縫洞型碳酸鹽巖油藏出水規(guī)律可視化物模實(shí)驗(yàn)

徐傳奇 付美龍 秦天寶 李雪嬌 張泉 李亮

1. 長江大學(xué)石油工程學(xué)院；2. 中海石油(中國)有限公司蓬勃作業(yè)公司；

3. 中國石化西北油田分公司

縫洞型碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)集體空間分布的不連續(xù)性與強(qiáng)非均質(zhì)性，導(dǎo)致該類油藏開發(fā)無法借鑒砂巖油藏成熟的開發(fā)理論和技術(shù)［1-3］。縫洞型油藏微觀滲流機(jī)理和大縫洞尺寸下的油井出水規(guī)律已經(jīng)取得重大進(jìn)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(jī)理的研究，建立了針對(duì)縫洞型油藏特殊流動(dòng)規(guī)律的“管流-竄流耦合”數(shù)學(xué)模型；王雷［7］、王敬［8］等開展了縫洞型油藏水驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)研究，考察了注水速度、填充程度和注入壓力等因素對(duì)原油采收率的影響。但以上研究均只針對(duì)縫洞型油藏油水流動(dòng)規(guī)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(chǔ)集體實(shí)際情況，對(duì)不同類型儲(chǔ)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(shè)計(jì)并開展了微觀可視化物理模擬驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，研究了典型影響因素對(duì)不同儲(chǔ)集體可視化物理模型出水規(guī)律的影響，包括裂縫極差對(duì)裂縫模型、注水速度和含油飽和度對(duì)多向連通型縫洞模型、注入角度對(duì)致密充填溶洞模型出水規(guī)律的影響，以及水驅(qū)后剩余油的類型和分布規(guī)律［9-11］，對(duì)縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油的挖潛和的油藏開發(fā)具有指導(dǎo)意義。

1 可視化物理模型及實(shí)驗(yàn)條件

1.1 典型儲(chǔ)集體可視化物理模型

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)根據(jù)塔河油田縫洞型油藏實(shí)際地質(zhì)情況設(shè)計(jì)并制作了3種典型儲(chǔ)集體可視化物理模型，包括裂縫型儲(chǔ)集體模型，縫洞型儲(chǔ)集體模型和溶洞型儲(chǔ)集體模型，如圖1所示。各模型均由有機(jī)玻璃與防腐金屬板2部分膠粘而成，與油田儲(chǔ)層具有較好的相似性的，裂縫縫寬、極差等與油藏實(shí)際相似，以便研究裂縫極差對(duì)油水流動(dòng)的影響；裂縫與溶洞的組合關(guān)系與油藏實(shí)際較為相似，用于復(fù)雜縫洞儲(chǔ)集體中的油水微觀流動(dòng)情況研究；溶洞尺寸與油藏實(shí)際相似，可用以研究具體溶洞中的油水流動(dòng)。

其中，裂縫型物理模型有3種，如圖1(a)～1(c)所示，(a)為均質(zhì)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(shù)據(jù)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(diǎn)Table 1 Characteristics of fracture models

1.2 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要是縫洞油藏模擬裝置，由注入系統(tǒng)(微量平流泵：型號(hào)2PB-0240，精度0.001 mL/min)、可視化模型夾持系統(tǒng)、攝像系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)組成。實(shí)驗(yàn)條件為130 ℃、常壓；實(shí)驗(yàn)用水為礦化度20×104mg/L的模擬地層水，實(shí)驗(yàn)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(qū)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(lán)墨水(水相示蹤劑)將地層水染為藍(lán)色，以實(shí)現(xiàn)更好的可視化效果。可視化物理模型垂直于水平面放置，產(chǎn)出流體采用量程為1 mL的微量程量筒(分度值0.01 mL)進(jìn)行計(jì)量。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 裂縫模型油水博弈規(guī)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(shí)驗(yàn)將均質(zhì)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(qū)入并飽和模擬油，以0.01 mL/min的注水速度恒速水驅(qū)。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(dòng)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(chǔ)集體中注入水會(huì)優(yōu)先進(jìn)入流動(dòng)阻力較小的寬縫，并形成水流優(yōu)勢(shì)通道(均質(zhì)裂縫儲(chǔ)集體中，短縫為水流優(yōu)勢(shì)通道)［7］。其次，裂縫中的水驅(qū)油方式主要為“活塞式”驅(qū)替。特別是在高極差裂縫儲(chǔ)集體中，優(yōu)勢(shì)通道內(nèi)的水驅(qū)前緣較為穩(wěn)定，“活塞式”水驅(qū)油現(xiàn)象最為明顯，如圖2c中黑色橢圓標(biāo)記所示。此外，裂縫型儲(chǔ)集體內(nèi)還存在“非活塞式”驅(qū)替，如注入水微觀指進(jìn)，見圖中紅色橢圓實(shí)線標(biāo)注處。

