缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律_王敬
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表1
裂缝下方溶洞标号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 AC/cm 3.1 2.7 2.5 2.9 2.7 3.1 3.0 3.0 3.1 3.4
1.3 随机模型制备 将水泥和固体石蜡通过混合 - 搅拌 - 凝固 - 切割 - 熔 蜡 -粘接的方式制备缝洞随机模型（见图 2） ：首先将不 同尺寸、不同形状的固体石蜡与固体粉末（碳酸盐岩粉 末与水泥混合物，水泥主要起胶结作用）混合搅拌并制
Formation mechanism and distribution law of remaining oil in fracture-cavity reservoirs
Wang Jing1, Liu Huiqing1, Xu Jie1, Zhang Hongfang2
(1. MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering in China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. Petroleum Exploration and Production Institute, Sinopec, Beijing 100083, China) Abstract: Drilling and dewaxing methods are used to create the quantitative model and stochastic model for fracture-cavity reservoirs
石 2012 年 10 月
油
勘
探
与
开
发 Vol.39 No.5 585
PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT
文章编号： 1000-0747(2012)05-0585-06
缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律
王敬 1，刘慧卿 1，徐杰 1，张宏方 2
（ 1. 中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室； 2. 中国石化勘探开发研究院） 基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目（2011CB201006） ；国家科技重大专项（2011ZX05014-003-008HZ） 摘要： 采用钻孔和熔蜡的方法分别制备了缝洞油藏定量模型和随机模型，并用两种模型进行全直径岩心驱油实验，研究 缝洞型油藏中剩余油形成机制及分布规律。 研究结果表明： 驱替相与被驱替相的密度差异和缝洞连接点位置决定溶洞中流 体分布规律；一次水驱结束后剩余油包括油水密度差异形成的“阁楼油” 、油水置换非瞬时性造成的“封存油” 、溶洞不规 则性造成的“角隅油” 、缝洞复杂连接关系或者低连通度造成的“盲洞油”以及岩石润湿性造成的“油膜” 。连接点位置越 高， “阁楼油”含量越少；注入速度越低、原油黏度越小， “封存油”含量越少；溶洞形状越规则，角隅数量越少， “角隅油” 含量越少；缝洞连接关系越简单、连通程度越高， “盲洞油”含量越少；水湿岩石表面“油膜”含量较少。图 8 表 1 参 12 关键词： 缝洞型油藏；全直径岩心；剩余油；形成机制；分布规律 中图分类号： TE344; TE311 文献标识码： A
respectively, which are used to investigate oil displacement in full diameter cores and to study the formation mechanism and distribution law of remaining oil in fracture-cavity reservoirs. The density difference between displacing phase and displaced phase and the connection position between fractures and cavities determine the fluid distribution in the cave. After the first water flooding, the remaining oil is composed of the following parts: the “attic oil” caused by the density difference between oil and water, the “occlusion oil” formed because the oil-to-water replacement is not instantaneous, the “corner oil” caused by the irregularity of the cave, the “blind cavity oil” formed because of the complex connection or low connectivity of the fracture-cavity system, and the “oil film” caused by the wettability of rocks. When the connection is higher, the amount of the “attic oil” is less. When the injecting velocity is lower and the viscosity of crude oil is lower, the amount of “occlusion oil” is less. The content of “corner oil” will become less when the cave figure is more regular, and the amount of corner is less. The amount of “blind cavity oil” is less when the connection is simple or the connectivity is high. In addition, on the water-wet rock surface, the content of “oil film” is less.
