徐 軒 ，楊正明，劉學(xué)偉，張亞蒲，田姍姍，徐 婷

（1. 中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所，河北 廊坊 065007；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3. 中國石油天然氣管道工程有限公司，河北 廊坊 065007；4. 中國石油長慶油田分公司第四采油廠，陜西 靖邊 715800）

1 引 言

隨著特低滲透油藏大規(guī)模的開發(fā)，試驗研究成果和礦場實踐表明：開發(fā)過程中，由于非線性滲流的存在，井網(wǎng)單元內(nèi)并不是所有流體都參與流動。根據(jù)不同區(qū)域流體滲流特征可將滲流區(qū)域劃分為不流動區(qū)、非線性滲流區(qū)和擬線性滲流區(qū)[1－5]。目前特低滲透油藏滲流規(guī)律的分析和理論研究都是基于一維巖芯物理模擬試驗[6－7]，大型露頭模型的試驗研究主要以提高采收率為主，所用模型也基本上為填砂模型[8－10]。本文應(yīng)用電阻率測井的電極系測量原理，建立了一套測量大型露頭模型平面流場的方法，并首次利用特低滲透天然砂巖露頭制作大型模型進行滲流試驗。以此試驗系統(tǒng)測量了不同條件下模型平面流場分布，并以此為基礎(chǔ)對特低滲透儲層單相流體滲流規(guī)律展開了相關(guān)研究。

2 試驗方法研究

大型露頭模型主要研究單相流體在平面上的滲流狀況，分析其流場分布規(guī)律。目前測量平面流場的方法有：電阻率、聲波、CT圖像法和核磁成像法等。相對而言，CT圖像法和核磁成像法可以獲得直觀的流場分布狀況。但由于露頭滲透率較低，在孔隙中的流體難以獲得比較清晰的成像，且對試驗?zāi)Ｐ统叽缂敖涌诘扔袊栏竦南拗?，因此，本文采用電阻率方法測量流場分布。

電阻率方法是指采用不同離子濃度的礦化水作為飽和流體和注入流體，利用電阻率測井的電極系測量原理，得到電阻率與礦化水離子濃度間的關(guān)系，從而計算注入過程中模型平面各測點流體的置換程度。

電阻率測井研究顯示，巖芯電阻率和地層水離子濃度值呈函數(shù)關(guān)系：

式中：R為電阻率；f(a)為與巖性有關(guān)的函數(shù)；f(b)為與濃度有關(guān)的函數(shù)。

實際中，f(a)無法獲得。為了解決這一問題，采用了以下方法：獲取試驗中一系列不同離子濃度下的巖芯電阻率數(shù)據(jù)，用同一固定濃度下的電阻率進行比值計算，對于同一位置，可以得到以下公式：

式中：I為電阻率比值；R0為同一固定濃度下的電阻率。

通過式（2）消除了巖性對電阻率測試結(jié)果的影響，使得電阻率成為離子濃度的單一函數(shù)。對于相對均質(zhì)的巖性該方法完全適用。但對于非均質(zhì)性特別強的巖芯，如孔洞，裂縫特別發(fā)育且分布不均勻的巖芯，則應(yīng)通過平行巖樣分析非均質(zhì)的影響程度，確定誤差范圍和校正方法。

具體標定方法為：在砂巖露頭上鉆取 2.5 cm×5 cm的標準小巖芯平行樣，烘干抽真空后分別飽和不同礦化度地層水，測定小巖芯電阻率比值和礦化水離子濃度間的關(guān)系，如圖1所示。擬合關(guān)系式為

