孫 雷，陳 敏，桑 頔，馮 洋

(西南石油大學(xué)國家重點實驗室，四川 成都 610500)

基于礁灰?guī)r真實巖心薄片模型的微觀水驅(qū)滲流實驗研究

孫 雷，陳 敏，桑 頔，馮 洋

(西南石油大學(xué)國家重點實驗室，四川 成都 610500)

為了更好地了解真實巖心微觀滲流過程中的滲流規(guī)律和流體分布特征，研制了一套新的微觀可視化驅(qū)替觀測裝置。利用真實礁灰?guī)r巖心制作巖心薄片模型，采用可視化巖心夾持器模擬水驅(qū)油過程，選取具有代表性的三組模型實驗。實驗觀察發(fā)現(xiàn)，基質(zhì)對巖心水驅(qū)的影響很大，不能忽略，同時觀察到流體在巖心呈現(xiàn)明顯的三維流動狀態(tài)，這將導(dǎo)致通過面積計算得到的孔隙度、飽和度、采收率等數(shù)據(jù)存在誤差,誤差大小與孔隙組成和分布有關(guān)。

礁灰?guī)r巖心 微觀水驅(qū)油 驅(qū)油效率 剩余油分布

真實巖心微觀驅(qū)替滲流模擬實驗研究大多采用的是砂巖模型，而很少采用礁灰?guī)r模型。砂巖主要由長石和石英組成，硬度較大，砂巖模型主要選取顆粒較大、基質(zhì)較少的砂巖巖心制成，基本不考慮基質(zhì)對流體滲流的影響，具有易于觀察流體在顆粒表面及孔道中滲流規(guī)律的特點。而目前世界上已探明的石油儲量中大約有一半都儲存在礁灰?guī)r及其相關(guān)的碳酸鹽巖儲層中[1]，全球的50個大型和特大型油氣田中有10多個與生物礁有關(guān)[2]。

礁灰?guī)r主要由造礁生物及膠結(jié)物構(gòu)成，硬度較小，顆粒普遍較小，儲層受成巖作用和沉積作用的影響，地質(zhì)特征十分復(fù)雜，孔、縫、洞組成了復(fù)雜的儲集和滲流空間，導(dǎo)致水驅(qū)油滲流特征和剩余油微觀分布狀態(tài)也變得十分復(fù)雜。

本文利用微觀滲流水驅(qū)可視化技術(shù)[3-4]，選取礁灰?guī)r儲層真實柱塞巖樣，制成礁灰?guī)r模型，同時自行研制了一套具有較高清晰度的微觀可視化驅(qū)替實驗裝置，通過微觀水驅(qū)實驗，可直觀觀察到流體在礁灰?guī)r中的滲流規(guī)律，并分析了三種典型礁灰?guī)r孔隙結(jié)構(gòu)模型的剩余油分布特征，這對于注水開發(fā)礁灰?guī)r儲層的研究具有重要的借鑒意義。

1 微觀驅(qū)替實驗原理及流程

1.1實驗裝置

自行研制了一套具有較高清晰度的微觀可視化驅(qū)替實驗裝置，其組成部分有Phenix的XTL-165-VT體視顯微鏡，型號為MC-D500U(E)顯微電子目鏡用于動態(tài)記錄驅(qū)替過程的圖像；美國Adobe Systems Incorporated公司的Photoshop CS6軟件，用于圖像數(shù)據(jù)處理；DGJLB-Ⅱ型單缸計量泵和特制的帶可視窗的巖心夾持器等裝置，其中DGJLB-Ⅱ型單缸計量泵具有自動記錄壓力、流量和時間的功能。實驗測試流程如圖1所示。

圖1 實驗測試流程

1.2巖心薄片數(shù)據(jù)和流體選擇

選取了具有代表性的三組巖心薄片進(jìn)行敘述，巖心薄片的取心數(shù)據(jù)見表1。巖心初始飽和的是沒染色的地層水，飽和油過程使用的是油溶紅染色透明油制成的模擬油，粘度為63.8 mPa·s(20 ℃)，代表真實的原油粘度；水驅(qū)過程采用的是甲基藍(lán)染色的地層水。微觀巖心薄片孔隙類型主要通過鑄體薄片[5]，針對礁灰?guī)r的孔隙結(jié)構(gòu)特征[6]，基于實驗分析可劃分為孔隙基質(zhì)型、裂縫基質(zhì)型和溶洞(大孔隙)基質(zhì)型三類。

