孙雷，陈敏，桑頔，冯洋

（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）

不同孔隙类型礁灰岩模型微观水驱渗流实验

孙雷，陈敏，桑頔，冯洋

（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）

为了更好地了解礁灰岩储层中的流体在微观渗流过程中的渗流规律和分布特征，文中以流花油田D5P1井为例，利用礁灰岩岩心制作了岩心薄片模型，采用可视化技术微观模拟水驱油过程，并选取具有代表性的4种孔隙类型进行对比分析研究。实验观察发现，裂缝方向与微观流体渗流和剩余油的分布密切相关，孔洞的存在有利于提高岩心采收率，在驱替结束时基质中普遍存在大量的剩余油。这些发现为该油田下一步进行注水开发提供了参考依据。

礁灰岩岩心；微观水驱油；驱油效率；渗流规律；剩余油分布

目前，关于微观渗流驱替模拟实验研究的内容很丰富，但主要集中在玻璃刻蚀仿真模型和真实的砂岩模型研究方面［1］。这2类研究很少关注岩石基质的影响，而且对礁灰岩的微观水驱渗流实验研究也较少。本文针对流花油田D5P1井礁灰岩储层组成复杂的特点，利用微观渗流可视化技术［2-3］，筛选了由该油田岩心制成的4种典型孔隙结构的微观渗流驱替模型，并对流体在4种模型中的渗流规律以及剩余油的分布状况进行了分析。

1 微观驱替实验

1.1 岩心薄片数据和流体选择

礁灰岩岩心微观薄片的尺寸为10 mm×10 mm×3 mm，根据铸体薄片分析结果［4］，并针对礁灰岩的孔隙结构特征［5］，将孔隙类型划分为致密型、裂缝-基质型、孔隙-孔洞型、孔洞-裂缝型。岩心薄片取心数据如表1所示。为便于观察，岩心初始饱和的是未染色的地层水，饱和油使用油溶红染色的模拟油，黏度为63.8 mPa·s（20℃），代表真实地表原油黏度，水驱过程采用甲基蓝染色的地层水。

表1 岩心数据

1.2 实验流程

连接管线，调整光源，选取拍摄位置，抽真空，施加围压（7 MPa）；饱和透明地层水，模拟原始含水状态；红色模拟油驱替地层水；用甲基蓝染色的地层水驱替红色模拟油；对实时观测的微观驱油图像进行处理和分析［6-7］，进行水驱油微观剩余油分布计算。

上述计算公式中：A为孔隙面积，Aw为水驱后含水面积，Aor为残余油面积，Aoi为原始含油面积，Soi为原始含油面积百分数，Sor为残余油面积百分数，E为驱替效率。

2 实验过程图像分析

2.1 致密型

针对实验过程中的图像变化，选取了图1所示具有代表性的4张图片。

图1 致密型礁灰岩模型微观驱替实验过程

由图1可以观察到：1）水驱效率偏低，但整体水驱推进较为均匀，说明该类储层的均质性虽相对较好（红色方框所示），但其中的油却较难被采出，由此可知该类储层对产油的贡献不大。2）图片中很多被模拟油染红的区块变白（绿圈所示），表示染色的地层水在驱替模拟油的过程中存在原始地层水驱替模拟油的现象，而该区块却很难被染色地层水所驱替。该现象说明，在水驱过程中，即便某些孔隙驱替液很难进入，但也可能通过波及作用来驱替这些位置的油。3）观察到被染红和染蓝位置的颜色有深有浅，这是图片表面下孔隙相互交错重叠导致的。这说明在礁灰岩储层中，孔隙的三维分布现象十分明显，暗示其小孔隙的发育较多。4）剩余油主要以侵染状大量存在于未被水驱波及到的基质中，其次以油水相互侵染状存在于某些相对较易流动的基质中（绿圈所示）。

2.2 裂缝-基质型

实验过程图像变化如图2所示。

由图2可以观察到：1）对于存在裂缝的礁灰岩岩心薄片，水驱现象不明显，同时水驱效率也低。这是因为流体在渗流过程中，若遇见裂缝则会优先沿裂缝流动，导致裂缝周围基质中的模拟油很难被波及，以致难以被采出。2）水驱过程中，模拟油面积存在扩大或颜色加深的现象（蓝圈所示）。这说明在水驱过程中，模拟油被驱赶到了平时难以被油饱和到的位置，而该位置的油很难被采出。3）对于与驱替方向垂直的裂缝（红色方框所示），其背后的红色明显变浅（红圈所示）。这说明当裂缝与驱替方向垂直时，有助于提高水驱波及面积，增大采出程度。4）剩余油主要分布于未被水驱波及到的基质中（绿框所示），其次以油膜状分布于裂缝壁面（黄圈所示），以及以油水相互侵染状分布于基质中（紫圈所示）。

