CN108875148A - 缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图的建立方法及模型和应用 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图的建立方法及模型和应用。所述方法包括如下步骤：建立的目标井组区域的地质模型为基础，标记其中的裂缝、溶洞和暗河，获得所述目标井组区域的地质模型三维剖面结构图；以三维剖面结构图为基础，对地质模型进行分层展示，并选择所述目标井组区域的井之间最具代表性的路径对各井进行二维切割连接，得到各井之间的二维剖面图；以二维剖面图为基础，勾划出溶洞和暗河的区域，以勾划出来的封闭区域的整体作为溶洞区，得到二维剖面缝洞结构刻画图；利用地震蚂蚁体数据对二维剖面缝洞结构刻画图中的大尺度裂缝周围的中尺度裂缝进行还原，得到所述缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图。
Description
技术领域
本发明涉及石油勘探领域，具体的说，本发明涉及一种缝洞型碳酸盐岩油藏裂缝分布图的建立方法及模型和应用。
背景技术
在不整合面下碳酸盐岩油藏形成有效油气储层的主要因素是风化壳岩溶作用，岩溶作用使油藏的岩溶地貌和溶蚀缝洞***更加复杂，还会导致碳酸盐岩的岩石结构各异，在水动力作用下，从而造成岩溶在垂向及平面上的发育不均匀。对岩溶储层进行合理的垂向划分是实现碳酸盐岩油藏有效开发的重要举措。根据岩溶缝洞***发育强弱及地下水运动方式、岩溶作用方式，将裸露岩溶区碳酸盐岩地区在垂向上划分为表层岩溶带、渗流岩溶带、径流岩溶带、潜流岩溶带。
其中，表层岩溶带溶蚀孔洞以低角度为主，高角度为辅，在断层、构造裂缝和风化裂缝形成处会发育高角度的溶蚀裂缝。地表水进入奥陶系内部沿断层和高角度裂缝运动形成渗流岩溶带。渗流岩溶带发育高角度裂缝和溶蚀孔洞。潜水面以下为潜流岩溶带，潜流岩溶带水流由高势区流向低势区，溶洞充填砂泥沉积物。一旦潜水面上升则为径流岩溶带，径流岩溶带溶蚀储集空间与潜流岩溶带类似。
裂缝是缝洞型碳酸盐岩油藏的主要渗流通道和储集空间，对油气田开发应用意义重大。与常规油藏相比，缝洞型碳酸盐岩油藏储层裂缝遭受一定的溶蚀，导致其裂缝宽度增大。通过对裂缝储集体的识别可知表层岩溶带中存在四种裂缝尺寸，分别为大尺度裂缝、中尺度裂缝、小尺度裂缝和微裂缝。大尺度裂缝的裂缝宽度大于10mm，延伸长度大于68m；中尺度裂缝的裂缝宽度大于10mm，延伸长度在17～68m之间；由于小尺度裂缝和微裂缝的裂缝宽度和延伸长度相对较小，地震资料难以预测，因此其有效裂缝主要为大尺度裂缝和中尺度裂缝。裂缝倾角主要为80～90°，大多为高角度缝。
溶洞充填现象普遍存在，其充填程度和充填物的类型的不同对溶洞的储集物性具有很大的影响。依据充填物的量的不同将溶洞的充填程度分为三种：未充填、半充填和全充填。而绝对未充填溶洞实际上是不存在的，只存在充填程度上的差异。不同充填程度的溶洞，其储集性能不同，部分充填的溶洞是最有效的溶洞，而完全充填的溶洞其储集性能需要依据具体情况具体分析。
目前缝洞型油藏注水、注气开发中存在窜逸问题，严重影响了气驱采收率，针对表层岩溶带储集体类型，现有井网注气后剩余油类型与赋存状态尚不清楚，另外由于现有的缝洞型碳酸盐岩油藏可视化物理模型设计在模拟实际油藏储层地质情况方面多有不足。已有的缝洞型碳酸盐岩可视化物理模型多为环氧树脂浇筑或玻璃管组合而成，大多数模型旨在显示不同的缝洞组合关系，而非反映真实地质构造。且模型中溶洞多为规则圆形孔洞，裂缝设计为直线，与实际油藏地质构造存在差异，导致不能真实反映真实储层流体流动过程，研究结果指导性较差。缝洞型碳酸盐岩油藏发育特征复杂，规模差异性较大，非均质性严重，因此现有的模型与实际油藏地质特征和生产特征吻合度较低，研究结果缺乏普遍性。
由此，本发明人凭借多年从事相关行业的经验与实践，提出一种与实际油藏储层地质条件相符的可视化缝洞实验模型，设计与建立水驱油、气驱油相关实验方法，以克服现有技术的缺陷。
发明内容
本发明的一个目的在于提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图的建立方法。
本发明的另一目的在于提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏二维可视化模型的建立方法。
