缝洞型油藏溶洞-裂缝组合体内水驱油模型及实验

王 敬，刘慧卿，宁正福，张红玲，洪 铖

（1. Department of Petroleum & Geosystems Engineering, The University of Texas at Austin；2. 中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室）

缝洞型油藏溶洞-裂缝组合体内水驱油模型及实验

王 敬1,2，刘慧卿2，宁正福2，张红玲2，洪 铖2

（1. Department of Petroleum & Geosystems Engineering, The University of Texas at Austin；2. 中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室）

根据相似理论设计了满足几何相似、运动相似、动力相似和缝洞特征参数相似的缝洞组合体物理模型和模拟实验，研究了缝洞组合体内流体流动特征、水驱油特征的影响因素以及不同驱替方式的提高采收率特征。模拟实验结果表明：油水密度差异导致的油水置换效应是水驱油主要机理；注水速度对剩余油分布和含水率变化规律无影响；缝洞连接关系是决定无水采收率、极限剩余油和含水率变化规律的主要因素；油水黏度比是影响产油速度、换油率和经济极限剩余油的重要因素；充填疏松时充填作用对剩余油几乎没有影响，充填致密时剩余油包括“阁楼油”和充填孔隙中剩余油两部分；水驱转泡沫驱主要通过启动溶洞顶部“阁楼油”提高采收率，泡沫驱后剩余油位于溶洞中部；水驱转聚合物驱主要通过增加注入水的换油率和采油速度提高经济极限采收率，对水驱极限剩余油无影响。图13表3参17

缝洞型油藏；水驱实验；缝洞组合体；相似理论；缝洞连接关系；剩余油；提高采收率

0 引言

缝洞型油藏具有非均质性强、缝洞储集体随机分布、溶洞-裂缝空间配置关系复杂和充填类型、充填程度多样等特点，属于空间离散介质，油藏开发存在巨大困难[1-3]。近年来，研究者开展了大量物理模拟实验研究，但是由于储集体尺度和取心条件的限制，采用的物理模型多为微观玻璃蚀刻模型、全直径岩心蚀刻模型或者垂向尺寸非常小的平面或剖面模型[4-9]。首先，这些物理模型将裂缝处理为较长喉道，忽略裂缝的平面或垂向展布特征，严重影响溶洞-裂缝间流体流动特征的表征；其次，实际油藏中溶洞、裂缝尺寸相差较大，但这些模型弱化了几何相似特征，导致模拟实验观察到的物理现象严重失真；再次，现有的蚀刻模型灵活性较差，无法准确反映溶洞-裂缝空间配置关系对水驱油特征和剩余油分布的影响。本文以缝洞组合体为研究对象，根据相似理论设计缝洞组合体物理模型及水驱油模拟实验，研究流体流动特征，分析水驱油特征的影响因素，并在分析溶洞中剩余油分布特征的基础上，研究水驱转泡沫驱和聚合物驱提高采收率的效果和机理。

1 物理模型及模拟实验

1.1 物理模型设计

大量地质研究成果[2,10-14]表明：缝洞型油藏中，溶洞是主要的储集空间，连接各溶洞的裂缝是流动通道，溶洞与裂缝相互连接构成相对独立的缝洞单元，缝洞组合体（溶洞及与其相连接的裂缝）是构成缝洞单元的最基本单位。因此，借鉴砂岩油藏研究经验，以缝洞组合体作为研究对象。根据缝洞组合体地质原型（见图1a）构建了缝洞组合体物理模型（见图1b）：模型内腔为1个边长0.2 m的立方体；一对侧壁设有玻璃视窗，另一对侧壁分别均匀分布25个孔状流道，这些流道通过嵌于内侧的裂缝相连；顶部和底部的压盖分别均匀分布9个孔状流道，可安装模拟井筒或作为模拟裂缝；通过封堵和连通相应的孔状流道，并用石蜡充填相应的内衬裂缝模拟不同的缝洞连接关系。

