縫洞型油藏溶洞-裂縫組合體內(nèi)水驅(qū)油模型及實(shí)驗(yàn)

王 敬，劉慧卿，寧正福，張紅玲，洪 鋮

（1. Department of Petroleum & Geosystems Engineering, The University of Texas at Austin；2. 中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室）

縫洞型油藏溶洞-裂縫組合體內(nèi)水驅(qū)油模型及實(shí)驗(yàn)

王 敬1,2，劉慧卿2，寧正福2，張紅玲2，洪 鋮2

（1. Department of Petroleum & Geosystems Engineering, The University of Texas at Austin；2. 中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室）

根據(jù)相似理論設(shè)計(jì)了滿(mǎn)足幾何相似、運(yùn)動(dòng)相似、動(dòng)力相似和縫洞特征參數(shù)相似的縫洞組合體物理模型和模擬實(shí)驗(yàn)，研究了縫洞組合體內(nèi)流體流動(dòng)特征、水驅(qū)油特征的影響因素以及不同驅(qū)替方式的提高采收率特征。模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：油水密度差異導(dǎo)致的油水置換效應(yīng)是水驅(qū)油主要機(jī)理；注水速度對(duì)剩余油分布和含水率變化規(guī)律無(wú)影響；縫洞連接關(guān)系是決定無(wú)水采收率、極限剩余油和含水率變化規(guī)律的主要因素；油水黏度比是影響產(chǎn)油速度、換油率和經(jīng)濟(jì)極限剩余油的重要因素；充填疏松時(shí)充填作用對(duì)剩余油幾乎沒(méi)有影響，充填致密時(shí)剩余油包括“閣樓油”和充填孔隙中剩余油兩部分；水驅(qū)轉(zhuǎn)泡沫驅(qū)主要通過(guò)啟動(dòng)溶洞頂部“閣樓油”提高采收率，泡沫驅(qū)后剩余油位于溶洞中部；水驅(qū)轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)主要通過(guò)增加注入水的換油率和采油速度提高經(jīng)濟(jì)極限采收率，對(duì)水驅(qū)極限剩余油無(wú)影響。圖13表3參17

縫洞型油藏；水驅(qū)實(shí)驗(yàn)；縫洞組合體；相似理論；縫洞連接關(guān)系；剩余油；提高采收率

0 引言

縫洞型油藏具有非均質(zhì)性強(qiáng)、縫洞儲(chǔ)集體隨機(jī)分布、溶洞-裂縫空間配置關(guān)系復(fù)雜和充填類(lèi)型、充填程度多樣等特點(diǎn)，屬于空間離散介質(zhì)，油藏開(kāi)發(fā)存在巨大困難[1-3]。近年來(lái)，研究者開(kāi)展了大量物理模擬實(shí)驗(yàn)研究，但是由于儲(chǔ)集體尺度和取心條件的限制，采用的物理模型多為微觀玻璃蝕刻模型、全直徑巖心蝕刻模型或者垂向尺寸非常小的平面或剖面模型[4-9]。首先，這些物理模型將裂縫處理為較長(zhǎng)喉道，忽略裂縫的平面或垂向展布特征，嚴(yán)重影響溶洞-裂縫間流體流動(dòng)特征的表征；其次，實(shí)際油藏中溶洞、裂縫尺寸相差較大，但這些模型弱化了幾何相似特征，導(dǎo)致模擬實(shí)驗(yàn)觀察到的物理現(xiàn)象嚴(yán)重失真；再次，現(xiàn)有的蝕刻模型靈活性較差，無(wú)法準(zhǔn)確反映溶洞-裂縫空間配置關(guān)系對(duì)水驅(qū)油特征和剩余油分布的影響。本文以縫洞組合體為研究對(duì)象，根據(jù)相似理論設(shè)計(jì)縫洞組合體物理模型及水驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)，研究流體流動(dòng)特征，分析水驅(qū)油特征的影響因素，并在分析溶洞中剩余油分布特征的基礎(chǔ)上，研究水驅(qū)轉(zhuǎn)泡沫驅(qū)和聚合物驅(qū)提高采收率的效果和機(jī)理。

1 物理模型及模擬實(shí)驗(yàn)

1.1 物理模型設(shè)計(jì)

