碳酸盐岩缝洞型油藏气驱机制微观可视化模型试验

郭 平，袁恒璐，李新华，马洪涛

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500; 2.中石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830001)

碳酸盐岩缝洞型油藏气驱机制微观可视化模型试验

郭 平1，袁恒璐1，李新华2，马洪涛2

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500; 2.中石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830001)

针对缝洞型碳酸盐岩油藏开发中开口向上和开口向下两种缝洞类型，建立该类油藏气驱机制下的微观可视模型，采用模拟油和液化气，在常温低压下进行水驱、活性水驱、直接注气驱及气－水交替驱4组试验，研究不同注入流体及注入方式对驱替效率和含水率的影响。结果表明:水驱、活性水驱、气驱和气－水交替驱的驱替效率分别为81.12%、68.95%、74.88%和99.84%，缝洞型油藏的最佳注入方式为气－水交替注入;注气只能驱开向下的洞，注水只能驱替开口向上的洞，气－水交替驱可以同时解决这两种洞的驱油问题;活性水由于毛管压力低不利于驱油。

油藏;缝洞型;碳酸盐岩;微观可视模型;驱替效率;气水交替

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏储层以裂缝溶洞为主要储集空间，其储层流体具有特殊的渗流规律［1］，与其他裂缝、溶洞型油藏相比，采收率明显偏低［2-3］，因此需要选择合适的开发方式以提高采收率。作为二次采油方式，水驱在碳酸盐岩油藏中应用最为普遍［4］;注气驱油效率理论上可达100%［5］，但通常认为对缝洞型油藏注气易导致气窜，中国相关研究较少，但其他国家已广泛使用［6-7］;对缝洞型碳酸盐岩油藏，活性水曾被用来降黏，但目前用它来驱替原油的还很少［2］。针对塔河油田油藏的特点，将其缝洞归纳为开口向上和向下两类，进行水驱、活性水驱、直接注气驱及气-水交替4组微观可视试验，采用模拟油建立渗流模型模拟驱替过程，从微观方面研究注驱替剂开发的潜力。

1 试验设备及模型

试验装置示意图如图1所示。其中，微观模型岩心夹持器工作压力为0～3 MPa，微量泵工作压力为0～30 MPa，流速为0.016～16.0 mL/h，活塞式中间容器体积为50 mL，最高压力为30 MPa。

图1 微观驱替试验装置示意图Fig.1 Sketch map of device for microdisplacement experiment

本研究将缝洞简化为开口向上和向下两种类型(模型制作过程没有拍照)，采用有机玻璃板刻蚀的二维微观可视化刻蚀模型［8］，见图2。

图2 裂缝的微观可视化模型Fig.2 Micro visual model of fractures

根据实际油藏中测得的井间溶洞裂缝的大致形态和连通情况，按一定比例缩小制作模型。制作时首先模拟不同形态、不同尺寸的缝洞刻蚀出可视物理模型，其润湿性为水湿，与岩样相同，然后将刻蚀好的两块高强硬质有机玻璃板嵌合黏结并在两端设定注入和采出端口;将嵌合好的模型装入特制的高强度透明耐压橡胶夹持模具中密封，再装入可透视平板岩心夹持器中。通过摄像，动态观察不同注入流体下的驱替过程及油气水运移规律。

试验模型长14.5 cm、宽7.9 cm、厚0.6 cm，有效厚度(即模型中刻蚀出的孔隙空间厚度)为0.25 cm，洞中不填砂。总孔隙体积(Vp)为6.41 mL。所采用的缝洞模型以垂直裂缝为主。

2 试验条件及流体

试验在室温(20℃)下进行。试验用油为TK825的分离器气样与脱气油样，在地层温度130.5℃下按泡点压力20.24 MPa配制的模拟油，黏度为0.815 mPa·s。驱替剂包括地层水、活性水、液化气(其主要成分有甲烷、乙烯、乙烷、丙烯、丙烷和丁烷等，在试验条件下呈气态)。地层水矿化度为2.236243 kg/L。活性剂选择中石化西北局最新研制的多极表活剂，经试验证明可降低此油藏原油黏度和油水界面张力，配好的活性水溶液质量分数0.2%，液化气压力为0.5 MPa。