图1 缝洞组合体地质原型及物理模型

1.2 相似准则建立

目前已有的描述缝洞型碳酸盐岩油藏中流体流动规律的数学方程存在一定的缺陷，为了保证推导结果的正确性和适用性，首先考虑缝洞型介质中油水两相流动特征，选取可能涉及到的30个物理量（质量m，长度L，时间t，油相密度ρo，水相密度ρw，油相流速vo，水相流速vw，压力p，油相质量流量Qo，水相质量流量Qw，溶洞体积Vvug，单位长度裂缝条数nf，单位体积溶洞个数nvug，裂缝渗透率Kf，重力加速度g，油相压缩系数Co，水相压缩系数Cw，岩石压缩系数Cr，油相黏度μo，水相黏度μw，井径rw，裂缝开度xf，油相饱和度So，水相饱和度Sw，溶洞孔隙度 φv，裂缝孔隙度 φf，油相相对渗透率Kro，水相相对渗透率Krw，拟配位数ξ，充填程度η），然后基于量纲分析法得到既包括常规油藏要求的几何相似、运动相似、动力相似，又包括缝洞型油藏特征参数相似的缝洞型油藏相似准则群（见表1）。在此基础上，根据实验研究需要，将相似准数整合、重组，得到能够反映缝洞型油藏主要开发特征的相似准数群（见表2）。对缝洞型油藏而言，由于溶洞、裂缝几何尺寸相差非常大，仅以两者的某一空间尺寸特征量关系作为1个相似准则难以实现几何相似，因此，将溶洞体积与裂缝导流能力之比作为几何相似条件，通过控制物理模型中裂缝渗透率的大小实现溶洞、裂缝间的几何相似。

表1 缝洞型油藏相似准则群

表2 缝洞组合体水驱模拟实验相似准数群

1.3 实验参数

根据表2中缝洞组合体水驱模拟实验相似准数及实际油藏参数等确定模拟实验参数值（见表3）。

1.4 实验条件与流程

缝洞组合体水驱模拟实验系统主要由注入系统、模型系统、计量系统、图像采集系统4部分组成（见图2）。注入系统包括平流泵、中间容器；模型系统包括溶洞及与之相连的裂缝，裂缝由高压管线代替，高压管线在模型的连接位置可变，不同的连接位置代表不同的缝洞连接方式，高压管线内径可变，不同内径的管线代表不同导流能力的裂缝，溶洞中可以充填不同类型、不同量的充填物；计量系统主要包括量筒和天平，用于测量水驱过程中的产液情况；图像采集系统主要包括平面光源和高速摄像装置，用于观察、拍摄流体在溶洞中的运动状态、油水界面变化规律及剩余油分布规律。实验温度为50 ℃，实验压力小于1.5 MPa，原油样品为5#、15#、46#白油，原油密度为0.885 g/cm3，水黏度为0.8 mPa·s。

表3 缝洞组合体水驱模拟实验参数值

图2 缝洞组合体水驱模拟实验流程图

2 缝洞组合体水驱油特征

2.1 缝洞组合体中流体流动特征

要认识缝洞组合体内水驱油机理，首先应确定溶洞中油水运动状态和油水界面变化情况。图3为缝洞组合体内流体运动状态和油水界面抬升特征，左侧为流入端，右侧为流出端。从图3中可以看出：注入水开始进入溶洞时，缝洞连接点位于油水界面以上，注入水首先在连接点处聚集变大（见图3a），当水滴重力能够克服阻力时发生沉降，进入油水界面以下与溶洞水混合，使油水界面向上抬升，并且原油黏度越大，水滴发生沉降时尺寸越大；一段时间后，油水界面抬升至最下端流入点以上（见图3b），通过该流入点流入溶洞的水迅速与溶洞水混合，并使油水界面向上抬升；油水界面继续抬升至右侧最下部缝洞连接点以上（见图3c）时，油水界面以上裂缝流出的全部为原油，油水界面以下流出的全部为水，随着左侧水流入和油水共同产出，油水界面始终平稳地向上抬升。可见，油水密度差异导致的油水置换效应是缝洞组合体中水驱油的主要机理。

图3 缝洞组合体中流体流动及油水界面抬升特征

2.2 缝洞组合体中水驱油特征影响因素

2.2.1 注入速度

图4为不同注入速度时采出液含水率变化规律，可以看出，其他条件相同时，不同注入速度下含水率曲线基本重合，可见注入速度对于缝洞组合体内的油水流动规律几乎没有影响。这与以往小尺度缝洞物理模型研究结果不同[15]，主要是由于小尺度模型中溶洞尺寸被过度缩小，导致流入端流体进入溶洞后在惯性作用下直接到达流出端，而实际油藏中溶洞体积较大，即使流动速度非常大，流入端的注入水也不可能直接到达流出端，而是在重力作用下沉降至溶洞底部。