大量地質(zhì)研究成果[2,10-14]表明：縫洞型油藏中，溶洞是主要的儲(chǔ)集空間，連接各溶洞的裂縫是流動(dòng)通道，溶洞與裂縫相互連接構(gòu)成相對(duì)獨(dú)立的縫洞單元，縫洞組合體（溶洞及與其相連接的裂縫）是構(gòu)成縫洞單元的最基本單位。因此，借鑒砂巖油藏研究經(jīng)驗(yàn)，以縫洞組合體作為研究對(duì)象。根據(jù)縫洞組合體地質(zhì)原型（見(jiàn)圖1a）構(gòu)建了縫洞組合體物理模型（見(jiàn)圖1b）：模型內(nèi)腔為1個(gè)邊長(zhǎng)0.2 m的立方體；一對(duì)側(cè)壁設(shè)有玻璃視窗，另一對(duì)側(cè)壁分別均勻分布25個(gè)孔狀流道，這些流道通過(guò)嵌于內(nèi)側(cè)的裂縫相連；頂部和底部的壓蓋分別均勻分布9個(gè)孔狀流道，可安裝模擬井筒或作為模擬裂縫；通過(guò)封堵和連通相應(yīng)的孔狀流道，并用石蠟充填相應(yīng)的內(nèi)襯裂縫模擬不同的縫洞連接關(guān)系。

圖1 縫洞組合體地質(zhì)原型及物理模型

1.2 相似準(zhǔn)則建立

目前已有的描述縫洞型碳酸鹽巖油藏中流體流動(dòng)規(guī)律的數(shù)學(xué)方程存在一定的缺陷，為了保證推導(dǎo)結(jié)果的正確性和適用性，首先考慮縫洞型介質(zhì)中油水兩相流動(dòng)特征，選取可能涉及到的30個(gè)物理量（質(zhì)量m，長(zhǎng)度L，時(shí)間t，油相密度ρo，水相密度ρw，油相流速vo，水相流速vw，壓力p，油相質(zhì)量流量Qo，水相質(zhì)量流量Qw，溶洞體積Vvug，單位長(zhǎng)度裂縫條數(shù)nf，單位體積溶洞個(gè)數(shù)nvug，裂縫滲透率Kf，重力加速度g，油相壓縮系數(shù)Co，水相壓縮系數(shù)Cw，巖石壓縮系數(shù)Cr，油相黏度μo，水相黏度μw，井徑rw，裂縫開(kāi)度xf，油相飽和度So，水相飽和度Sw，溶洞孔隙度 φv，裂縫孔隙度 φf(shuō)，油相相對(duì)滲透率Kro，水相相對(duì)滲透率Krw，擬配位數(shù)ξ，充填程度η），然后基于量綱分析法得到既包括常規(guī)油藏要求的幾何相似、運(yùn)動(dòng)相似、動(dòng)力相似，又包括縫洞型油藏特征參數(shù)相似的縫洞型油藏相似準(zhǔn)則群（見(jiàn)表1）。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)實(shí)驗(yàn)研究需要，將相似準(zhǔn)數(shù)整合、重組，得到能夠反映縫洞型油藏主要開(kāi)發(fā)特征的相似準(zhǔn)數(shù)群（見(jiàn)表2）。對(duì)縫洞型油藏而言，由于溶洞、裂縫幾何尺寸相差非常大，僅以?xún)烧叩哪骋豢臻g尺寸特征量關(guān)系作為1個(gè)相似準(zhǔn)則難以實(shí)現(xiàn)幾何相似，因此，將溶洞體積與裂縫導(dǎo)流能力之比作為幾何相似條件，通過(guò)控制物理模型中裂縫滲透率的大小實(shí)現(xiàn)溶洞、裂縫間的幾何相似。

表1 縫洞型油藏相似準(zhǔn)則群

表2 縫洞組合體水驅(qū)模擬實(shí)驗(yàn)相似準(zhǔn)數(shù)群

1.3 實(shí)驗(yàn)參數(shù)

根據(jù)表2中縫洞組合體水驅(qū)模擬實(shí)驗(yàn)相似準(zhǔn)數(shù)及實(shí)際油藏參數(shù)等確定模擬實(shí)驗(yàn)參數(shù)值（見(jiàn)表3）。