本发明的另一目的在于提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏二维可视化模型。
本发明的再一目的在于提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏二维可视化驱替模拟气体辅助重力驱实验方法。
为达上述目的，一方面，本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图的建立方法，其中，所述方法包括如下步骤：
(1)以Petrel E&P Software Platform软件建立的目标井组区域的地质模型为基础，标记其中的裂缝、溶洞和暗河，获得所述目标井组区域的地质模型三维剖面结构图；
(2)以步骤(1)得到的三维剖面结构图为基础，对地质模型进行分层展示，并选择所述目标井组区域的井之间最具代表性的路径对各井进行二维切割连接，得到各井之间的二维剖面图；
(3)以步骤(2)得到的二维剖面图为基础，勾划出溶洞和暗河的区域(对溶洞和暗河进行描述)，以勾划出来的封闭区域的整体作为溶洞区，得到二维剖面缝洞结构刻画图；
(4)利用Petrel E&P Software Platform软件得到的所述目标井组区域的地震蚂蚁体数据对步骤(3)得到的二维剖面缝洞结构刻画图中的大尺度裂缝周围的中尺度裂缝进行还原，得到所述缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)还包括依据实际的大尺度裂缝带对地质模型得到的裂缝进行还原的步骤。
步骤(2)所述的二维切割连接，是Petrel E&P Software Platform软件的常规操作，譬如是在Petrel E&P Software Platform软件打开三维剖面结构，选取最具代表性的切割路径，然后垂直切割，得到若干二维剖面图，最后将二维剖面图组合在一起，构成完整的二维剖面图。
一般来说，裂缝储集体表层岩溶带中存在四种裂缝尺寸，分别为大尺度裂缝、中尺度裂缝、小尺度裂缝和微裂缝。大尺度裂缝的裂缝宽度大于10mm，延伸长度大于68m；中尺度裂缝的裂缝宽度大于10mm，延伸长度在17～68m之间；由于小尺度裂缝和微裂缝的裂缝宽度和延伸长度相对较小，地震资料难以预测，因此其有效裂缝主要为大尺度裂缝和中尺度裂缝。
裂缝倾角主要为80～90°，大多为高角度缝。
本发明步骤(4)是利用已有的地震蚂蚁体数据对井间模拟进行约束，蚂蚁体数据通过发现和跟踪不连续性断裂来反映断裂信息，参考蚂蚁体分布图对大尺度裂缝周围的中尺度裂缝按分布概率进行还原，得到中尺度裂缝的分布图。
另一方面，本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏二维可视化模型的建立方法，其中，所述方法包括如下步骤：
(1)按照权利要求1的方法建立目标井组区域的缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图；
(2)将步骤(1)得到缝洞分布图刻画在片状模型介质的面积最大的一面，通过刻画出来的凹槽表示目标井组区域的裂缝和溶洞，在片状模型介质上钻深孔表示目标井组区域的井组，并确保表示井组的凹槽延伸至模型顶部且与外界连通；在该模型介质的同一面的底部开设底水槽，并确保底水槽与靠近底部的裂缝相连通；
(3)根据研究需要对勾划出来的溶洞区进行填充；
(4)对步骤(3)的凹槽和底水槽进行封闭处理得到模型本体，以使得模型在使用过程中，凹槽和底水槽中的液体不会由模型侧表面漏出；
(5)在模型底部等距设置1-5个与底水槽连通的底水入口，并在模型顶部每个表示井组的凹槽与外界连通的出口处设置接口，得到所述的二维可视化模型。
根据本发明一些具体实施方案，其中，片状模型介质的宽度为40-70cm，高度为20-40cm。
根据本发明一些具体实施方案，其中，凹槽和底水槽的深度为0.1-20mm。
根据本发明一些具体实施方案，其中，底水槽高度为20-50mm，宽度与表示裂缝和溶洞的凹槽的分布宽度一致。
根据本发明一些具体实施方案，其中，模型介质的材质为有机玻璃。
