基于礁灰岩真实岩心薄片模型的微观水驱渗流实验研究

孙 雷，陈 敏，桑 頔，冯 洋

(西南石油大学国家重点实验室，四川 成都 610500)

基于礁灰岩真实岩心薄片模型的微观水驱渗流实验研究

孙 雷，陈 敏，桑 頔，冯 洋

(西南石油大学国家重点实验室，四川 成都 610500)

为了更好地了解真实岩心微观渗流过程中的渗流规律和流体分布特征，研制了一套新的微观可视化驱替观测装置。利用真实礁灰岩岩心制作岩心薄片模型，采用可视化岩心夹持器模拟水驱油过程，选取具有代表性的三组模型实验。实验观察发现，基质对岩心水驱的影响很大，不能忽略，同时观察到流体在岩心呈现明显的三维流动状态，这将导致通过面积计算得到的孔隙度、饱和度、采收率等数据存在误差,误差大小与孔隙组成和分布有关。

礁灰岩岩心 微观水驱油 驱油效率 剩余油分布

真实岩心微观驱替渗流模拟实验研究大多采用的是砂岩模型，而很少采用礁灰岩模型。砂岩主要由长石和石英组成，硬度较大，砂岩模型主要选取颗粒较大、基质较少的砂岩岩心制成，基本不考虑基质对流体渗流的影响，具有易于观察流体在颗粒表面及孔道中渗流规律的特点。而目前世界上已探明的石油储量中大约有一半都储存在礁灰岩及其相关的碳酸盐岩储层中[1]，全球的50个大型和特大型油气田中有10多个与生物礁有关[2]。

礁灰岩主要由造礁生物及胶结物构成，硬度较小，颗粒普遍较小，储层受成岩作用和沉积作用的影响，地质特征十分复杂，孔、缝、洞组成了复杂的储集和渗流空间，导致水驱油渗流特征和剩余油微观分布状态也变得十分复杂。

本文利用微观渗流水驱可视化技术[3-4]，选取礁灰岩储层真实柱塞岩样，制成礁灰岩模型，同时自行研制了一套具有较高清晰度的微观可视化驱替实验装置，通过微观水驱实验，可直观观察到流体在礁灰岩中的渗流规律，并分析了三种典型礁灰岩孔隙结构模型的剩余油分布特征，这对于注水开发礁灰岩储层的研究具有重要的借鉴意义。

1 微观驱替实验原理及流程

1.1实验装置

自行研制了一套具有较高清晰度的微观可视化驱替实验装置，其组成部分有Phenix的XTL-165-VT体视显微镜，型号为MC-D500U(E)显微电子目镜用于动态记录驱替过程的图像；美国Adobe Systems Incorporated公司的Photoshop CS6软件，用于图像数据处理；DGJLB-Ⅱ型单缸计量泵和特制的带可视窗的岩心夹持器等装置，其中DGJLB-Ⅱ型单缸计量泵具有自动记录压力、流量和时间的功能。实验测试流程如图1所示。

图1 实验测试流程

1.2岩心薄片数据和流体选择

选取了具有代表性的三组岩心薄片进行叙述，岩心薄片的取心数据见表1。岩心初始饱和的是没染色的地层水，饱和油过程使用的是油溶红染色透明油制成的模拟油，粘度为63.8 mPa·s(20 ℃)，代表真实的原油粘度；水驱过程采用的是甲基蓝染色的地层水。微观岩心薄片孔隙类型主要通过铸体薄片[5]，针对礁灰岩的孔隙结构特征[6]，基于实验分析可划分为孔隙基质型、裂缝基质型和溶洞(大孔隙)基质型三类。

表1 岩心数据

1.3岩心制备

微观实验薄片是从天然礁灰岩小岩心上取得并制成的。长宽厚分别为10 mm×10 mm×3 mm。先将载体凹槽内侧涂上胶水，然后将小岩心制成长条状夹在不锈钢薄片载体上，待胶水凝固后用机器将多余部分磨去制成如图2上所示薄片，接着放进透明胶套里，两边圆柱里有渗流通道，如图2下所示，最后把胶套里的岩心放进岩心夹持器中。