图4 不同注入速度下含水率变化规律

2.2.2 缝洞连接关系

在缝洞组合体完全未充填和流出端裂缝导流能力不变的条件下，变换流出端缝洞连接关系（拟配位数均为2），使用15#白油（黏度7.4 mPa·s），以40 mL/min的速度水驱至含水100%。

图5为不同水平缝与溶洞连接关系条件下水驱剩余油分布，可以看出：缝洞连接关系Ⅰ、Ⅲ相似，但Ⅰ的裂缝位于溶洞下部，而Ⅲ的裂缝位于溶洞上部，最终Ⅰ剩余油非常多，而Ⅲ剩余油较少；缝洞连接关系Ⅱ、Ⅳ存在较大差异，但是两者上部裂缝位于溶洞同一位置，最终剩余油分布基本相同。可见，水驱极限剩余油条件下，油水界面与最上部水平缝齐平，最上部水平缝越低剩余油含量越多。

图6为不同水平缝与溶洞连接关系条件下采出液含水率变化规律，可以看出：初期均为无水采油期；油水界面抬升至下部裂缝时开始见水，含水率出现“跳跃”；油水界面抬升至上部裂缝前含水率基本处于稳定状态；一段时间后，油水界面与上部裂缝齐平，所有裂缝发生水淹，含水率达到100%，采出程度不再增加，含水率呈现“台阶式”上升的特征，并且最下部裂缝位置越低，见水越早（如缝洞连接关系Ⅰ、Ⅳ），下部裂缝导流能力占流出端裂缝总导流能力比例越小，见水后含水率台阶值越小（如缝洞连接关系Ⅳ）。

图5 不同水平缝与溶洞连接关系条件下水驱剩余油分布

图6 不同水平缝与溶洞连接关系下含水率变化规律

图7 为不同倾斜缝与溶洞连接关系条件下水驱剩余油分布，可以看出：缝洞连接关系Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ的裂缝与溶洞最高连接点一致，缝洞连接关系Ⅷ的裂缝与溶洞最高连接点高于其他3种缝洞连接关系，水驱后Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ剩余油含量相等，Ⅷ最少，且油水界面均与最高连接点位置齐平。

图8为不同倾斜缝与溶洞连接关系条件下含水率变化规律，可以看出：缝洞连接关系Ⅴ、Ⅵ、Ⅷ的裂缝与溶洞最低连接点一致，缝洞连接关系Ⅶ的裂缝与溶洞最低连接点低于其他3种缝洞连接关系，水驱过程中，Ⅶ无水采收率最低，Ⅴ、Ⅵ、Ⅷ无水采收率相等；与缝洞连接关系Ⅴ相比，缝洞连接关系Ⅵ见水后含水率上升较快，这是由于见水后Ⅵ油水界面以下裂缝导流能力较强，而Ⅴ油水界面以上裂缝导流能力较强。可见，缝洞最低连接点位置决定无水采收率，缝洞最高连接点位置决定最终采收率，两点之间的缝洞连接关系、裂缝导流能力决定含水率上升规律。

2.2.3 油水黏度比

在缝洞组合体完全未充填和缝洞连接关系（倾斜裂缝）确定的情况下，选用5#、15#和46#白油开展实验，测得50 ℃时油水黏度比（μowr）分别为3.3、9.2和28.5，以40 mL/min的速度水驱至含水98%。图9、图10分别为不同油水黏度比时剩余油分布情况和含水率变化规律，可以看出：油水黏度比越大，水驱至含水98%时油水界面越低，剩余油越多；不同油水黏度比时无水采收率相同，但原油黏度越高，见水后含水率上升越快，含水98%时采收率越低。这是因为，倾斜裂缝与溶洞相连时，见水后裂缝面与油水界面斜交，油水界面以下的裂缝为水流通道，油水界面以上的裂缝为原油流动通道，根据分流量定理可得：

式中 fw——含水率；Kfo——裂缝对油相的渗透率，10-3μm2；Ao——裂缝中油相的过流面积，m2；Kfw——裂缝对水相的渗透率，10-3μm2；Aw——裂缝中水相的过流面积，m2。