根据本发明一些具体实施方案，其中，模型介质的厚度为10-30mm。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)在片状模型介质上钻深孔，并在深孔内设置钢管表示目标井组区域的井组。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)所述钢管内径为2-4mm；优选为3mm。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(3)使用直径为0.5mm-3mm的玻璃珠或石英砂作为填充物。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(3)是根据研究需要，按照填充度为20％-80％对勾划出来的溶洞区进行填充。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(3)在钻制表示井组的深孔时，是钻制2-3条长度互不相同的平行深孔表示一个井，其中每两个相邻深孔的垂直距离小于等于3cm。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(3)相邻两个深孔长度(高度)差为10-15cm。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(3)每两个相邻深孔的垂直距离为1.5-3cm。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)是用透明材料对凹槽和底水槽进行封闭处理。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)是用透明膜对模型介质的刻画凹槽的一面进行封闭，然后再在透明膜外面固定设置一层透明密封层形成模型本体。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(4)所述透明密封层为有机玻璃板。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(5)还包括在每个接口上设置二通阀。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(5)包括先在模型本体四周设置边框，然后在边框底部等距设置2-5个与底水槽连通的底水入口，并在边框顶部对应每个表示井组的凹槽的位置设置接口，该接口所对应的表示井组的凹槽通过该接口与外界连通，得到所述的二维可视化模型。
另一方面，本发明还提供了本发明所述的方法制备得到的缝洞型碳酸盐岩油藏二维可视化模型。
再一方面，本发明还提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏二维可视化驱替模拟气体辅助重力驱实验方法，其中，所述实验方法是以本发明所述的二维可视化模型为实验装置进行，所述实验装置是钻制2-3条长度互不相同的平行深孔表示一个井，所述方法包括：
(1)根据目标井组区域配制模拟油和模拟地层水；
(2)利用模型底部的底水入口将整个模型饱和模拟油，以记录的累计饱和模拟油用量为饱和油量；然后通过底水入口将底水槽注满模拟地层水，以记录的累计模拟地层水用量为饱和地层水量；由饱和油量减去饱和地层水量为缝洞介质总体积；
(3)通过底水入口向模型内注入模拟地层水，进行底水驱替实验，在表示一个井的2-3条平行深孔中选择相对较深的深孔，并关闭其他深孔，记录各井的含水率、向模型内注入模拟地层水的压力，当任意一口井的顶部接口的出水含水率达到98％时，关闭该井顶部接口，该井的底水驱替实验结束；
(4)在底水驱替实验中，当任意一口井含水率达到98％后，以该井作为注水井，其余井作为采出井，将注水井顶部的接口连接另一装有模拟地层水的中间容器，此中间容器通过管路与恒速恒压驱替泵连接，利用恒速恒压驱替泵在流速0.01-20ml/min下注入地层水，开始注水驱替实验，同时保持底水驱替，实时记录含水率未达98％的采出井的含水率、模型注水驱替压力、底水驱替压力，当各采出井的采出***水率分别达到98％时，依次关闭相应采出井顶部的接口，注水驱替实验结束；
(5)注水驱替实验结束后，保持底水入口开放，通过井的顶部接口向完成注水驱替实验的注水井注入N2，进行注气驱替实验，记录采出井的含水率、气油比、模型注气驱替压力、底水驱替压力，当各采出井发生气窜时，依次关闭气窜的采出井，注气驱替实验结束；
