缝洞型油藏裂缝内油水两相流动特征研究

宋兆杰，杨 柳，侯吉瑞，汪 勇

(1.中国石油大学(北京) 提高采收率研究院，北京 102249； 2.石油工程教育部重点实验室，北京 102249)

引 言

缝洞型碳酸盐岩油藏储集体以孔、缝、洞为主，裂缝既是原油的储集空间，又是流体流动的重要通道[1-3]。储层发育的有效裂缝绝大多数与层面垂直，在水平和竖直方向延伸[4]。裂缝内部的流体流动不属于渗流范畴，不能用一般的渗流理论来阐释其内部的流体流动问题[5-6]。同时，裂缝中两相或多相流动存在明显的相界面，并且相界面的形状、状态也在不断的运动、变化与发展[7-8]，这些均决定了缝洞介质中流体流动的复杂性。目前已开发的缝洞型油藏区块中，溶洞储集体贡献着95%以上的产能[9]，而裂缝内储量仅占很少部分，但是大部分溶洞是通过裂缝向油井供给产能，注入介质在裂缝中的波及程度直接决定着该裂缝所沟通溶洞储集体的采出程度，因此研究裂缝内流体流动形态和波及效果显得尤为重要。本文通过设计制作可视化裂缝模型，开展水驱油实验，研究油水流动形态的变化，并分析重力分异、注水流速、驱替方向、裂缝开度等因素对裂缝中水驱油形态和效果的影响，以期为缝洞型油藏的合理高效开发提供实验理论指导。

1 实验部分

1.1 实验模型

对于塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层，岩石基质具有极低的渗透率和孔隙度，因此在该类油藏生产开发中一般不考虑岩石基质的储渗能力[10-12]。储层中发育裂缝的开度主要为0.1～1.0 mm，其中垂直裂缝所占比例最大，约为54.92%[13]。为了满足实验中观察油水流动特征的可视化需求，采用有机玻璃作为裂缝模型制作材料，润湿性为弱亲油性(油测接触角为39.8°)，与储层岩石润湿性基本一致。垂直裂缝模型长度为200 mm，宽度为40 mm，开度a设计为0.3～2.0 mm不等，并设计水平方向驱替和垂直方向驱替(由下向上)两种方式。

1.2 实验试剂与仪器

实验中的注入水由蒸馏水与NaCl、CaCl2等无机盐复配而成，模拟地层水矿化度为22×104mg/L；实验中的模拟油由石蜡油和煤油按一定比例配制而成，25 ℃时模拟油黏度为23.8 mPa·s，该黏度与塔河油田奥陶系地层原油黏度一致[14]。在实验中为了更好地区分模拟油和注入水，用苏丹红III将模拟油染成红色。主要实验仪器包括HAS-200AB型双缸恒速恒压泵、中间容器、Logeitech Pro C910视频摄像头(分辨率为1 920×1 080)、LED光源板等。

1.3 实验步骤

实验在室温下进行，主要实验步骤包括：①对模型进行抽真空，饱和模拟油；②针对水平或垂直方向驱替，以不同的注入速度(见表1和表2)进行水驱油，直至基本无油驱出时结束；③改变裂缝开度，重复步骤1和步骤2。在整个实验过程中，利用高清晰视频摄像头观察记录油水两相流动过程，并采用图像分析法定量分析每组实验不同时刻的水驱油采出程度。

表1 垂直裂缝模型水平方向驱替实验方案设计Tab.1 Parameter design of water flooding experiments of vertical fracture model (horizontal displacement)

注：注水流速为注入水体积流量与过流断面截面积之比。

表2 垂直裂缝模型垂直方向驱替实验方案设计Tab.2 Parameter design of water flooding experiments of vertical fracture model (vertical displacement)

