模拟致密油藏裂缝内流体流动的可视化模型及制备和应用的制作方法

本发明涉及油气开采领域，具体的说，本发明涉及模拟致密油藏裂缝内流体流动的可视化模型及制备和应用。

背景技术：

随着科技的进步和人类生活水平的提高，世界对化石燃料(煤、石油和天然气等)的依赖度和需求量逐渐增加。2013年，我国能源进口花费达到3000亿美元，其中，石油的对外依存度已逼近61％的“十二五”红线，国家能源安全形势非常严峻。经过几十年的开采，大庆、胜利和辽河等主力油田已普遍进入高含水期甚至特高含水期开发阶段。据统计，全国三大石油公司(中国石油天然气股份有限公司、中国石油化工股份有限公司、中国海洋石油总公司)所属全部新、老油田平均综合含水已达到86％，其中含水超过80％、已进入高含水开发后期的老油田,所占有的可采储量在全国的比重达到73.1％。因此，寻找我国油气资源的合理接替已成为维护国家石油供应安全保障体系的关键。

致密油藏等非常规油气资源的勘探与开发已成为国内外石油行业的关注热点。全球致密油资源量约为6900×10⁸t，是常规石油资源量的2.5倍以上。目前致密油藏开发规模较大的国家是美国和加拿大。2010年，美国williston盆地的致密油气总产量已超过2000×10⁴t，约相当于美国从科威特进口石油的一半，仅bakken区带的致密油产量已达到1569×10⁴t。美国在非常规油气资源开发方面的重大突破，不但改变美国的能源消费结构，而且对全球油气市场产生持续和深远的影响。我国致密油资源分布广泛，储量丰富，中石油在长庆油田鄂尔多斯盆地延长组率先建成了国内第一个工业化生产的成熟致密油区，2013年中国石油首口致密油水平井体积压裂攻关试验在长庆油田获高产，单日产量达114.6立方米，取得良好效果，表明我国致密油藏具有巨大的开发潜力。因此，合理高效开发致密油藏，能够有效缓解国家能源紧缺的现状，对我国油气资源的可持续发展具有重要意义。

水平井和多级分段压裂技术是开发致密油藏的重要手段。压裂液的低反排率导致大量压裂液滞留在微裂缝中。聚合物减阻剂是致密油藏压裂液的重要组成。开展压裂液中聚合物减阻剂与致密砂岩的物理化学作用机理研究，明确不同流体在致密砂岩及裂缝中的流动特征，揭示聚合物减阻剂滞留对油相和水相渗透率的影响机理，为致密油藏控水增油和提高采收率提供理论指导，对我国非常规油气资源的高水平、高效益开发具有重要意义。因此，建立科学、合理、有效的可视化监测手段对于揭示裂缝内流体流动规律，进一步拓展、建立全方位，多流体、多流态预测模型十分重要。

在研究调堵剂在裂缝或大孔道中流动特征方面，zhang和bai利用透明裂缝模型，研究发现当裂缝宽度小于等于凝胶颗粒粒径时，预交联颗粒凝胶(ppg)在裂缝中呈活塞式推进，并进一步揭示了后续注入水相在ppg充填裂缝中流动通道的形成过程与分布特征。bai利用半透明砂岩裂缝模型，进一步验证了ppg在裂缝中活塞式推进的特征，并评价了砂岩基质所导致的ppg脱水性能。但是，上述实验研究所用模型由于所采用的材质为全部有机玻璃，不能真实反映流体与岩石接触物理化学变化过程，对于实验结果的可推广性有一定限制。此外，文献中很少使用致密油藏岩石作为模型重要组成部分，以致于针对致密油藏裂缝中流动规律的可视化研究，仍然存在不足。

技术实现要素：

本发明的一个目的在于提供一种模拟致密油藏裂缝内流体流动的可视化模型。

本发明的另一目的在于提供所述的模拟致密油藏裂缝内流体流动的可视化模型的制备方法。

本发明的再一目的在于提供一种模拟致密油藏裂缝内流体流动的方法。

为达上述目的，一方面，本发明提供了一种模拟致密油藏裂缝内流体流动的可视化模型，其中，所述模型包括致密砂岩制作的六面体形的芯层1、芯层的相对的两个面分别铺设的有机玻璃板2、和最外层包裹的环氧树脂外壳3，在芯层1和有机玻璃板2之间还夹设垫圈4，以使得芯层1的表面和该表面所铺设的有机玻璃板2之间在垫圈4的中空部位形成间隙5；在一片有机玻璃板上设置注液口21和第一出液口22以及至少两个测压口23；在另一片有机玻璃板上设置第二出液口24，第二出液口与第一出液口位置相对应；所述间隙分别通过注液口、第一出液口、第二出液口和测压口与外界连通。