(6)在注气驱替实验后，将发生气窜的采出井依次关闭，并在表示同一个井的另外1-2个深孔中选择相对较浅的深孔，打开其顶部接口继续作为采出井，进行N2辅助重力驱替实验，同时关闭表示同一个井的其余深孔，N2辅助重力驱替实验过程中，保持底水入口开放，通过采出井顶部的接口向采出井注入N2，连接计算机，设置N2注入流速为0.1～20ml/min，开始氮气辅助重力驱替实验，实时记录采出井的含水率、气油比，模型注气驱替压力、底水驱替压力，当采出井分别发生气窜时，依次关闭采出井，氮气辅助重力驱替实验结束。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)所述模拟油为石蜡油和航空煤油的混合物。
根据本发明一些具体实施方案，其中，航空煤油和石蜡油的质量比为1:20-1:10。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(3)中当钻制2-3条长度互不相同的平行深孔表示同一井组时，是根据所模拟的井深，在表示一个井组的2-3条平行深孔中选择相对较深的深孔，并关闭其他深孔。
根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(5)注入N2时N2流速为3-6ml/min。
根据本发明一些具体实施方案，其中，分别各自独立的在步骤(3)用视频记录模型中底水驱替过程、在步骤(4)用视频记录缝洞模型中注水驱替过程、在步骤(5)用视频记录模型的注气驱替过程、以及在步骤(6)用视频记录缝洞模型中N2辅助重力驱替过程。
本发明所述模拟地层水是用水加入无机盐配制矿化度接近实际地层水的水样，譬如可以加入硫酸钠、硫酸钾、氯化钙、氯化镁等无机盐，使其矿化度接近实际地层水。也可以用其他水质。
综上所述，本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图的建立方法及模型和应用。本发明的方法具有如下优点：
(1)模型与真实油藏地质构造及流体流动规律一致
参考真实储层间距(纵横比例1:2左右)确定模型尺寸为垂向长度200mm～400mm、横向长度400mm～700mm之间。裂缝和溶洞模拟真实地质构造。地层的有效裂缝主要为大尺度裂缝和中尺度裂缝。因此模型采用两种裂缝开度，裂缝开度介于0.1mm～10mm之间，裂缝倾角主要为80～90°。大尺度裂缝深度10mm～5mm，中尺度裂缝深度5mm～0.1mm，溶洞深度5mm～15mm。断层以裂缝群形式呈现，以贴切实际地质构造。将三口井分别设定不同的深度并在底部预留适当长方体空槽作为底水槽，以模拟底水驱，注水驱，气驱，氮气辅助重力驱替，使流体流动规律与真实油藏储层流体流动及开发过程一致。
可视化模型中溶洞单元为主要的储集空间，模型采用粘性膜进行密封，其可拆卸性质能够满足溶洞内充填的要求，本模型溶洞充填程度为20％～80％之间，具体充填情况如图所示。采用直径0.5mm～3mm之间的透明玻璃珠作为充填物以模拟溶洞内充填情况，通过改变充填物的量来改变不同的充填程度。
可视化模型中从左到右分别为1号井、2号井、3号井、4号井、5号井、6号井。其中2号井、3号井、5号井分别模拟拔高后的1号井、4号井、6号井，以体现驱替过程中重力发挥的作用，实现氮气驱和氮气辅助重力驱两种驱油过程，分析其剩余油分布规律和流体流动规律。
(2)模型制作更加精细，可视化程度更高
以往的二维可视化模型多采用环氧树脂浇筑而成，环氧树脂是一种很好的粘合剂，可有效粘合裂缝与溶洞，但由于通常使用环氧树脂时，不会特定选择固化温度，而固化剂在环氧树脂固化过程中放出的大量的热量使树脂暴聚，造成模型透明度大大降低，不能清晰的有效观察。因此，本模型采用有机玻璃板进行刻蚀，用透明的有粘性的膜进行密封，其可视化程度大大提高，考虑到膜的粘性有限，为防止漏失，在膜的外面加了一层薄的有机玻璃板，用许多小螺丝将其固定在一起，并辅以双面胶粘合，以提高模型的密封性。
可视化模型底部设置三个底水入口，在模型饱和油之后，由底水入口处向底水槽以某一恒定流速注水，顶部三口井连接软管采油，以模拟底水驱，注水驱，气驱，氮气辅助重力驱等驱替过程。
附图说明
图1为实施例1的二维可视化剖面模型的刻画试样图；
图2为实施例1的二维可视化剖面模型图；
图3为实施例1的地质模型三维剖面结构；
图4为实施例1分层展示的三维构造剖面图；
图5为实施例1经过二维切割连接得到的各井之间的二维剖面图；
图6为参考真实裂缝构造对二维剖面模型中的大尺度裂缝进行还原的图；
图7为实施例1大尺度裂缝还原完成图；
图8为真实溶洞形态；
图9为实施例1的二维剖面缝洞结构刻画图；