图2 制好的薄片

1.4实验流程

(1)根据储层岩心铸体薄片实验图象，选择代表性的储层岩心截取靶点岩心制作岩心薄片模型，将制备好的岩心薄片模型镶嵌在岩心模具中粘接牢固后放入夹持器中，连接管线。

(2)抽真空，施加围压，初始饱和透明地层水，直至图像长时间不再变化，建立原始含水饱和度。

(3)模拟油驱替地层水，直至图像长时间不再变化，建立束缚水饱和度，测定原始含油面积。

(4)用甲基蓝染色的地层水去驱替染红模拟油，直至图像不再变化，确定残余油面积以及水驱后含水面积。

(5)对实时观测的微观驱油图像进行处理和分析[5-6]，筛选原始岩心图像，建立束缚水后原始含油岩心图像和水驱油过程或结束时有明显变化的图像，进行水驱油微观剩余油分布分析。

孔隙面积=水驱后含水面积+残余油面积

原始含油面积百分数=原始含油面积/孔隙面积×100%

残余油面积百分数=残余油面积/孔隙面积×100%

驱替效率=

其中，孔隙面积表征岩心薄片的孔隙体积，原始含油面积百分数表征连通孔隙中的原始含油饱和度，残余油面积百分数表征连通孔隙中的残余油饱和度。

2 实验结果图象分析

2.1第一组实验(孔隙基质型岩心模型)

采用计算机图像采集系统实时采集实验过程图像，可全程动态显示水驱油渗流特征，也可截取关键时间点的图象进行水驱油特征分析，如图3所示。

水驱模拟油过程可以观察到：

(a)模拟油饱和完成后的图象(b)水驱油过程中某一时刻图象 (c)水驱油结束后的图象

图4 岩心三维模型

(2)观察还发现地层水在图片局部位置出现后向其周围扩散的现象，说明流体在优先沿连通性较好的孔道流动后，会逐步向其周围基质扩散驱替，而且被驱替基质部分所占面积还较大，可见在微观渗流模拟实验中，基质对采收率的影响非常大，不能忽略。

(3)对于流体在真实礁灰岩岩心中的微观渗流，很难观测到明显的油水分界面，这是因为流体在真实礁灰岩岩心中不只是沿着孔隙流动，还沿着孔隙周围的基质流动，而沿着大孔道流动的流体会通过基质进入小孔道中，同时该大孔道隐藏在图片平面以下，而通过图片观察到的大多是小孔隙(如图5所示)。

图5 流体在礁灰岩中渗流

(4)观察到在岩石表面上模拟油饱和完成时红色的深浅不一和水驱结束后存在的蓝色深浅不同，可推断为孔隙在岩石内部交错覆盖导致的结果。

(5)水驱完成后，明显可观察到存在大量的剩余油，其存在形式包括未被水驱波及部分的剩余油，以油水相互侵染状存在的剩余油，以及赋存于孔隙壁面上的剩余油。

2.2第二组实验(裂缝基质型岩心模型)

对于裂缝基质型岩心模型，其水驱实验过程中图像变化如图6所示。

水驱模拟油过程可以观察到：

(1)对于存在裂缝的礁灰岩岩心，水驱现象不太明显，这是因为流体在遇见裂缝时会优先沿裂缝流动，且向裂缝周围基质扩散的现象不明显，导致裂缝周围基质中的模拟油很难采出。

图6 裂缝基质型岩心模型水驱实验过程

(2)图片黄线左边的染色面积较大且较均匀，这是因为该裂缝与水驱方向几近垂直，流体在遇见该裂缝前会沿着基质均匀驱替染色，而在遇见该裂缝后，就会通过水平与水驱方向的微裂缝流动，故右边染色部分很少，可见裂缝的方向与水驱采收率密切相关。

式中τ为初始步长因子。若操作后矢量仍不合格，则用对原步长开方的方法进行收缩再计算，通过控制步长合理度保障算法效率和修复结果。该方法采用多参数重组编码理顺变量逻辑关系，再设置染色体修正算子，引入迭代修正公式，可有效保障基因质量，降低非法染色体产生机率，提升种群生成效率；且通过为模型中所有潜在解与染色体位串创建相互映射关系，保证了编码的完备性和健全性。

(3)剩余油主要存在于未被水驱波及的区域，以及以油膜状赋存裂缝壁面，以油水相互侵染状赋存于基质中。

(4)观察到在岩石表面上模拟油饱和完成时红色的深浅不一和水驱结束后存在的蓝色深浅不同，可推断为孔隙在岩石内部交错覆盖导致流体呈现三维流动的结果。

2.3第三组实验(溶洞基质型岩心模型)

