中圖分類號：TE122.2 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

Abstract： The pore structure of low-permeability sandstone is complex. The three-dimensional （3D） quantitative characterization of micro-nano scale fluid flow characteristics and the analysis of occurrence mechanisms are of great significance for fine reservoir description and enhanced oil recovery. Two waterwet sandstone samples with similar micro-pore structure characteristics from the upper Es₄ Member in G Oilfield were selected，and X-ray CT coreflooding experiments under relatively low and relatively high flooding rates were performed. The distribution of oil，water and particle phases in 3D pore space at diferent water flooding stages was obtained by image processing technology. The occurrence states and changes of oil phases in 3D pore space and individual pores during the water flooding process were discussed. In addition，combined with the finite volume method，the fluid flow characteristics under the control of multiple factors （e.g. microscopic pore structure heterogeneity，displacement mode and waterflooding rate） were also determined. The results indicate that the large and continuous oil drops were broken up and gradually separated into smal oil droplets during the water flooding process，and the small oil droplets distributed in a discrete state in the 3D pore space.After water flooding，the connectivity of oil droplets becomes poorer and the geometry becomes smoother and more regular. The dominant fluid flow channels are generally well developed in the sandstones with strong microscopic heterogeneity and good pore connectivity，resulting in the development of the flow around and crossflow behaviors. Therefore， the water sweep eficiency in the sandstones with strong microscopic heterogeneity is low. The water flooding rate is also an important factor affecting the oil displacement efficiency and oil/water migration path. Increasing water displacement rate can significantly increase the number of water injection capillaries，thus enhancing oil recovery rate. This study also indicates that the oil displacement efficiency of low-permeability sandstones can be effectively improved by increasing the oil-water viscosity ratio and the injected capillary number under an appropriate interfacial tension. The research results provide an important theoretical basis for enhancing oil recovery （EOR） of lowpermeability and water-wet sandstone reservoirs.

Key words： low-permeability sandstones; pore structure; oil-water two-phase displacement; finite volume method; fluid flow characteristics;recovery rate;oil reservoir

0 引言

低滲透砂巖油藏地下油水賦存規(guī)律復(fù)雜，宏觀剩余油分布高度分散，單從宏觀方面去表征、預(yù)測剩余油分布的工作變得越來越困難[1-2]。前人[3-5]研究表明孔隙尺度滲流行為是決定儲層宏觀剩余油分布的內(nèi)在因素。因此，探究孔隙尺度的滲流特征和滲流機(jī)理對于宏觀剩余油預(yù)測及提高采收率研究意義重大，其研究內(nèi)容主要包括微觀剩余油相在孔隙網(wǎng)絡(luò)中的賦存、分布及動用機(jī)理[6-7] O

低滲透砂巖儲層中發(fā)育多類型、多尺度的孔喉，進(jìn)而控制了儲層不同的巖石物理性質(zhì)[8-12]。此外，低滲透砂巖儲層復(fù)雜的孔隙網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)和孔喉連通性導(dǎo)致流體在儲層中的賦存狀態(tài)和滲流機(jī)理十分復(fù)雜。然而，前人[13-16]研究多聚焦于低滲透砂巖儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)刻畫，導(dǎo)致孔隙尺度滲流機(jī)理及其與微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征之間的聯(lián)系成為低滲透砂巖地質(zhì)研究中最薄弱的環(huán)節(jié)。由于缺乏對低滲透砂巖孔隙尺度下低采收率機(jī)理的清晰認(rèn)識，當(dāng)前已極大程度上限制了提高采收率研究的工業(yè)應(yīng)用。因此，亟需引進(jìn)先進(jìn)的技術(shù)方法來改善開發(fā)現(xiàn)狀。