图10为实施例1的蚂蚁体分布概率图；
图11为实施例1的由蚂蚁体分布概率图反映得到的中尺度裂缝分布图；
图12为真实储层裂缝形态图；
图13为真实储层溶洞形态图；
图14为本发明实施例设备连接图。
具体实施方式
以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。
实施例1
一、模型建立
1、缝洞分布图的建立：
(1)用Petrel E&P Software Platform打开已有的塔河油田奥陶系油藏某区某井组地质模型，选取裂缝、溶洞及暗河等具有代表性的介质展示储层地质构造，并用不同颜色区域分别表示裂缝、溶洞、暗河和基质，软件建立的目标井组区域的地质模型为基础，标记其中的裂缝并依据实际的大尺度裂缝带对地质模型得到的裂缝进行还原、溶洞和暗河，获得所述目标井组区域的地质模型三维剖面结构图；地质模型三维剖面结构如图3所示；现有的二维地质模型多反映不同的缝洞连接关系(如洞-缝-洞，缝-洞-缝等)，分析不同的缝洞连接关系下流体的流动规律；且模型较规整，缝为单一直线型，洞为规则圆形；与真实油藏地质构造多有不符。由图6和图7可知真实的裂缝并非单一直线型，而是许多开度不同，长度不同的裂缝错综复杂的交叉在一起组成裂缝群，裂缝群的规模有大有小，其中大规模的裂缝交织在一起以反映真实地质中的大断裂，小规模的裂缝交织在一起以反映真实地质中的大尺度裂缝或中尺度裂缝。本模型在参考现有的三维地质模型的基础上建立，二维剖面图中的较粗的区域反映地质中的大断裂，较细的区域反映大尺度裂缝和中尺度裂缝，溶洞依据实际地质设计为不规则形状，更符合真实的地质构造；
(2)以步骤(1)得到的三维剖面结构图为基础，对地质模型进行分层展示，如图4所示，图4为对A井-B井-C井井组分三层进行展示的三维构造剖面图，并选择所述目标井组区域的井之间最具代表性的路径对各井进行二维切割连接，得到各井之间的二维剖面图；如图5所示的A井-B井-C井之间的二维剖面图；
(3)在真实溶洞形态(如图8所示)的基础上依据步骤(2)得到的二维剖面图中溶洞和暗河的大致形态，勾划出溶洞和暗河的区域，以勾划出来的封闭区域的整体作为溶洞区，得到二维剖面缝洞结构刻画图，如图9所示；
(4)利用Petrel E&P Software Platform软件得到的所述目标井组区域的地震蚂蚁体数据(如图10所示)对步骤(3)得到的二维剖面缝洞结构刻画图中的大尺度裂缝周围的中尺度裂缝进行还原，得到所述缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图，如图11所示。
2、模型制作
(1)将前面得到缝洞分布图刻画在厚度为20mm的有机玻璃板表面，有机玻璃板宽度60cm，高度为30cm；通过刻画出来的凹槽表示目标井组区域的裂缝和溶洞，在有机玻璃板上钻深孔表示目标井组区域的井组，并在深孔内设置钢管，钢管内径为3mm，并确保表示井组的凹槽延伸至模型顶部且与外界连通；为了研究生产层位上返对驱替实验的影响，本模型通过调整井筒深度实现生产层位上返及高注或低注驱替过程。若通过对一口井进行拔高达到调整井筒深度，这种做法对于物理模型的稳固性造成伤害，而且不利于多次实验，造成模型的成本过高，可重复使用用性不强；本模型用2个长度不同的深孔表示一个井组以模拟生产层位上返的目的，使模型的驱替实验更加方便，模型设计更加合理；本模型共设置3个井组；其中表示一个井组的2个深孔的垂直距离为2cm，2个深孔的长度分别为5cm和15cm；考虑到实际油藏流体驱替过程中首先进行的是油藏天然能量开采，因此在该模型介质的同一面的底部开设底水槽，并确保底水槽与靠近底部的裂缝相连通，用于模拟天然底水驱替；凹槽和底水槽的深度为10mm，底水槽高度为30mm，宽度与表示裂缝和溶洞的凹槽的分布宽度一致；长方体形状可以保证由底部上升的底水平缓上升，不会出现底水锥进现象；
(2)根据研究需要按照填充度为50％对勾划出来的溶洞区使用直径为2mm的玻璃珠或石英砂作为填充物进行填充；
(3)使用透明膜对步骤(2)对模型介质的刻画凹槽的一面封闭处理，然后再在透明膜外面固定设置一层有机玻璃板得到模型本体，以使得模型在使用过程中，凹槽和底水槽中的液体不会由模型侧表面漏出；通过观察真实储层裂缝与溶洞的形态，可知真实裂缝并非单一直线形态，而是以曲折多裂缝条带组成的裂缝群形式存在，而溶洞也是形状不一，大小各异，如图12和图13所示。在此基础上，同时考虑裂缝开度、长度、角度及溶洞洞高、长度、厚度等因素，通过对前述缝洞分布图进行勾勒，得A井-B井-C井二维可视化剖面模型的刻画试样，如图1所示；其中11表示井组，数字1-6为井编号；12为溶洞区域；13为大裂缝；14为小裂缝；15为底水槽；