其中可以理解的是，本发明所述的“相对的”，即两个平行互相不接触的面。

其中可以理解的是，本发明所述的“第二出液口与第一出液口位置相对应”，是指以两片有机玻璃板中间夹的芯层为中间平面，第二出液口和第一出液口呈平面对称。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述环氧树脂是以65-80％的环氧树脂e44、15-25％的邻苯二甲酸二丁酯和5-10％的乙二胺混合浇筑得到，所述百分比是以浇筑得到的环氧树脂总重量为100％计。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述垫圈4厚度与所模拟的岩心裂缝开度相等。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述垫圈4为不锈钢垫圈。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述垫圈4是沿芯层1的垂直距离最短的两个相对的面进行铺设，并沿这两个面的四边分布，以形成矩形框结构(即“口”字型结构)，使得芯层与有机玻璃板之间在所述矩形框结构的中空部位形成间隙5。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述垫圈的每一边边框的宽度(即图1中的d表示的宽度)相等，为矩形框长边外边长(图1的l所示)的1/10-1/20。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述芯层1的长度、宽度和厚度的比例为15-25：5-12：0.8-2。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述芯层1的长度、宽度和厚度的比例为20：8：1。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述有机玻璃板2是分别铺设在芯层的长边和宽边所分别组成的两个面(垂直距离最短的两个相对的面)上。

根据本发明一些具体实施方案，其中，两片有机玻璃板2的厚度分别与芯层的厚度相同。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述外壳3的厚度与芯层的厚度相同。

根据本发明一些具体实施方案，其中，有机玻璃板上设置的注液口21、测压口23和第一出液口22沿该有机玻璃板的长度方向(图1的箭头方向)的中轴线顺序等距排列。

根据本发明一些具体实施方案，其中，注液口21和第一出液口22的中心沿所述中轴线方向与垫圈内边的最短距离相等，为在该方向上垫圈的两个相对的内边距离的1/20-1/40。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述第二出液口24的出口设置中空的弯管25，所述弯管的出口251朝向第一出液口一侧。

根据本发明一些具体实施方案，其中，在设置第二出液口的有机玻璃板上还设置支撑架6，支撑架与第二出液口高度相同。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述六面体形致密砂岩1的尺寸为：长度20m、宽度8cm、厚度1cm。

根据本发明一些具体实施方案，其中，注液口21与左侧垫圈内边缘之间的距离为0.5cm，第一出液口22与右侧垫圈内边缘之间的距离为0.5cm。

根据本发明一些具体实施方案，其中，注液口21、第一出液口22与垫圈24距离上下垫圈内边缘的距离均为3cm。

另一方面，本发明还提供了所述的模拟致密油藏裂缝内流体流动的可视化模型的制备方法，所述方法包括按照本发明任意一项所述的可视化模型组装芯层1、有机玻璃板2和垫圈4后，将注液口21、第一出液口22、测压口23和第二出液口24设置在有机玻璃板上，再取环氧树脂e44、邻苯二甲酸二丁酯以及乙二胺，搅匀后进行浇筑，固化至少12小时得到所述可视化模型。

根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明是在环境温度不高于10℃下进行浇筑。

根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明是在环境温度为-10-10℃下进行浇筑。

根据本发明一些具体实施方案，其中，所述浇筑过程是在冰浴条件下的模具中进行，并保持模具四周的冷空气流通。

环氧树脂是一种有效的黏合剂，可牢牢粘接岩石和其本身形成的固化层。其在合适条件下固化后也可形成类似于有机玻璃的透明板，进一步作为可视化模型的观察面。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得树脂暴聚，造成模型整体透明度大大降低，不能清晰有效地观察。

通过温度控制浇筑实验，在一定范围内，浇筑温度越低，固化剂在浇筑过程热量吸收的越快，浇筑过程中整体的暴聚的可能性越低，模型清晰度的控制就越好，观察面制作的质量就越高。最终形成低温一体化浇筑方案——将浇筑模型放入布满冰块的大盆中，并通过空调保持模具四周的冷空气流通，使整个放热的浇筑过程中一直处于低温状态，处于暴聚的临界点以下。

再一方面，本发明还提供了一种模拟致密油藏裂缝内流体流动的方法，其中，所述方法包括：

(1)模型制作：按照本发明所述方法制作所述可视化模型，并使得可视化模型的垫圈4厚度与所模拟的岩心裂缝开度相同；

(2)实验模拟：将可视化模型抽真空，并将芯层1饱和地层水；然后通过可视化模型的注液口21向可视化模型中注入原油、地层水和压裂液中的一种或多种混合的液体，实时采集注入压力和注入流量，并收集第二出液口24流出的液体，直至压力稳定，逐渐增加注入流速，实时采集注入压力和注入流量，并收集第二出液口24流出的液体，直至压力稳定；待注入压力达到0.5mpa时停止实验，由此根据采集的注入压力和注入流量数据建立注入压力和注入流量关系的变化曲线，并根据第二出液口24流出的液体的体积、组分、和浓度变化情况，分析注入流体的滤失性能。

根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明是通过密封第一出液口22、测压点23和第二出液口24，通过注液口21将可视化模型抽真空。

根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明是通过利用压力堵头密封第一出液口22、测压点23和第二出液口24，通过注液口21将可视化模型抽真空。

