微观模型作为一种描述微观剩余油的重要手段，常用于提高采收率技术的室内实验评价。微观模型依据填充介质可分为夹微粒模型[1]、岩石薄片模型[2-5]、微观刻蚀介质模型[6-7]。其中，夹微粒模型和岩石薄片模型承压一般小于0.3 MPa，不适用于CO2的混相研究；化学刻蚀法制作周期较长、精度较低，且模型容易损坏，故该方法难以推广。
微观刻蚀模型是一种可视化的储层孔隙结构物理模型，采用激光刻蚀技术，将油层岩心铸体薄片上的实际孔喉网络刻蚀在玻璃板制成的模型上，其可视化与孔隙几何形态和尺寸更接近储层孔隙结构，克服了化学刻蚀法的缺点。孔喉级的刻蚀模型操作简易，受人工影响较小，目前的应用主要受限于微观模型的加工、模型的耐温耐压性能[8-12]。普通玻璃硬度较低，经激光刻蚀的孔道边缘有明显裂痕。亚克力材料若低强度激光刻蚀，模型的孔道较浅，但提高激光照射强度后，孔道透光性又明显变差。因此，需要采用一种耐温耐压效果好的特制玻璃制作模型。
与湖北创联仪器厂联合筛选并研制出一种具有耐温耐压性能的特种玻璃材料，该材料制作出的模型不但透光性较好，而且孔隙结构接近岩心铸体薄片的孔隙联通情况，具备耐温(100 ℃)、耐压(20 MPa)性能。岩心夹持设备采用液压式旋转设计，保证模型可以任意角度放置；引入围压自动追踪设备，保证驱替过程围压的平稳；改进了流量控制系统，采用低流速、小排量泵和高精度单向阀。此外，借助显微镜放大装置、微观摄像图片采集系统、计算机图像处理技术，在驱替过程中实现从储层流体微观渗流过程的定性分析到定量描述的转变，更好地揭示了储层内流体微观渗流特征及剩余油微观分布特征，深化了对流体驱油微观机理的认识。
采用绘图软件将天然岩心薄片(见图 1)和铸体薄片图像(见图 2)转为数据文件(见图 3)，根据数据文件加工制作具备不同孔喉特征的微观可视化模型，如图 4所示。
在宏观剩余油分布基础上，通过对颜色的筛选，编制剩余油分析软件，定量描述不同驱替条件下剩余油分布情况，以水驱后剩余油分布为例，对剩余油定量分析。受光源、流体颜色等色差影响，图片的宏观颜色存在较大差异。室内观察及摄像系统的图片对比结果显示，米白色光源的投射效果好，拍摄的图片清晰。但是，微观模型不同位置与光源的距离不同造成模型图片中不同位置存在差异，为了尽量缩小这种差异造成的误差，提出九宫格法拆分模型图片，分别比对后续组合计算剩余油饱和度，如图 5所示。通过对颜色多次筛选优化，将原始图片划分为油、水、孔隙及其他(四角、边框等影响因素)，并将每一类物质划分为6种颜色范围，计算出每种物质所占比例，如图 6所示，单图计算各类物质所占百分含量分别为油18.8%、水34.9%、孔隙34.7%、其他11.5%。
将单图计算出的油水比例采用归一化方法，将多张图的计算结果进行累加，得出剩余油饱和度计算结果，如表 1所列，水驱后剩余油饱和度为51.33%。
材料：原油、混相压力调节剂、煤油、油溶性染色剂、高纯CO2(体积分数99.9%)。非混相驱方案：实验温度60 ℃，压力9 MPa。混相驱方案：实验温度60 ℃，压力9 MPa，原油中添加混相压力调节剂。
(1) 制作模型：将天然岩心的电镜扫描图像绘清成数据文件并导入刻蚀软件，制作可视化孔隙模型。
(2) 连接流程，检漏：按图 7连接好管线流程，测试管线的密封性，同时分段测量管线的内体积。