图7 不同倾斜缝与溶洞连接关系及水驱剩余油分布

图8 不同倾斜缝与溶洞连接关系下含水率变化规律

图9 不同油水黏度比时剩余油分布

图10 不同油水黏度比时含水率变化规律

（1）式中，KfoAo代表油水界面以上裂缝对油相的导流能力，KfwAw代表油水界面以下裂缝对水相的导流能力。由（1）式可以看出，同一油水界面处，含水率仅与油水黏度比有关，油水黏度比越大，含水率越大。因此，油水黏度比为28.5时，油水界面刚刚超过裂缝最低点一段距离，含水率即达到98%，导致大量剩余油无法采出。此时采用增加注入水黏度的方法可以降低油水黏度比，减缓溶洞流出端水相流动速度，从而降低含水率上升速度。这一结果与以往小尺度物理模型实验结果也存在差异，因为小尺度物理模型中将裂缝处理成喉道、毛细管或细管[6,16-17]，忽略了裂缝的平面展布特性，掩盖了油水沿裂缝与溶洞连接线分层流动的物理现象。

2.2.4 充填特征

分别向溶洞中充填不同尺寸的填充物，以40 mL/min的速度水驱至含水98%。图11、图12为不同充填特征时剩余油分布和含水率变化规律，可以看出：充填碳酸盐岩岩块时，岩块对油水置换效应影响较小，注入水迅速沉降至溶洞底部并使油水界面平稳抬升，但由于部分岩块可能存在“阁楼”空间，使油水界面以下仍有部分原油无法采出（见图11a）；充填粗砂时，从充填部分上方裂缝中流入的水首先沉降至充填砂上部，由于充填部分渗透率高，在重力作用下油水很容易发生置换效应，而充填部分裂缝中流入的水则类似于多孔介质流动，既有平面驱替又有重力分异，使充填部分原油被置换出来（见图11b）；充填细砂时，从充填部分上方裂缝中流入的水首先沉降至充填砂上部，但由于充填部分渗透率较低，大大限制了重力作用下的油水置换效应，而充填部分裂缝中的注入水也只能发挥驱替作用，重力分异作用非常微弱，此时整个溶洞存在两种驱油方式，即充填部分的多孔介质水驱油和未充填部分重力作用下的水替油（图11c）。无水采收率、含水率和最终采收率受到缝洞连接关系和充填特征的影响，岩块充填和粗砂充填时充填部分基本没有剩余油，剩余油仅存在于缝洞最高连接点上方，而细砂充填时，剩余油除了存在于缝洞最高连接点上方，还存在于充填砂的孔隙中，因此最终采收率最低。

图11 不同充填特征时剩余油分布

图12 不同充填特征时含水率变化规律

3 缝洞组合体内水驱剩余油分布特征与提高采收率方法

通过水驱模拟实验可以发现：①未充填情况下，缝洞组合体内剩余油主要存在于溶洞顶部，即“阁楼油”。原油黏度较低时，剩余油含量仅决定于溶洞与流出端裂缝的连接关系，缝洞连接最高点位置越靠近溶洞顶部剩余油越少；原油黏度较高时，见水后含水率上升非常快，虽然剩余油仍存在于溶洞上部且水驱极限剩余油仍取决于缝洞连接最高点位置，但经济极限采收率时剩余油含量非常大。②充填情况下，除了洞顶的“阁楼油”还存在充填部分剩余油，充填较疏松时，充填部分剩余油含量非常少，充填较致密时，充填部分剩余油含量较高。

缝洞组合体内“阁楼油”是最主要的剩余油类型，原油黏度较低时，剩余油含量仅受缝洞连接关系影响；原油黏度较高时，剩余油含量还要受到油水黏度比的影响。形成“阁楼油”的根本原因是油水密度存在差异，这决定了油水在溶洞中的分布状态，而油水黏度比是强化因素，影响油水之间的流动关系。因此，注入密度低于原油的流体或者黏度较高的流体均有可能降低剩余油含量或者增加产油速度，从而提高经济效益。基于上述分析，分别开展了水驱后转泡沫驱和聚合物驱实验，图13为不同驱替方式时剩余油分布。

