裂縫性碳酸鹽巖油藏可視化模型水驅(qū)油實驗

陳瑩瑩，孫雷，田同輝，潘毅，董衛(wèi)軍，劉彥子

（1.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；2.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257000）

裂縫性碳酸鹽巖油藏可視化模型水驅(qū)油實驗

陳瑩瑩1，孫雷1，田同輝2，潘毅1，董衛(wèi)軍1，劉彥子1

（1.西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；2.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257000）

為了更好地認識裂縫性碳酸鹽巖油藏的滲流機理，結合油藏實際地質(zhì)特征，利用真實巖心設計制作了可視化網(wǎng)絡裂縫模型，考察了注入速度、模型傾斜角度等因素對注水效果的影響，以及水驅(qū)油過程中的油水運動分布特征。觀測到由于受裂縫性油藏非均質(zhì)性的影響，水驅(qū)后殘余油存在形式主要有孤滴狀、角隅狀及膜狀等，每種殘余油的形成機理也不同。實驗結果表明：水驅(qū)油時，驅(qū)替速度與采出程度不成正比，而是存在一個最佳驅(qū)替速度，即臨界驅(qū)替速度；剩余油的形成和分布主要受巖石表面潤濕性、裂縫連通性和重力分異的影響；水驅(qū)油效率與裂縫地層傾斜角度有關，地層傾斜角度越小，采出程度越高。裂縫性油層較厚時，水驅(qū)后油層頂部可能會有大量剩余油，仍具有較大開發(fā)潛力。

裂縫性油藏；可視化模型；剩余油分布；水驅(qū)油機理；臨界驅(qū)替速度

模擬水驅(qū)油實驗研究主要采用仿真模型或真實儲層模型。真實巖樣具有原始儲層巖石本身的結構特征和表面物理性質(zhì)，研究結果較仿真模型更可信，并且可實現(xiàn)流體的滲流動態(tài)可視化，應用比較廣泛［1-4］。筆者在實驗模型和參數(shù)滿足相似準數(shù)的基礎上，開展了裂縫體可視化模型水驅(qū)油相關實驗，研究微觀水驅(qū)油速度對低滲透裂縫性油層水驅(qū)效果的影響，以及水驅(qū)油過程中的油水運動分布特征，以期有助于裂縫性碳酸鹽巖油藏的注水開發(fā)工作。

1 實驗準備

采用二維可視化人工裂縫模型進行測試。模型制作及實驗設備準備程序為：1）采用SL油田CG201井真實儲層巖心經(jīng)切片打磨制備成的裂縫體模型；2）模擬不同形態(tài)裂縫組合可視物理模型，然后將2塊玻璃板嵌合黏結，并在兩端設定注入和采出端口；3）將嵌合好的可視化二維物理模型裝入特制的高強度透明耐壓橡膠夾持模具中密封，然后裝入可透視平板巖心夾持器，形成完整的可視化二維物理模擬驅(qū)替模型。

將安裝有可視化二維物理模型的巖心夾持器與裝有驅(qū)替用模擬原油、地層水的中間容器連接，再與微量恒壓恒速驅(qū)替泵連接，并將可視化巖心夾持器置于攝像機下，記錄水驅(qū)油過程的油水分布規(guī)律圖像動態(tài)，即可進行水驅(qū)油物理模擬實驗。

模型長15 cm，寬8 cm，有效厚度0.2 cm。裂縫分3級：大縫縫寬1.0～3.0 mm；中縫縫寬0.5～1.0 mm；小縫縫寬0.1～0.5 mm。大縫體積占裂縫總體積的50%，中縫占40%，小縫占10%。

驅(qū)替用原油為根據(jù)SL油田CG201井所取地層原油配制的模擬油，采用煤油與硅油混合配制，并加入甲基紅染色。驅(qū)替用水為實驗室配制的SL油田地層水。水驅(qū)速度按地層實際流動速度進行折算，驅(qū)替速度v分別為0.13，0.25，0.50 mL/min。