1.4 實(shí)驗(yàn)條件與流程

縫洞組合體水驅(qū)模擬實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)主要由注入系統(tǒng)、模型系統(tǒng)、計(jì)量系統(tǒng)、圖像采集系統(tǒng)4部分組成（見(jiàn)圖2）。注入系統(tǒng)包括平流泵、中間容器；模型系統(tǒng)包括溶洞及與之相連的裂縫，裂縫由高壓管線代替，高壓管線在模型的連接位置可變，不同的連接位置代表不同的縫洞連接方式，高壓管線內(nèi)徑可變，不同內(nèi)徑的管線代表不同導(dǎo)流能力的裂縫，溶洞中可以充填不同類(lèi)型、不同量的充填物；計(jì)量系統(tǒng)主要包括量筒和天平，用于測(cè)量水驅(qū)過(guò)程中的產(chǎn)液情況；圖像采集系統(tǒng)主要包括平面光源和高速攝像裝置，用于觀察、拍攝流體在溶洞中的運(yùn)動(dòng)狀態(tài)、油水界面變化規(guī)律及剩余油分布規(guī)律。實(shí)驗(yàn)溫度為50 ℃，實(shí)驗(yàn)壓力小于1.5 MPa，原油樣品為5#、15#、46#白油，原油密度為0.885 g/cm3，水黏度為0.8 mPa·s。

表3 縫洞組合體水驅(qū)模擬實(shí)驗(yàn)參數(shù)值

圖2 縫洞組合體水驅(qū)模擬實(shí)驗(yàn)流程圖

2 縫洞組合體水驅(qū)油特征

2.1 縫洞組合體中流體流動(dòng)特征

要認(rèn)識(shí)縫洞組合體內(nèi)水驅(qū)油機(jī)理，首先應(yīng)確定溶洞中油水運(yùn)動(dòng)狀態(tài)和油水界面變化情況。圖3為縫洞組合體內(nèi)流體運(yùn)動(dòng)狀態(tài)和油水界面抬升特征，左側(cè)為流入端，右側(cè)為流出端。從圖3中可以看出：注入水開(kāi)始進(jìn)入溶洞時(shí)，縫洞連接點(diǎn)位于油水界面以上，注入水首先在連接點(diǎn)處聚集變大（見(jiàn)圖3a），當(dāng)水滴重力能夠克服阻力時(shí)發(fā)生沉降，進(jìn)入油水界面以下與溶洞水混合，使油水界面向上抬升，并且原油黏度越大，水滴發(fā)生沉降時(shí)尺寸越大；一段時(shí)間后，油水界面抬升至最下端流入點(diǎn)以上（見(jiàn)圖3b），通過(guò)該流入點(diǎn)流入溶洞的水迅速與溶洞水混合，并使油水界面向上抬升；油水界面繼續(xù)抬升至右側(cè)最下部縫洞連接點(diǎn)以上（見(jiàn)圖3c）時(shí)，油水界面以上裂縫流出的全部為原油，油水界面以下流出的全部為水，隨著左側(cè)水流入和油水共同產(chǎn)出，油水界面始終平穩(wěn)地向上抬升?？梢?jiàn)，油水密度差異導(dǎo)致的油水置換效應(yīng)是縫洞組合體中水驅(qū)油的主要機(jī)理。

圖3 縫洞組合體中流體流動(dòng)及油水界面抬升特征

2.2 縫洞組合體中水驅(qū)油特征影響因素

2.2.1 注入速度

圖4為不同注入速度時(shí)采出液含水率變化規(guī)律，可以看出，其他條件相同時(shí)，不同注入速度下含水率曲線基本重合，可見(jiàn)注入速度對(duì)于縫洞組合體內(nèi)的油水流動(dòng)規(guī)律幾乎沒(méi)有影響。這與以往小尺度縫洞物理模型研究結(jié)果不同[15]，主要是由于小尺度模型中溶洞尺寸被過(guò)度縮小，導(dǎo)致流入端流體進(jìn)入溶洞后在慣性作用下直接到達(dá)流出端，而實(shí)際油藏中溶洞體積較大，即使流動(dòng)速度非常大，流入端的注入水也不可能直接到達(dá)流出端，而是在重力作用下沉降至溶洞底部。