X射線計算機(jī)斷層（X-rayCT）成像掃描技術(shù)具有直觀、無損、準(zhǔn)確率高的優(yōu)點，能夠在不破壞巖心樣品的前提下，精細(xì)、準(zhǔn)確地刻畫巖心樣品微米尺度的孔隙系統(tǒng)特征，使得微觀孔隙結(jié)構(gòu)的定量化研究成為可能[17-21]。因此，本研究綜合了X－rayCT成像掃描系統(tǒng)和油水兩相流驅(qū)替實驗設(shè)備，通過對不同驅(qū)替階段的巖心樣品進(jìn)行原位的X-rayCT成像掃描，進(jìn)而實現(xiàn)了準(zhǔn)確刻畫巖心樣品在不同驅(qū)替狀態(tài)下的流體賦存狀態(tài)及分布規(guī)律。此外，通過與基于有限體積法的滲流數(shù)值模擬研究成果相結(jié)合，詳細(xì)探討低滲透砂巖油藏孔隙尺度下的水驅(qū)滲流特征及影響滲流的主控因素，以期為油氣產(chǎn)能評價及提高采收率提供借鑒與指導(dǎo)。

1 CT掃描實驗設(shè)計

1.1 實驗材料

實驗中所用的巖心樣品選自G油田沙四上亞段的低滲透砂巖，樣品信息如表1所示。實驗溫度設(shè)定為 25°C ；圍壓為 2.0MPa 。實驗中采用的模擬油是與研究區(qū)砂巖油藏地下條件十分接近的十二烷烴，模擬地層油的密度是 0.75g/cm³ ，模擬地層油的黏度是 ；模擬地層水是 30% 的KI水溶液。通過在地層水中配置KI溶液，可以增強(qiáng)掃描圖像中油相和水相的對比度，以便更好的進(jìn)行灰度圖像的分割。

表1X-rayCT掃描驅(qū)替實驗的巖心樣品信息

Table1 Core information forX-ray CT scan displacement experiment

1.2 實驗步驟

實驗過程共包括五次掃描，每進(jìn)行一次X－rayCT成像掃描均需要關(guān)停泵注人系統(tǒng)，且均采用原位掃描。五次掃描的分辨率均為 1.0μm ，視域范圍為 8mm×8mm×20mm 。微米CT掃描驅(qū)替實驗的具體步驟如下所示： ① 將巖心樣品（C371_2692.0）洗油、烘干后放入巖心夾持器中穩(wěn)定 5h ，并對干巖樣進(jìn)行第一次X-rayCT掃描； ② 用 CO₂ 氣體驅(qū)替巖心樣品 30min 左右以排出巖心中的空氣，并進(jìn)一步抽真空，盡量減少氣體在孔隙空間中的賦存； ③ 以低速率 （0.01mL/min） 將鹽水（配置 30% 的KI溶液）注入巖心樣品中，使樣品完全被鹽水飽和，并進(jìn)行第二次X-rayCT掃描； ④ 靜置 ^12h 后，以低速率 （0.01mL/min） 將模擬油注入巖心樣品，逐次提高驅(qū)替速度至 0.2mL/min ，使樣品飽含油，并對巖心樣品進(jìn)行第三次X-rayCT掃描； ⑤ 以0.01、0.03，0.05mL/min 的恒定速率進(jìn)行水驅(qū)，并在注入50pv（pv為孔隙體積倍數(shù)，即注入量或采出量除以孔隙體積所得的值）鹽水后，對樣品進(jìn)行第四次水驅(qū)油X-rayCT掃描； ⑥ 以 0.05mL/min 的恒定速率注入 500pv 左右的鹽水，并進(jìn)行第五次水驅(qū)油 X一rayCT掃描； ⑦ 在完成巖心樣品（C371_2692.0）的所有實驗流程后，選取一組對照組巖心樣品（C371_2686.9），并單一改變注入速率條件，進(jìn)行恒定低速率 （0.005mL/min） 下的油水驅(qū)替實驗，以探討不同驅(qū)替速率下的油水滲流特征。