(4)在模型本体四周设置边框，然后在边框底部等距设置3个与底水槽连通的底水入口，并在边框顶部对应每个表示井组的深孔的位置设置接口，该接口所对应的表示井组的凹槽通过该接口与外界连通，在每个接口上设置二通阀，得到所述的二维可视化模型，如图2所示；其中21为边框；22为接口；23为接口上的二通阀；24为底水入口；25为底水入口的二通阀。
二、实验操作
1、实验条件
根据塔河油田地层条件以及实验要求选择实验用油为石蜡油与航空煤油按比例混合配置的模拟油，黏度为23.8mPa·s；实验用水为模拟地层水，密度为1.032g/mL，矿化度为220g/L；实验用气为高压氮气，纯度为99.99％，标准状况下粘度为0.0178mPa·s。实验在常温常压条件下进行。分别用甲基蓝和苏丹红将模拟地层水和模拟油染色，以便于观察不同实验阶段油水分布规律。
2、主要材料及装置
实验装置主要由二维可视化模型、恒速恒压驱替泵、装有模拟油和地层水的若干活塞式中间容器(即模拟油中间容器、用于给注水井注水的模拟地层水中间容器、和用于注入底水的模拟地层水中间容器)、压差传感器、气体流量计和高压氮气瓶组成，如图14所示，其中31为二维可视化模型、32为模拟油中间容器、33为用于给注水井注水的模拟地层水中间容器(也称注水中间容器)、34为用于注入底水的模拟地层水中间容器(也称底水中间容器)、35和35’为恒速恒压驱替泵、36为氮气源、37为气体流量控制仪、38为压力测量装置、39为油、气、水的计量装置。
恒速恒压驱替泵工作压力为0MPa～30MPa，流速范围为0.01mL·min-1～10mL·min-1；活塞式中间容器容量为1L，最大工作压力为32MPa。该装置可以为模型提供饱和油、底水驱替、转注水及转注氮气、氮气辅助重力驱替等实验。油水计量及压力检测***主要由量筒和连接电脑的压差传感器组成，气体流量计及实验控制台对实验进行控制，通过Logitech Pro C922视频摄像头对整个实验流程进行录像，拍摄分辨率为800*480。
3、实验方案
(1)模型实验装置连接
可视化物理模型底部三个接口通过六通阀连接底水中间容器，通过恒速恒压驱替泵提供动力，模型顶部从左到右的六口井通过软管接出，模型的接口通过压环压冒与外部的活塞式中间容器连通。模型中含有溶洞二十多个，其中充填程度20％～50％的溶洞有十多个，充填程度50％～80％的溶洞有几个，裂缝若干条，其中构成的大的裂缝群若干条，用于模拟断层。大尺度裂缝开度为10mm～1mm，中尺度裂缝开度1mm～0.1mm。裂缝角度大部分在80°～90°之间。
(2)饱和油实验
将模型置于支架上，模型底部三个底水入口通过六通阀与装有模拟油的模拟油中间容器连接，模拟油中间容器通过铁管与恒速恒压驱替泵连接，打开模型六口井顶部接口的二通阀开关，保持模型顶部畅通。打开恒速恒压驱替泵-模拟油中间容器-可视化模型管路，设置恒速恒压驱替泵在适当流速下进行注入，开始饱和油，记录恒速恒压驱替泵累计流量，即为饱和油量，直至整个模型均饱和完为止。将模拟油中间容器去除，改接到装有模拟地层水的底水中间容器，打开恒速恒压驱替泵-底水中间容器-可视化模型管路，开始注入直至底水槽全部充满模拟地层水为止，记录恒速恒压驱替泵累计流量，即为饱和地层水的量，由饱和油量减去饱和地层水量即为模型的孔隙总体积。
(3)底水驱替实验
模型底部三个接口通过六通阀与装有模拟地层水的底水中间容器连接，底水中间容器通过铁管与恒速恒压驱替泵连接，关闭2号井、3号井、5号井，打开1号井、4号井、6号井。打开恒速恒压驱替泵-底水中间容器-可视化模型管路，设置恒速恒压驱替泵在适当流速下进行注入，开始底水驱替实验。实时记录1号井、4号井、6号井的含水率、模型底水驱替压力、视频记录缝洞模型中底水驱替过程。当任意一口井的采出***水率大于98％时，关闭相应采出口，直至三口井的含水率均达到98％时，底水驱替实验结束。
本实验能够获得缝洞型碳酸盐岩油藏底水驱替过程中的底水驱替压差变化，采出井见水时间、含水率、产油速度、产液速度，油藏采收率、底水驱替剩余油分布等。
(4)注水驱替实验