式中：C為礦化水離子濃度（103mg/L）；A、B為系數(shù)。

圖1 離子濃度和電阻率比值關(guān)系曲線Fig.1 Relation of ion concentration and resistivity ratio

假設(shè)試驗從入口注入礦化度為C1的流體驅(qū)替礦化度為C2的流體，不考慮分子運動的影響，可得

式中：C為實測某一位置礦化水離子濃度；S1為注入流體C1的體積分數(shù)；S2為被驅(qū)替流體C2的體積分數(shù)。

只存在兩種流體相互驅(qū)替，因此，

礦化度C1和C2已知，因此，通過測得某一位置電阻率比值I，即可通過式（3）～（5）計算出，注入流體體積分數(shù)S1。

采用上述方法，只要測量大型露頭模型某一點的電阻率就可以方便地計算注入過程中流體的置換程度，從而獲得大型露頭模型單相滲流的流場分布特征。

3 試驗條件

3.1 物理模型可行性論證

大型露頭模型采自露天采石場，因此，用來模擬各油田平面滲流特征的大型露頭模型的代表性就顯得非常重要。

選取一塊砂巖露頭，從4個角點分別沿水平方向和垂直方向各取一塊小巖芯測量孔隙度和滲透率。采用洛倫茲曲線法計算儲層的非均質(zhì)性，結(jié)果顯示，模型孔隙度變異系數(shù)為0.013，滲透率變異系數(shù)為0.018?？紫抖群蜐B透率的變異系數(shù)越小，表明儲層越均質(zhì)，因此，所選的特低滲透砂巖露頭均質(zhì)性良好，可以忽略非均質(zhì)性的影響。

從砂巖露頭取一塊平行巖樣進行基礎(chǔ)物性測試，該巖樣孔隙度為 16.0%，水測滲透率為 0.41×10-3μm2。用恒速壓汞儀測定這塊巖樣的孔隙半徑和喉道半徑的分布曲線，并與長慶油田孔滲相似巖樣（長慶巖樣的孔隙度為16.3%，水測滲透率為0.39×10-3μm2）進行對比試驗，測試結(jié)果見圖2。通過對比可以發(fā)現(xiàn)，天然露頭砂和長慶儲層砂巖孔隙度和喉道半徑分布特征非常接近，表明利用天然砂巖露頭可以代表真實油藏儲層。

圖2 露頭平行巖樣孔喉半徑分布特征曲線Fig.2 Pore throat radius distribution curves of outcrop core

3.2 物理模型的制作

試驗采用天然砂巖露頭制作平板模型，模擬五點法井網(wǎng)的1/4單元。模型幾何尺寸（長×寬×高）為400 mm×400 mm×30 mm和300 mm×300 mm×30 mm。

將砂巖露頭切割成符合尺寸要求的平板，沿對角線在模型兩角鉆深孔模擬注入井和采出井，在模型表層鉆淺孔（降低鉆孔對平板模型流場的影響）用來布置測壓探頭及電阻率探頭。模型上共布置了25個高精度電阻率探頭，探頭布設(shè)位置見圖3。探頭布設(shè)好以后，采用特殊材料固定密封在平板上,最后進行模型的整體澆鑄密封。澆鑄采用耐壓、耐高溫的特殊材料，保證平板模型能夠在0～1.0 MPa注采壓差和0～100 ℃溫度下進行試驗，圖3為模型實物圖。

圖3 砂巖大型露頭模型實物圖Fig.3 Photo of large-scale outcrop model

3.3 試驗儀器及設(shè)備

試驗裝置由砂巖露頭模型、注入系統(tǒng)、流速測量系統(tǒng)、流場測量系統(tǒng)4部分組成。

砂巖露頭模型：采用本文所敘述方法封裝的特低滲透平板模型；注入系統(tǒng)：由氮氣瓶（提供氣源）、中間容器、低壓定壓裝置組成；流速測量系統(tǒng)：采出液測量儀器為中國科學(xué)院力學(xué)研究所非線性實驗室自行研制的高精度微流量計（內(nèi)徑為 1 mm，長度為100 mm，液面流動位移精度達1 μm），避免了天平稱重存在的受環(huán)境影響大、計量不連續(xù)的缺點；流場測量系統(tǒng)：由電阻率探頭、多路數(shù)據(jù)采集器、電阻測量儀和計算機組成，電阻率測量儀采用上海儀器儀表研究所研制的ZL5型智能LCR測量儀，電阻測量范圍為0.000 1 Ω～999 9 kΩ。

4 試驗方案及步驟

按以下方法進行滲流試驗。

①物理模型抽真空，飽和：制作了4塊露頭平板模型，具體參數(shù)見表1（其中模型M1-1及M1-2采用同一塊砂巖露頭切割制成，M1-2尺寸略?。?。對平板模型抽真空，飽和一定濃度的礦化水，得到模型平均孔隙體積和孔隙度，測量模型平面各測點原始電阻值。②平行巖樣單相滲流曲線測量試驗：從3塊露頭上分別取平行巖樣，用定壓法測量平行巖樣單相滲流曲線。③流場測量試驗：采用恒定壓差下注入礦化水，實時測量注入過程中模型平面各測點電阻值，同時測量流量。④數(shù)據(jù)處理：通過電阻率比值計算流體置換程度，繪制大模型平面流場圖。