2 實驗

裂縫模型放入夾持器中，將夾持器垂直放置。連接恒壓恒流泵和中間容器，以恒定流速先將水泵入模型中，當水充滿有效裂縫時，記下總進水量，即為裂縫的有效體積，為2 mL；再以恒定流速將油泵入模型中，建立束縛水，當不再有水被驅(qū)替出時，記錄總出水量，計算束縛水飽和度為25%。模型飽和油水后，油主要分布在連通性較好的裂縫中，重力分異現(xiàn)象不明顯。

驅(qū)替過程中，按一定的時間間隔記錄采出端的產(chǎn)油量和產(chǎn)液量，同時用攝像機記錄水驅(qū)油過程的油水分布規(guī)律圖像動態(tài)。當采出端含水率達到100%時，停止驅(qū)替。

水平驅(qū)替實驗只是將夾持器水平放置，其他過程與垂直驅(qū)替實驗完全一致。

從攝像視頻中可以看出，裂縫中的油水運動主要是驅(qū)動壓差下的活塞式驅(qū)替。垂直驅(qū)替時，水先進入底部裂縫，頂部剩余油分布較多，表明重力分異對水驅(qū)油效果會產(chǎn)生較明顯的影響。水驅(qū)油過程基本為從左向右平穩(wěn)推進，部分剩余油被圈閉在與注入方向垂直及被短路圈閉的裂縫內(nèi)。水平驅(qū)替時，油水分布主要受裂縫連通性的影響，重力分異對驅(qū)替效果幾乎不產(chǎn)生影響。不同驅(qū)替速度下的剩余油量和分布差別較大，表明驅(qū)替速度對網(wǎng)絡裂縫的影響也較明顯。

實驗發(fā)現(xiàn)，殘余油的形式多種多樣，主要有孤滴狀、角隅狀及膜狀等形式。當油連續(xù)通過巖石的孔隙喉道時，由于喉道半徑很小，毛細管力急劇增大，當驅(qū)動壓力不足以抵消毛細管力效應時，連續(xù)油流即被卡斷，變?yōu)榉稚⒌挠偷危?］。摩爾（Moore）采用示蹤劑對強水濕巖心的水驅(qū)油研究表明，非潤濕相流體（油）相當大的部分局限于枝叉結構，尤其是在含油飽和度接近殘余油飽和度時更是如此。當注入水繞過它時，枝叉中的油由于毛細管力而被捕集和隔絕［6］，因此形成角隅狀。膜狀殘余油主要存在于親油的裂縫中，由于儲集層潤濕性的復雜性，模型表現(xiàn)出部分偏親油的性質(zhì)，在裂縫表面和角隅對油產(chǎn)生吸附作用，形成一些薄膜狀殘余油。

3 結果分析

3.1 不同驅(qū)替速度下的水驅(qū)實驗結果對比

圖1為裂縫模型水平驅(qū)替過程中的含水率、采收率與累計注入量的關系曲線。從圖1可以看出，不同的驅(qū)替速度下見水時的累計注入量基本相同，且見水后含水率迅速上升，表明此類模型在水驅(qū)過程中以活塞式驅(qū)替為主。

圖1 不同驅(qū)替速度的水平驅(qū)替實驗

驅(qū)替速度為0.25 mL/min的采出程度最高，其次是0.50 mL/min和0.13 mL/min。見水后由于含水率快速上升，采油速度明顯下降，最后基本降為0，也表現(xiàn)出了活塞式驅(qū)替的特點。說明在這類油藏開發(fā)過程中，大部分油產(chǎn)自無水采收率階段，所以延長無水采油期至關重要［7］。

垂直驅(qū)替的2組實驗結果表明：注入速度對網(wǎng)絡裂縫水驅(qū)油的影響較明顯。總的采出程度變化趨勢為：中速＞高速＞低速。這主要是受水突破及驅(qū)油波及效率的影響。一般情況下，隨著注入速度的增加，注入水易沿大裂縫流動產(chǎn)生水竄，從而導致采出程度變差；而注入速度過低，注入水的驅(qū)替能量過小，不易進入較小的裂縫，小裂縫中的原油驅(qū)替不出而滯留在裂縫中，波及效率低，采出程度也較差。以中等速度（0.25 mL/min）驅(qū)替，既可避免由于高速帶來的水竄現(xiàn)象，又可加大低速注入的波及效率，最終取得較好的驅(qū)油效果。