2 油水两相流动特征描述

对于水平方向驱替，以裂缝开度为0.8 mm为例，不同注水流量时油水流动形态如图1所示。当注水流量较低时，由于油水物性存在差异，在重力作用下，注入水沿裂缝底部稳定流动(图1(a))；水驱油过程中，驱替力的方向与重力方向垂直，随着注水流量的增加，驱替力逐渐占据主导地位，注入水由沿裂缝底部的稳定流动过渡为沿裂缝中轴舌进(图1(b))至图1(d))。当注水流量大于62 mL/min时，油水两相界面逐渐变得不稳定，进而出现界面扰动[15-16]，裂缝中明显呈现出油水混合流动(图1(e))。

图1 不同注水流量时裂缝模型水平方向驱替形态(裂缝开度a=0.8 mm)Fig.1 Water-displacing-oil states in fracture model at different water injection rates during horizontal displacement (a=0.8 mm)

对于垂直方向驱替，注入水从下向上注入，以裂缝开度为0.8 mm为例，当注水流量较小时，裂缝内呈现活塞式驱替，水驱前缘较为稳定；随着注水流量的增加，油水前缘形态发生变化，舌进现象越来越明显，水流通道变窄，水流通道两侧剩余油越来越多。其他开度的垂直裂缝模型中垂直方向驱替时油水两相流动特征与此类似。

3 油水两相流动特征影响因素

3.1 注入速度

(1)水平方向驱替

图2为水平方向驱替时水驱采收率与注入量之间的关系曲线。不同注水流量时，无水采油期内采收率均呈线性增加，见水后含水率快速上升，采收率增速变缓，油水同产期含水率较高，采收率增幅相对较小，见水后的采油量对总产油量贡献不大，因此主要采油阶段为无水采油期。当裂缝开度一定时，存在一个最优注水流量使得裂缝内流体流动黏滞力与重力形成制衡，见水时间最晚，采收率最大。

图2 水平方向驱替时采收率随注水量变化曲线(a=0.8 mm)Fig.2 Variation of oil recovery factor with injected water volume at different injection rates during horizontal displacement(a=0.8 mm)

在裂缝模型注水驱油过程中，增加注水流量将会出现舌进现象，使得见水时刻提前，波及面积减小，驱替效果变差，因此将见水时刻的水驱波及系数作为表征注水舌进程度的量化指标。为了更好地描述注入水在裂缝中的舌进现象，定义注水舌进系数ηw为见水时刻注入水在裂缝中的未波及系数，即

ηw=1-见水时刻水驱波及系数。

(1)

式中：ηw为注水舌进系数。

本实验中裂缝模型的开度均为毫米级或亚毫米级，毛管力基本可以忽略，因此认为注入水波及区域的微观驱油效率为100%(即不存在残余油膜)，见水时刻的水驱波及系数即为裂缝模型的无水采收率。基于此分析，式(1)可转化为

ηw=1-无水采收率。

(2)

若裂缝中注水驱油为完全活塞式驱替，在裂缝出口端见水时水驱波及系数为100%(无水采收率为100%)，则认为注入水在裂缝中未发生舌进，注水舌进系数ηw=0；若在极端情况(注水速度极高)时，初始注水时刻即出现裂缝出口端见水，此时裂缝中水驱波及系数近乎为零(即裂缝出口端仅有极少量原油被驱出)，则认为注入水在裂缝中发生了极端舌进现象，此时注水舌进系数ηw接近于1。因此，注水舌进系数ηw是在区间[0，1)内变化的，该数值越大，表明注入水在裂缝中的舌进现象越严重。

图3 不同开度裂缝模型中水平方向驱替时注水舌进系数随注水流速的变化关系Fig.3 Variation of water injection channeling coefficient with water injection rate in fracture models with different crack openings during horizontal displacement

在此基础上，建立了水平方向驱替时注水舌进系数与注水流速之间的关系，如图3所示。随着注水流速的增加，注水舌进系数呈现先减小后增大的趋势，即存在一个最优注水流速Vr使得注水舌进系数达到最小值ηmin。在最优注水流速Vr时，驱替力与重力的共同主导使得注入水在沿裂缝底部向前推进的同时，也向裂缝上部流动，水流通道扩宽，波及面积增加，注水舌进系数达到最小值。当驱替速度大于最优驱替速度后，驱替力占主导，重力作用相对减弱，注入水对裂缝模型底部的波及效果变差，注入水在裂缝模型中的舌进现象严重，注水舌进系数增大。