1.3 圖像處理

研究采用AVIZO圖像處理軟件對驅(qū)替實驗過程獲取的CT掃描圖像進(jìn)行處理分析。首先，對CT掃描圖像進(jìn)行非局部均值濾波處理，以降低和去除原始CT圖像的噪音和偽影；其次，采用快速分水嶺分割算法對原始孔隙灰度圖像和原始油相灰度圖像進(jìn)行分割，以便快速、準(zhǔn)確地分離出顆粒、孔隙和油相；再次，采用減法運(yùn)算來獲取油、水相流體的分布；最后，基于這些微米CT圖像的二值化分割結(jié)果，可以獲得不同橫截面和特定驅(qū)替階段的顆粒、孔隙、油相及水相分布信息（圖1）。圖像處理完成后，對這些處理好的二維CT圖像進(jìn)行疊置即可構(gòu)建三維數(shù)據(jù)體（圖1）。

圖1X-rayCT掃描驅(qū)替圖像處理流程

Fig.1Processing flow of X - ray CT scan displacement image

2 水驅(qū)過程中的油水兩相賦存狀態(tài)

2.1 微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

通過構(gòu)建數(shù)字巖心和孔隙網(wǎng)絡(luò)模型，提取了包括孔隙-喉道大小分布、配位數(shù)、遷曲度及連通孔隙度等在內(nèi)的孔隙結(jié)構(gòu)幾何學(xué)和拓?fù)鋵W(xué)特征參數(shù)，以探討選取的兩塊砂巖樣品的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征（圖2，表2）。對孔隙-喉道大小分布的統(tǒng)計分析表明，選取的兩塊砂巖樣品普遍發(fā)育較大的孔喉（圖2c、f）。其中：樣品C3712692.0的孔隙和喉道半徑分別分布在 1.12～91.81 和 1.48～64.97μm 的范圍內(nèi)；樣品C371_2686.9的孔隙和喉道半徑分別分布在 4.48～91.34 和 1.52～71.12μm 的范圍內(nèi)（表2）。兩塊砂巖樣品的孔隙和喉道半徑的分布范圍都比較接近，但相較于孔隙半徑，喉道半徑的分布范圍略?。▓D 2a，b，d，e ，表2）。對孔隙網(wǎng)絡(luò)模型的分析可知，砂巖樣品的連通性整體較好，三維孔隙空間內(nèi)的連通通道十分發(fā)育，部分孤立孔隙呈離散狀態(tài)分布在三維孔隙空間（圖2a、d）。此外，對孔隙空間配位數(shù)、遷曲度及連通孔隙度的分析也進(jìn)一步驗證了這一結(jié)論。如表2所示，樣品C371_2692.0的連通孔隙空間配位數(shù)頻率峰值分布在 2～10 的范圍內(nèi)，中值配位數(shù)為7；而C371_2686.9的微觀連通性相對更好，更有利于流體在孔隙網(wǎng)絡(luò)中的滲流，連通孔隙空間配位數(shù)頻率峰值分布在 4～12 的范圍內(nèi)，中值配位數(shù)為9。由于兩塊樣品的儲集物性較好，有效連通的大孔隙占比較高，故連通孔隙度和孔隙連通率均較高。樣品C371_2692.0和C371_2686.9的總孔隙遷曲度分別為1.94和2.06，表明孔喉具有較小的彎曲程度與毛細(xì)管阻力（表2）。此外，連通孔隙的迂曲度顯著低于不連通孔隙的迂曲度，故不連通的孔隙空間的滲流路徑更長，不利于流體在孔隙空間中的滲流行為。

2.2 油相在三維孔隙空間中的賦存特征

基于圖像處理技術(shù)重構(gòu)了砂巖樣品在不同驅(qū)替階段的等效油滴三維數(shù)字巖心模型（圖3），以探討不同驅(qū)替階段等效油滴在三維孔隙空間內(nèi)的幾何形態(tài)和連通性變化特征。圖3直觀地展示了不同驅(qū)替階段兩塊砂巖樣品等效油滴幾何形態(tài)變化情況，圖中不同的顏色代表單個孤立的油滴。如圖3a可知，巖心樣品C371_2692.0在飽含油階段的油滴整體呈現(xiàn)連續(xù)相態(tài)分布，此時對應(yīng)束縛水狀態(tài)，油相的流動

a.樣品C371_2692.0孤立孔隙網(wǎng)絡(luò)模型;b.樣品C371_2692.0連通孔隙網(wǎng)絡(luò)模型;c.樣品C371_2692.0孔隙-喉道大小分布;d.樣品C371.