本文采用钻孔和熔蜡的方法建立了缝洞油藏定量模型 和随机模型，并进行全直径岩心驱替实验研究，结合 定量模型和随机模型实验结果分析了不同驱替阶段缝 洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布及各类剩余油形成机 制，对缝洞型油藏开发具有一定的指导意义。
1 缝洞型油藏全直径岩心模型
1.1 定量模型制备 由于全直径岩心驱替实验的驱油过程不可视，只 能在实验结束后取出岩心观察裂缝、溶洞中的油水分
钻头在各个截面上下和两侧对应位置钻孔（孔径约 17 mm），然后将各部分粘合（粘合面均垫上 0.2 mm 铜 片），最后用孔径为 613 μm 的滤网包裹，即得到缝洞 油藏全直径岩心定量模型。该模型具有缝洞分布简单、 连接方式单一、溶洞结构规则等特点。
图1
缝洞油藏全直径岩心定量模型
1.2 定量模型参数 定量模型各溶洞尺寸见表 1，其中溶洞 3（ 3） 、8 （ 8 ）同时与纵截面和斜截面相连，溶洞 11、 12、 13 均与纵截面垂直且两侧溶洞深度相等，溶洞 11 总深度 4.0 cm、 溶洞 12 总深度 4.5 cm、 溶洞 13 总深度 3.5 cm。
586Hale Waihona Puke Baidu
石油勘探与开发・油气田开发
Vol. 39
No.5
布，这个过程可能会产生一定的人为误差，因此笔者 首先设计了缝洞分布特征、结构尺寸已知的定量模型， 通过水驱、气驱实验数据分析不同驱替阶段油水分布 情况，为研究随机模型不同阶段油水分布规律提供依 据。将直径 100 mm、长度 330 mm 的岩心分别按与横 截面夹角 45和 60切割（见图 1），并用直径 16 mm
图2 缝洞油藏全直径岩心随机模型
2012 年 10 月
王敬 等：缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律
587
成圆柱形，待凝固后用岩心切割机将其按照高角度缝的 标准切开，放入 85 ℃的恒温箱中 12 h，使固体石蜡熔 化并流出，然后将各部分粘接起来，从而得到缝洞油藏 全直径岩心随机模型， 岩心直径 100 mm、 长度 330 mm。 1.4 随机模型特征 采用熔蜡方法制备的随机模型具有以下特点：溶 洞、裂缝空间随机分布；溶洞尺寸大小不一、形状多 样，包括 1 cm 、 8 cm 的立方体，直径 1 cm 的球体， 直径 1.5 cm 的圆柱体以及长 1 cm、 2 cm 和 3 cm 不规 则的多面体，并且很多洞体带有复杂的角隅；缝洞连 接方式复杂，包括缝 - 洞、洞 - 洞、洞 - 缝 - 洞、缝 - 洞 - 缝 相连，溶洞配位数为 1～ 4，同一配位数下缝洞接触方 式包括点、线、面接触等；溶洞、裂缝嵌在岩心内部， 基质不具备储渗能力，整个岩心具有极强的非均质性， 这些特点使得随机物理模型更接近实际油藏。
3 3
注水（一次水驱） ，驱替至出口端含水 100%，计量产 液、产油体积； ③ 停止驱替，静置 15 h 后再次由底部 注水（二次水驱） ，驱替至出口端含水 100%，计量产 液、产油体积； ④ 停止水驱，由顶部注气，驱替至锥 形瓶内质量基本不再增加，计量产液、产油体积。 2.3 实验结果及分析 2.3.1 定量模型驱油实验 以 1 mL/min 速度注水， 计算水线推进速度约为 2.5 cm/min，即 36.0 m/d，该速度在现场正常注水推进速 度（ 30～ 150 m/d）范围之内 [11]。 驱油实验结果见图 4。由图 4 可见，水驱油初期为 无水采油期，该阶段比较长，产油速率较高，见水后 含水上升较快、产油速率迅速下降且具有极强的跳跃 性，与现场典型缝洞单元水驱开发特征相似 [12]。一次 水驱结束后阶段产油量为 96.8 mL， 一次水驱采收率为 72.6%， 无水采收率为 31.8%； 二次水驱产油量为 5.5 mL， 采收率为 4.1%，水驱累计采油量为 102.3 mL，与裂缝 下方溶洞体积、裂缝斜穿溶洞体积和裂缝体积之和 107.19 cm3 接近；气驱阶段产液量为 105.8 mL，与裂 缝上方溶洞体积、裂缝斜穿溶洞体积和裂缝体积之和 109.69 cm3 接近，气驱阶段产油量为 23.00 mL，与裂 缝上方溶洞体积 26.11 cm3 接近；气驱结束后，累计产 油量为 125.3 mL，最终采收率为 94.0%。取出岩心观 察流体分布情况，溶洞中剩余的流体基本为水且分布 于裂缝下方溶洞中（见图 5a、5b） ，其他位置均为空腔 （见图 5c、5d） 。分析原因，由于水的密度大于油的密 度，在油水密度差作用下，底部注入的水从 B 点进入 溶洞底部，置换出溶洞中的原油，当油水界面升至 A 点时，注入水从 A 点流出，因此水驱（一次水驱 +二次 水驱）阶段采出原油基本为溶洞 A 点下方和裂缝中的 原油， 而 A 点上方的原油无法采出， 即通常所说的 “阁 楼油” ；但是由于原油黏度比水黏度大很多，注入水很