圖4 不同注入速度下含水率變化規(guī)律

2.2.2 縫洞連接關(guān)系

在縫洞組合體完全未充填和流出端裂縫導(dǎo)流能力不變的條件下，變換流出端縫洞連接關(guān)系（擬配位數(shù)均為2），使用15#白油（黏度7.4 mPa·s），以40 mL/min的速度水驅(qū)至含水100%。

圖5為不同水平縫與溶洞連接關(guān)系條件下水驅(qū)剩余油分布，可以看出：縫洞連接關(guān)系Ⅰ、Ⅲ相似，但Ⅰ的裂縫位于溶洞下部，而Ⅲ的裂縫位于溶洞上部，最終Ⅰ剩余油非常多，而Ⅲ剩余油較少；縫洞連接關(guān)系Ⅱ、Ⅳ存在較大差異，但是兩者上部裂縫位于溶洞同一位置，最終剩余油分布基本相同。可見(jiàn)，水驅(qū)極限剩余油條件下，油水界面與最上部水平縫齊平，最上部水平縫越低剩余油含量越多。

圖6為不同水平縫與溶洞連接關(guān)系條件下采出液含水率變化規(guī)律，可以看出：初期均為無(wú)水采油期；油水界面抬升至下部裂縫時(shí)開(kāi)始見(jiàn)水，含水率出現(xiàn)“跳躍”；油水界面抬升至上部裂縫前含水率基本處于穩(wěn)定狀態(tài)；一段時(shí)間后，油水界面與上部裂縫齊平，所有裂縫發(fā)生水淹，含水率達(dá)到100%，采出程度不再增加，含水率呈現(xiàn)“臺(tái)階式”上升的特征，并且最下部裂縫位置越低，見(jiàn)水越早（如縫洞連接關(guān)系Ⅰ、Ⅳ），下部裂縫導(dǎo)流能力占流出端裂縫總導(dǎo)流能力比例越小，見(jiàn)水后含水率臺(tái)階值越?。ㄈ缈p洞連接關(guān)系Ⅳ）。

圖5 不同水平縫與溶洞連接關(guān)系條件下水驅(qū)剩余油分布

圖6 不同水平縫與溶洞連接關(guān)系下含水率變化規(guī)律

圖7 為不同傾斜縫與溶洞連接關(guān)系條件下水驅(qū)剩余油分布，可以看出：縫洞連接關(guān)系Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ的裂縫與溶洞最高連接點(diǎn)一致，縫洞連接關(guān)系Ⅷ的裂縫與溶洞最高連接點(diǎn)高于其他3種縫洞連接關(guān)系，水驅(qū)后Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ剩余油含量相等，Ⅷ最少，且油水界面均與最高連接點(diǎn)位置齊平。

圖8為不同傾斜縫與溶洞連接關(guān)系條件下含水率變化規(guī)律，可以看出：縫洞連接關(guān)系Ⅴ、Ⅵ、Ⅷ的裂縫與溶洞最低連接點(diǎn)一致，縫洞連接關(guān)系Ⅶ的裂縫與溶洞最低連接點(diǎn)低于其他3種縫洞連接關(guān)系，水驅(qū)過(guò)程中，Ⅶ無(wú)水采收率最低，Ⅴ、Ⅵ、Ⅷ無(wú)水采收率相等；與縫洞連接關(guān)系Ⅴ相比，縫洞連接關(guān)系Ⅵ見(jiàn)水后含水率上升較快，這是由于見(jiàn)水后Ⅵ油水界面以下裂縫導(dǎo)流能力較強(qiáng)，而Ⅴ油水界面以上裂縫導(dǎo)流能力較強(qiáng)?？梢?jiàn)，縫洞最低連接點(diǎn)位置決定無(wú)水采收率，縫洞最高連接點(diǎn)位置決定最終采收率，兩點(diǎn)之間的縫洞連接關(guān)系、裂縫導(dǎo)流能力決定含水率上升規(guī)律。