2686.9孤立孔隙網(wǎng)絡(luò)模型;e.樣品C371_2686.9連通孔隙網(wǎng)絡(luò)模型;f.樣品C371_2686.9孔隙-喉道大小分布。

圖2兩塊砂巖樣品的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

Fig.2Microscopic pore structure characteristics of two sandstone samples

表2兩塊砂巖樣品的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

Table 2 Microscopicpore structure characteristicsoftwo sandstone samples

圖3水驅(qū)油過程中油滴在三維空間中的形態(tài)變化

能力最強(qiáng)，而水相的流動能力最弱。隨著水驅(qū)過程的推進(jìn)，油相逐漸被水相置換，連續(xù)相態(tài)的油滴逐漸被打散，呈離散狀態(tài)分布在三維孔隙空間（圖3b、c）。由于巖心樣品C371_2686.9反映相對低速的油驅(qū)水和水驅(qū)油過程，故飽含油和水驅(qū)油階段的油滴幾何形態(tài)變化較弱，但仍能觀察到油滴在水驅(qū)后變得離散（圖3d、e）。本研究還對比了砂巖樣品在不同驅(qū)替階段內(nèi)油滴體積的變化情況（表3）。在飽含油階段，油滴在三維空間內(nèi)的體積較大，而隨著水驅(qū)過程的推進(jìn)，連續(xù)的大油滴逐漸被打散成小的油滴，而小油滴在水相帶動下逐漸被驅(qū)替排出，油滴在三維空間內(nèi)的體積逐漸減小，采收率逐漸提高。而樣品C371_2686.9由于水驅(qū)速率較低，油滴體積隨著驅(qū)替階段的變化并不顯著（表3）。隨著水驅(qū)過程的推進(jìn)，油滴的遷曲度逐漸增大，反映油滴在三維空間變得更加離散，連通性變差（表3）。此外，水驅(qū)油階段的等效油滴的分形維數(shù)較飽含油階段有所變?。ū?），即油滴的表面變得更加光滑和規(guī)則，這進(jìn)一步驗證了液滴破碎理論[5]

2.3 油相在單個孔隙中的賦存特征

為了闡明油相在單個孔隙中的分布情況，本研究對孔隙結(jié)構(gòu)特征十分相似的兩塊親水型砂巖樣品進(jìn)行了單個孔隙中的油相特征分析，包括單個孔隙中油相的飽和度、油相體積及驅(qū)替效率等。此外，以10和 25μm 作為孔隙半徑的分類界限可將孔隙空間劃分為小孔 （r?10μm ）、中孔 （1025μm） 三類，以探討油相在不同孔徑范圍的孔隙中的賦存情況和分布規(guī)律（圖4、圖5）。

水濕砂巖的飽含油過程中，油相進(jìn)入大孔隙所克服的毛管阻力要小，故大孔的油相充注程度較高（圖4a）；而在水驅(qū)油過程中，毛管力轉(zhuǎn)變?yōu)閯恿Φ男问酱嬖?，故水相會?yōu)先進(jìn)入小孔隙，小孔中的油相會率先被驅(qū)替排出，這就使得中孔和大孔中的剩余油相賦存程度較高（圖4b、c）。而巖心樣品C371_2686.9采用的是較低的驅(qū)替速率，故飽含油和水驅(qū)油的的效果均較差（圖5a、b）。