各溶洞尺寸
裂缝上方溶洞标号 1′ 2′ 3′ 4′ 5′ 6′ 7′ 8′ 9′ 10′ AD/cm 2.5 2.5 0.5 2.4 2.2 0.5 0.6 0.2 0.6 0.2
根据以上数据计算全直径岩心各部分溶洞体积： 裂缝下方溶洞总体积为 23.61 cm3，裂缝上方溶洞总体 积为 26.11 cm3，裂缝斜穿溶洞总体积为 72.16 cm3，裂 缝体积为 11.42 cm3，溶洞裂缝总体积为 133.30 cm3， 孔隙度为 5.14%。
Key words: fracture-cavity reservoir; full diameter core; remaining oil; formation mechanism; distribution law
0 引言
塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏裂缝、溶洞非常发 育， 流体储存于缝洞中， 基质基本不具备储渗能力 [1-3]。 缝洞型碳酸盐岩储集层具有非均质性强、空间结构复 杂、缝洞随机分布、溶洞大小不一、裂缝倾角较大等 特点，缝洞型碳酸盐岩油藏的开发在国内外仍处于探 索阶段 [4-6]。近年来，许多学者开展了大量的物理模拟 实验研究，但受取心条件的限制，所采用的模型多为 规则的、确定性的空间分布，或者为填砂模型近似处 理 [7-10]。这些简化的物理模型无法正确反映裂缝、溶洞 空间分布特征，给开发方案制定和调整带来较大困难。
裂缝下方溶洞标号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 AC/cm 3.1 2.7 2.5 2.9 2.7 3.1 3.0 3.0 3.1 3.4
1.3 随机模型制备 将水泥和固体石蜡通过混合 - 搅拌 - 凝固 - 切割 - 熔 蜡 -粘接的方式制备缝洞随机模型（见图 2） ：首先将不 同尺寸、不同形状的固体石蜡与固体粉末（碳酸盐岩粉 末与水泥混合物，水泥主要起胶结作用）混合搅拌并制
Formation mechanism and distribution law of remaining oil in fracture-cavity reservoirs
Wang Jing1, Liu Huiqing1, Xu Jie1, Zhang Hongfang2
(1. MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering in China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. Petroleum Exploration and Production Institute, Sinopec, Beijing 100083, China) Abstract: Drilling and dewaxing methods are used to create the quantitative model and stochastic model for fracture-cavity reservoirs
石 2012 年 10 月
油
勘
探
与
开
发 Vol.39 No.5 585
PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT
文章编号： 1000-0747(2012)05-0585-06
缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律
王敬 1，刘慧卿 1，徐杰 1，张宏方 2
（ 1. 中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室； 2. 中国石化勘探开发研究院） 基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目（2011CB201006） ；国家科技重大专项（2011ZX05014-003-008HZ） 摘要： 采用钻孔和熔蜡的方法分别制备了缝洞油藏定量模型和随机模型，并用两种模型进行全直径岩心驱油实验，研究 缝洞型油藏中剩余油形成机制及分布规律。 研究结果表明： 驱替相与被驱替相的密度差异和缝洞连接点位置决定溶洞中流 体分布规律；一次水驱结束后剩余油包括油水密度差异形成的“阁楼油” 、油水置换非瞬时性造成的“封存油” 、溶洞不规 则性造成的“角隅油” 、缝洞复杂连接关系或者低连通度造成的“盲洞油”以及岩石润湿性造成的“油膜” 。连接点位置越 高， “阁楼油”含量越少；注入速度越低、原油黏度越小， “封存油”含量越少；溶洞形状越规则，角隅数量越少， “角隅油” 含量越少；缝洞连接关系越简单、连通程度越高， “盲洞油”含量越少；水湿岩石表面“油膜”含量较少。图 8 表 1 参 12 关键词： 缝洞型油藏；全直径岩心；剩余油；形成机制；分布规律 中图分类号： TE344; TE311 文献标识码： A