(2)垂直方向驱替

对于垂直方向驱替，当注水流量较小时，裂缝中呈现活塞式驱替，采收率随注水量呈线性增加。当注水流量增加到一定值时，裂缝中出现舌进现象，见水后采收率增速变缓，油水同产期含水率较高，见水后的采油量对总产油量贡献较小，主要采油阶段为无水采油期。注水流量越高，裂缝出口端见水时间越早，对应的采收率-注水量曲线上拐点出现时刻越早，最终采收率越低。

图4是垂直方向驱替时注水舌进系数随注水流速的变化关系。由图可知，存在一个活塞驱临界流速Vp和窜逸稳定临界流速Vs。当注水流速较小时(V≤Vp)，水驱油完全为活塞式驱替，注水舌进系数为0，定义该区域为水驱非窜逸区；随着注水流速的增加(Vp

图4 不同开度裂缝模型中垂直方向驱替时注水舌进系数随注水流速的变化关系Fig.4 Variation of water injection channeling coefficient with water injection rate in fracture models with different crack openings during vertical displacement

(3)水平驱替与垂直驱替对比

由图3和图4对比可知，水平驱替时注水舌进系数比垂直驱替时大，表明其水驱舌进更为严重，驱替效果更差。垂直驱替时，重力与驱替力方向相反，因此重力对舌进具有一定抑制作用，使得注水舌进系数减小，波及系数提高，驱替效果变好；水平驱替时，重力与驱替力的方向垂直，两者的合力方向影响着波及系数，整体驱替效果不如垂直驱替。若缝洞型碳酸盐岩油藏区块以水平方向驱替为主，注水流速应尽量控制在最优注水流速附近；若油藏区块以垂直方向驱替为主，注水流速应合理控制在较小速度范围，从而增加波及体积，提高整体驱油效果，实现稳定驱替。

3.2 裂缝开度

3.2.1 水平方向驱替 水平方向驱替时，当注水流速达到最优值Vr时，注水舌进系数达到最小值ηmin；对于本实验所涉及的裂缝开度，当注水流速大于一定值后，裂缝中均会出现油水混合流动(图1(e))，即存在混合流动临界流速Vm。水平方向驱替时ηmin、Vr和Vm特征参数均与裂缝开度a有关。表3汇总了ηmin、Vr和Vm与裂缝开度a的对应关系。

表3 水平方向驱替时ηmin、Vr、Vm与裂缝开度之间的关系Tab.3 Relationships beween ηmin,Vr,Vm and crack opening during horizontal displacement

(1)裂缝开度对ηmin的影响

由表3可知，水平方向驱替时，模型裂缝的开度越大，其注水舌进系数最小值ηmin越大。这是因为裂缝开度较小时，流体与裂缝壁面之间的相互作用力较强[17-18]，裂缝渗透率增加，流体流动的黏滞阻力增强，而重力不占主导作用，驱替时形成较宽的水流通道，注水舌进系数较小。裂缝开度较大时，裂缝渗透率降低，流体黏滞力降低，重力影响占主导地位，注入水很难波及到裂缝中上部区域，导致水流通道变窄，注水舌进系数变大。

(2)裂缝开度对Vr的影响

水平方向驱替时，随着模型裂缝开度的增加，最优注水流速Vr逐渐增加。这是因为在较大开度的裂缝中，流体流动黏滞阻力较小，重力的影响程度增强，需要更高的注水流速(对应着更高的黏滞阻力和驱替力)与重力形成制衡，使得注入水在沿裂缝底部向前推进的同时，也向裂缝中上部流动，从而实现注水波及效果最大化，即注水舌进系数达到最小值。

(3)裂缝开度对Vm的影响

裂缝开度和驱替速度均会影响油水两相流体的流动形态，流动形态的转变条件与速度、毛管力、两相密度差和裂缝的性质有关。因此，对于不同开度的裂缝模型，驱替过程中均可在对应的临界驱替速度下呈现油水混合流动。由表3可知，裂缝开度越大，出现界面扰动所对应的混合临界流速Vm越大。