從不同孔徑范圍內(nèi)油相統(tǒng)計情況來看（圖6），巖心樣品C371_2692.0的飽含油效果較好，小孔、中孔和大孔中單個孔隙的平均含油飽和度分別為 43.95% 、52.44% 和 62.52% （圖6a）。第一次水驅(qū)油結(jié)束后大部分的油相被水相驅(qū)替排出，小孔、中孔和大孔中單個孔隙的平均含油飽和度分別為 4.37%.6.34% 和14.24% （圖6a），對應(yīng)的驅(qū)替效率分別為 87.07% 、83.94% 和 76.90% （圖6c）。第二次水驅(qū)結(jié)束后孔隙空間中的油相基本達(dá)到剩余油狀態(tài)，小孔中的剩余油飽和度多數(shù)在 20% 以下（平均為 0.06% 圖 4c ，6a），對應(yīng)的驅(qū)替效率為 99.63% （圖6c）；而中孔和大孔的剩余油飽和度基本在 60% 以下（平均分別為4.05% 和 12.17% （圖4c，6a），對應(yīng)的驅(qū)替效率分別為 88.66% 和 79.78% （圖6c）。從巖心樣品C371_2692.0對應(yīng)狀態(tài)下單個孔隙的剩余油飽和度的分布情況來看，相對高速水驅(qū)條件下，不管是大孔還是中、小孔的含油飽和度都顯著降低，但小孔隙的驅(qū)替效果明顯好于中、大孔（圖6c）。而巖心樣品C371_2686.9在較低的驅(qū)替速率下，飽含油的效果較差，單個孔隙中的平均含油飽和度僅為 13.39% 。其中，小孔、中孔和大孔中單個孔隙的平均含油飽和度分別為 11.22%.14.43% 和 21.03% （圖6b）。以相對低速的速率水驅(qū)50倍孔隙體積的鹽水后油相動用程度仍較差，小孔、中孔和大孔中單個孔隙的平均含油飽和度分別為 0.98%6.07% 和 14.90% （圖6b）；對應(yīng)的驅(qū)替效率分別為 97.15%.58.13% 和 30.50% （圖6d）。整體上，呈現(xiàn)出較差的驅(qū)替效果，但相對而言小孔的驅(qū)替效果明顯好于中、大孔。

3 水驅(qū)油滲流特征控制因素

微米X-rayCT掃描驅(qū)替實驗具有實驗周期長、成本高的特點，且難以實時地刻畫油水兩相驅(qū)替過程[6]。而孔隙尺度的滲流數(shù)值模擬可以通過在模擬過程中選取多個驅(qū)替時間節(jié)點，并對不同驅(qū)替階段的油水兩相運(yùn)移路徑進(jìn)行對比分析，以達(dá)到精細(xì)刻畫水驅(qū)油的滲流規(guī)律。因此，研究采用數(shù)值模擬方法，并與驅(qū)替實驗過程的微米X-rayCT成像相結(jié)合，重點探討了微觀孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性、注人速率及驅(qū)替模式控制下的水驅(qū)滲流特征。數(shù)值模擬過程選取了兩個親水型砂巖樣品（F119_3292.6、C371_2689.8，圖7），并采用有限體積法和基于尺寸函數(shù)場約束的自適應(yīng)多面體網(wǎng)格剖分方法。相較于傳統(tǒng)的四面體網(wǎng)格，自適應(yīng)多面體網(wǎng)格具有內(nèi)存占用率低、收斂性和可塑性強(qiáng)的優(yōu)勢，更加適用于具有復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)的低滲透砂巖。圖7a展示了基于幾何模型構(gòu)建的自適應(yīng)多面體網(wǎng)格模型（藍(lán)色箭頭為入口；紅色箭頭為出口），并通過與四面體網(wǎng)格模型的對比（圖7b），驗證了新模型的優(yōu)越性。

表3不同驅(qū)替階段的等效油滴屬性特征分析

Table3Characteristics of equivalent oil drops during different displacement stages

