孫雷，陳敏，桑頔，馮洋

（西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500）

不同孔隙類型礁灰?guī)r模型微觀水驅滲流實驗

孫雷，陳敏，桑頔，馮洋

（西南石油大學油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500）

為了更好地了解礁灰?guī)r儲層中的流體在微觀滲流過程中的滲流規(guī)律和分布特征，文中以流花油田D5P1井為例，利用礁灰?guī)r巖心制作了巖心薄片模型，采用可視化技術微觀模擬水驅油過程，并選取具有代表性的4種孔隙類型進行對比分析研究。實驗觀察發(fā)現，裂縫方向與微觀流體滲流和剩余油的分布密切相關，孔洞的存在有利于提高巖心采收率，在驅替結束時基質中普遍存在大量的剩余油。這些發(fā)現為該油田下一步進行注水開發(fā)提供了參考依據。

礁灰?guī)r巖心；微觀水驅油；驅油效率；滲流規(guī)律；剩余油分布

目前，關于微觀滲流驅替模擬實驗研究的內容很豐富，但主要集中在玻璃刻蝕仿真模型和真實的砂巖模型研究方面［1］。這2類研究很少關注巖石基質的影響，而且對礁灰?guī)r的微觀水驅滲流實驗研究也較少。本文針對流花油田D5P1井礁灰?guī)r儲層組成復雜的特點，利用微觀滲流可視化技術［2-3］，篩選了由該油田巖心制成的4種典型孔隙結構的微觀滲流驅替模型，并對流體在4種模型中的滲流規(guī)律以及剩余油的分布狀況進行了分析。

1 微觀驅替實驗

1.1 巖心薄片數據和流體選擇

礁灰?guī)r巖心微觀薄片的尺寸為10 mm×10 mm×3 mm，根據鑄體薄片分析結果［4］，并針對礁灰?guī)r的孔隙結構特征［5］，將孔隙類型劃分為致密型、裂縫-基質型、孔隙-孔洞型、孔洞-裂縫型。巖心薄片取心數據如表1所示。為便于觀察，巖心初始飽和的是未染色的地層水，飽和油使用油溶紅染色的模擬油，黏度為63.8 mPa·s（20℃），代表真實地表原油黏度，水驅過程采用甲基藍染色的地層水。

表1 巖心數據

1.2 實驗流程

連接管線，調整光源，選取拍攝位置，抽真空，施加圍壓（7 MPa）；飽和透明地層水，模擬原始含水狀態(tài)；紅色模擬油驅替地層水；用甲基藍染色的地層水驅替紅色模擬油；對實時觀測的微觀驅油圖像進行處理和分析［6-7］，進行水驅油微觀剩余油分布計算。

上述計算公式中：A為孔隙面積，Aw為水驅后含水面積，Aor為殘余油面積，Aoi為原始含油面積，Soi為原始含油面積百分數，Sor為殘余油面積百分數，E為驅替效率。

2 實驗過程圖像分析

2.1 致密型

針對實驗過程中的圖像變化，選取了圖1所示具有代表性的4張圖片。

圖1 致密型礁灰?guī)r模型微觀驅替實驗過程

由圖1可以觀察到：1）水驅效率偏低，但整體水驅推進較為均勻，說明該類儲層的均質性雖相對較好（紅色方框所示），但其中的油卻較難被采出，由此可知該類儲層對產油的貢獻不大。2）圖片中很多被模擬油染紅的區(qū)塊變白（綠圈所示），表示染色的地層水在驅替模擬油的過程中存在原始地層水驅替模擬油的現象，而該區(qū)塊卻很難被染色地層水所驅替。該現象說明，在水驅過程中，即便某些孔隙驅替液很難進入，但也可能通過波及作用來驅替這些位置的油。3）觀察到被染紅和染藍位置的顏色有深有淺，這是圖片表面下孔隙相互交錯重疊導致的。這說明在礁灰?guī)r儲層中，孔隙的三維分布現象十分明顯，暗示其小孔隙的發(fā)育較多。4）剩余油主要以侵染狀大量存在于未被水驅波及到的基質中，其次以油水相互侵染狀存在于某些相對較易流動的基質中（綠圈所示）。