图13 不同驱替方式时剩余油分布

从图13中可以看出：①水驱转泡沫驱后，注入的泡沫上浮至溶洞顶部，驱替溶洞中流体，溶洞中原油和水共同流出，油气界面和油水界面共同下移，原油流动截面增加，水流动截面减小，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，一部分泡沫破裂成气相和液相，气相上浮至溶洞顶部，液相下沉至溶洞下部。泡沫驱一段时间后，油气界面下降至缝洞最高连接点以下，油气界面上部裂缝产泡沫，油水界面下部裂缝产水，两界面之间裂缝产油。当产油段高度降低到一定值后，含水率又恢复至98%，此时剩余油位于溶洞中部，这部分原油只有通过注入高黏度流体才能在较低的含水率下采出。②水驱转聚合物驱后，注入水黏度较高，油水黏度比降低，流出端含水率下降。当油水界面抬升一段距离后含水率仍处于较低的水平，直至油水界面上升至裂缝顶端时，含水率才升至100%。该过程中，注入水的换油率和采油速度大幅增加，但水驱极限剩余油不发生变化，这部分剩余油仍存在于缝洞最高连接点上方，需要通过泡沫驱采出。

4 结论

基于相似理论建立了满足几何相似、运动相似、动力相似和缝洞型油藏特征参数相似的缝洞组合体可视化物理模型，通过引入“溶洞体积与裂缝导流能力之比”这一相似准数较好地解决了几何相似的难题，并且可以灵活地模拟裂缝-溶洞连接关系。

采用建立的物理模型开展了缝洞组合体水驱模拟实验。结果表明：缝洞组合体中，油水密度差异导致的油水置换效应是水驱油主要机理；注入速度对缝洞组合体内剩余油分布和含水率变化规律几乎没有影响；溶洞流出端缝洞连接关系是决定缝洞组合体内极限剩余油和含水率变化规律的主要因素，缝洞最低连接点位置决定无水采收率，最高连接点位置决定最终采收率，两点之间的缝洞连接关系、裂缝导流能力决定含水率上升规律；油水黏度比是影响产油速度、换油率和经济极限剩余油的重要因素，油水黏度比越高，产油速度越慢，换油率越低，含水率上升越快，达到经济极限含水率时剩余油含量越多；若存在充填物，充填较疏松时，充填物对剩余油分布和含水率变化规律影响很小，充填较致密时，采收率大幅降低，剩余油包括“阁楼油”和充填孔隙中剩余油两部分。

对不同驱替方式时剩余油分布进行分析后发现：水驱转泡沫驱主要启动溶洞顶部的阁楼油，可以大幅提高原油采收率，泡沫驱后剩余油位于溶洞中部；水驱转聚合物驱主要增加注入水的换油率和采油速度，提高经济极限采收率，而对水驱极限剩余油没有影响。

[1] Popov P, Bi Linfeng, Efendiev Y, et al. Multiphysics and multiscale methods for modeling fluid flow through naturally fractured vuggy carbonate reservoirs[R]. SPE 105378, 2007.

[2] 李阳, 范智慧. 塔河奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞系统发育模式与分布规律[J]. 石油学报, 2011, 32(1): 101-106.

Li Yang, Fan Zhihui. Developmental pattern and distribution rule of the fracture-cavity system of Ordovician carbonate reservoirs in the Tahe Oilfield[J]. Acta Petrolei Sinica, 2011, 32(1): 101-106.

[3] 王敬, 刘慧卿, 徐杰, 等. 缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(5): 585-590.

Wang Jing, Liu Huiqing, Xu Jie, et al. Formation mechanism and distribution law of remaining oil in fracture-cavity reservoirs[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(5): 585-590.

[4] Cruz H J, Islas J R, Perez R C, et al. Oil displacement by water in vuggy fractured porous media[R]. SPE 69637, 2001.

[5] 康志宏. 缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油机理模拟试验研究[J]. 中国西部油气地质, 2006, 2(1): 87-91.

Kang Zhihong. The experiment study of oil displacement of carbonate vuggy reservoir[J]. China Western Geology, 2006, 2(1): 87-91.

[6] 王雷, 窦之林, 林涛, 等. 缝洞型油藏注水驱油可视化物理模拟研究[J]. 西南石油大学学报: 自然科学版, 2011, 33(2): 121-124.

Wang Lei, Dou Zhilin, Lin Tao, et al. Study on the visual modeling of water flooding in carbonate fracture-cavity reservoir[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2011, 33(2): 121-124.

[7] 李俊, 彭彩珍, 王雷, 等. 缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油机理模拟实验研究[J]. 天然气勘探与开发, 2008, 31(4): 41-44.

Li Jun, Peng Caizhen, Wang Lei, et al. Simulation experiment of waterdisplacing-oil mechanism in fractured-cavity carbonate oil reservoirs[J]. Natural Gas Exploration & Development, 2008, 31(4): 41-44.