对于溶洞基质型岩心模型，其实验过程中图像变化如图7所示。

图7 裂缝基质型岩心模型实验过程

水驱模拟油过程可以观察到：

(1)对于存在溶洞的岩心，流体会优先沿着溶洞里流动，并且驱油相率较高，同时也很难观测到明显的油水分界面。

(2)剩余油主要以油膜状存在于溶洞壁面，以油水相互侵染状赋存于基质中，以及未被水驱波及到的剩余油。

(3)在岩石表面上模拟油饱和完成时红色的深浅不一和水驱结束后存在的蓝色深浅不同，可推断为孔隙在岩石内部交错覆盖导致流体呈现三维流动的结果。

表2 实验数据

3 实验结果及分析

利用Photoshop CS6图像处理软件中的色彩范围功能，计算实验过程中图片某一颜色的像素点数量变化情况，可以得到岩心薄片的相关数据，如表2、图8，9，10所示。

图8 第一组水驱油过程中含水面积和含油面积随时间的变化

图9 第二组水驱油过程中含水面积和含油面积随时间的变化

图10 第三组水驱油过程中含水面积和含油面积随时间的变化

由表2结合图8，9，10可知：

(1)对于礁灰岩岩心，整体驱油效率偏低，而水驱前期驱油速度较快，后期较慢，主要是因为前期主要驱替孔隙、裂缝以及溶洞中的模拟油，该部分渗透性较好，而后期主要驱替基质、缝洞壁面的模拟油，需要时间较长。

(2)相对于孔隙基质模型，裂缝基质模型和溶洞模型水驱结束所用时间更长，说明对于存在裂缝和溶洞的储层，开发后期的水驱效率偏低。

(3)通过图像处理技术发现，采用面积法计算得到的采收率误差大小与礁灰岩模型本身的孔隙组成和分布有关，孔隙基质型为6.2%，裂缝基质型为4.8%，溶洞基质型为2.3%。

4 结论

(1)对于礁灰岩储层，孔隙在岩心表面以下的内部普遍存在相互交错重叠的现象，导致流体在孔隙中的流动很容易表现出三维流动的特征，建议进行礁灰岩微观渗流模拟实验时尽量采用真实的岩心模型。

(2)流体在礁灰岩模型中的三维渗流特征将会导致通过面积来计算孔隙度、采收率等数据存在误差，其误差大小与孔隙的组成和分布有关，一般为孔隙基质型>裂缝基质型>溶洞基质型。

(3)礁灰岩模型中剩余油的分布形式多样，但主要分布在基质中，可见在微观渗流模拟实验中不能忽略基质的存在。

(4)礁灰岩模型注水前期主要采出的是孔、洞、裂缝中的模拟油，而注水后期主要是采出基质中的模拟油，需要相当长的时间，因此不建议在礁灰岩储层开发后期采用注水的开发方式。

[1] 古莉，胡光义，罗文生,等.珠江口盆地流花油田新近系生物礁灰岩储层特征及成因分析[J].地学前缘(中国地质大学(北京)，北京大学)，2012,19(2):49-58.

[2] 李剑,武兆俊,张训华,等.慕迪礁灰岩油田储层特征研究[J].大庆石油地质与开发，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] 贾忠伟，杨清彦，兰玉波,等.水驱油微观物理模拟实验研究[J].大庆石油地质与开发，2002，21(1)：46-49.

[5] 张雁.大庆杏南油田砂岩储层微观孔隙结构特征研究[D].大庆：东北石油大学，2011.

[6] 周海彬，戴胜群.南翼山新近系上统湖相碳酸盐岩储层微观孔隙结构及渗流特征[J].石油天然气学报,2009,31(3):42-45.

[7] 郭平，苑志旺，易敏,等.低渗低压油藏真实岩心薄片微观水驱试验研究[J].石油天然气学报，2009，31(4)：100-105.

[8] 杜建芬，陈静，李秋,等.CO2微观驱油实验研究[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2012，34(6)：131-135.

(编辑 谢 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。

孙雷(1954—)，教授，长期从事油气藏流体相态、油气田开发工程、注气提高采收率技术及碳酸盐岩油藏开发机理物理模拟技术等研究。E-mail：sunleiswpi@163.com。

TE311

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