碳酸鹽巖縫洞型油藏氣驅(qū)機(jī)制微觀可視化模型試驗(yàn)

郭 平，袁恒璐，李新華，馬洪濤

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500; 2.中石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830001)

碳酸鹽巖縫洞型油藏氣驅(qū)機(jī)制微觀可視化模型試驗(yàn)

郭 平1，袁恒璐1，李新華2，馬洪濤2

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500; 2.中石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830001)

針對縫洞型碳酸鹽巖油藏開發(fā)中開口向上和開口向下兩種縫洞類型，建立該類油藏氣驅(qū)機(jī)制下的微觀可視模型，采用模擬油和液化氣，在常溫低壓下進(jìn)行水驅(qū)、活性水驅(qū)、直接注氣驅(qū)及氣－水交替驅(qū)4組試驗(yàn)，研究不同注入流體及注入方式對驅(qū)替效率和含水率的影響。結(jié)果表明:水驅(qū)、活性水驅(qū)、氣驅(qū)和氣－水交替驅(qū)的驅(qū)替效率分別為81.12%、68.95%、74.88%和99.84%，縫洞型油藏的最佳注入方式為氣－水交替注入;注氣只能驅(qū)開向下的洞，注水只能驅(qū)替開口向上的洞，氣－水交替驅(qū)可以同時解決這兩種洞的驅(qū)油問題;活性水由于毛管壓力低不利于驅(qū)油。

油藏;縫洞型;碳酸鹽巖;微觀可視模型;驅(qū)替效率;氣水交替

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏儲層以裂縫溶洞為主要儲集空間，其儲層流體具有特殊的滲流規(guī)律［1］，與其他裂縫、溶洞型油藏相比，采收率明顯偏低［2-3］，因此需要選擇合適的開發(fā)方式以提高采收率。作為二次采油方式，水驅(qū)在碳酸鹽巖油藏中應(yīng)用最為普遍［4］;注氣驅(qū)油效率理論上可達(dá)100%［5］，但通常認(rèn)為對縫洞型油藏注氣易導(dǎo)致氣竄，中國相關(guān)研究較少，但其他國家已廣泛使用［6-7］;對縫洞型碳酸鹽巖油藏，活性水曾被用來降黏，但目前用它來驅(qū)替原油的還很少［2］。針對塔河油田油藏的特點(diǎn)，將其縫洞歸納為開口向上和向下兩類，進(jìn)行水驅(qū)、活性水驅(qū)、直接注氣驅(qū)及氣-水交替4組微觀可視試驗(yàn)，采用模擬油建立滲流模型模擬驅(qū)替過程，從微觀方面研究注驅(qū)替劑開發(fā)的潛力。

1 試驗(yàn)設(shè)備及模型

試驗(yàn)裝置示意圖如圖1所示。其中，微觀模型巖心夾持器工作壓力為0～3 MPa，微量泵工作壓力為0～30 MPa，流速為0.016～16.0 mL/h，活塞式中間容器體積為50 mL，最高壓力為30 MPa。

圖1 微觀驅(qū)替試驗(yàn)裝置示意圖Fig.1 Sketch map of device for microdisplacement experiment

本研究將縫洞簡化為開口向上和向下兩種類型(模型制作過程沒有拍照)，采用有機(jī)玻璃板刻蝕的二維微觀可視化刻蝕模型［8］，見圖2。

圖2 裂縫的微觀可視化模型Fig.2 Micro visual model of fractures

根據(jù)實(shí)際油藏中測得的井間溶洞裂縫的大致形態(tài)和連通情況，按一定比例縮小制作模型。制作時首先模擬不同形態(tài)、不同尺寸的縫洞刻蝕出可視物理模型，其潤濕性為水濕，與巖樣相同，然后將刻蝕好的兩塊高強(qiáng)硬質(zhì)有機(jī)玻璃板嵌合黏結(jié)并在兩端設(shè)定注入和采出端口;將嵌合好的模型裝入特制的高強(qiáng)度透明耐壓橡膠夾持模具中密封，再裝入可透視平板巖心夾持器中。通過攝像，動態(tài)觀察不同注入流體下的驅(qū)替過程及油氣水運(yùn)移規(guī)律。

