縫洞型碳酸鹽巖油藏出水規律可視化物模實驗

徐傳奇 付美龍 秦天寶 李雪嬌 張泉 李亮

1. 長江大學石油工程學院；2. 中海石油(中國)有限公司蓬勃作業公司；

3. 中國石化西北油田分公司

縫洞型碳酸鹽巖油藏儲集體空間分布的不連續性與強非均質性，導致該類油藏開發無法借鑒砂巖油藏成熟的開發理論和技術［1-3］。縫洞型油藏微觀滲流機理和大縫洞尺寸下的油井出水規律已經取得重大進展。修乃嶺［4］、康志江［5］、劉鵬飛［6］等開展了縫洞型碳酸鹽巖油藏滲流機理的研究，建立了針對縫洞型油藏特殊流動規律的“管流-竄流耦合”數學模型；王雷［7］、王敬［8］等開展了縫洞型油藏水驅油物理模擬實驗研究，考察了注水速度、填充程度和注入壓力等因素對原油采收率的影響。但以上研究均只針對縫洞型油藏油水流動規律的理論模型或某一類縫洞模型，未能最大限度模擬油藏儲集體實際情況，對不同類型儲集體油藏出水情況可視化研究也比較少。借助縫洞油藏模擬裝置設計并開展了微觀可視化物理模擬驅替實驗，研究了典型影響因素對不同儲集體可視化物理模型出水規律的影響，包括裂縫極差對裂縫模型、注水速度和含油飽和度對多向連通型縫洞模型、注入角度對致密充填溶洞模型出水規律的影響，以及水驅后剩余油的類型和分布規律［9-11］，對縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油的挖潛和的油藏開發具有指導意義。

1 可視化物理模型及實驗條件

1.1 典型儲集體可視化物理模型

室內實驗根據塔河油田縫洞型油藏實際地質情況設計并制作了3種典型儲集體可視化物理模型，包括裂縫型儲集體模型，縫洞型儲集體模型和溶洞型儲集體模型，如圖1所示。各模型均由有機玻璃與防腐金屬板2部分膠粘而成，與油田儲層具有較好的相似性的，裂縫縫寬、極差等與油藏實際相似，以便研究裂縫極差對油水流動的影響；裂縫與溶洞的組合關系與油藏實際較為相似，用于復雜縫洞儲集體中的油水微觀流動情況研究；溶洞尺寸與油藏實際相似，可用以研究具體溶洞中的油水流動。

其中，裂縫型物理模型有3種，如圖1(a)～1(c)所示，(a)為均質裂縫模型、(b)為低極差裂縫模型、(c)為高極差裂縫模型，具體數據見表1；縫洞型模型為多向連通型縫洞模型，如圖1(d)所示；溶洞型模型為致密充填溶洞模型，如圖1(e)所示。縫洞型模型與溶洞型模型中的裂縫縫寬為1 mm、2 mm，溶洞直徑10 mm、20 mm。

圖1 可視化物理模型Fig. 1 Visual physical model

表1 不同極差裂縫模型的特點Table 1 Characteristics of fracture models

1.2 實驗條件

實驗設備主要是縫洞油藏模擬裝置，由注入系統(微量平流泵：型號2PB-0240，精度0.001 mL/min)、可視化模型夾持系統、攝像系統、數據采集系統組成。實驗條件為130 ℃、常壓；實驗用水為礦化度20×104mg/L的模擬地層水，實驗用油為黏度101.77 mPa · s的模擬油；注水速度范圍0.01～0.5 mL/min。為了更直觀區分模型中的油水兩相，用蘇丹III(油相示蹤劑)將模擬油染為紅色，用藍墨水(水相示蹤劑)將地層水染為藍色，以實現更好的可視化效果。可視化物理模型垂直于水平面放置，產出流體采用量程為1 mL的微量程量筒(分度值0.01 mL)進行計量。