(3) 饱和油：可视化孔隙模型饱和模拟油。为达到饱和原油的最佳效果，消除原油的流动性造成的饱和不充分而带来的误差，以0.005 mL/min的流速缓慢饱和模拟油。饱和后的微观可视化模型见图 8，微观模型图片上下对称，有利于描述驱替剂的波及范围。从注入端与采出端的差异来看，注入井孔道粗且密，贴近生产实际。模型盲端为单流道盲端和区域性盲端，孔喉配位数1~7、多集中于3~5，孔喉比差异大。显微镜及摄像系统拍摄的图像显示微观可视化玻璃模型饱和原油的效果较好，除极个别微小盲端外，绝大部分孔道都均匀地饱和了模拟油，孔喉的连通性较好。
(4) 加压：设置回压、加围压，然后逐步给可视化装置加压。
(5) 驱替过程：平稳注入驱替剂，直至出口端不出油为止。
(6) 泄压及清理：关泵，放空围压和回压，清扫管线，关闭阀门，清理仪器并归位。
(7) 图像数据处理及分析：利用软件筛选图片颜色，定量描述剩余油饱和度。
CO2非混相驱与混相驱的运移规律如图 9及图 10所示。
CO2非混相驱时，由于存在气液密度差，注入的CO2沿模型的上部和大孔道向采出端运移，造成在气驱结束时仍有大量的未波及区域，气体波及效率低。CO2混相驱时，注入的CO2与模拟油接触的初始阶段主要以传质、溶解为主，混相的流体类似活塞驱油，因此，CO2波及区域明显大于非混相驱。随气体注入量的增加，模型中的油不足以维持混相，出现了超临界CO2单一相(见图 10(d))，CO2沿模型上部运移。当气驱结束时，模型下部仍有部分混相区域。
实验结果表明，CO2非混相驱替过程中主要沿模型上部的大孔隙窜逸，生产井见气快。通过软件计算，得到CO2非混相驱的最终驱油效率为43.12%。当CO2与模拟油实现混相时模型内CO2类似活塞推进，此时驱油效率高，最终驱油效率达到95.73%。
在CO2非混相驱过程中，油气密度差造成CO2向上运移，因此CO2波及范围主要集中在油藏的顶部。CO2波及区域内，存在区域性富集(如图 11所示)，剩余油类型以柱状剩余油、盲端剩余油为主，并伴有少量油膜状剩余油(如图 12所示)。CO2混相驱后，没有明显剩余油，存在的少量剩余油主要是盲端类剩余油、已混相油气未被驱替至生产井的剩余油(见图 13)、靠近生产井边角的剩余油(见图 14)。
(1) 耐温耐压微观可视化模型孔喉大小及分布与实际地层情况相吻合，可以用于对比评价不同驱替方式的微观剩余油类型及分布。改进的岩心夹持设备可以任意角度旋转模型，能够模拟具有不同倾角的地层。自动围压追踪系统能够持续提供可靠稳定的围压环境，气驱实验特制玻璃材质具有透光性好的优点，优选的米白色光源拍摄效果清晰，有利于观察和总结。引用九宫格图像拆分处理方法，通过软件计算定量描述剩余油。
(2) 通过该模型分析CO2混相与非混相驱剩余油分布情况、可动用剩余油变化。CO2驱存在大片气驱未波及剩余油，盲端类剩余油、柱状剩余油、油膜及受边界影响的等势点类剩余油，最终驱油效率为43.12%，采出程度低。CO2驱实现混相驱时气驱剩余油明显减少，模型内存在少量的盲端类剩余油、生产井边角的剩余油及极少量的CO2驱已混相但未被采出的剩余油，最终驱油效率达到95.73%。
2018, Vol. 47 Issue (4): 57-61, 72
2018, Vol. 47 Issue (4): 57-61, 72