2.2.3 油水黏度比

在縫洞組合體完全未充填和縫洞連接關(guān)系（傾斜裂縫）確定的情況下，選用5#、15#和46#白油開(kāi)展實(shí)驗(yàn)，測(cè)得50 ℃時(shí)油水黏度比（μowr）分別為3.3、9.2和28.5，以40 mL/min的速度水驅(qū)至含水98%。圖9、圖10分別為不同油水黏度比時(shí)剩余油分布情況和含水率變化規(guī)律，可以看出：油水黏度比越大，水驅(qū)至含水98%時(shí)油水界面越低，剩余油越多；不同油水黏度比時(shí)無(wú)水采收率相同，但原油黏度越高，見(jiàn)水后含水率上升越快，含水98%時(shí)采收率越低。這是因?yàn)?，傾斜裂縫與溶洞相連時(shí)，見(jiàn)水后裂縫面與油水界面斜交，油水界面以下的裂縫為水流通道，油水界面以上的裂縫為原油流動(dòng)通道，根據(jù)分流量定理可得：

式中 fw——含水率；Kfo——裂縫對(duì)油相的滲透率，10-3μm2；Ao——裂縫中油相的過(guò)流面積，m2；Kfw——裂縫對(duì)水相的滲透率，10-3μm2；Aw——裂縫中水相的過(guò)流面積，m2。

圖7 不同傾斜縫與溶洞連接關(guān)系及水驅(qū)剩余油分布

圖8 不同傾斜縫與溶洞連接關(guān)系下含水率變化規(guī)律

圖9 不同油水黏度比時(shí)剩余油分布

圖10 不同油水黏度比時(shí)含水率變化規(guī)律

（1）式中，KfoAo代表油水界面以上裂縫對(duì)油相的導(dǎo)流能力，KfwAw代表油水界面以下裂縫對(duì)水相的導(dǎo)流能力。由（1）式可以看出，同一油水界面處，含水率僅與油水黏度比有關(guān)，油水黏度比越大，含水率越大。因此，油水黏度比為28.5時(shí)，油水界面剛剛超過(guò)裂縫最低點(diǎn)一段距離，含水率即達(dá)到98%，導(dǎo)致大量剩余油無(wú)法采出。此時(shí)采用增加注入水黏度的方法可以降低油水黏度比，減緩溶洞流出端水相流動(dòng)速度，從而降低含水率上升速度。這一結(jié)果與以往小尺度物理模型實(shí)驗(yàn)結(jié)果也存在差異，因?yàn)樾〕叨任锢砟Ｐ椭袑⒘芽p處理成喉道、毛細(xì)管或細(xì)管[6,16-17]，忽略了裂縫的平面展布特性，掩蓋了油水沿裂縫與溶洞連接線分層流動(dòng)的物理現(xiàn)象。

2.2.4 充填特征

分別向溶洞中充填不同尺寸的填充物，以40 mL/min的速度水驅(qū)至含水98%。圖11、圖12為不同充填特征時(shí)剩余油分布和含水率變化規(guī)律，可以看出：充填碳酸鹽巖巖塊時(shí)，巖塊對(duì)油水置換效應(yīng)影響較小，注入水迅速沉降至溶洞底部并使油水界面平穩(wěn)抬升，但由于部分巖塊可能存在“閣樓”空間，使油水界面以下仍有部分原油無(wú)法采出（見(jiàn)圖11a）；充填粗砂時(shí)，從充填部分上方裂縫中流入的水首先沉降至充填砂上部，由于充填部分滲透率高，在重力作用下油水很容易發(fā)生置換效應(yīng)，而充填部分裂縫中流入的水則類(lèi)似于多孔介質(zhì)流動(dòng)，既有平面驅(qū)替又有重力分異，使充填部分原油被置換出來(lái)（見(jiàn)圖11b）；充填細(xì)砂時(shí)，從充填部分上方裂縫中流入的水首先沉降至充填砂上部，但由于充填部分滲透率較低，大大限制了重力作用下的油水置換效應(yīng)，而充填部分裂縫中的注入水也只能發(fā)揮驅(qū)替作用，重力分異作用非常微弱，此時(shí)整個(gè)溶洞存在兩種驅(qū)油方式，即充填部分的多孔介質(zhì)水驅(qū)油和未充填部分重力作用下的水替油（圖11c）。無(wú)水采收率、含水率和最終采收率受到縫洞連接關(guān)系和充填特征的影響，巖塊充填和粗砂充填時(shí)充填部分基本沒(méi)有剩余油，剩余油僅存在于縫洞最高連接點(diǎn)上方，而細(xì)砂充填時(shí)，剩余油除了存在于縫洞最高連接點(diǎn)上方，還存在于充填砂的孔隙中，因此最終采收率最低。