respectively, which are used to investigate oil displacement in full diameter cores and to study the formation mechanism and distribution law of remaining oil in fracture-cavity reservoirs. The density difference between displacing phase and displaced phase and the connection position between fractures and cavities determine the fluid distribution in the cave. After the first water flooding, the remaining oil is composed of the following parts: the “attic oil” caused by the density difference between oil and water, the “occlusion oil” formed because the oil-to-water replacement is not instantaneous, the “corner oil” caused by the irregularity of the cave, the “blind cavity oil” formed because of the complex connection or low connectivity of the fracture-cavity system, and the “oil film” caused by the wettability of rocks. When the connection is higher, the amount of the “attic oil” is less. When the injecting velocity is lower and the viscosity of crude oil is lower, the amount of “occlusion oil” is less. The content of “corner oil” will become less when the cave figure is more regular, and the amount of corner is less. The amount of “blind cavity oil” is less when the connection is simple or the connectivity is high. In addition, on the water-wet rock surface, the content of “oil film” is less.
本文采用钻孔和熔蜡的方法建立了缝洞油藏定量模型 和随机模型，并进行全直径岩心驱替实验研究，结合 定量模型和随机模型实验结果分析了不同驱替阶段缝 洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布及各类剩余油形成机 制，对缝洞型油藏开发具有一定的指导意义。
1 缝洞型油藏全直径岩心模型
1.1 定量模型制备 由于全直径岩心驱替实验的驱油过程不可视，只 能在实验结束后取出岩心观察裂缝、溶洞中的油水分
钻头在各个截面上下和两侧对应位置钻孔（孔径约 17 mm），然后将各部分粘合（粘合面均垫上 0.2 mm 铜 片），最后用孔径为 613 μm 的滤网包裹，即得到缝洞 油藏全直径岩心定量模型。该模型具有缝洞分布简单、 连接方式单一、溶洞结构规则等特点。
图1
缝洞油藏全直径岩心定量模型
1.2 定量模型参数 定量模型各溶洞尺寸见表 1，其中溶洞 3（ 3） 、8 （ 8 ）同时与纵截面和斜截面相连，溶洞 11、 12、 13 均与纵截面垂直且两侧溶洞深度相等，溶洞 11 总深度 4.0 cm、 溶洞 12 总深度 4.5 cm、 溶洞 13 总深度 3.5 cm。
586Hale Waihona Puke Baidu
石油勘探与开发・油气田开发
Vol. 39
No.5
布，这个过程可能会产生一定的人为误差，因此笔者 首先设计了缝洞分布特征、结构尺寸已知的定量模型， 通过水驱、气驱实验数据分析不同驱替阶段油水分布 情况，为研究随机模型不同阶段油水分布规律提供依 据。将直径 100 mm、长度 330 mm 的岩心分别按与横 截面夹角 45和 60切割（见图 1），并用直径 16 mm