[8] 李俊键, 姜汉桥, 徐晖, 等. 碳酸盐岩油藏单井缝洞型储集体开采规律试验[J]. 中国石油大学学报: 自然科学版, 2009, 33(2): 85-89.

Li Junjian, Jiang Hanqiao, Xu Hui, et al. Experiment on production laws for single well in vuggy carbonate reservoir[J]. Journal of China University of Petroleum: Edition of Natural Science, 2009, 33(2): 85-89.

[9] 郑小敏, 孙雷, 王雷, 等. 缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油机理物理模拟研究[J]. 西南石油大学学报: 自然科学版, 2010, 32(2): 89-92.

Zheng Xiaomin, Sun Lei, Wang Lei, et al. Physical simulation of water displacing oil mechanism for vuggy fractured carbonate rock reservoir[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2010, 32(2): 89-92.

[10] 郑松青, 李阳, 张宏方. 碳酸盐岩缝洞型油藏网络模型[J]. 中国石油大学学报: 自然科学版, 2010, 34(3): 72-75, 79.

Zheng Songqing, Li Yang, Zhang Hongfang. Fracture-cavity network model for fracture cavity carbonate reservoir[J]. Journal of China University of Petroleum: Edition of Natural Science, 2010, 34(3):72-75, 79.

[11] 赵文智, 沈安江, 胡素云, 等. 中国碳酸盐岩储集层大型化发育的地质条件与分布特征[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(1): 1-12.

Zhao Wenzhi, Shen Anjiang, Hu Suyun, et al. Geological conditions and distributional features of large-scale carbonate reservoirs onshore China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(1): 1-12.

[12] 倪新锋, 沈安江, 潘文庆, 等. 优质碳酸盐岩缝洞型储集层地质建模: 以塔中北斜坡及塔北南缘奥陶系为例[J]. 石油勘探与开发, 2013, 40(4): 414-422.

Ni Xinfeng, Shen Anjiang, Pan Wenqing, et al. Geological modeling of excellent fractured-vuggy carbonate reservoirs: A case study of the Ordovician in the northern slope of Tazhong palaeouplift and the southern area of Tabei slope, Tarim Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(4): 414-422.

[13] 罗娟, 鲁新便, 巫波, 等. 塔河油田缝洞型油藏高产油井见水预警评价技术[J]. 石油勘探与开发, 2013, 40(4): 468-473.

Luo Juan, Lu Xinbian, Wu Bo, et al. A water breakthrough warning system of high-yield wells in fractured-vuggy reservoirs in Tahe Oilfield[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(4): 468-473.

[14] 焦方正, 窦之林. 塔河碳酸盐岩缝洞型油藏开发研究与实践[M].北京: 石油工业出版社, 2008: 22-27.

Jiao Fangzheng, Dou Zhilin. Development research and practice of carbonate reservoir in Tahe Oilfield[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2008: 22-27.

[15] 卢占国. 缝洞型介质流体流动规律研究[D]. 东营: 中国石油大学, 2010: 76-92.

Lu Zhanguo. Fluid flow law in fractured vuggy media[D]. Dongying: China University of Petroleum, 2010: 76-92.

[16] 王世洁. 基于真实岩芯刻蚀模型的缝洞油藏水驱油机理[J]. 西南石油大学学报: 自然科学版, 2011, 33(6): 75-79.

Wang Shijie. Study on the water flooding mechanism of carbonate fractured-cavity reservoir based on real core etching model[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2011, 33(6): 75-79.

[17] 鹴李, 李允. 缝洞型碳酸盐岩孤立溶洞注水替油实验研究[J]. 西南石油大学学报: 自然科学版, 2010, 32(1): 117-120.

Li Shuang, Li Yun. An experimental research on water injection to replace the oil in isolated caves in fracture-cavity carbonate rock oilfield[J]. Journal of Southwest Petroleum University: Science & Technology Edition, 2010, 32(1): 117-120.

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，现为美国德州大学奥斯汀分校博士后，主要从事提高采收率和油藏数值模拟等方面的研究工作。地址：北京市昌平区府学路18号，中国石油大学（北京）石油工程学院，邮政编码：102249。E-mail：wangjing8510@163.com

2013-06-17

2013-11-06

（编辑 胡苇玮 绘图 刘方方）

1000-0747(2014)01-0067-07

10.11698/PED.2014.01.08

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）