圖11 不同充填特征時(shí)剩余油分布

圖12 不同充填特征時(shí)含水率變化規(guī)律

3 縫洞組合體內(nèi)水驅(qū)剩余油分布特征與提高采收率方法

通過(guò)水驅(qū)模擬實(shí)驗(yàn)可以發(fā)現(xiàn)：①未充填情況下，縫洞組合體內(nèi)剩余油主要存在于溶洞頂部，即“閣樓油”。原油黏度較低時(shí)，剩余油含量?jī)H決定于溶洞與流出端裂縫的連接關(guān)系，縫洞連接最高點(diǎn)位置越靠近溶洞頂部剩余油越少；原油黏度較高時(shí)，見(jiàn)水后含水率上升非?？欤m然剩余油仍存在于溶洞上部且水驅(qū)極限剩余油仍取決于縫洞連接最高點(diǎn)位置，但經(jīng)濟(jì)極限采收率時(shí)剩余油含量非常大。②充填情況下，除了洞頂?shù)摹伴w樓油”還存在充填部分剩余油，充填較疏松時(shí)，充填部分剩余油含量非常少，充填較致密時(shí)，充填部分剩余油含量較高。

縫洞組合體內(nèi)“閣樓油”是最主要的剩余油類(lèi)型，原油黏度較低時(shí)，剩余油含量?jī)H受縫洞連接關(guān)系影響；原油黏度較高時(shí)，剩余油含量還要受到油水黏度比的影響。形成“閣樓油”的根本原因是油水密度存在差異，這決定了油水在溶洞中的分布狀態(tài)，而油水黏度比是強(qiáng)化因素，影響油水之間的流動(dòng)關(guān)系。因此，注入密度低于原油的流體或者黏度較高的流體均有可能降低剩余油含量或者增加產(chǎn)油速度，從而提高經(jīng)濟(jì)效益?；谏鲜龇治?，分別開(kāi)展了水驅(qū)后轉(zhuǎn)泡沫驅(qū)和聚合物驅(qū)實(shí)驗(yàn)，圖13為不同驅(qū)替方式時(shí)剩余油分布。

圖13 不同驅(qū)替方式時(shí)剩余油分布

從圖13中可以看出：①水驅(qū)轉(zhuǎn)泡沫驅(qū)后，注入的泡沫上浮至溶洞頂部，驅(qū)替溶洞中流體，溶洞中原油和水共同流出，油氣界面和油水界面共同下移，原油流動(dòng)截面增加，水流動(dòng)截面減小，含水率降低，大量剩余油被采出。由于注入的泡沫具有遇油消泡的特性，一部分泡沫破裂成氣相和液相，氣相上浮至溶洞頂部，液相下沉至溶洞下部。泡沫驅(qū)一段時(shí)間后，油氣界面下降至縫洞最高連接點(diǎn)以下，油氣界面上部裂縫產(chǎn)泡沫，油水界面下部裂縫產(chǎn)水，兩界面之間裂縫產(chǎn)油。當(dāng)產(chǎn)油段高度降低到一定值后，含水率又恢復(fù)至98%，此時(shí)剩余油位于溶洞中部，這部分原油只有通過(guò)注入高黏度流體才能在較低的含水率下采出。②水驅(qū)轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)后，注入水黏度較高，油水黏度比降低，流出端含水率下降。當(dāng)油水界面抬升一段距離后含水率仍處于較低的水平，直至油水界面上升至裂縫頂端時(shí)，含水率才升至100%。該過(guò)程中，注入水的換油率和采油速度大幅增加，但水驅(qū)極限剩余油不發(fā)生變化，這部分剩余油仍存在于縫洞最高連接點(diǎn)上方，需要通過(guò)泡沫驅(qū)采出。

4 結(jié)論

基于相似理論建立了滿(mǎn)足幾何相似、運(yùn)動(dòng)相似、動(dòng)力相似和縫洞型油藏特征參數(shù)相似的縫洞組合體可視化物理模型，通過(guò)引入“溶洞體積與裂縫導(dǎo)流能力之比”這一相似準(zhǔn)數(shù)較好地解決了幾何相似的難題，并且可以靈活地模擬裂縫-溶洞連接關(guān)系。