試驗(yàn)?zāi)Ｐ烷L14.5 cm、寬7.9 cm、厚0.6 cm，有效厚度(即模型中刻蝕出的孔隙空間厚度)為0.25 cm，洞中不填砂?？偪紫扼w積(Vp)為6.41 mL。所采用的縫洞模型以垂直裂縫為主。

2 試驗(yàn)條件及流體

試驗(yàn)在室溫(20℃)下進(jìn)行。試驗(yàn)用油為TK825的分離器氣樣與脫氣油樣，在地層溫度130.5℃下按泡點(diǎn)壓力20.24 MPa配制的模擬油，黏度為0.815 mPa·s。驅(qū)替劑包括地層水、活性水、液化氣(其主要成分有甲烷、乙烯、乙烷、丙烯、丙烷和丁烷等，在試驗(yàn)條件下呈氣態(tài))。地層水礦化度為2.236243 kg/L?；钚詣┻x擇中石化西北局最新研制的多極表活劑，經(jīng)試驗(yàn)證明可降低此油藏原油黏度和油水界面張力，配好的活性水溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.2%，液化氣壓力為0.5 MPa。

3 試驗(yàn)方法及試驗(yàn)結(jié)果

將微觀驅(qū)替模型放入巖心夾持器內(nèi)，100%飽和原油。兩個中間容器分別裝地層水和活性水。巖心夾持器與中間容器、液化氣罐和微量恒壓恒速驅(qū)替泵相連接，將巖心夾持器置于攝像機(jī)下。由微量泵控制水的流速為3.998 mL/h。打開相應(yīng)的中間容器或液化氣罐，分別進(jìn)行水驅(qū)、活性水驅(qū)、直接注氣驅(qū)及氣－水交替驅(qū)4組試驗(yàn)，驅(qū)替方向都是自左向右。置一試管于巖心夾持器出口端，模型進(jìn)口端出現(xiàn)水時開始用計(jì)算機(jī)記錄驅(qū)替液的累積流出量，同時用秒表計(jì)時。每組驅(qū)替結(jié)束后將巖心重新飽和原油至100%，以進(jìn)行下一組驅(qū)替試驗(yàn)。試驗(yàn)過程中攝像記錄驅(qū)替過程與效果。

3.1 水 驅(qū)

計(jì)算機(jī)顯示驅(qū)替用水的累積注入量，由零每增加0.1Vp計(jì)時一次并讀出試管中累積油水產(chǎn)量，驅(qū)替結(jié)束后，再讀數(shù)一次。模型出口端見水前，試管中累積產(chǎn)液量即累積產(chǎn)油量;見水后，試管中的水在油中呈不連續(xù)泡狀分布，無法讀出累積產(chǎn)水量;出口端含水率100%時，驅(qū)替結(jié)束，可讀出累積產(chǎn)液量和累積產(chǎn)水量。

水驅(qū)油效果如圖3所示。圖3(a)為初始飽和油狀態(tài)。模型中間下端孔洞中淺色部分未飽和油是因?yàn)閹r心夾持器對微觀驅(qū)替模型施加圍壓造成的。注入水后，自左向右水先驅(qū)替靠近入口的孔洞下端的油，油水主要按重力分異方式分布，即水沉于下部，油浮在上部，見圖3(b)～(j)。圖3(f)為注入0.5Vp水時的油水分布狀態(tài)，此時水已驅(qū)替到模型右端，但出口端尚未見水。圖3(g)～(i)階段出口端油水同流。圖3(j)為采出端含水率100%時的油水賦存狀態(tài)?？梢钥闯?，油水界面與孔洞下端開口形狀有很大的相關(guān)性。模型中油水界面不平整。

圖3 水驅(qū)油過程Fig.3 Water displacement oil process

3.2 活性水驅(qū)