2 實驗結果與分析

2.1 裂縫模型油水博弈規律

2.1.1 不同極差裂縫模型油水博弈可視化

為了可視化裂縫模型油水博弈情況，實驗將均質裂縫、低極差裂縫(極差4)和高極差裂縫(極差16)可視化模型裂縫中驅入并飽和模擬油，以0.01 mL/min的注水速度恒速水驅。其中，模型與水平面平行。油水兩相于不同極差裂縫模型中的流動可視化情況如圖2所示。

圖2 不同裂縫極差下裂縫油水博弈可視化Fig. 2 Visualization of oil-water game in fractures with different ranges

首先可以看到裂縫型儲集體中注入水會優先進入流動阻力較小的寬縫，并形成水流優勢通道(均質裂縫儲集體中，短縫為水流優勢通道)［7］。其次，裂縫中的水驅油方式主要為“活塞式”驅替。特別是在高極差裂縫儲集體中，優勢通道內的水驅前緣較為穩定，“活塞式”水驅油現象最為明顯，如圖2c中黑色橢圓標記所示。此外，裂縫型儲集體內還存在“非活塞式”驅替，如注入水微觀指進，見圖中紅色橢圓實線標注處。

隨著裂縫極差增加，注入水的轉向能力逐漸變差，即對窄縫的波及能力下降，具體表現在：均質裂縫儲集體中各裂縫均可受水相較深的波及；而在低極差裂縫儲集體內，最窄縫同樣可受波及，但程度明顯減小，如圖2b中的藍色橢圓虛線標記所示；高極差裂縫中注入水幾乎完全不波及最窄縫，僅沿寬縫流動并形成優勢通道，以至于最窄縫成為非波及區，大量油體被封存其中形成剩余油，如圖2c中的紅色方框虛線標記所示。

裂縫型儲集體中寬縫對窄縫具有一定“屏蔽效應”。這是因為優勢通道形成后寬縫內的流體流動不再是兩相流動，由于流動阻力的減小進一步加劇了水體沿優勢通道流動，從而顯著降低了注入水對其他窄裂縫的轉向能力。一般裂縫極差越大，“屏蔽效應”越嚴重，注入水越容易沿寬縫單向驅進，引起油井過早見水，且一旦見水，含水率將快速升高，造成油井暴性水淹，如圖3所示。

圖3 不同極差裂縫模型含水率與累積注入孔隙體積倍數關系曲線Fig. 3 Relationship between water cut and cumulative injection PV in the models of fracture with different ranges

2.1.2 裂縫型儲集體水驅后剩余油類型及分布

水驅結束，裂縫型儲集體中的剩余油類型主要有2種：Ⅰ型是油膜，這種剩余油是由于裂縫壁面和油相之間的黏滯力在壁面形成的零星狀分布的膜狀剩余油，主要存在于被水相占據的波及區域，其含量與巖石潤濕性以及水對油的驅替方式有關；Ⅱ型是由于“屏蔽作用”而產生的剩余油［9-10］，既包括波及區內被啟動但未能被及時驅出的Ⅱ1型剩余油，同時也包括非波及區內未被啟動的Ⅱ2型剩余油。2種剩余油中，Ⅱ型剩余油是裂縫型儲集體水驅結束后剩余油的主要存在形式。

2.2 縫洞油水流動屏蔽規律

2.2.1 不同注水速度下縫洞油水流動屏蔽規律

為研究縫洞模型油水屏蔽規律，實驗將多向連通型縫洞可視化模型裂縫中驅入并飽和模擬油后，以 0.01 mL/min、0.1 mL/min和0.5 mL/min不 同的注水速度進行恒速水驅，直至采出端含水率達到98%。