隨著裂縫極差增加，注入水的轉(zhuǎn)向能力逐漸變差，即對(duì)窄縫的波及能力下降，具體表現(xiàn)在：均質(zhì)裂縫儲(chǔ)集體中各裂縫均可受水相較深的波及；而在低極差裂縫儲(chǔ)集體內(nèi)，最窄縫同樣可受波及，但程度明顯減小，如圖2b中的藍(lán)色橢圓虛線標(biāo)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(dòng)并形成優(yōu)勢(shì)通道，以至于最窄縫成為非波及區(qū)，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(biāo)記所示。

裂縫型儲(chǔ)集體中寬縫對(duì)窄縫具有一定“屏蔽效應(yīng)”。這是因?yàn)閮?yōu)勢(shì)通道形成后寬縫內(nèi)的流體流動(dòng)不再是兩相流動(dòng)，由于流動(dòng)阻力的減小進(jìn)一步加劇了水體沿優(yōu)勢(shì)通道流動(dòng)，從而顯著降低了注入水對(duì)其他窄裂縫的轉(zhuǎn)向能力。一般裂縫極差越大，“屏蔽效應(yīng)”越嚴(yán)重，注入水越容易沿寬縫單向驅(qū)進(jìn)，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(shù)關(guān)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(chǔ)集體水驅(qū)后剩余油類型及分布

水驅(qū)結(jié)束，裂縫型儲(chǔ)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(jù)的波及區(qū)域，其含量與巖石潤濕性以及水對(duì)油的驅(qū)替方式有關(guān)；Ⅱ型是由于“屏蔽作用”而產(chǎn)生的剩余油［9-10］，既包括波及區(qū)內(nèi)被啟動(dòng)但未能被及時(shí)驅(qū)出的Ⅱ1型剩余油，同時(shí)也包括非波及區(qū)內(nèi)未被啟動(dòng)的Ⅱ2型剩余油。2種剩余油中，Ⅱ型剩余油是裂縫型儲(chǔ)集體水驅(qū)結(jié)束后剩余油的主要存在形式。

2.2 縫洞油水流動(dòng)屏蔽規(guī)律

2.2.1 不同注水速度下縫洞油水流動(dòng)屏蔽規(guī)律

為研究縫洞模型油水屏蔽規(guī)律，實(shí)驗(yàn)將多向連通型縫洞可視化模型裂縫中驅(qū)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(jìn)行恒速水驅(qū)，直至采出端含水率達(dá)到98%。

在多向連通縫洞中，發(fā)現(xiàn)不同注水速度下受重力作用注入水均會(huì)沿儲(chǔ)集體下部寬裂縫運(yùn)移，且均不波及儲(chǔ)集體上部縫洞；不同點(diǎn)在于注水速度較小時(shí)(0.01 mL/min、0.1 mL/min)，部分注入水會(huì)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(xù)態(tài)。而當(dāng)注水速度較大時(shí)(1 mL/min)，注入水與原油幾乎完全呈連續(xù)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(shù)關(guān)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(shù)關(guān)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(xiàn)出先增加后減小的變化趨勢(shì)。注入速度為0.1 mL/min時(shí)的采收率最高，達(dá)到72.02%。分析認(rèn)為，這種變化主要是由于不同注水速度下的賈敏效應(yīng)強(qiáng)弱程度不同引起的［7-8］。由于縫洞型儲(chǔ)集體內(nèi)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(chǎn)生賈敏效應(yīng)，且低注速下油水兩相很容易呈非連續(xù)相流動(dòng)，這也導(dǎo)致流動(dòng)過程的毛細(xì)管阻力更加嚴(yán)重，更容易迫使原優(yōu)勢(shì)通道的后續(xù)注入水轉(zhuǎn)向進(jìn)入其它通道，擴(kuò)大注入水縱向波及體積。但由于重力作用對(duì)注入水向高處通道流動(dòng)具有抑制作用，故當(dāng)注水速度較低時(shí)注入水的轉(zhuǎn)向能力仍舊相對(duì)較弱，故而采收率較低。同樣，當(dāng)注水速度過大時(shí)，由于慣性作用下注入水主要沿滲流阻力較小的通道流動(dòng)，有助于水驅(qū)前緣快速克服賈敏效應(yīng)，因此這種情況下注入水轉(zhuǎn)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(dòng)屏蔽規(guī)律