將巖心夾持器中的微觀驅(qū)替模型重新飽和油。中間容器內(nèi)0.2%的活性水。試驗(yàn)方法同水驅(qū)。

活性水驅(qū)油效果如圖4所示。圖4(a)～(g)依次為注入(0.1～0.7)Vp的活性水驅(qū)替后的效果圖。由于圍壓模型中間未被飽和油，較之水驅(qū)，初始未飽和油部分增多，見圖4(a)。首先，左上方油很快就被驅(qū)出，見圖4(b)～(f)。活性水累積注入量為(0.5～0.6)Vp時，模型出口端開始出水;累積注入量為0.7Vp時，驅(qū)替結(jié)束。圖4(h)為采出端含水率100%時的油水賦存狀態(tài)。模型中的油聚集在中部及中偏上部。油水界面較平，近似一條直線，與孔洞形狀無關(guān)。

圖4 活性水驅(qū)油過程Fig.4 Active water displacement oil process

3.3 氣 驅(qū)

由液化氣罐提供氣源，將巖心夾持器與其相連接。通過閥門調(diào)節(jié)氣體流速。由于氣體流速較快，不易控制，盡量將氣體流速調(diào)小，雖然模型中能觀察出整個驅(qū)替過程的明顯變化，但由于氣體驅(qū)替太快，驅(qū)替中不能準(zhǔn)確讀數(shù)，故讀數(shù)時讀出不同時間對應(yīng)的產(chǎn)液量。

圖5為每隔2 min左右拍攝的氣驅(qū)油效果圖。圖5(a)為剛開始?xì)怛?qū)的初始狀態(tài)。模型中未飽和油部分由圍壓造成。圖5(c)中可以看出，氣流速度較快，很短時間內(nèi)就將模型上面大部分的油驅(qū)走。與水驅(qū)相反，氣驅(qū)是從模型上方開始驅(qū)替。驅(qū)替中可以明顯觀察到氣體的流動。由于氣體流動劇烈，圖5(d)中氣體在繼續(xù)驅(qū)油的同時，又將油排擠到左上方。圖5(e)中左上方的油又被氣體驅(qū)走。圖5 (f)為驅(qū)替結(jié)束后模型中的液體分布狀態(tài)。模型中油氣界面呈一彎曲弧線。

圖5 氣驅(qū)油過程Fig.5 Gas displacement oil process

3.4 氣－水交替驅(qū)

將巖心夾持器與裝地層水的中間容器和液化氣罐相連接。設(shè)定水的流速為3.998 mL/h，氣體流速調(diào)小，按氣水體積比約1∶1的比例交替驅(qū)替，每次使用的段塞體積為0.1Vp。反復(fù)交替循環(huán)至出口端不再出油為止。由于氣體流速難以控制和計(jì)量，故目測模型中驅(qū)出油的體積，估計(jì)進(jìn)氣量。觀察并記錄數(shù)據(jù)。

氣－水交替驅(qū)油效果如圖6所示。圖6(a)為初始狀態(tài)。模型中未飽和油部分由圍壓造成。圖6 (b)～(l)為氣水輪流交替共驅(qū)11次后的模型圖。從驅(qū)替過程可以看出:氣－水交替驅(qū)速度很快，注入驅(qū)替液為(0.6～0.7)Vp時，出口端見水;第7次驅(qū)替后(圖6(g))，大部分的油已被驅(qū)出;第9次驅(qū)替后(圖6(i))，基本將可驅(qū)替的油完全驅(qū)出，模型中剩余油面積變化不大。受重力分異作用影響，模型中氣體驅(qū)上部為主，水主要驅(qū)下部分的油。氣體流速快，氣驅(qū)時間較水驅(qū)短，且注入驅(qū)替段塞總體積為1.1Vp，大于模型原始孔隙體積，證明部分氣體通過出口逸散到空氣中，未完全發(fā)揮驅(qū)替作用。