在底水驱替实验中，当任意一口井见水后，以该井作为注水井，其余井作为采出井，将该注水井连接另一装有模拟地层水的注水中间容器，注水中间容器通过铁管与另一恒速恒压驱替泵连接，打开恒速恒压驱替泵-注水中间容器-可视化模型顶部管路，设置恒速恒压驱替泵在流速10ml/min下进行注入，开始注水驱替实验，同时进行底水驱替实验。实时记录含水率未达98％的两口采出井的含水率、模型注水驱替压力、底水驱替压力，视频记录缝洞模型中底水驱替过程。当两口井中任意一口井的采出口(顶部接口)含水率大于98％时，关闭相应采出口，注水驱替实验结束。
本实验能够获得缝洞型碳酸盐岩油藏注水驱替过程中的注水驱替压差变化，采出井见水时间、含水率、产油速度、产液速度，油藏采收率、注水驱替剩余油分布等。
(5)注N2驱替实验
注N2过程中，底水通路保持打开，注水通路关闭。将注水井出口(顶部接口)转接N2气源，打开可视化模型顶部-气体流量控制仪-打开N2气源，连接计算机，设置适当的气体流速，打开实验摄像装置，开始注气驱替实验，实时记录采出井的含水率、含气率，模型注气驱替压力、底水驱替压力，视频记录缝洞模型中注气驱替过程。当采出井含水率大于98％或发生气窜时，关闭采出井，注气驱替实验结束。
本实验能够获取缝洞型碳酸盐岩油藏在特定的注入方式下，注气驱替过程中驱替压差变化，采出井含水率、含气率、产油速度、产液速度，油藏采收率、注气驱替剩余油分布等。
(6)N2辅助重力驱替实验
N2辅助重力驱替实验过程中，底水通路保持打开，注水通路关闭。在转注水驱替实验后，将发生气窜的采出井关闭，打开其旁边的表示同一井组的深度较浅的井与气体流量控制仪及N2气源相连接进行高注低采驱替实验。打开可视化模型顶部-气体流量控制仪-打开N2气源，连接计算机，设置适当的气体流速(10ml/min)，打开实验摄像装置，开始注气驱替实验，实时记录唯一未见水的井的含水率、含气率，模型注气驱替压力、底水驱替压力，视频记录缝洞模型中注气驱替过程。当采出井发生气窜时，关闭采出井，注气驱替实验结束。
本实验能够获取缝洞型碳酸盐岩油藏在特定的注入方式下，注气驱替过程中驱替压差变化，采出井含水率、含气率、产油速度、产液速度，油藏采收率、注气驱替剩余油分布等。
Claims (10)
1.一种缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图的建立方法，其中，所述方法包括如下步骤：
(1)以Petrel E&P Software Platform软件建立的目标井组区域的地质模型为基础，标记其中的裂缝(优选还包括依据实际的大尺度裂缝带对地质模型得到的裂缝进行还原的步骤)、溶洞和暗河，获得所述目标井组区域的地质模型三维剖面结构图；
(2)以步骤(1)得到的三维剖面结构图为基础，对地质模型进行分层展示，并选择所述目标井组区域的井之间最具代表性的路径对各井进行二维切割连接，得到各井之间的二维剖面图；
(3)以步骤(2)得到的二维剖面图为基础，勾划出溶洞和暗河的区域，以勾划出来的封闭区域的整体作为溶洞区，得到二维剖面缝洞结构刻画图；
(4)利用Petrel E&P Software Platform软件得到的所述目标井组区域的地震蚂蚁体数据对步骤(3)得到的二维剖面缝洞结构刻画图中的大尺度裂缝周围的中尺度裂缝进行还原，得到所述缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图。
2.一种缝洞型碳酸盐岩油藏二维可视化模型的建立方法，其中，所述方法包括如下步骤：
(1)按照权利要求1的方法建立目标井组区域的缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞分布图；
(2)将步骤(1)得到缝洞分布图刻画在片状模型介质(优选片状模型介质的宽度为40-70cm，高度为20-40cm)的面积最大的一面，通过刻画出来的凹槽表示目标井组区域的裂缝和溶洞，在片状模型介质上钻深孔表示目标井组区域的井组(优选在深孔内设置钢管(优选所述钢管内径为2-4mm；更优选为3mm))，并确保表示井组的凹槽延伸至模型顶部且与外界连通；在该模型介质的同一面的底部开设底水槽，并确保底水槽与靠近底部的裂缝相连通；
(3)根据研究需要对勾划出来的溶洞区进行填充(优选使用直径为0.5mm-3mm的玻璃珠或石英砂作为填充物)(优选步骤(3)是根据研究需要，按照填充度为20％-80％对勾划出来的溶洞区进行填充)；