5 試驗結(jié)果與分析

5.1 平行巖樣單相滲流曲線

用平行巖樣進行滲流試驗，根據(jù)流量與壓力梯度的關(guān)系，按照達西滲流公式計算視滲透率，得到圖4所示的驅(qū)替壓力梯度與視滲透率/最大水測滲透率之間的關(guān)系。由圖4可以看出，模型M1、M2具有明顯的非線性滲流特征：視滲透率隨著驅(qū)替壓力梯度的減小而降低，并且在低壓力梯度段急劇下降，滲透率越低，二者比值越小，非線性段越長，非線性滲流段越顯著。試驗測定模型M1啟動壓力梯度為0.022 MPa/m，模型M2啟動壓力梯度為0.010 MPa/m，模型M3視滲透率幾乎不變，為線性滲流。

表1 三維露頭模型平面流場參數(shù)統(tǒng)計Table 1 Statistics about flow field parameters of 3D outcrop model

圖4 平行巖樣滲流特征曲線Fig.4 Seepage characteristic curves of outcrop cores

5.2 平面流場分布

針對4塊模型，進行了6組長期注水試驗。模型參數(shù)如表1所示。根據(jù)前文所述方法繪制置換程度等值線圖，研究井網(wǎng)單元中流場分布規(guī)律。

5.2.1 模型M1-1流場變化規(guī)律

模型 M1-1平行巖樣滲流試驗表明，其滲透率最低，流動偏離達西定律，非線性滲流特征最為明顯，啟動壓力梯度為0.022 MPa/m。

圖5直觀顯示模型M1-1在注采壓差為0.1 MPa時注入流體的置換程度及波及范圍，反映了流體在模型中實際流動狀況。觀察整個流場變化過程發(fā)現(xiàn)，注入流體沿主流線方向突進明顯，模型整體波及效果較差，置換程度不均勻。注入初期，注入流體沿主流線方向迅速突進，流體波及范圍在0.5 PV（PV為孔隙體積）以后已基本穩(wěn)定，在注入1 PV后波及范圍幾乎不再變化。在遠離主流線兩側(cè)角點區(qū)域，存在一個流體沒有發(fā)生流動的不流動區(qū)，該區(qū)域直至最終注入1.5 PV流體后也沒有被波及到。整個不流動區(qū)約占模型平面面積的 13.5%，在實際油藏開采中該區(qū)域相當(dāng)于死油區(qū)。

圖5 模型M1-1注采壓差0.1 MPa時流場變化情況Fig.5 Flow field development of model M1-1 at 0.1 MPa drawdown pressure

定義生產(chǎn)井處示蹤劑濃度發(fā)生變化，即生產(chǎn)井被注入的礦化水波及到時累計采出的流體體積占模型孔隙體積的百分數(shù)為無水采出率。無水采出率在一定程度上可以反映模型的流場特征和波及情況。模型M1-1在注入水0.51 PV后見水，無水采出率為51%，表明模型 M1-1注水初期注入流體沿主流線方向突進明顯，很快到達采出井，模型整體波及效果較差。

5.2.2 模型M2流場變化規(guī)律

模型M2平行巖樣滲流試驗表明，M2滲透率比M1高，非線性滲流特征明顯，但較M1弱，啟動壓力梯度為0.010 MPa/m。測量其在不同注采壓差下流場的變化過程，發(fā)現(xiàn)不同壓差下波及過程和流動區(qū)域存在明顯差異。

圖6顯示在注采壓差為0.05 MPa時，模型整體驅(qū)替效果較差。隨著注入流體增加，發(fā)生流動的范圍逐漸擴大，在注入1 PV以后波及范圍基本不再變化。遠離主流線兩側(cè)角點同樣存在不流動區(qū)。整個不流動區(qū)約占模型平面面積的8.2%，無水采出率為60%，表明模型 M2注水初期注入流體沿主流線方向突進，但較模型M1-1整體波及效果略好。

注采壓差提高到0.1 MPa時，波及效果顯著改善，流體置換程度提高，無水采出率提高到67%。在遠離主流線的兩側(cè)角點，波及速度較慢，滯后于其他區(qū)域，但隨著注入流體的增加，該區(qū)域逐漸被波及到。在最終注入1.5 PV流體后該區(qū)域的置換程度達到30%～40%，明顯區(qū)別于注采壓差0.05 MPa時的不流動區(qū)，表明提高注采壓差后不流動區(qū)消失，波及范圍和驅(qū)替效果得到明顯改善。

