缝洞型碳酸盐岩油藏出水规律可视化物模实验

时间：2024-07-28

徐传奇付美龙秦天宝李雪娇张泉李亮

1. 长江大学石油工程学院；2. 中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司；

3. 中国石化西北油田分公司

缝洞型碳酸盐岩油藏储集体空间分布的不连续性与强非均质性，导致该类油藏开发无法借鉴砂岩油藏成熟的开发理论和技术［1-3］。缝洞型油藏微观渗流机理和大缝洞尺寸下的油井出水规律已经取得重大进展。修乃岭［4］、康志江［5］、刘鹏飞［6］等开展了缝洞型碳酸盐岩油藏渗流机理的研究，建立了针对缝洞型油藏特殊流动规律的“管流-窜流耦合”数学模型；王雷［7］、王敬［8］等开展了缝洞型油藏水驱油物理模拟实验研究，考察了注水速度、填充程度和注入压力等因素对原油采收率的影响。但以上研究均只针对缝洞型油藏油水流动规律的理论模型或某一类缝洞模型，未能最大限度模拟油藏储集体实际情况，对不同类型储集体油藏出水情况可视化研究也比较少。借助缝洞油藏模拟装置设计并开展了微观可视化物理模拟驱替实验，研究了典型影响因素对不同储集体可视化物理模型出水规律的影响，包括裂缝极差对裂缝模型、注水速度和含油饱和度对多向连通型缝洞模型、注入角度对致密充填溶洞模型出水规律的影响，以及水驱后剩余油的类型和分布规律［9-11］，对缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油的挖潜和的油藏开发具有指导意义。

1 可视化物理模型及实验条件

1.1 典型储集体可视化物理模型

室内实验根据塔河油田缝洞型油藏实际地质情况设计并制作了3种典型储集体可视化物理模型，包括裂缝型储集体模型，缝洞型储集体模型和溶洞型储集体模型，如图1所示。各模型均由有机玻璃与防腐金属板2部分胶粘而成，与油田储层具有较好的相似性的，裂缝缝宽、极差等与油藏实际相似，以便研究裂缝极差对油水流动的影响；裂缝与溶洞的组合关系与油藏实际较为相似，用于复杂缝洞储集体中的油水微观流动情况研究；溶洞尺寸与油藏实际相似，可用以研究具体溶洞中的油水流动。

其中，裂缝型物理模型有3种，如图1(a)～1(c)所示，(a)为均质裂缝模型、(b)为低极差裂缝模型、(c)为高极差裂缝模型，具体数据见表1；缝洞型模型为多向连通型缝洞模型，如图1(d)所示；溶洞型模型为致密充填溶洞模型，如图1(e)所示。缝洞型模型与溶洞型模型中的裂缝缝宽为1 mm、2 mm，溶洞直径10 mm、20 mm。

图1 可视化物理模型Fig. 1 Visual physical model

表1 不同极差裂缝模型的特点Table 1 Characteristics of fracture models

1.2 实验条件

实验设备主要是缝洞油藏模拟装置，由注入系统(微量平流泵：型号2PB-0240，精度0.001 mL/min)、可视化模型夹持系统、摄像系统、数据采集系统组成。实验条件为130 ℃、常压；实验用水为矿化度20×104mg/L的模拟地层水，实验用油为黏度101.77 mPa · s的模拟油；注水速度范围0.01～0.5 mL/min。为了更直观区分模型中的油水两相，用苏丹III(油相示踪剂)将模拟油染为红色，用蓝墨水(水相示踪剂)将地层水染为蓝色，以实现更好的可视化效果。可视化物理模型垂直于水平面放置，产出流体采用量程为1 mL的微量程量筒(分度值0.01 mL)进行计量。

2 实验结果与分析

2.1 裂缝模型油水博弈规律

2.1.1 不同极差裂缝模型油水博弈可视化

为了可视化裂缝模型油水博弈情况，实验将均质裂缝、低极差裂缝(极差4)和高极差裂缝(极差16)可视化模型裂缝中驱入并饱和模拟油，以0.01 mL/min的注水速度恒速水驱。其中，模型与水平面平行。油水两相于不同极差裂缝模型中的流动可视化情况如图2所示。

图2 不同裂缝极差下裂缝油水博弈可视化Fig. 2 Visualization of oil-water game in fractures with different ranges

首先可以看到裂缝型储集体中注入水会优先进入流动阻力较小的宽缝，并形成水流优势通道(均质裂缝储集体中，短缝为水流优势通道)［7］。其次，裂缝中的水驱油方式主要为“活塞式”驱替。特别是在高极差裂缝储集体中，优势通道内的水驱前缘较为稳定，“活塞式”水驱油现象最为明显，如图2c中黑色椭圆标记所示。此外，裂缝型储集体内还存在“非活塞式”驱替，如注入水微观指进，见图中红色椭圆实线标注处。