(4)对步骤(3)的凹槽和底水槽进行封闭处理得到模型本体，以使得模型在使用过程中，凹槽和底水槽中的液体不会由模型侧表面漏出；
(5)在模型底部等距设置1-5个与底水槽连通的底水入口，并在模型顶部每个表示井组的凹槽与外界连通的出口处设置接口(优选在每个接口上设置二通阀)，得到所述的二维可视化模型。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，凹槽和底水槽的深度为0.1-20mm(优选底水槽高度为20-50mm，宽度与表示裂缝和溶洞的凹槽的分布宽度一致)。
4.根据权利要求2所述的方法，其中，模型介质的材质为有机玻璃(优选模型介质的厚度为10-30mm)。
5.根据权利要求2所述的方法，其中，步骤(4)是用透明材料对凹槽和底水槽进行封闭处理(优选步骤(4)是用透明膜对模型介质的刻画凹槽的一面进行封闭，然后再在透明膜外面固定设置一层透明密封层(优选为有机玻璃板)形成模型本体)。
6.根据权利要求2所述的方法，其中，步骤(3)在钻制表示井组的深孔时，是钻制2-3条长度互不相同(优选相邻两个深孔长度差为10-15cm)的平行深孔表示一个井，其中每两个相邻深孔的垂直距离小于等于3cm(优选为1.5-3cm)。
7.根据权利要求2所述的方法，其中，步骤(5)包括先在模型本体四周设置边框，然后在边框底部等距设置2-5个与底水槽连通的底水入口，并在边框顶部对应每个表示井组的凹槽的位置设置接口，该接口所对应的表示井组的凹槽通过该接口与外界连通，得到所述的二维可视化模型。
8.权利要求2～7任意一项所述的方法制备得到的缝洞型碳酸盐岩油藏二维可视化模型。
9.一种缝洞型碳酸盐岩油藏二维可视化驱替模拟气体辅助重力驱实验方法，其中，所述实验方法是以权利要求8所述的二维可视化模型为实验装置进行，所述实验装置是钻制2-3条长度互不相同的平行深孔表示一个井，所述方法包括：
(1)根据目标井组区域配制模拟油(优选为石蜡油和航空煤油的混合物(优选航空煤油和石蜡油的质量比为1:20-1:10))和模拟地层水；
(2)利用模型底部的底水入口将整个模型饱和模拟油，以记录的累计饱和模拟油用量为饱和油量；然后通过底水入口将底水槽注满模拟地层水，以记录的累计模拟地层水用量为饱和地层水量；由饱和油量减去饱和地层水量为缝洞介质总体积；
(3)通过底水入口向模型内注入模拟地层水，进行底水驱替实验，在表示一个井的2-3条平行深孔中选择相对较深的深孔，并关闭其他深孔，记录各井的含水率、向模型内注入模拟地层水的压力，当任意一口井的顶部接口的出水含水率达到98％时，关闭该井顶部接口，该井的底水驱替实验结束；
(4)在底水驱替实验中，当任意一口井含水率达到98％后，以该井作为注水井，其余井作为采出井，将注水井顶部的接口连接另一装有模拟地层水的中间容器，此中间容器通过管路与恒速恒压驱替泵连接，利用恒速恒压驱替泵在流速0.01-20ml/min下注入地层水，开始注水驱替实验，同时保持底水驱替，实时记录含水率未达98％的采出井的含水率、模型注水驱替压力、底水驱替压力，当各采出井的采出***水率分别达到98％时，依次关闭相应采出井顶部的接口，注水驱替实验结束；
(5)注水驱替实验结束后，保持底水入口开放，通过井的顶部接口向完成注水驱替实验的注水井注入N2(优选N2流速为3-6ml/min)，进行注气驱替实验，记录采出井的含水率、气油比、模型注气驱替压力、底水驱替压力，当各采出井发生气窜时，依次关闭气窜的采出井，注气驱替实验结束；
(6)在注气驱替实验后，将发生气窜的采出井依次关闭，并在表示同一个井的另外1-2个深孔中选择相对较浅的深孔，打开其顶部接口继续作为采出井，进行N2辅助重力驱替实验，同时关闭表示同一个井的其余深孔，N2辅助重力驱替实验过程中，保持底水入口开放，通过采出井顶部的接口向采出井注入N2，连接计算机，设置N2注入流速为0.1～20ml/min，开始氮气辅助重力驱替实验，实时记录采出井的含水率、气油比，模型注气驱替压力、底水驱替压力，当采出井分别发生气窜时，依次关闭采出井，氮气辅助重力驱替实验结束。
10.根据权利要求9所述的方法，其中分别各自独立的在步骤(3)用视频记录模型中底水驱替过程、在步骤(4)用视频记录缝洞模型中注水驱替过程、在步骤(5)用视频记录模型的注气驱替过程、以及在步骤(6)用视频记录缝洞模型中N2辅助重力驱替过程。
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