图2 缝洞油藏全直径岩心随机模型
2012 年 10 月
王敬 等：缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律
587
成圆柱形，待凝固后用岩心切割机将其按照高角度缝的 标准切开，放入 85 ℃的恒温箱中 12 h，使固体石蜡熔 化并流出，然后将各部分粘接起来，从而得到缝洞油藏 全直径岩心随机模型， 岩心直径 100 mm、 长度 330 mm。 1.4 随机模型特征 采用熔蜡方法制备的随机模型具有以下特点：溶 洞、裂缝空间随机分布；溶洞尺寸大小不一、形状多 样，包括 1 cm 、 8 cm 的立方体，直径 1 cm 的球体， 直径 1.5 cm 的圆柱体以及长 1 cm、 2 cm 和 3 cm 不规 则的多面体，并且很多洞体带有复杂的角隅；缝洞连 接方式复杂，包括缝 - 洞、洞 - 洞、洞 - 缝 - 洞、缝 - 洞 - 缝 相连，溶洞配位数为 1～ 4，同一配位数下缝洞接触方 式包括点、线、面接触等；溶洞、裂缝嵌在岩心内部， 基质不具备储渗能力，整个岩心具有极强的非均质性， 这些特点使得随机物理模型更接近实际油藏。
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注水（一次水驱） ，驱替至出口端含水 100%，计量产 液、产油体积； ③ 停止驱替，静置 15 h 后再次由底部 注水（二次水驱） ，驱替至出口端含水 100%，计量产 液、产油体积； ④ 停止水驱，由顶部注气，驱替至锥 形瓶内质量基本不再增加，计量产液、产油体积。 2.3 实验结果及分析 2.3.1 定量模型驱油实验 以 1 mL/min 速度注水， 计算水线推进速度约为 2.5 cm/min，即 36.0 m/d，该速度在现场正常注水推进速 度（ 30～ 150 m/d）范围之内 [11]。 驱油实验结果见图 4。由图 4 可见，水驱油初期为 无水采油期，该阶段比较长，产油速率较高，见水后 含水上升较快、产油速率迅速下降且具有极强的跳跃 性，与现场典型缝洞单元水驱开发特征相似 [12]。一次 水驱结束后阶段产油量为 96.8 mL， 一次水驱采收率为 72.6%， 无水采收率为 31.8%； 二次水驱产油量为 5.5 mL， 采收率为 4.1%，水驱累计采油量为 102.3 mL，与裂缝 下方溶洞体积、裂缝斜穿溶洞体积和裂缝体积之和 107.19 cm3 接近；气驱阶段产液量为 105.8 mL，与裂 缝上方溶洞体积、裂缝斜穿溶洞体积和裂缝体积之和 109.69 cm3 接近，气驱阶段产油量为 23.00 mL，与裂 缝上方溶洞体积 26.11 cm3 接近；气驱结束后，累计产 油量为 125.3 mL，最终采收率为 94.0%。取出岩心观 察流体分布情况，溶洞中剩余的流体基本为水且分布 于裂缝下方溶洞中（见图 5a、5b） ，其他位置均为空腔 （见图 5c、5d） 。分析原因，由于水的密度大于油的密 度，在油水密度差作用下，底部注入的水从 B 点进入 溶洞底部，置换出溶洞中的原油，当油水界面升至 A 点时，注入水从 A 点流出，因此水驱（一次水驱 +二次 水驱）阶段采出原油基本为溶洞 A 点下方和裂缝中的 原油， 而 A 点上方的原油无法采出， 即通常所说的 “阁 楼油” ；但是由于原油黏度比水黏度大很多，注入水很
各溶洞尺寸
裂缝上方溶洞标号 1′ 2′ 3′ 4′ 5′ 6′ 7′ 8′ 9′ 10′ AD/cm 2.5 2.5 0.5 2.4 2.2 0.5 0.6 0.2 0.6 0.2
根据以上数据计算全直径岩心各部分溶洞体积： 裂缝下方溶洞总体积为 23.61 cm3，裂缝上方溶洞总体 积为 26.11 cm3，裂缝斜穿溶洞总体积为 72.16 cm3，裂 缝体积为 11.42 cm3，溶洞裂缝总体积为 133.30 cm3， 孔隙度为 5.14%。
Key words: fracture-cavity reservoir; full diameter core; remaining oil; formation mechanism; distribution law
0 引言
塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏裂缝、溶洞非常发 育， 流体储存于缝洞中， 基质基本不具备储渗能力 [1-3]。 缝洞型碳酸盐岩储集层具有非均质性强、空间结构复 杂、缝洞随机分布、溶洞大小不一、裂缝倾角较大等 特点，缝洞型碳酸盐岩油藏的开发在国内外仍处于探 索阶段 [4-6]。近年来，许多学者开展了大量的物理模拟 实验研究，但受取心条件的限制，所采用的模型多为 规则的、确定性的空间分布，或者为填砂模型近似处 理 [7-10]。这些简化的物理模型无法正确反映裂缝、溶洞 空间分布特征，给开发方案制定和调整带来较大困难。