不同相带孔喉和相渗特征分析

1.孔喉特征

通过研究不同相带与取芯样品压汞图对应关系，孔喉变化有一定的规律性。从河道微相到远砂微相，平均渗透率从236 mD 变为16 mD，平均喉道半径从中喉（3.96 μm）变化为细喉（1.65 μm），分选系数从2.31 变为3.55，分选性逐渐变差。

2.相渗特征

通过对不同相带相对渗透率归一化处理，从河道微相到远砂微相，有一定的相渗变化规律（图3－47），两相共渗区减少了17.0 个百分点，等渗点向左偏移了8.7 个百分点。

图3-47　不同相带相对渗透率归一化对比曲线

天然岩芯微观可视化水驱实验步骤：

①将岩芯抽真空后加压装入饱和地层水。

②油驱水至束缚水，即以0.1 mL／min 的注入速度驱至出口端基本不出水后，改用0.5 mL／min 驱至出口端基本不出水后，停止油驱。油驱过程中选取一个网格连续摄像，观察油水分布规律。

③水驱油至残余油，即以0.1 mL／min 的注入速度驱至出口端基本不出油后，改用0.5 mL／min 驱至出口端基本不出油后，停止水驱。水驱过程中选取一个网格连续摄像，观察水驱油动态过程和油水分布规律。

通过对储层岩石的七块样品的微观水驱油实验，观察到岩样的水驱前缘有非均匀水驱前缘，也有均匀水驱前缘。主要有以下几种水驱油过程（图中蓝色为水，红色是油）。

（1）非均匀驱替——指状驱替型

该驱替类型表现为，水先沿低阻力通道突进，在出口端很快形成突破。水突破后，波及面积在平面上逐渐扩大。该水驱过程无水期短，水驱效率低。整个水驱过程如图3－48～图3－51 所示。

（2）非均匀驱替——舌状驱替型

该水驱油过程表现为水驱初期前缘呈舌状分布。随着水驱进行，舌状突进逐渐变宽，相互之间连成一片，没有连片的地方形成了绕流残余油。可以看出，这种类型无水期采收率中等，水驱油前缘推进相对均匀稳定，但该过程可形成较大的绕流残余油块。其整个水驱油过程如图3－52～图3－55 所示。

（3）非均匀驱替——网状驱替型

该水驱油过程表现为水驱初期前缘呈网状分布。随着水驱进行，网格逐渐变小，相互之间连成一片，没有连片的地方形成了绕流残余油。可以看出，这种类型无水期采收率相对较高，水驱油前缘推进相对均匀稳定，但该过程可形成较大的绕流残余油块。其整个水驱油过程如图3－56～图3－59 所示。

图3-48　模型原始含油饱和度状态

图3-49　模型（上方与下方）水道突进状态

图3-50　模型残余油状态

图3-51　模型加大水驱速度后残余油状态

图3-52　模型原始含油饱和度状态

图3-53　水驱初期前缘呈舌状分布状态

图3-54　模型残余油状态

图3-55　模型加大水驱速度后残余油状态

图3-56　模型原始含油饱和度状态

图3-57　模型水驱初期前缘成网状分布状态(www.xing528.com)

图3-58　模型残余油状态

图3-59　模型加大水驱速度后残余油状态

通过实验可知，在3 种沉积微相中存在4 种驱替方式。河道以网状突进为主，前缘以舌状突进为主，远砂以指状突进为主。均匀突进驱替在3 种微相中都比较少。加大水驱速度，微细喉道得以动用，3 种驱替类型的驱油效率均有一定提高。驱油效率提高幅度不同，河道到远砂，分别提高了3.6%、4.5%和5.6%。

岩芯微观可视化水驱实验步骤：采用带有颜色的环氧树脂溶液代替原油直接抽空饱和进入岩芯，然后进行水驱油实验。岩芯固化后，充分干燥，再次抽空饱和另一种颜色环氧溶液代替岩芯中驱替水。实验结束后进行固化，最终形成岩芯铸体薄片，实现水驱后微观剩余油分布规律研究。具体实验步骤如下。