在多向連通縫洞中，發現不同注水速度下受重力作用注入水均會沿儲集體下部寬裂縫運移，且均不波及儲集體上部縫洞；不同點在于注水速度較小時(0.01 mL/min、0.1 mL/min)，部分注入水會因溶洞的存在而與上方水相斷裂，致使油水兩相皆呈非連續態。而當注水速度較大時(1 mL/min)，注入水與原油幾乎完全呈連續相。不同注水速度下多向連通型縫洞模型采收率與累積注入孔隙體積倍數關系曲線如圖4所示。

圖4 不同注水速度下多向連通型縫洞模型采收率與累積注入孔隙體積倍數關系曲線Fig. 4 Relationship between recovery factor and cumulative injection PV in the model of multi-connection fracturedvuggy reservoir at different water injection rates

隨著注水速度逐漸增加，采收率表現出先增加后減小的變化趨勢。注入速度為0.1 mL/min時的采收率最高，達到72.02%。分析認為，這種變化主要是由于不同注水速度下的賈敏效應強弱程度不同引起的［7-8］。由于縫洞型儲集體內各通道上本就有較多的溶洞，油水兩相極易于溶洞出口與裂縫連接處(孔喉)產生賈敏效應，且低注速下油水兩相很容易呈非連續相流動，這也導致流動過程的毛細管阻力更加嚴重，更容易迫使原優勢通道的后續注入水轉向進入其它通道，擴大注入水縱向波及體積。但由于重力作用對注入水向高處通道流動具有抑制作用，故當注水速度較低時注入水的轉向能力仍舊相對較弱，故而采收率較低。同樣，當注水速度過大時，由于慣性作用下注入水主要沿滲流阻力較小的通道流動，有助于水驅前緣快速克服賈敏效應，因此這種情況下注入水轉向能力依舊不高，故而采收率依舊較低。

2.2.2 不同含油飽和度下縫洞油水流動屏蔽規律

為研究原始含油飽和度對多向連通型縫洞模型的油水流動屏蔽規律的影響，將多向連通型縫洞模型飽和不同體積的模擬油，使模型原始含油飽和度分別達到30%、50%和70%，然后以0.1 mL/min的恒定速度進行水驅。采收率與注水時間關系曲線如圖5所示。

圖5 不同含油飽和度下多向連通型縫洞模型采收率與注水時間關系曲線Fig. 5 Relationship between recovery factor and water injection time in the model of multi-connection fractured-vuggy reservoir at different oil saturations

從圖5可以看出，原始含油飽和度從30%、50%增至70%的過程中，采收率不斷提高，以原始含油飽和度為70%時最高(70.18%)。這是因為在實驗中飽和的原油主要位于波及區，即模型下部儲集體。由于多向連通型縫洞中，受重力作用注入水主要波及位置較低的下方縫洞，因此下方縫洞的含油飽和度越大，最終采收率也會相應越高。相反，若飽和的原油主要位于上部儲層，由于位置較高、注入水較難波及，這種情況下非波及區內的含油飽和度增加，一定情況下剩余油飽和度也將不斷增加，從而導致最終采收率逐漸降低。由此可見，初始狀態的油水分布對最終采收率的大小及剩余油分布有著較為顯著的影響。

2.2.3 縫洞型儲集體水驅后剩余油類型及分布

縫洞型儲集體水驅結束后剩余油類型及分布如圖6所示，縫洞型儲集體驅后剩余油類型主要有5種：(1)閣樓油。一種由于油水密度差異，儲層上部縫洞無法被波及而形成的剩余油體，是縫洞型儲集體剩余油主要存在形式。由于這類油體較難被波及，因而剩余量一般較大。(2)洞頂剩余油。驅替結束滯留于溶洞頂部而無法被驅出的油體，是另一種主要形式的剩余油，其剩余量與注入水在孔喉處受到的“賈敏效應”嚴重程度有關。一般“賈敏效應”越嚴重這類剩余油越少。(3)封存油。由于水相在進入溶洞的過程中發生斷裂而“回流”的油體，主要存在裂縫末端，即溶洞入口的位置。這類剩余油的形成與注水速度有較為密切的關系。一般地，注水速度越大這類剩余油越少。(4)繞流油。由于注入水沿滲流阻力最低的方向流動而形成的剩余油體，主要位于溶洞出口和裂縫入口附近區域。(5)油膜。油膜與裂縫型儲集體中的油膜成因與分布類似。