驅(qū)替結(jié)束后，由于存在圍壓，模型中初始未飽和油部分周圍附著油。

圖6 氣水交替驅(qū)油過程Fig.6 Gas alternating water displacement oil process

4 試驗(yàn)結(jié)果分析

4.1 驅(qū)替效率對比

驅(qū)替效率EV為最終累積產(chǎn)油量與孔隙體積之比，即

式中，Vo為累積產(chǎn)油量;Vl為累積產(chǎn)液量;Vw為累積產(chǎn)水量。

對比驅(qū)替效率計(jì)算結(jié)果，水驅(qū)為81.12%、活性水驅(qū)為68.95%、氣驅(qū)為74.88%、氣－水交替驅(qū)為99.84%，最高的是氣－水交替驅(qū)，水驅(qū)效果僅次于氣－水交替驅(qū)，活性水驅(qū)效果最差。

氣－水交替方式最佳是因?yàn)轵?qū)替過程中氣水分布主要受重力分異作用影響，故總體上氣體以驅(qū)替上部分油為主，水以驅(qū)替下方油為主。氣－水交替驅(qū)充分利用了重力分異作用，水驅(qū)下部，氣驅(qū)上部。

4.2 含水率

驅(qū)替過程中，在采出端試管里，驅(qū)出的水在油中呈不連續(xù)泡狀分散，驅(qū)替結(jié)束后才能準(zhǔn)確讀出油水含量，因此無法定量計(jì)算含水率。

水驅(qū)時，注入水達(dá)到0.5Vp后，出口端開始見水，注水0.8Vp以后，出水率100%。活性水驅(qū)時，0.6Vp以后開始出水，注入0.7Vp之前，出水端含水率就已達(dá)100%。氣－水交替驅(qū)時，注入0.7Vp后開始出水，0.9Vp后只出水。

由此可見:①注入相同量的氣或水，注入水總量占注入流體總體積的比例越大，見水越快;②活性水驅(qū)含水率上升最快，水驅(qū)含水率上升最慢。

在符合油藏條件(如礦化度、黏土含量等)的情況下，活性水本應(yīng)具有較好的驅(qū)替效果，但4組試驗(yàn)中，活性水驅(qū)替效率最低，含水率上升最快。從試驗(yàn)結(jié)果可以看出，水驅(qū)和氣驅(qū)中兩相界面彎曲程度最大，活性水驅(qū)界面較平。水驅(qū)時，由于界面張力的存在，油水兩相間產(chǎn)生的附加毛管壓力［9-10］使得油水界面不平整，由于模型親水，水更易進(jìn)入洞中，因此驅(qū)油效率較高。在實(shí)際運(yùn)用中也證明，多裂縫油層內(nèi)，如果驅(qū)油劑的波及范圍很小，增產(chǎn)油量將不會很高［11］。

5 結(jié)論

(1)4組試驗(yàn)驅(qū)替效率從高到低依次為氣－水交替驅(qū)、水驅(qū)、氣驅(qū)、活性水驅(qū)，且活性水驅(qū)含水率上升最快，說明從微觀驅(qū)油角度看，針對開口向上與向下的洞為主的縫洞型碳酸鹽巖油藏提高采收率最佳方式是氣－水交替驅(qū)。

(2)不同驅(qū)替劑在模型中的驅(qū)替過程主要受重力分異作用影響，氣體主要驅(qū)替孔洞上部(及上部小的分支溶洞內(nèi))的油，而水能將下部的油驅(qū)出，氣－水交替注入可同時驅(qū)兩種開口洞中的油。活性劑降低了界面張力，使得油水兩相間產(chǎn)生的附加毛管力降低(試驗(yàn)?zāi)Ｐ陀H水，毛管力有利于驅(qū)油)，不利于驅(qū)油。

(3)實(shí)際儲層中孔洞模型復(fù)雜，孔洞和裂縫大小、走向、分布都對驅(qū)替效率有影響，還需要根據(jù)儲層與流體的實(shí)際情況選擇論證提高采收率方法，以確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

國家科技重大專項(xiàng)課題(2008ZX05D13－002)

郭平(1965－)，男(漢族)，四川射洪人，教授，博士，主要從事油氣相態(tài)、氣田開發(fā)、油氣藏工程、注氣提高采收率、儲氣庫等方面的研究工作。

(編輯 李志芬)