寸與比例，近井地帶洞縫儲量的比例分布見圖11。當溶洞的尺度為1m時，溶洞內儲量占總儲量的82%，縫中儲量僅占17.8%；當溶洞的尺度降到50mm時，洞儲量占總儲量的比例降為18.7%，縫中儲量上升至81.3%。盡管裸眼井段中當洞的尺度降到50mm時，洞對總流量的貢獻仍較高，但洞內的流體被底水驅替以后，縫內的儲量也是不容忽視的。
圖11 單位巖石體積不同尺度溶洞占儲量的百分數
2.4 近井裂縫型
塔河油田4區大部分油井是酸壓后建產，即在鉆井過程中未鉆遇有效的儲集空間，經酸壓后溝通了有效儲集空間建產（圖12）。為了研究方便仍將其簡化為一束毛管。
圖12 裸眼井段鉆遇裂縫及簡化模型
由于碳酸鹽巖表面具親油性，底水驅替裂縫內原油時，毛管力為驅替的阻力，在裂縫壁面必然會留下剩余油膜。親油、親水孔隙中水驅油過程的對比見圖13。
圖13 不同潤濕性仿真孔隙模型中油水的分布
仍然按照上述分析的裂縫分布比例，不同油膜厚度的剩余油百分數見圖14。可看出對于一定體積的裂縫儲集空間，假設底水波及的范圍達到100%，僅按不同厚度的剩余油膜計算，當油膜厚度達到0.1mm時，剩余油百分數接近50%，當油膜厚度降到0.01mm時，剩余油百分數能達到26%。而油膜厚度不僅與巖石的潤濕性有關，而且取決于驅替速度。況且底水不可能百分之百驅替裂縫孔隙，因此裂縫型儲集空間的剩余油也是相當可觀的。
圖14 不同油膜厚度的剩余油百分數
3 剩余油產生因素及提高采收率途徑
根據地質模型的剩余油分析，目前縫洞型碳酸鹽巖油藏提高采收率的關鍵問題為：①油井未能有效溝通有效儲集空間；②油井即使溝通了有效儲集空間，但由于底水錐進或天然能量不足，仍可產生大量的剩余油。對于已動用的儲量，底水碳酸鹽巖油藏剩余油的影響因素包括能量及底水的驅替程度兩個方面，影響底水驅替程度可以從掃油效率和洗油效率兩個角度分析，結果如圖15。油藏天然能量大小、非均質程度、油水黏度比是影響縫洞型碳酸鹽巖油藏動用儲量采收率的三大關鍵因素。
圖15 縫洞型油藏影響采收率的因素及提高采收率的途徑
因此，針對此類油藏，應當結合剩余油形態分析，有針對性地開展提高采收率技術研究。以“整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力”為近期目標，“補充能量”等提高采收率方法為后續保證的研究工作勢在必行。具體可分兩個階段進行，一是天然能量階段，包括加密井、縱向分層開采、側鉆水平井、酸壓、堵水等技術研究；二是人工補充能量階段，可能采用的方法包括注水、注氣、注稠化劑，以及活性劑等。化學法風險較大；注氣雖然對底水且具有垂直裂縫的油藏具有得天獨厚的優勢，但對埋深超過5300m的油藏，要求較高注入壓力的注入泵限制了該方法的應用。因此，注水仍是風險小、成本低的首選方法。但常規油藏成功的注水經驗已不適應無法判斷連通性的縫洞型碳酸鹽巖油藏［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。
4 結論與認識
（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，并不意味著儲集空間完全水淹。
（2）主體剩余油主要有5種形式：①因儲集空間尺度差異而產生的底水未波及剩余油；②油井未處洞頂，水淹后未充填溶洞的頂部剩余油；③未充填溶洞因底水錐進的剩余油；④水波及過后的殘余油膜；⑤能量嚴重不足的各類儲集空間內剩余油。
（3）提高采收率技術研究應當針對不同類型的剩余油形式，以縫洞流動單元為基礎，確定以“整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力”為近期目標，“補充能量”等提高采收率方法為后續保證的提高采收率方法的研究方向。
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1、流量很小，計量要求嚴格。
2、常溫下工作
3、排壓較高
4、注入介質為化學藥品、催化劑等，往往有腐蝕性。
5、一般選用柱塞泵或者隔膜計量泵
6、對腐蝕性介質，泵的過流材質需要防腐蝕材料
7、一般可間歇操作，可不設備用泵
好像生物上也有吧宴旁頃，是指樹葉的葉綠體的低二氧化碳濃度時需要用到晌陸二氧化啟弊碳泵幫助提高二氧化碳的濃度，以達到它光合作用所需要的濃度。