表1 巖心數(shù)據(jù)

1.3巖心制備

微觀實驗薄片是從天然礁灰?guī)r小巖心上取得并制成的。長寬厚分別為10 mm×10 mm×3 mm。先將載體凹槽內(nèi)側(cè)涂上膠水，然后將小巖心制成長條狀夾在不銹鋼薄片載體上，待膠水凝固后用機(jī)器將多余部分磨去制成如圖2上所示薄片，接著放進(jìn)透明膠套里，兩邊圓柱里有滲流通道，如圖2下所示，最后把膠套里的巖心放進(jìn)巖心夾持器中。

圖2 制好的薄片

1.4實驗流程

(1)根據(jù)儲層巖心鑄體薄片實驗圖象，選擇代表性的儲層巖心截取靶點巖心制作巖心薄片模型，將制備好的巖心薄片模型鑲嵌在巖心模具中粘接牢固后放入夾持器中，連接管線。

(2)抽真空，施加圍壓，初始飽和透明地層水，直至圖像長時間不再變化，建立原始含水飽和度。

(3)模擬油驅(qū)替地層水，直至圖像長時間不再變化，建立束縛水飽和度，測定原始含油面積。

(4)用甲基藍(lán)染色的地層水去驅(qū)替染紅模擬油，直至圖像不再變化，確定殘余油面積以及水驅(qū)后含水面積。

(5)對實時觀測的微觀驅(qū)油圖像進(jìn)行處理和分析[5-6]，篩選原始巖心圖像，建立束縛水后原始含油巖心圖像和水驅(qū)油過程或結(jié)束時有明顯變化的圖像，進(jìn)行水驅(qū)油微觀剩余油分布分析。

孔隙面積=水驅(qū)后含水面積+殘余油面積

原始含油面積百分?jǐn)?shù)=原始含油面積/孔隙面積×100%

殘余油面積百分?jǐn)?shù)=殘余油面積/孔隙面積×100%

驅(qū)替效率=

其中，孔隙面積表征巖心薄片的孔隙體積，原始含油面積百分?jǐn)?shù)表征連通孔隙中的原始含油飽和度，殘余油面積百分?jǐn)?shù)表征連通孔隙中的殘余油飽和度。

2 實驗結(jié)果圖象分析

2.1第一組實驗(孔隙基質(zhì)型巖心模型)

采用計算機(jī)圖像采集系統(tǒng)實時采集實驗過程圖像，可全程動態(tài)顯示水驅(qū)油滲流特征，也可截取關(guān)鍵時間點的圖象進(jìn)行水驅(qū)油特征分析，如圖3所示。

水驅(qū)模擬油過程可以觀察到：

(a)模擬油飽和完成后的圖象(b)水驅(qū)油過程中某一時刻圖象 (c)水驅(qū)油結(jié)束后的圖象

圖4 巖心三維模型

(2)觀察還發(fā)現(xiàn)地層水在圖片局部位置出現(xiàn)后向其周圍擴(kuò)散的現(xiàn)象，說明流體在優(yōu)先沿連通性較好的孔道流動后，會逐步向其周圍基質(zhì)擴(kuò)散驅(qū)替，而且被驅(qū)替基質(zhì)部分所占面積還較大，可見在微觀滲流模擬實驗中，基質(zhì)對采收率的影響非常大，不能忽略。

(3)對于流體在真實礁灰?guī)r巖心中的微觀滲流，很難觀測到明顯的油水分界面，這是因為流體在真實礁灰?guī)r巖心中不只是沿著孔隙流動，還沿著孔隙周圍的基質(zhì)流動，而沿著大孔道流動的流體會通過基質(zhì)進(jìn)入小孔道中，同時該大孔道隱藏在圖片平面以下，而通過圖片觀察到的大多是小孔隙(如圖5所示)。