3 试验方法及试验结果

将微观驱替模型放入岩心夹持器内，100%饱和原油。两个中间容器分别装地层水和活性水。岩心夹持器与中间容器、液化气罐和微量恒压恒速驱替泵相连接，将岩心夹持器置于摄像机下。由微量泵控制水的流速为3.998 mL/h。打开相应的中间容器或液化气罐，分别进行水驱、活性水驱、直接注气驱及气－水交替驱4组试验，驱替方向都是自左向右。置一试管于岩心夹持器出口端，模型进口端出现水时开始用计算机记录驱替液的累积流出量，同时用秒表计时。每组驱替结束后将岩心重新饱和原油至100%，以进行下一组驱替试验。试验过程中摄像记录驱替过程与效果。

3.1 水 驱

计算机显示驱替用水的累积注入量，由零每增加0.1Vp计时一次并读出试管中累积油水产量，驱替结束后，再读数一次。模型出口端见水前，试管中累积产液量即累积产油量;见水后，试管中的水在油中呈不连续泡状分布，无法读出累积产水量;出口端含水率100%时，驱替结束，可读出累积产液量和累积产水量。

水驱油效果如图3所示。图3(a)为初始饱和油状态。模型中间下端孔洞中浅色部分未饱和油是因为岩心夹持器对微观驱替模型施加围压造成的。注入水后，自左向右水先驱替靠近入口的孔洞下端的油，油水主要按重力分异方式分布，即水沉于下部，油浮在上部，见图3(b)～(j)。图3(f)为注入0.5Vp水时的油水分布状态，此时水已驱替到模型右端，但出口端尚未见水。图3(g)～(i)阶段出口端油水同流。图3(j)为采出端含水率100%时的油水赋存状态。可以看出，油水界面与孔洞下端开口形状有很大的相关性。模型中油水界面不平整。

图3 水驱油过程Fig.3 Water displacement oil process

3.2 活性水驱

将岩心夹持器中的微观驱替模型重新饱和油。中间容器内0.2%的活性水。试验方法同水驱。

活性水驱油效果如图4所示。图4(a)～(g)依次为注入(0.1～0.7)Vp的活性水驱替后的效果图。由于围压模型中间未被饱和油，较之水驱，初始未饱和油部分增多，见图4(a)。首先，左上方油很快就被驱出，见图4(b)～(f)。活性水累积注入量为(0.5～0.6)Vp时，模型出口端开始出水;累积注入量为0.7Vp时，驱替结束。图4(h)为采出端含水率100%时的油水赋存状态。模型中的油聚集在中部及中偏上部。油水界面较平，近似一条直线，与孔洞形状无关。

图4 活性水驱油过程Fig.4 Active water displacement oil process

3.3 气 驱

由液化气罐提供气源，将岩心夹持器与其相连接。通过阀门调节气体流速。由于气体流速较快，不易控制，尽量将气体流速调小，虽然模型中能观察出整个驱替过程的明显变化，但由于气体驱替太快，驱替中不能准确读数，故读数时读出不同时间对应的产液量。

图5为每隔2 min左右拍摄的气驱油效果图。图5(a)为刚开始气驱的初始状态。模型中未饱和油部分由围压造成。图5(c)中可以看出，气流速度较快，很短时间内就将模型上面大部分的油驱走。与水驱相反，气驱是从模型上方开始驱替。驱替中可以明显观察到气体的流动。由于气体流动剧烈，图5(d)中气体在继续驱油的同时，又将油排挤到左上方。图5(e)中左上方的油又被气体驱走。图5 (f)为驱替结束后模型中的液体分布状态。模型中油气界面呈一弯曲弧线。

图5 气驱油过程Fig.5 Gas displacement oil process

3.4 气－水交替驱

将岩心夹持器与装地层水的中间容器和液化气罐相连接。设定水的流速为3.998 mL/h，气体流速调小，按气水体积比约1∶1的比例交替驱替，每次使用的段塞体积为0.1Vp。反复交替循环至出口端不再出油为止。由于气体流速难以控制和计量，故目测模型中驱出油的体积，估计进气量。观察并记录数据。

气－水交替驱油效果如图6所示。图6(a)为初始状态。模型中未饱和油部分由围压造成。图6 (b)～(l)为气水轮流交替共驱11次后的模型图。从驱替过程可以看出:气－水交替驱速度很快，注入驱替液为(0.6～0.7)Vp时，出口端见水;第7次驱替后(图6(g))，大部分的油已被驱出;第9次驱替后(图6(i))，基本将可驱替的油完全驱出，模型中剩余油面积变化不大。受重力分异作用影响，模型中气体驱上部为主，水主要驱下部分的油。气体流速快，气驱时间较水驱短，且注入驱替段塞总体积为1.1Vp，大于模型原始孔隙体积，证明部分气体通过出口逸散到空气中，未完全发挥驱替作用。