圖4水濕型砂巖中單個孔隙中的含油飽和度分布特征（樣品C371_2692.0）

3.1 微觀孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性對水驅(qū)油的影響

通過選取兩個不同孔隙系統(tǒng)主導(dǎo)的砂巖樣品，詳細(xì)探討了微觀孔隙結(jié)構(gòu)及其非均質(zhì)性對水驅(qū)油的影響。滲流數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)，低滲透砂巖儲層孔喉組合的復(fù)雜性和差異性導(dǎo)致儲層內(nèi)部普遍發(fā)育優(yōu)勢水流通道，即水驅(qū)油過程中水相往往優(yōu)先進(jìn)入喉道較大、連通性較好的大孔喉系統(tǒng)，而在喉道細(xì)小的孔喉系統(tǒng)中產(chǎn)生繞流、卡斷行為，導(dǎo)致不同孔喉組合下驅(qū)替效率存在顯著差異性（圖8）。相同驅(qū)替條件下，小孔喉占據(jù)主導(dǎo)地位的親水砂巖的孔隙系統(tǒng)連通性較差、微觀非均質(zhì)性較弱，水驅(qū)過程中水相波及范圍大，水驅(qū)效率較高（圖8a）；而連通性較好的砂巖由于孔徑分布跨度大，儲層微觀非均質(zhì)性強(qiáng)，水驅(qū)開發(fā)過程中普遍發(fā)育優(yōu)勢水流通道，水相的繞流和竄流作用導(dǎo)致其在孔隙空間中的波及效率較低（圖8b）。然而在實際油藏中，由于各種尺度的非均質(zhì)性存在，注水開發(fā)時存在層間干擾，即使同一層內(nèi)的巖石，其孔隙結(jié)構(gòu)和滲透率不同，水驅(qū)速度也存在差異，最終呈現(xiàn)為物性好的砂巖水驅(qū)速度高，水驅(qū)采收率高。

3.2 水驅(qū)速率對水驅(qū)油的影響

水驅(qū)速率在一定程度上控制著油水兩相運(yùn)移路徑和最終的驅(qū)替效率（圖9）。如圖9a所示，水驅(qū)25s后，樣品C371_2689.8在 0.1m/s 的水驅(qū)速率下發(fā)育明顯的優(yōu)勢水流通道，水相沿優(yōu)勢通道快速突進(jìn)，連續(xù)油相在水驅(qū)油初始階段就被水相打散成分散的油滴。而樣品C371_2689.8在 0.01m/s 的水驅(qū)速率下水相在孔隙網(wǎng)絡(luò)中推進(jìn)緩慢（圖9d—f）。水驅(qū)油初期（水驅(qū)25s后），水相只沿著小孔隙和孔隙角隅向前推進(jìn)，水相波及效率較低（圖9d）；水驅(qū)100s后，樣品C371_2689.8在 0.1m/s 的水驅(qū)速率下形成了由大孔喉主導(dǎo)的優(yōu)勢滲流網(wǎng)絡(luò)，遠(yuǎn)離優(yōu)勢滲流網(wǎng)絡(luò)的孔隙空間中的油相波及效率低，油相滯留形成孔喉充填型剩余油（圖9b）。而樣品C3712689.8在 0.01m/s 的水驅(qū)速率下沿著小孔隙和孔隙角隅處穩(wěn)定、均勻地向前推進(jìn)，但整體驅(qū)替效率較低（圖9e）；水驅(qū)150s后，樣品C371_2689.8在0.1m /s的水驅(qū)速率下靠近優(yōu)勢滲流通道的孔隙空間中的油相基本被驅(qū)出，驅(qū)替效率較高（圖9c），而樣品C371_2689.8在 0.01m/s 的水驅(qū)速率下僅小孔隙和孔隙角隅處的油相被驅(qū)出，而在大孔隙中央仍有大量油相滯留，驅(qū)替效率較低（圖9f）。

圖5水濕型砂巖中單個孔隙中的含油飽和度分布特征（樣品C371_2686.9） Fig.5Distribution of oil saturation in a single pore of water-wet sandstone （Sample C371_2686.9）