圖5 流體在礁灰?guī)r中滲流

(4)觀察到在巖石表面上模擬油飽和完成時紅色的深淺不一和水驅(qū)結(jié)束后存在的藍(lán)色深淺不同，可推斷為孔隙在巖石內(nèi)部交錯覆蓋導(dǎo)致的結(jié)果。

(5)水驅(qū)完成后，明顯可觀察到存在大量的剩余油，其存在形式包括未被水驅(qū)波及部分的剩余油，以油水相互侵染狀存在的剩余油，以及賦存于孔隙壁面上的剩余油。

2.2第二組實驗(裂縫基質(zhì)型巖心模型)

對于裂縫基質(zhì)型巖心模型，其水驅(qū)實驗過程中圖像變化如圖6所示。

水驅(qū)模擬油過程可以觀察到：

(1)對于存在裂縫的礁灰?guī)r巖心，水驅(qū)現(xiàn)象不太明顯，這是因為流體在遇見裂縫時會優(yōu)先沿裂縫流動，且向裂縫周圍基質(zhì)擴(kuò)散的現(xiàn)象不明顯，導(dǎo)致裂縫周圍基質(zhì)中的模擬油很難采出。

圖6 裂縫基質(zhì)型巖心模型水驅(qū)實驗過程

(2)圖片黃線左邊的染色面積較大且較均勻，這是因為該裂縫與水驅(qū)方向幾近垂直，流體在遇見該裂縫前會沿著基質(zhì)均勻驅(qū)替染色，而在遇見該裂縫后，就會通過水平與水驅(qū)方向的微裂縫流動，故右邊染色部分很少，可見裂縫的方向與水驅(qū)采收率密切相關(guān)。

式中τ為初始步長因子。若操作后矢量仍不合格，則用對原步長開方的方法進(jìn)行收縮再計算，通過控制步長合理度保障算法效率和修復(fù)結(jié)果。該方法采用多參數(shù)重組編碼理順變量邏輯關(guān)系，再設(shè)置染色體修正算子，引入迭代修正公式，可有效保障基因質(zhì)量，降低非法染色體產(chǎn)生機(jī)率，提升種群生成效率；且通過為模型中所有潛在解與染色體位串創(chuàng)建相互映射關(guān)系，保證了編碼的完備性和健全性。

(3)剩余油主要存在于未被水驅(qū)波及的區(qū)域，以及以油膜狀賦存裂縫壁面，以油水相互侵染狀賦存于基質(zhì)中。

(4)觀察到在巖石表面上模擬油飽和完成時紅色的深淺不一和水驅(qū)結(jié)束后存在的藍(lán)色深淺不同，可推斷為孔隙在巖石內(nèi)部交錯覆蓋導(dǎo)致流體呈現(xiàn)三維流動的結(jié)果。

2.3第三組實驗(溶洞基質(zhì)型巖心模型)

對于溶洞基質(zhì)型巖心模型，其實驗過程中圖像變化如圖7所示。

圖7 裂縫基質(zhì)型巖心模型實驗過程

水驅(qū)模擬油過程可以觀察到：

(1)對于存在溶洞的巖心，流體會優(yōu)先沿著溶洞里流動，并且驅(qū)油相率較高，同時也很難觀測到明顯的油水分界面。

(2)剩余油主要以油膜狀存在于溶洞壁面，以油水相互侵染狀賦存于基質(zhì)中，以及未被水驅(qū)波及到的剩余油。

(3)在巖石表面上模擬油飽和完成時紅色的深淺不一和水驅(qū)結(jié)束后存在的藍(lán)色深淺不同，可推斷為孔隙在巖石內(nèi)部交錯覆蓋導(dǎo)致流體呈現(xiàn)三維流動的結(jié)果。

表2 實驗數(shù)據(jù)

3 實驗結(jié)果及分析

利用Photoshop CS6圖像處理軟件中的色彩范圍功能，計算實驗過程中圖片某一顏色的像素點數(shù)量變化情況，可以得到巖心薄片的相關(guān)數(shù)據(jù)，如表2、圖8，9，10所示。