為研究原始含油飽和度對(duì)多向連通型縫洞模型的油水流動(dòng)屏蔽規(guī)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(dá)到30%、50%和70%，然后以0.1 mL/min的恒定速度進(jìn)行水驅(qū)。采收率與注水時(shí)間關(guān)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(shí)間關(guān)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(shí)最高(70.18%)。這是因?yàn)樵趯?shí)驗(yàn)中飽和的原油主要位于波及區(qū)，即模型下部?jī)?chǔ)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(huì)相應(yīng)越高。相反，若飽和的原油主要位于上部?jī)?chǔ)層，由于位置較高、注入水較難波及，這種情況下非波及區(qū)內(nèi)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(dǎo)致最終采收率逐漸降低。由此可見，初始狀態(tài)的油水分布對(duì)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(chǔ)集體水驅(qū)后剩余油類型及分布

縫洞型儲(chǔ)集體水驅(qū)結(jié)束后剩余油類型及分布如圖6所示，縫洞型儲(chǔ)集體驅(qū)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(chǔ)層上部縫洞無法被波及而形成的剩余油體，是縫洞型儲(chǔ)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(qū)替結(jié)束滯留于溶洞頂部而無法被驅(qū)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(yīng)”嚴(yán)重程度有關(guān)。一般“賈敏效應(yīng)”越嚴(yán)重這類剩余油越少。(3)封存油。由于水相在進(jìn)入溶洞的過程中發(fā)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(guān)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(dòng)而形成的剩余油體，主要位于溶洞出口和裂縫入口附近區(qū)域。(5)油膜。油膜與裂縫型儲(chǔ)集體中的油膜成因與分布類似。

圖6 縫洞型儲(chǔ)集體水驅(qū)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(chǎng)變化規(guī)律

為了研究不同縫洞傾角下的溶洞流場(chǎng)變化規(guī)律，實(shí)驗(yàn)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(qū)(0°為水平驅(qū)，90°為豎直向上驅(qū))，直至采出端含水率達(dá)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(qū)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(shù)關(guān)系曲線如圖8所示。

圖7 注入角度為0°和90°時(shí)溶洞儲(chǔ)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(shù)關(guān)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(dāng)注入角度從0°、45°逐漸增至90°時(shí)，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(shí)的采收率則介于兩者之間(68.13%)。這主要是由于縫洞傾角對(duì)油水流動(dòng)影響較大造成的。當(dāng)縫洞傾角為0°時(shí)(即水平驅(qū)，圖7左側(cè))，能看到注入水進(jìn)入溶洞后重力分異作用下會(huì)優(yōu)先向洞底運(yùn)移［7］，然后緩慢抬升油水界面，呈上油下水的縱向“活塞式”驅(qū)動(dòng)［4］，直至油水界面超過A點(diǎn)所在高度，并克服“賈敏效應(yīng)”繼續(xù)向下游運(yùn)移，而同時(shí)溶洞頂部也會(huì)殘余較多的洞頂剩余油，故采收率相對(duì)較低。在整個(gè)過程中，流場(chǎng)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(fù)至原先的水平方向(下游裂縫中)。而當(dāng)縫洞傾角增至90°時(shí)(圖7右側(cè))，由于此時(shí)注入水的流動(dòng)類似于由小裂縫進(jìn)入大裂縫，流線的方向未發(fā)生明顯變化，油水界面舉升方向與油水“活塞式”流動(dòng)方向一致［5］，因而驅(qū)替結(jié)束時(shí)洞內(nèi)未見明顯剩余油，采收率大幅提高。

溶洞型儲(chǔ)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(chǔ)集體剩余油的主要的存在形式，其分布特點(diǎn)參考裂縫型儲(chǔ)集體以及縫洞型儲(chǔ)集體。

3 結(jié)論

(1)在地層中，水流優(yōu)勢(shì)通道一旦形成，將嚴(yán)重影響注入水轉(zhuǎn)向并將對(duì)其余通道中的油水流動(dòng)形成屏蔽，進(jìn)而導(dǎo)致含水率的迅速升高，形成暴性水淹。所以人為使注入水轉(zhuǎn)向、提高可波及區(qū)域體積對(duì)預(yù)防過早見水和提高原油采收率至關(guān)重要。

(2)裂縫儲(chǔ)集體中，裂縫極差對(duì)油水博弈影響較為嚴(yán)重，裂縫極差越大，儲(chǔ)集體中注入水越容易進(jìn)入流動(dòng)阻力小的寬縫；而在縫洞和溶洞儲(chǔ)集體中，影響流場(chǎng)分布與油水流動(dòng)的主要因素則是重力分異作用與“賈敏效應(yīng)”，重力分異作用可使注入水在溶洞內(nèi)縱向“活塞式”驅(qū)油，“賈敏效應(yīng)”則使注入水轉(zhuǎn)向，一定程度上提高波及系數(shù)。

(3)驅(qū)替結(jié)束，“閣樓油”和“洞頂剩余油”是儲(chǔ)集體中的主要剩余油形式，應(yīng)作為剩余油挖潛、提高采收率的重點(diǎn)與主要目標(biāo)。