2.2 裂縫-基質型

實驗過程圖像變化如圖2所示。

由圖2可以觀察到：1）對于存在裂縫的礁灰?guī)r巖心薄片，水驅現象不明顯，同時水驅效率也低。這是因為流體在滲流過程中，若遇見裂縫則會優(yōu)先沿裂縫流動，導致裂縫周圍基質中的模擬油很難被波及，以致難以被采出。2）水驅過程中，模擬油面積存在擴大或顏色加深的現象（藍圈所示）。這說明在水驅過程中，模擬油被驅趕到了平時難以被油飽和到的位置，而該位置的油很難被采出。3）對于與驅替方向垂直的裂縫（紅色方框所示），其背后的紅色明顯變淺（紅圈所示）。這說明當裂縫與驅替方向垂直時，有助于提高水驅波及面積，增大采出程度。4）剩余油主要分布于未被水驅波及到的基質中（綠框所示），其次以油膜狀分布于裂縫壁面（黃圈所示），以及以油水相互侵染狀分布于基質中（紫圈所示）。

2.3 孔隙-孔洞型

實驗過程圖像變化如圖3所示。

由圖3可以觀察到：1）水驅過程變化明顯，水驅效率也高。這說明當存在孔洞時，流體雖然會優(yōu)先驅替孔洞中的模擬油，但是因為孔洞的不連續(xù)性，地層水通過基質向下一孔洞流動，所以流體對孔洞周圍基質中模擬油的驅替程度也較高（紅圈部分）。2）紅色和藍色部分在孔洞位置顏色較深，在基質位置顏色較淺，且深淺程度各不相同。說明相對于孔洞來說，同等面積下，基質中含油量和含水量較低。3）剩余油主要以油膜狀分布于孔洞壁面（黃圈所示），以侵染狀分布于未被水驅波及的基質中（綠圈所示），以油水相互侵染狀分布于基質中（紫圈所示）、死孔洞中（藍圈所示）。

2.4 孔洞-裂縫型

實驗過程圖像變化如圖4所示。

圖2 裂縫-基質型礁灰?guī)r模型微觀驅替實驗過程

圖3 孔隙-孔洞型礁灰?guī)r模型微觀驅替實驗過程

圖4 孔洞-裂縫型礁灰?guī)r模型微觀驅替實驗過程

由圖4可以觀察到：1）圖中紅框部分的采出程度較高，這是因為紅框部分含有一些小孔洞，而孔洞中的油較易被采出。2）裂縫兩邊附近的模擬油飽和量較少，且采出程度較低。說明裂縫雖然會增加巖心薄片的導流能力，但同時也會降低裂縫附近基質中模擬油的采出量。3）剩余油主要以侵染狀分布在裂縫兩邊的基質中（紅圈部分），以油水相互侵染狀分布于孔洞周圍的基質中（紫圈部分），以油膜狀分布于裂縫和孔洞的壁面上（綠圈部分）。

3 實驗結果及分析

運用圖像處理軟件計算染色面積的大小，結合計算公式可得表2數據，以及4組礁灰?guī)r模型中含油和含水面積隨驅替時間的變化情況（見圖5）。

表2 微觀驅替實驗數據

圖5 4種模型中含油、含水面積的變化情況

由表2結合圖5可知：1）對于礁灰?guī)r巖心，水驅前期驅油速度較快，而后期較慢。這是因為前期主要是驅替孔隙、裂縫以及溶洞中的模擬油，該部分的滲透性較好，而后期主要驅替基質、縫洞壁面的模擬油，所以需要時間較長。2）致密型礁灰?guī)r模型水驅所用時間較長，而對于裂縫基質模型，在后期即便是長時間水驅，其采出程度的提高也不明顯，可見裂縫對水驅開發(fā)的影響十分顯著。3）含有孔洞的礁灰?guī)r模型，其采出程度都偏高，水驅用時也短，可見孔洞的存在非常有助于在很短的時間內提高模擬油的采出量。