2.3 孔隙-孔洞型

实验过程图像变化如图3所示。

由图3可以观察到：1）水驱过程变化明显，水驱效率也高。这说明当存在孔洞时，流体虽然会优先驱替孔洞中的模拟油，但是因为孔洞的不连续性，地层水通过基质向下一孔洞流动，所以流体对孔洞周围基质中模拟油的驱替程度也较高（红圈部分）。2）红色和蓝色部分在孔洞位置颜色较深，在基质位置颜色较浅，且深浅程度各不相同。说明相对于孔洞来说，同等面积下，基质中含油量和含水量较低。3）剩余油主要以油膜状分布于孔洞壁面（黄圈所示），以侵染状分布于未被水驱波及的基质中（绿圈所示），以油水相互侵染状分布于基质中（紫圈所示）、死孔洞中（蓝圈所示）。

2.4 孔洞-裂缝型

实验过程图像变化如图4所示。

图2 裂缝-基质型礁灰岩模型微观驱替实验过程

图3 孔隙-孔洞型礁灰岩模型微观驱替实验过程

图4 孔洞-裂缝型礁灰岩模型微观驱替实验过程

由图4可以观察到：1）图中红框部分的采出程度较高，这是因为红框部分含有一些小孔洞，而孔洞中的油较易被采出。2）裂缝两边附近的模拟油饱和量较少，且采出程度较低。说明裂缝虽然会增加岩心薄片的导流能力，但同时也会降低裂缝附近基质中模拟油的采出量。3）剩余油主要以侵染状分布在裂缝两边的基质中（红圈部分），以油水相互侵染状分布于孔洞周围的基质中（紫圈部分），以油膜状分布于裂缝和孔洞的壁面上（绿圈部分）。

3 实验结果及分析

运用图像处理软件计算染色面积的大小，结合计算公式可得表2数据，以及4组礁灰岩模型中含油和含水面积随驱替时间的变化情况（见图5）。

表2 微观驱替实验数据

图5 4种模型中含油、含水面积的变化情况

由表2结合图5可知：1）对于礁灰岩岩心，水驱前期驱油速度较快，而后期较慢。这是因为前期主要是驱替孔隙、裂缝以及溶洞中的模拟油，该部分的渗透性较好，而后期主要驱替基质、缝洞壁面的模拟油，所以需要时间较长。2）致密型礁灰岩模型水驱所用时间较长，而对于裂缝基质模型，在后期即便是长时间水驱，其采出程度的提高也不明显，可见裂缝对水驱开发的影响十分显著。3）含有孔洞的礁灰岩模型，其采出程度都偏高，水驱用时也短，可见孔洞的存在非常有助于在很短的时间内提高模拟油的采出量。

4 结论

1）总体上来说，微观模拟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，因此不建议在油田开发后期采用注水的开发方式。

2）基质对流体渗流和剩余油分布影响很大，故微观渗流驱替模拟实验中不能忽略其存在。

3）裂缝对模拟油的采出量影响很大，这与裂缝的方向有关，孔洞有助于提高模拟油的采出量，而基质中存在的大量剩余油可作为下一步开发的侧重点。

［1］ 闫伟超，孙建孟.微观剩余油研究现状分析［J］.地球物理学进展，2016，31（5）：2198-2211.

［2］ SUN W，QU Z H.Characterization of water injection in low permeable rock using sandstone micro-model［J］.SPE 86964，2004.

［3］ 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.

［4］ 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.

［5］ 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.

［6］ 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.

［7］ 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 孙薇）

Experimental study on micro water flooding seepage of real reef limestone with different pore types

SUN Lei,CHEN Min,SANG Di,FENG Yang
(State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China)

In order to understand the micro-seepage regularity and remaining oil distribution characteristics of the fluid in the reef limestone reservoir,the real core of the D5P1 Well in the Liuhua Oilfield is used to make the core model.The experimental process of microscopic water flooding was observed by visualization technique,and four representative types of porosity were selected for comparative analysis.The experimental observation shows that the direction of the fracture is closely related to the micro fluid seepage and the distribution of remaining oil;the pores are beneficial to improve the recovery of crude oil,and large amounts of residual oil are present in the matrix at the end of displacement.These findings provide a reference for the further development of water injection in this oilfield.

reef limestone core;micro water flooding;oil displacement efficiency;seepage regularity;remaining oil distribution

TE311

A

国家自然科学基金项目“南海北部洋陆过渡带深水盆地结构和演化及其对南海扩张的启示”（41272121）

10.6056/dkyqt201704024

2016-12-23；改回日期：2017-05-20。

孙雷，男，1954年生，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工作。E-mail：sunleiswpi@163.com。

陈敏，男，1990年生，在读硕士研究生，研究方向为提高采收率。 E-mail：z394642048@163.com。

孙雷，陈敏，桑頔，等.不同孔隙类型礁灰岩模型微观水驱渗流实验［J］.断块油气田，2017，24（4）：546-549.

SUN Lei，CHEN Min，SANG Di，et al.Experimental study on micro water flooding seepage of real reef limestone with different pore types［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：546-549.