圖6水驅(qū)油過程中不同孔徑范圍所對應(yīng)的含油飽和度和驅(qū)替效率 Fig.6Oil saturation and displacement efficiency of core samples with different pore sizes

圖7四面體網(wǎng)格與多面體網(wǎng)格對比

圖8親水條件下不同孔隙系統(tǒng)主導(dǎo)的孔隙系統(tǒng)內(nèi)的油相分布特征

圖9強(qiáng)親水巖石在不同注入速率下的油水運(yùn)移路徑對比（樣品C371_2689.8）

Fig. 9 Comparison of oil-water migration pathsin strongly water-wet rocksunder diffrent flooding rates（Sample C371_2689.8）

綜上可知，在親水砂巖中采用較低的水驅(qū)速率（ _?v=0.01m/s） 進(jìn)行水驅(qū)油時，孔隙壁面的黏滯力起主導(dǎo)作用，油水界面沿著小孔隙和孔隙角隅緩慢向前推進(jìn)，而賦存在大、中孔隙中的油相由于受水相繞流作用的影響，動用程度很低。與之相反，當(dāng)采用相對高速水驅(qū)的方式進(jìn)行水驅(qū)油時（ ，注入水沿著優(yōu)勢通道快速推進(jìn)。同時，在高速水驅(qū)條件下，由于驅(qū)替壓差較大，水的波及范圍明顯增加（圖9）。這與物理實驗?zāi)M結(jié)果（圖4、圖5、圖6）以及國內(nèi)外學(xué)者[20]關(guān)于注水毛管數(shù)變化對兩相滲流的影響研究成果完全吻合。當(dāng)其他因素不變時，可以通過提高水驅(qū)速率的方式來增大注水毛管數(shù)，進(jìn)而降低剩余油在孔隙網(wǎng)絡(luò)中的富集，提高采收率。

3.3 驅(qū)替模式對水驅(qū)油的影響

根據(jù)經(jīng)典的Lenormand 相圖[22-23]可知，在非混相驅(qū)替過程中的主導(dǎo)力一般為黏滯力或毛細(xì)管力，不同類型的主導(dǎo)力極大程度地控制著兩相驅(qū)替過程中的驅(qū)替模式和流體分布狀態(tài)。兩相滲流過程中的驅(qū)替模式可由毛管數(shù) （C_a ）和黏度比 （M） 兩個關(guān)鍵參數(shù)來刻畫， C_a 和 M 的計算公式如下所示[22]：

式中： μ₁ 為驅(qū)替液的黏度， mPa?s;μ₂ 為被驅(qū)替相的黏 度， mPa?s;v 為驅(qū)替速度， m/s;σ 為界面張力， mN/m. 0

圖10 為Lenormand 等[22-23]提出的經(jīng)典相圖，基于 C_a 和 M 可將兩相滲流驅(qū)替模式劃分為黏性指進(jìn)、毛細(xì)指進(jìn)和穩(wěn)定驅(qū)替三種類型。較大的黏度比 有利于驅(qū)替過程的推進(jìn)，一般不發(fā)生黏性指進(jìn)現(xiàn)象。當(dāng)黏度比和毛管數(shù)均較大時，可認(rèn)為是穩(wěn)定驅(qū)替；而當(dāng)黏度比較小且毛管數(shù)較大時，黏滯力占主導(dǎo)作用，此時容易產(chǎn)生黏性指進(jìn)；當(dāng)毛管數(shù)較小，而黏度比足夠大時，則滲流類型以毛細(xì)指進(jìn)為主[22-23]。