①岩芯的选取与处理：选取工作目的层的天然岩芯，进行清洗和烘干。

②配制与目的层原油黏度相近的环氧树脂溶液并加入红色染色剂；配制与目的层地层水黏度相近的环氧树脂溶液，并加入蓝色染色剂。

③将工作目的层的天然岩芯抽空饱和，利用步骤②配制的红色环氧树脂溶液建立束缚水。

④将步骤③中建立束缚水的天然岩芯水驱至含水98%以上，烘干固化。

⑤采用驱替方法将与目的层地层水黏度相近的蓝色环氧树脂溶液驱替至经步骤④烘干固化后的天然岩芯中后，烘干固化。

⑥将步骤⑤烘干固化后的天然岩芯切片并磨片，得到天然岩芯的铸体薄片。

⑦根据岩芯铸体薄片照片进行图像分析，确定剩余油的形态、分布特征及数量。

所述的与目的层原油黏度及水黏度相近的环氧树脂溶液由环氧树脂溶液、稀释剂和固化剂组成。所述的稀释剂为丙酮或长链酮，固化剂由乙烯基三胺和乙二胺复配而成。选取带有颜色的环氧树脂溶液代替原油，进行驱替实验，明确天然岩芯驱替后微观剩余油赋存状态。

实验结果与分析：利用图像处理软件定量分析微观驱替实验剩余油分布。本软件可将微观剩余油自动分为斑块状、网络状、柱状、孤岛状及条带状几种类型（图3－60 和表3－4），并可以定量分析不同类型微观剩余油。

图3-60　天然岩芯水驱后不同类型微观剩余油赋存状态

表3-4　不同类型微观剩余油定量分析数据一览表%

由表3－4 以看出，图3－60 中的微观剩余油以斑块状为主，其次是孤岛状和条带状。

本次实验针对河道微相、前缘微相、远砂微相的岩芯进行天然岩芯微观可视化实验。

依据河道微相岩芯不同类型微观剩余油分布状态（图3－61），利用图像处理软件可以得到不同类型微观剩余油所占的比例（图3－62）。其中图3－62 所示河道微相岩芯水驱后不同类型微观剩余油所占比例为：斑块状剩余油36.51%，网络状剩余油27.96%，条带状剩余油23.92%，孤岛状剩余油4.17%，柱状剩余油7.44%。由此可见，河道微相岩芯水驱后微观剩余油以斑块状为主，其次是网络状和条带状。流出液含水99.5%时，Sor＝0.202。

图3-61　河道微相岩芯水驱后微观剩余油分布状态

图3-62　相岩芯不同类型微观剩余油分布状态

依据前缘微相天然岩芯水驱后的实验图像（图3－63），利用图像处理软件可以得到不同类型微观剩余油所占的比例（图3－64）。其中，图3－64 中前缘微相岩芯水驱后不同类型微观剩余油所占比例为：斑块状剩余油27.9%，网络状剩余油20.5%，条带状剩余油17.28%，孤岛状剩余油25.1%，柱状剩余油9.22%。由此可见，前缘微相岩芯水驱后微观剩余油以斑块状为主，其次是孤岛状和条带状。流出液含水99.5%时，Sor＝0.31。

图3-63　水驱后微观剩余油分布状态

图3-64　不同类型微观剩余油分布状态

依据远砂微相天然岩芯水驱后的实验图像（图3－65），利用图像处理软件可以得到不同类型微观剩余油所占的比例（图3－66）。驱后不同类型微观剩余油所占比例为：斑块状剩余油23.56%，网络状剩余油21.11%，条带状剩余油30.85%，孤岛状剩余油20.92%，柱状剩余油3.56%。由此可见，远砂微相岩芯水驱后微观剩余油以条带状为主，其次是斑块状和孤岛状。流出液含水99.5%时，Sor＝0.37。

图3-65　水驱后微观剩余油分布状态

图3-66　不同类型微观剩余油分布状态