4 結論

1）總體上來說，微觀模擬注水前期主要采出的是孔、洞、裂縫中的模擬油，而注水后期主要是采出基質中的模擬油，因此不建議在油田開發(fā)后期采用注水的開發(fā)方式。

2）基質對流體滲流和剩余油分布影響很大，故微觀滲流驅替模擬實驗中不能忽略其存在。

3）裂縫對模擬油的采出量影響很大，這與裂縫的方向有關，孔洞有助于提高模擬油的采出量，而基質中存在的大量剩余油可作為下一步開發(fā)的側重點。

［1］ 閆偉超，孫建孟.微觀剩余油研究現狀分析［J］.地球物理學進展，2016，31（5）：2198-2211.

［2］ SUN W，QU Z H.Characterization of water injection in low permeable rock using sandstone micro-model［J］.SPE 86964，2004.

［3］ 賈忠偉，楊清彥，蘭玉波，等.水驅油微觀物理模擬實驗研究［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2002，21（1）：46-49.

［4］ 張雁.大慶杏南油田砂巖儲層微觀孔隙結構特征研究［D］.大慶：東北石油大學，2011.

［5］ 周海彬，戴勝群.南翼山新近系上統(tǒng)湖相碳酸鹽巖儲層微觀孔隙結構及滲流特征［J］.石油天然氣學報，2009，31（3）：42-45.

［6］ 郭平，苑志旺，易敏，等.低滲低壓油藏真實巖心薄片微觀水驅試驗研究［J］.石油天然氣學報，2009，31（4）：100-105.

［7］ 杜建芬，陳靜，李秋，等.CO2微觀驅油實驗研究［J］.西南石油大學學報（自然科學版），2012，34（6）：131-135.

（編輯 孫薇）

Experimental study on micro water flooding seepage of real reef limestone with different pore types

SUN Lei,CHEN Min,SANG Di,FENG Yang
(State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China)

In order to understand the micro-seepage regularity and remaining oil distribution characteristics of the fluid in the reef limestone reservoir,the real core of the D5P1 Well in the Liuhua Oilfield is used to make the core model.The experimental process of microscopic water flooding was observed by visualization technique,and four representative types of porosity were selected for comparative analysis.The experimental observation shows that the direction of the fracture is closely related to the micro fluid seepage and the distribution of remaining oil;the pores are beneficial to improve the recovery of crude oil,and large amounts of residual oil are present in the matrix at the end of displacement.These findings provide a reference for the further development of water injection in this oilfield.

reef limestone core;micro water flooding;oil displacement efficiency;seepage regularity;remaining oil distribution

TE311

A

國家自然科學基金項目“南海北部洋陸過渡帶深水盆地結構和演化及其對南海擴張的啟示”（41272121）

10.6056/dkyqt201704024

2016-12-23；改回日期：2017-05-20。

孫雷，男，1954年生，教授，長期從事油氣藏流體相態(tài)、油氣田開發(fā)工程、注氣提高采收率技術及碳酸鹽巖油藏開發(fā)機理物理模擬技術等研究工作。E-mail：sunleiswpi@163.com。

陳敏，男，1990年生，在讀碩士研究生，研究方向為提高采收率。 E-mail：z394642048@163.com。

孫雷，陳敏，桑頔，等.不同孔隙類型礁灰?guī)r模型微觀水驅滲流實驗［J］.斷塊油氣田，2017，24（4）：546-549.

SUN Lei，CHEN Min，SANG Di，et al.Experimental study on micro water flooding seepage of real reef limestone with different pore types［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：546-549.