随着裂缝极差增加，注入水的转向能力逐渐变差，即对窄缝的波及能力下降，具体表现在：均质裂缝储集体中各裂缝均可受水相较深的波及；而在低极差裂缝储集体内，最窄缝同样可受波及，但程度明显减小，如图2b中的蓝色椭圆虚线标记所示；高极差裂缝中注入水几乎完全不波及最窄缝，仅沿宽缝流动并形成优势通道，以至于最窄缝成为非波及区，大量油体被封存其中形成剩余油，如图2c中的红色方框虚线标记所示。

裂缝型储集体中宽缝对窄缝具有一定“屏蔽效应”。这是因为优势通道形成后宽缝内的流体流动不再是两相流动，由于流动阻力的减小进一步加剧了水体沿优势通道流动，从而显著降低了注入水对其他窄裂缝的转向能力。一般裂缝极差越大，“屏蔽效应”越严重，注入水越容易沿宽缝单向驱进，引起油井过早见水，且一旦见水，含水率将快速升高，造成油井暴性水淹，如图3所示。

图3 不同极差裂缝模型含水率与累积注入孔隙体积倍数关系曲线Fig. 3 Relationship between water cut and cumulative injection PV in the models of fracture with different ranges

2.1.2 裂缝型储集体水驱后剩余油类型及分布

水驱结束，裂缝型储集体中的剩余油类型主要有2种：Ⅰ型是油膜，这种剩余油是由于裂缝壁面和油相之间的黏滞力在壁面形成的零星状分布的膜状剩余油，主要存在于被水相占据的波及区域，其含量与岩石润湿性以及水对油的驱替方式有关；Ⅱ型是由于“屏蔽作用”而产生的剩余油［9-10］，既包括波及区内被启动但未能被及时驱出的Ⅱ1型剩余油，同时也包括非波及区内未被启动的Ⅱ2型剩余油。2种剩余油中，Ⅱ型剩余油是裂缝型储集体水驱结束后剩余油的主要存在形式。

2.2 缝洞油水流动屏蔽规律

2.2.1 不同注水速度下缝洞油水流动屏蔽规律

为研究缝洞模型油水屏蔽规律，实验将多向连通型缝洞可视化模型裂缝中驱入并饱和模拟油后，以 0.01 mL/min、0.1 mL/min和0.5 mL/min不同的注水速度进行恒速水驱，直至采出端含水率达到98%。

在多向连通缝洞中，发现不同注水速度下受重力作用注入水均会沿储集体下部宽裂缝运移，且均不波及储集体上部缝洞；不同点在于注水速度较小时(0.01 mL/min、0.1 mL/min)，部分注入水会因溶洞的存在而与上方水相断裂，致使油水两相皆呈非连续态。而当注水速度较大时(1 mL/min)，注入水与原油几乎完全呈连续相。不同注水速度下多向连通型缝洞模型采收率与累积注入孔隙体积倍数关系曲线如图4所示。

图4 不同注水速度下多向连通型缝洞模型采收率与累积注入孔隙体积倍数关系曲线Fig. 4 Relationship between recovery factor and cumulative injection PV in the model of multi-connection fracturedvuggy reservoir at different water injection rates

随着注水速度逐渐增加，采收率表现出先增加后减小的变化趋势。注入速度为0.1 mL/min时的采收率最高，达到72.02%。分析认为，这种变化主要是由于不同注水速度下的贾敏效应强弱程度不同引起的［7-8］。由于缝洞型储集体内各通道上本就有较多的溶洞，油水两相极易于溶洞出口与裂缝连接处(孔喉)产生贾敏效应，且低注速下油水两相很容易呈非连续相流动，这也导致流动过程的毛细管阻力更加严重，更容易迫使原优势通道的后续注入水转向进入其它通道，扩大注入水纵向波及体积。但由于重力作用对注入水向高处通道流动具有抑制作用，故当注水速度较低时注入水的转向能力仍旧相对较弱，故而采收率较低。同样，当注水速度过大时，由于惯性作用下注入水主要沿渗流阻力较小的通道流动，有助于水驱前缘快速克服贾敏效应，因此这种情况下注入水转向能力依旧不高，故而采收率依旧较低。

2.2.2 不同含油饱和度下缝洞油水流动屏蔽规律

为研究原始含油饱和度对多向连通型缝洞模型的油水流动屏蔽规律的影响，将多向连通型缝洞模型饱和不同体积的模拟油，使模型原始含油饱和度分别达到30%、50%和70%，然后以0.1 mL/min的恒定速度进行水驱。采收率与注水时间关系曲线如图5所示。