3.2.2 垂直方向驱替 垂直方向驱替时，随着注水流速的增加，注水舌进系数逐渐趋于一个极限值ηlimit，而ηlimit同样与裂缝开度a有关。由图4可知，裂缝开度越小，流体流动黏滞力越大，注水舌进系数越容易达到其极限值ηlimit(即较小开度裂缝中注水舌进系数随注水流速的变化更加敏感)，且注水舌进系数极限值ηlimit越大。这是因为在较大开度的裂缝中，裂缝渗透率较低，注入水由下向上垂直驱替时重力影响较大，对注入水舌进起到更好的抑制作用，使得水驱波及系数提高，注水舌进系数减小。

4 垂直驱替时裂缝模型油水两相流动特征预测

根据图4中的实验数据，可以拟合出垂直驱替时裂缝模型中注水舌进系数ηw与注水流速V之间的关系式

(3)

式中：ηlimit为垂直驱替时裂缝模型注水舌进系数极限值；V为注水流速，cm/s；Vp为垂直驱替时裂缝模型活塞驱临界流速，cm/s。

从图4可以看出，拟合曲线与实验数据吻合度较好，拟合优度R2为0.968 5。

同时，可以拟合出垂直驱替时裂缝模型中活塞驱临界流速Vp和指数系数极限值ηlimit与裂缝开度a之间的关系式分别为

Vp=0.527 4a3-0.555 7a2+0.802 8a；

(4)

(5)

其拟合优度R2分别为0.953 2和0.996 1。式中：a为裂缝开度，mm。

将式(4)和式(5)代入式(3)即可得到垂直驱替时裂缝模型中注水舌进系数ηw与裂缝开度a和注水流速V之间的函数关系式ηw=f(a,V)。

根据式(4)和式(5)，可以计算出不同裂缝开度所对应的活塞驱临界流速和注水舌进系数极限值。窜逸稳定临界流速Vs是注水舌进系数趋于极限值时所对应的注水流速。因此，对式(3)求导数，当ηw′(V)近似为0时，即可求得不同裂缝开度所对应的窜逸稳定临界流速Vs。根据实验与拟合公式预测所得的不同裂缝开度所对应的活塞驱临界流速Vp和窜逸稳定临界流速Vs，可以建立垂直驱替时裂缝模型水驱油流动区域识别图版(图5)，从而用以判断不同裂缝开度和流速条件下裂缝内水驱油流动形态处于非窜逸区、窜逸过渡区或窜逸稳定区。

图5 裂缝模型垂直驱替时水驱油流动形态识别图版Fig.5 Prediction plate of water-displacing-oil flow states in fracture models during vertical displacement

5 结 论

(1)垂直裂缝模型水平方向水驱油过程中，随着注水流速的增加，驱替形态由底部舌进逐渐发展为沿裂缝中轴舌进，进而出现前缘分叉，最终出现油水混合流动；当重力与驱替力均对驱替有利时，注水舌进系数最小，即存在最优注水流速。

(2)垂直裂缝模型垂直方向水驱油过程中，注水流速较小时，会呈现活塞式流动，随着注水流速的增加，逐渐呈现非活塞式流动，舌进现象越来越严重；对于一定开度的裂缝，注水流速越大，注水舌进系数越大，并最终趋于一个极限值。

(3)随着裂缝开度的增加，水平驱替时注水舌进系数最小值逐渐增大，最优驱替速度和混合流动临界流速逐渐增大；而垂直驱替时注水舌进系数极限值随着裂缝开度的增大而减小。

(4)通过建立垂直驱替时裂缝模型油水两相流动形态识别图版，可以预测不同裂缝开度和注水流速条件下裂缝内水驱油流动形态。

(5)若缝洞型碳酸盐岩油藏区块以水平方向驱替为主，注水流速应尽量控制在最优注水流速附近；若油藏区块以垂直方向驱替为主，注水流速应合理控制在较小速度范围，从而增加波及体积，提高驱油效果，实现稳定驱替。