圖6 模型M2不同注采壓差時流場變化情況Fig.6 Flow field development of model M2 at different drawdown pressures

5.2.3 模型M3流場變化規(guī)律

模型M3為對比試驗，與模型M1-1和M2相比，模型M3滲透率最高，流體流動符合達西定律。

整個注入過程如圖7所示，模型M3在較低的注采壓差下波及效果依然明顯好于模型 M1-1和M2，相同注入體積下流體驅(qū)替效果最好，無水采出率為68%。注入初期流體波及均勻，主流線方向突進并不明顯，隨著注入流體的增加，整個井網(wǎng)單元迅速被波及到，遠離主流線的兩側(cè)角點區(qū)域最終置換程度達到了70%，比具有非線性滲流特征的模型M1-1和M2差異顯著。

5.3 綜合分析

統(tǒng)計4塊模型，6組長期的注水試驗流場變化過程及最終的分布規(guī)律，如表1所示。根據(jù)對比試驗分析不同因素對特低滲透油藏建立有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)的影響。

由表1可知：

（1）滲流能力的影響：對比模型 M1-2、M2、M3在注采壓差均為0.05 MPa時的流場可以發(fā)現(xiàn)，在相同的注采壓差和注水體積下，滲透率高，且不存在非線性滲流的模型M3不存在不流動區(qū)，無水采出率更高，波及和驅(qū)替效果明顯好于模型 M1-2和 M2。模型 M1-2和 M2均存在非線性滲流，但M1-2滲透率更低，非線性特征更加明顯，因此，雖然模型 M1-2注采井距較小，但驅(qū)替效果仍然較模型M2差，無水采出率更低，不流動區(qū)域更大，更難建立有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)。

圖7 模型M3注采壓差0.05 MPa時流場變化情況Fig.7 Flow field development of model M3 at 0.05 MPa drawdown pressure

（2）注采壓差的影響：模型M1-2和M2分別在不同注采壓差下進行了對比試驗，通過試驗可以發(fā)現(xiàn)，提高注采壓差可以有效提高波及效率，改善驅(qū)替效果。模型M1-2在注采為0.05 MPa時，其無水采出率為52%；不流動區(qū)為17.7%；提高注入壓力以后，流體沿主流線突進現(xiàn)象減弱，流體推進變得相對均勻，無水采出率提高到61%，不流動區(qū)減小到9%。模型M2在注采壓差為0.05 MPa時無水采出率為60%；不流動區(qū)為8.2%，提高注入壓力以后，無水采出率提高到67%，不流動區(qū)消失。

（3）注采井距的影響：特低滲透油藏開發(fā)后期，通常會采用加密井網(wǎng)，縮小井排距的方法提高油藏有效動用程度。M1-1和M1-2模擬油藏在不同井距下的開采狀況，在注采壓差為0.1 MPa時，井距較大的模型 M1-1，無水采出率僅為 51%，不流動區(qū)達到了 13.5%。縮小井距后，驅(qū)替情況得到了明顯改善，雖然 M1-2注入流體仍沿主流線方向突進，但突進程度較M1-1弱；無水采出率提高到61%；不流動區(qū)減小到整個模型的 9%?？梢?，縮小井距可以有效提高波及和驅(qū)替效率，建立更有效的驅(qū)動壓力系統(tǒng)。

6 結(jié) 論

（1）首次建立了大型露頭模型流場測試及制作方法，形成了大型露頭模型的物理模擬試驗技術(shù)，為研究特低滲透油藏流場分布規(guī)律及建立有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)評價方法奠定了基礎(chǔ)。

（2）利用特低滲透天然砂巖露頭制作大型露頭模型進行流場分布規(guī)律研究。研究結(jié)果表明，對于平行巖樣具有非線性滲流特征的大型露頭模型，其井網(wǎng)單元內(nèi)平面流場特征為注入流體沿主流線方向快速突進，波及范圍較小，存在不流動區(qū)，最終驅(qū)替效果較差。對比分析了儲層滲流能力，注采壓差以及注采井距對特低滲透油藏建立有效驅(qū)動壓力系統(tǒng)的影響。

（3）相對于一維小巖芯滲流試驗只能獲得簡單的滲流曲線，大型露頭模型能直觀反映流場動態(tài)的變化過程和整體驅(qū)替效果，能夠更好地模擬實際油藏滲流規(guī)律。

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