圖6 縫洞型儲集體水驅后剩余油類型及分布Fig. 6 Type and distribution of residual oil in fractured-vuggy reservoir after water flooding

2.3 溶洞流場變化規律

為了研究不同縫洞傾角下的溶洞流場變化規律，實驗將致密充填溶洞模型飽和模擬油后，分別于0°、45°、90°共3種傾角下以0.1 mL/min的注水速度自下而上水驅(0°為水平驅，90°為豎直向上驅)，直至采出端含水率達到98%，過程中模型平面始終與水平面垂直，其中，0°、90°傾角下的驅替過程如圖7所示，不同角度下采收率與累積注入孔隙體積倍數關系曲線如圖8所示。

圖7 注入角度為0°和90°時溶洞儲集體油水滲流示意圖Fig. 7 Schematic oil and gas flow in a vuggy reservoir at the injection angle of 0° and 90°

圖8 不同傾角下致密充填溶洞模型采收率與累積注入孔隙體積倍數關系曲線Fig. 8 Relationship between recovery factor and cumulative injection PV in the model of tightly filled vuggy reservoir at different dips

由圖8中的曲線可以看到，當注入角度從0°、45°逐漸增至90°時，采收率亦逐漸增加。其中，0°、90°傾角下的采收率分別為由55.53%、87.53%，45°時的采收率則介于兩者之間(68.13%)。這主要是由于縫洞傾角對油水流動影響較大造成的。當縫洞傾角為0°時(即水平驅，圖7左側)，能看到注入水進入溶洞后重力分異作用下會優先向洞底運移［7］，然后緩慢抬升油水界面，呈上油下水的縱向“活塞式”驅動［4］，直至油水界面超過A點所在高度，并克服“賈敏效應”繼續向下游運移，而同時溶洞頂部也會殘余較多的洞頂剩余油，故采收率相對較低。在整個過程中，流場的流線方向變化明顯，先是由最初的水平方向(上游裂縫中)變化為豎直方向(溶洞中)，之后再重新恢復至原先的水平方向(下游裂縫中)。而當縫洞傾角增至90°時(圖7右側)，由于此時注入水的流動類似于由小裂縫進入大裂縫，流線的方向未發生明顯變化，油水界面舉升方向與油水“活塞式”流動方向一致［5］，因而驅替結束時洞內未見明顯剩余油，采收率大幅提高。

溶洞型儲集體中的剩余油主要也有5種，包括：閣樓油、洞頂剩余油、封存油、繞流油和油膜。其中閣樓油和洞頂剩余油是溶洞型儲集體剩余油的主要的存在形式，其分布特點參考裂縫型儲集體以及縫洞型儲集體。

3 結論

(1)在地層中，水流優勢通道一旦形成，將嚴重影響注入水轉向并將對其余通道中的油水流動形成屏蔽，進而導致含水率的迅速升高，形成暴性水淹。所以人為使注入水轉向、提高可波及區域體積對預防過早見水和提高原油采收率至關重要。

(2)裂縫儲集體中，裂縫極差對油水博弈影響較為嚴重，裂縫極差越大，儲集體中注入水越容易進入流動阻力小的寬縫；而在縫洞和溶洞儲集體中，影響流場分布與油水流動的主要因素則是重力分異作用與“賈敏效應”，重力分異作用可使注入水在溶洞內縱向“活塞式”驅油，“賈敏效應”則使注入水轉向，一定程度上提高波及系數。

(3)驅替結束，“閣樓油”和“洞頂剩余油”是儲集體中的主要剩余油形式，應作為剩余油挖潛、提高采收率的重點與主要目標。