采用建立的物理模型開(kāi)展了縫洞組合體水驅(qū)模擬實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明：縫洞組合體中，油水密度差異導(dǎo)致的油水置換效應(yīng)是水驅(qū)油主要機(jī)理；注入速度對(duì)縫洞組合體內(nèi)剩余油分布和含水率變化規(guī)律幾乎沒(méi)有影響；溶洞流出端縫洞連接關(guān)系是決定縫洞組合體內(nèi)極限剩余油和含水率變化規(guī)律的主要因素，縫洞最低連接點(diǎn)位置決定無(wú)水采收率，最高連接點(diǎn)位置決定最終采收率，兩點(diǎn)之間的縫洞連接關(guān)系、裂縫導(dǎo)流能力決定含水率上升規(guī)律；油水黏度比是影響產(chǎn)油速度、換油率和經(jīng)濟(jì)極限剩余油的重要因素，油水黏度比越高，產(chǎn)油速度越慢，換油率越低，含水率上升越快，達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限含水率時(shí)剩余油含量越多；若存在充填物，充填較疏松時(shí)，充填物對(duì)剩余油分布和含水率變化規(guī)律影響很小，充填較致密時(shí)，采收率大幅降低，剩余油包括“閣樓油”和充填孔隙中剩余油兩部分。

對(duì)不同驅(qū)替方式時(shí)剩余油分布進(jìn)行分析后發(fā)現(xiàn)：水驅(qū)轉(zhuǎn)泡沫驅(qū)主要啟動(dòng)溶洞頂部的閣樓油，可以大幅提高原油采收率，泡沫驅(qū)后剩余油位于溶洞中部；水驅(qū)轉(zhuǎn)聚合物驅(qū)主要增加注入水的換油率和采油速度，提高經(jīng)濟(jì)極限采收率，而對(duì)水驅(qū)極限剩余油沒(méi)有影響。

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Experiments on water flooding in fractured-vuggy cells in fractured-vuggy reservoirs

Wang Jing1,2, Liu Huiqing2, Ning Zhengfu2, Zhang Hongling2, Hong Cheng2
(1. Department of Petroleum & Geosystems Engineering, The University of Texas at Austin, Austin 78712, USA; 2. MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering in China University of Petroleum, Beijing 102249, China)

Based on the theory of scaling criteria, a physical experimental model of fractured-vuggy cell which meets the geometric similarity, kinematic similarity, dynamic similarity and characteristic parameters similarity was designed. The factors affecting fluid flow and water flooding characteristics, and the EOR features of different displacing modes were studied by experiments. The experimental results show that: Oil and water displacement effect caused by the density difference between oil and water is the main mechanism of water flooding; Injection rate has no effect on the remaining oil and water-cut; Fracture-vuggy connection is the dominant factor controlling water-free recovery, ultimate limit of remaining oil and water-cut variation in the fractured-vuggy cell; Oil-water viscosity ratio has an important effect on oil production rate, oil replacement ratio and economic limit remaining oil; When the filling degree is low, it has no effect on remaining oil, but when the filling degree is high, the remaining oil contains both “attic oil” and the oil existing in porous media; Foam flooding after water flooding enhances oil recovery by starting the attic oil at the top of vugs, and the remaining oil is in the center of the vugs after foam flooding; Polymer flooding after water flooding enhances the economic limit recovery by increasing the oil production rate and oil draining ratio, but it has no effect on the limit remaining oil of water flooding.

fractured-vuggy reservoir; water flooding experiment; fractured-vuggy cell; scaling theory; fractured-vuggy configuring relation; remaining oil; enhanced oil recovery

TE344；TE311

A

王敬（1985-），男，河北武邑人，博士，現(xiàn)為美國(guó)德州大學(xué)奧斯汀分校博士后，主要從事提高采收率和油藏?cái)?shù)值模擬等方面的研究工作。地址：北京市昌平區(qū)府學(xué)路18號(hào)，中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，郵政編碼：102249。E-mail：wangjing8510@163.com

2013-06-17

2013-11-06

（編輯 胡葦瑋 繪圖 劉方方）

1000-0747(2014)01-0067-07

10.11698/PED.2014.01.08

國(guó)家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃（973）項(xiàng)目（2011CB201006）；國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)（2011ZX05014-003-008HZ）