图5 不同含油饱和度下多向连通型缝洞模型采收率与注水时间关系曲线Fig. 5 Relationship between recovery factor and water injection time in the model of multi-connection fractured-vuggy reservoir at different oil saturations

从图5可以看出，原始含油饱和度从30%、50%增至70%的过程中，采收率不断提高，以原始含油饱和度为70%时最高(70.18%)。这是因为在实验中饱和的原油主要位于波及区，即模型下部储集体。由于多向连通型缝洞中，受重力作用注入水主要波及位置较低的下方缝洞，因此下方缝洞的含油饱和度越大，最终采收率也会相应越高。相反，若饱和的原油主要位于上部储层，由于位置较高、注入水较难波及，这种情况下非波及区内的含油饱和度增加，一定情况下剩余油饱和度也将不断增加，从而导致最终采收率逐渐降低。由此可见，初始状态的油水分布对最终采收率的大小及剩余油分布有着较为显著的影响。

2.2.3 缝洞型储集体水驱后剩余油类型及分布

缝洞型储集体水驱结束后剩余油类型及分布如图6所示，缝洞型储集体驱后剩余油类型主要有5种：(1)阁楼油。一种由于油水密度差异，储层上部缝洞无法被波及而形成的剩余油体，是缝洞型储集体剩余油主要存在形式。由于这类油体较难被波及，因而剩余量一般较大。(2)洞顶剩余油。驱替结束滞留于溶洞顶部而无法被驱出的油体，是另一种主要形式的剩余油，其剩余量与注入水在孔喉处受到的“贾敏效应”严重程度有关。一般“贾敏效应”越严重这类剩余油越少。(3)封存油。由于水相在进入溶洞的过程中发生断裂而“回流”的油体，主要存在裂缝末端，即溶洞入口的位置。这类剩余油的形成与注水速度有较为密切的关系。一般地，注水速度越大这类剩余油越少。(4)绕流油。由于注入水沿渗流阻力最低的方向流动而形成的剩余油体，主要位于溶洞出口和裂缝入口附近区域。(5)油膜。油膜与裂缝型储集体中的油膜成因与分布类似。

图6 缝洞型储集体水驱后剩余油类型及分布Fig. 6 Type and distribution of residual oil in fractured-vuggy reservoir after water flooding

2.3 溶洞流场变化规律

为了研究不同缝洞倾角下的溶洞流场变化规律，实验将致密充填溶洞模型饱和模拟油后，分别于0°、45°、90°共3种倾角下以0.1 mL/min的注水速度自下而上水驱(0°为水平驱，90°为竖直向上驱)，直至采出端含水率达到98%，过程中模型平面始终与水平面垂直，其中，0°、90°倾角下的驱替过程如图7所示，不同角度下采收率与累积注入孔隙体积倍数关系曲线如图8所示。

图7 注入角度为0°和90°时溶洞储集体油水渗流示意图Fig. 7 Schematic oil and gas flow in a vuggy reservoir at the injection angle of 0° and 90°

图8 不同倾角下致密充填溶洞模型采收率与累积注入孔隙体积倍数关系曲线Fig. 8 Relationship between recovery factor and cumulative injection PV in the model of tightly filled vuggy reservoir at different dips

由图8中的曲线可以看到，当注入角度从0°、45°逐渐增至90°时，采收率亦逐渐增加。其中，0°、90°倾角下的采收率分别为由55.53%、87.53%，45°时的采收率则介于两者之间(68.13%)。这主要是由于缝洞倾角对油水流动影响较大造成的。当缝洞倾角为0°时(即水平驱，图7左侧)，能看到注入水进入溶洞后重力分异作用下会优先向洞底运移［7］，然后缓慢抬升油水界面，呈上油下水的纵向“活塞式”驱动［4］，直至油水界面超过A点所在高度，并克服“贾敏效应”继续向下游运移，而同时溶洞顶部也会残余较多的洞顶剩余油，故采收率相对较低。在整个过程中，流场的流线方向变化明显，先是由最初的水平方向(上游裂缝中)变化为竖直方向(溶洞中)，之后再重新恢复至原先的水平方向(下游裂缝中)。而当缝洞倾角增至90°时(图7右侧)，由于此时注入水的流动类似于由小裂缝进入大裂缝，流线的方向未发生明显变化，油水界面举升方向与油水“活塞式”流动方向一致［5］，因而驱替结束时洞内未见明显剩余油，采收率大幅提高。

溶洞型储集体中的剩余油主要也有5种，包括：阁楼油、洞顶剩余油、封存油、绕流油和油膜。其中阁楼油和洞顶剩余油是溶洞型储集体剩余油的主要的存在形式，其分布特点参考裂缝型储集体以及缝洞型储集体。