研究通過改變模型的注入速率、黏度比和界面張力來改變油水兩相的驅(qū)替方式，并模擬了三種不同狀態(tài)下的流體流動，即穩(wěn)定驅(qū)替、黏性指進(jìn)和毛細(xì)管指進(jìn)（圖10、圖11）。結(jié)合Lenormand相圖和不同驅(qū)替模式下的滲流模擬結(jié)果可知，當(dāng)增大界面張力和降低黏度比時會引發(fā)黏性指進(jìn)，而以黏性指進(jìn)主導(dǎo)的驅(qū)替模式進(jìn)行水驅(qū)油時，注入水多沿大孔隙中央流動，波及效率較低（圖11a、d）。當(dāng)驅(qū)替模式為毛細(xì)指進(jìn)主導(dǎo)時注入水多沿孔隙壁面流動，而大孔隙中央的油相多滯留下來，形成孔隙充填型油相（圖11b、e）。當(dāng)減小界面張力和提高黏度比時，驅(qū)替模式可能會轉(zhuǎn)變?yōu)榉€(wěn)定驅(qū)替，此時注入水以近似活塞式的方式穩(wěn)定驅(qū)替油相，驅(qū)油效率達(dá)到最高（圖11c、f。以上分析表明，驅(qū)替模式很大程度上控制了油水兩相滲流的運(yùn)移路徑和驅(qū)油效率。因此，探究滲流機(jī)理有利于規(guī)避不利的驅(qū)替模式，提高油田開發(fā)的效率。

圖10 基于毛管數(shù)和黏度比的驅(qū)替模式分類及實例分析 Fig.10 Classification and case study of displacement patterns based on capillary number and viscosity ratio

圖11強(qiáng)親水巖石在不同驅(qū)替模式下的油水相態(tài)分布

4結(jié)論

1）基于油相在三維孔隙空間及單個孔隙中的賦存狀態(tài)分析可知，隨著水驅(qū)油過程的推進(jìn)，大而連續(xù)的油滴被打散，并呈離散狀態(tài)分布在三維孔隙空間。水驅(qū)過后油滴的連通性變差，幾何形態(tài)變得更加平滑。親水型砂巖水驅(qū)至穩(wěn)定狀態(tài)后，小孔的剩余油飽和度較低，剩余油多滯留在中、大孔隙中。

2）孔隙結(jié)構(gòu)及其非均質(zhì)性極大地控制著油水兩相滲流過程。在親水型儲集巖石中，小孔喉占據(jù)主導(dǎo)地位的孔隙系統(tǒng)的連通性較差，微觀非均質(zhì)性較弱，水驅(qū)過程中不易形成優(yōu)勢水流通道，水相波及范圍大；而微觀非均質(zhì)性強(qiáng)且連通性較好的砂巖，在水驅(qū)開發(fā)過程中受優(yōu)勢水流通道影響而產(chǎn)生的繞流和竄流行為導(dǎo)致孔隙空間內(nèi)存在大量未波及或波及較弱的區(qū)域。

3）水驅(qū)速率也是影響油水運(yùn)移路徑的重要因素。對于親水型砂巖，相對高速水驅(qū)條件優(yōu)勢水流通道普遍發(fā)育，水相沿優(yōu)勢通道快速突進(jìn)，連續(xù)油相被快速打散形成分散的油滴，驅(qū)替效率較高。而相對低速水驅(qū)條件下，僅中、小孔的油相動用明顯，油相多滯留在大孔隙中軸部位，呈孔喉充填型和半充填型。

4）低滲透砂巖水驅(qū)油過程中的油水兩相滲流特征還受控于驅(qū)替模式。當(dāng)采用毛細(xì)指進(jìn)的方式進(jìn)行水驅(qū)油時，注入水多沿孔隙壁面流動，而大孔隙中央的油相多滯留下來，形成孔隙充填型油相。當(dāng)增大界面張力和降低黏度比時會導(dǎo)致黏性指進(jìn)的發(fā)生，此時注入水多沿大孔隙中央流動，波及效率較低。減小界面張力和提高黏度比時，兩相流體很可能過渡為穩(wěn)定驅(qū)替，水驅(qū)采收率最高。因此，在低滲透砂巖油藏合適的界面張力條件下，采用提高油水黏度比和增加注水毛管數(shù)的驅(qū)替模式能夠有效提高驅(qū)油效率。

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