驱替结束后，由于存在围压，模型中初始未饱和油部分周围附着油。

图6 气水交替驱油过程Fig.6 Gas alternating water displacement oil process

4 试验结果分析

4.1 驱替效率对比

驱替效率EV为最终累积产油量与孔隙体积之比，即

式中，Vo为累积产油量;Vl为累积产液量;Vw为累积产水量。

对比驱替效率计算结果，水驱为81.12%、活性水驱为68.95%、气驱为74.88%、气－水交替驱为99.84%，最高的是气－水交替驱，水驱效果仅次于气－水交替驱，活性水驱效果最差。

气－水交替方式最佳是因为驱替过程中气水分布主要受重力分异作用影响，故总体上气体以驱替上部分油为主，水以驱替下方油为主。气－水交替驱充分利用了重力分异作用，水驱下部，气驱上部。

4.2 含水率

驱替过程中，在采出端试管里，驱出的水在油中呈不连续泡状分散，驱替结束后才能准确读出油水含量，因此无法定量计算含水率。

水驱时，注入水达到0.5Vp后，出口端开始见水，注水0.8Vp以后，出水率100%。活性水驱时，0.6Vp以后开始出水，注入0.7Vp之前，出水端含水率就已达100%。气－水交替驱时，注入0.7Vp后开始出水，0.9Vp后只出水。

由此可见:①注入相同量的气或水，注入水总量占注入流体总体积的比例越大，见水越快;②活性水驱含水率上升最快，水驱含水率上升最慢。

在符合油藏条件(如矿化度、黏土含量等)的情况下，活性水本应具有较好的驱替效果，但4组试验中，活性水驱替效率最低，含水率上升最快。从试验结果可以看出，水驱和气驱中两相界面弯曲程度最大，活性水驱界面较平。水驱时，由于界面张力的存在，油水两相间产生的附加毛管压力［9-10］使得油水界面不平整，由于模型亲水，水更易进入洞中，因此驱油效率较高。在实际运用中也证明，多裂缝油层内，如果驱油剂的波及范围很小，增产油量将不会很高［11］。

5 结论

(1)4组试验驱替效率从高到低依次为气－水交替驱、水驱、气驱、活性水驱，且活性水驱含水率上升最快，说明从微观驱油角度看，针对开口向上与向下的洞为主的缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率最佳方式是气－水交替驱。

(2)不同驱替剂在模型中的驱替过程主要受重力分异作用影响，气体主要驱替孔洞上部(及上部小的分支溶洞内)的油，而水能将下部的油驱出，气－水交替注入可同时驱两种开口洞中的油。活性剂降低了界面张力，使得油水两相间产生的附加毛管力降低(试验模型亲水，毛管力有利于驱油)，不利于驱油。

(3)实际储层中孔洞模型复杂，孔洞和裂缝大小、走向、分布都对驱替效率有影响，还需要根据储层与流体的实际情况选择论证提高采收率方法，以确保提高采收率的效果。

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Experiments on gas injection mechanisms in carbonate fracture-cavity reservoir using microvisual model

GUO Ping1，YUANHeng-lu1，LI Xin-hua2，MA Hong-tao2

(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu610500，China; 2.Northwest Petroleum Branch，SINOPEC，Urumqi830001，China)

In fracture-cavity carbonate reservoirs，there are generally two kinds of fracture-cavities whose fracture opening are upward and downward respectively.A microvisual model was established to investigate the displacement mechanisms of gas and liquid flooding.Under normal temperature and low pressure，simulated oil and liquid gas were used to do four groups of experiments including water displacement，active water displacement，direct gas displacement and gas-alternating-water displacement.And the effects of different injected fluids and injected methods on displacement efficiency and water cut were researched.The results show that the displacement efficiencies of water displacement，active water displacement，gas displacement and gas-alternating-water displacement are 81.12%，68.95%，74.88%and 99.84%，respectively.The best injection method is gas-alternating-water in fracture-cavity reservoir.Gas injection can only displace the oil in cavities whose fracture openings are downward，and water injection can only displace those whose fracture openings are upward，but gas-alternatingwater method can settle down both.Due to the low capillary pressure，active water is no good for oil displacement.

reservoirs;fracture-cavity type;carbonate;microvisual model;displacement efficiency;gas alternating water

TE 344

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.01.015

1673-5005(2012)01-0089-05

2011－04－27

国家科技重大专项课题(2008ZX05D13－002)

郭平(1965－)，男(汉族)，四川射洪人，教授，博士，主要从事油气相态、气田开发、油气藏工程、注气提高采收率、储气库等方面的研究工作。

(编辑 李志芬)