圖8 第一組水驅(qū)油過程中含水面積和含油面積隨時間的變化

圖9 第二組水驅(qū)油過程中含水面積和含油面積隨時間的變化

圖10 第三組水驅(qū)油過程中含水面積和含油面積隨時間的變化

由表2結(jié)合圖8，9，10可知：

(1)對于礁灰?guī)r巖心，整體驅(qū)油效率偏低，而水驅(qū)前期驅(qū)油速度較快，后期較慢，主要是因為前期主要驅(qū)替孔隙、裂縫以及溶洞中的模擬油，該部分滲透性較好，而后期主要驅(qū)替基質(zhì)、縫洞壁面的模擬油，需要時間較長。

(2)相對于孔隙基質(zhì)模型，裂縫基質(zhì)模型和溶洞模型水驅(qū)結(jié)束所用時間更長，說明對于存在裂縫和溶洞的儲層，開發(fā)后期的水驅(qū)效率偏低。

(3)通過圖像處理技術(shù)發(fā)現(xiàn)，采用面積法計算得到的采收率誤差大小與礁灰?guī)r模型本身的孔隙組成和分布有關(guān)，孔隙基質(zhì)型為6.2%，裂縫基質(zhì)型為4.8%，溶洞基質(zhì)型為2.3%。

4 結(jié)論

(1)對于礁灰?guī)r儲層，孔隙在巖心表面以下的內(nèi)部普遍存在相互交錯重疊的現(xiàn)象，導(dǎo)致流體在孔隙中的流動很容易表現(xiàn)出三維流動的特征，建議進(jìn)行礁灰?guī)r微觀滲流模擬實驗時盡量采用真實的巖心模型。

(2)流體在礁灰?guī)r模型中的三維滲流特征將會導(dǎo)致通過面積來計算孔隙度、采收率等數(shù)據(jù)存在誤差，其誤差大小與孔隙的組成和分布有關(guān)，一般為孔隙基質(zhì)型>裂縫基質(zhì)型>溶洞基質(zhì)型。

(3)礁灰?guī)r模型中剩余油的分布形式多樣，但主要分布在基質(zhì)中，可見在微觀滲流模擬實驗中不能忽略基質(zhì)的存在。

(4)礁灰?guī)r模型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(zhì)中的模擬油，需要相當(dāng)長的時間，因此不建議在礁灰?guī)r儲層開發(fā)后期采用注水的開發(fā)方式。

[1] 古莉，胡光義，羅文生,等.珠江口盆地流花油田新近系生物礁灰?guī)r儲層特征及成因分析[J].地學(xué)前緣(中國地質(zhì)大學(xué)(北京)，北京大學(xué))，2012,19(2):49-58.

[2] 李劍,武兆俊,張訓(xùn)華,等.慕迪礁灰?guī)r油田儲層特征研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2006,25(6):37-38,61.

[3] Sun Wei,Qu Zhihao.Characterization of water injection in low permeable rock using sandstone micro-model[J].SPE 86964,2004.

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

[5] 張雁.大慶杏南油田砂巖儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征研究[D].大慶：東北石油大學(xué)，2011.

[6] 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(jié)構(gòu)及滲流特征[J].石油天然氣學(xué)報,2009,31(3):42-45.

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

[8] 杜建芬，陳靜，李秋,等.CO2微觀驅(qū)油實驗研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2012，34(6)：131-135.

(編輯 謝 葵)

Study on microscopic water flooding experiments basedon real cores of reef limestone

Sun Lei,Chen Min,Sang Di,Feng Yang

(TheStateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitationEngineering,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu610500,China)

In order to better understand the seepage law and fluid distribution in the process of microscopic seepage,a set of new visualization observation instrument for micro displacement was developed.The core slice models were made by using the real reef limestone cores.And then the water-flooding process was simulated in three groups of representative models selected through adopting the visual core gripper.Experimental observation revealed that the matrix has great influence on core water-flooding.Meanwhile obvious three-dimensional flow was observed in the cores.The phenomenon can result in data error of porosity,saturation and recovery rate,etc.obtained by area calculation.The error magnitude is related to the composition and distribution of pores.

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

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.02.012

2016-12-14；改回日期：2017-02-14。

孫雷(1954—)，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(shù)及碳酸鹽巖油藏開發(fā)機(jī)理物理模擬技術(shù)等研究。E-mail：sunleiswpi@163.com。

TE311

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