從以上分析可以看出，水驅(qū)油時采出程度與驅(qū)替速度不是呈單純上升關系，而是存在一個最佳驅(qū)替速度，即臨界驅(qū)替速度［8］。

3.2 垂直與水平放置的水驅(qū)實驗

對比了垂直放置和水平放置的所有驅(qū)替速度下的含水率（見圖2）和采出程度（見圖3），結果發(fā)現(xiàn)，同一速度下，水平驅(qū)替比垂直驅(qū)替的含水率低，采出程度比垂直驅(qū)替高。垂直放置時，裂縫縱向跨度大，受重力分異作用明顯，密度較大的水會聚在裂縫底部，導致裂縫頂部的油不易驅(qū)出，波及效率偏低，從而影響驅(qū)替效率。水平放置時，裂縫縱向跨度較小，重力分異作用影響不大，驅(qū)替后的油水分布不會出現(xiàn)頂部油明顯積聚的現(xiàn)象，波及效率較高，因此采出程度偏高。

圖2 含水率對比

圖3 采出程度對比

4 結論

1）隨著水驅(qū)油速度增加，驅(qū)油效率上升，當達到一定程度后開始下降，說明存在一個最佳驅(qū)替速度，即臨界驅(qū)替速度。

2）裂縫性油藏的采出程度受裂縫地層傾斜角度的影響，傾斜角度越小，采出程度越高。

3）裂縫性油層較厚時，水驅(qū)后油層頂部可能會有大量剩余油。對水驅(qū)過程中裂縫上方的殘余油，可以考慮進一步注氣驅(qū)替。

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（編輯 孫薇）

Experiment on water-oil displacing for visible model of fractured carbonate reservoir

Chen Yingying1,Sun Lei1,Tian Tonghui2,Pan Yi1,Dong Weijun1,Liu Yanzi1
(1.State Key Laboratory of Oil&Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500, China;2.Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257000,China)

This paper focuses on the research of flow mechanism in the fractured carbonate reservoir.Based on the actual geologic characteristics and core,it designs a visible network fracture model to simulate the water flooding mechanism and analyzes the influence of different injection velocities and inclination angles of model on the water flooding effect.The oil and water distribution in process of water flooding is understood.Because of reservoir heterogeneity,residual oil is mainly in the form of isolated droplet, cant and membrane,etc.The formation mechanism of residual oil is different.The experiment results indicate that when water-oil displacing,the displacing velocity is not proportional to recovery degree,but there is an optimum displacing velocity in water flooding,that is the critical displacing velocity.The formation and distribution of remaining oil is mainly affected by wettability of rock,connectivity of fracture and differentiation of gravity.The water-oil displacing efficiency is related to the inclination angle of fractured reservoir.The smaller the fractured layer dip is,the higher the degree of recovery is.If the oil-bearing layer is thick,there is a great potential for development on the top of oil-bearing layer.

fractured reservoir;visible model;remaining oil distribution;water-oil displacing mechanism;critical displacing velocity

國家科技重大專項“復雜裂縫性碳酸鹽巖油藏開發(fā)關鍵技術研究”子課題“裂縫性碳酸鹽巖油藏滲流機理物理模擬研究”（2008ZX05014-004）

TE344

：A

1005-8907（2012）01-0092-03

2011-05-11；改回日期：2011-11-25。

陳瑩瑩，女，1986年生，在讀碩士研究生，2009年畢業(yè)于西南石油大學石油工程專業(yè)，研究方向為油氣田開發(fā)。E-mail：chenyingying0393@yahoo.com.cn。

陳瑩瑩，孫雷，田同輝，等.裂縫性碳酸鹽巖油藏可視化模型水驅(qū)油實驗研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（1）：92-94. Chen Yingying，Sun Lei，Tian Tonghui，et al.Experiment on water-oil displacing for visible model of fractured carbonate reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（1）：92-94.