根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明是通过注液口21将芯层1饱和地层水。

根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明初始注入流度为0.1-1ml/min。

根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明以0.1-1ml/min的增速来增加注入流速。

综上所述，本发明提供了一种模拟致密油藏裂缝内流体流动的可视化模型及制备和应用。本发明的可视化模型具有如下优点：

本发明通过以上在模型材质、制作工艺、造缝方式的重要转变，使得针对于致密油藏砂岩裂缝模型的制作得到重大突破。

本发明可以基于实时观察与高清录像，结合分析实验模型的压力变化，详细描述不同流体在致密砂岩及裂缝中的流动特征；此外，通过持续采集致密砂岩及裂缝出口端的流出物，检测其中聚合物浓度变化情况，分析聚合物减阻剂溶液的失水等性能。

附图说明

图1为本发明实施例1的可视化模型的主视图；

图2为本发明实施例1的可视化模型的正面视图；

图3为本发明实施例1的可视化模型的背面视图；

图4为图1的左上角的局部放大图；

图5为图1的可视化模型的俯视图；

图6为本发明实施例1的不同分子量聚合物溶液流动规律曲线图；

图7为本发明实施例2的不同开度裂缝流动动态曲线图；

图8为本发明实施例3的不同轮次聚合物注入对比分析曲线图。

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。

1.实验条件：

实验岩心：实验用岩心包括现场致密油藏砂岩心(渗透率为0.5毫达西)、不同裂缝开度(不锈钢垫圈厚度：100μm、200μm、500μm、1000μm)、岩心规格为1×8×20cm³。

实验用水：模拟长7地层水，地层水矿化度为61240mg/l、水型为cacl2型。

实验用油：长7地层原油，地层温度86.2℃下原油黏度为2.16mpa·s、密度为0.768g/cm³。

实验温度：实验在模拟地层温度60℃条件下进行。

2.主要材料和仪器：

具体的实验设备包括：kdhw-ⅱ型自控恒温箱、has-100hsb型恒压恒速泵、活塞中间容器、压差传感器及数据采集系统，液体计量装置管线若干。

模型制备：

结构如图1至图5所示，所述模型包括取致密砂岩制作的成长度20m、宽度8cm、厚度1cm的六面体形芯层1。芯层的相对的两个面(即长边和宽边组成的两个面)分别铺设有机玻璃板2，两片有机玻璃板2的厚度分别与芯层的厚度相同。在芯层1和有机玻璃板2之间还夹设“口”字型不锈钢垫圈4，以使得芯层1的表面和该表面所铺设的有机玻璃板2之间在垫圈4的中空部位形成间隙5，垫圈厚度与模拟的岩心裂缝开度相等。所述垫圈的每一边边框的宽度d为矩形框长边外边长l的1/15。所述垫圈4是沿芯层1的垂直距离最短的两个相对的面进行铺设，并沿这两个面的四边分布，以形成矩形框结构。最外层包裹环氧树脂外壳3，外壳3的厚度与芯层的厚度相同。在一片有机玻璃板上设置注液口21和第一出液口22以及至少两个测压口23；有机玻璃板上设置的注液口21、测压口23和第一出液口22沿该有机玻璃板的长度方向(图1的箭头方向)的中轴线顺序等距排列。注液口21与左侧垫圈内边缘之间的距离为0.5cm，第一出液口22与右侧垫圈内边缘之间的距离为0.5cm。注液口21、第一出液口22与垫圈4距离上下垫圈内边缘的距离均为3cm。在另一片有机玻璃板上设置第二出液口24，第二出液口与第一出液口位置相对应；所述第二出液口24的出口设置中空的弯管25，所述弯管的出口251朝向第一出液口一侧。所述间隙分别通过注液口、第一出液口、第二出液口和测压口与外界连通。在设置第二出液口的有机玻璃板上还设置支撑架6，支撑架与第二出液口高度相同。

上述模型的制备方法包括按照上述的可视化模型组装芯层1、有机玻璃板2和垫圈4后，将注液口21、第一出液口22、测压口23和第二出液口24、以及支架6设置在有机玻璃板上，再取质量百分比为70％的环氧树脂e44、20％的邻苯二甲酸二丁酯以及10％的乙二胺，搅匀后将浇筑模型放入布满冰块的大盆中，并通过空调保持模具四周的冷空气流通，使整个放热的浇筑过程中一直处于低温状态，处于暴聚的临界点以下。浇筑完成后固化至少12小时得到所述可视化模型。

3.实验方案：

实施例1

选取现场致密油藏砂岩岩心制作裂缝模型，进行致密油藏裂缝内流体流动规律实验研究，比较不同分子量聚合物的流动规律，分析驱替过程中的压力随流量变化。

(1)使用现场致密油藏渗透率为0.2毫达西的砂岩与环氧树脂通过低温一体化浇筑技术制作致密油藏可视化裂缝模型。为了单一控制比较聚合物浓度为单一变量，控制相同裂缝开度为300微米制作四个相同模型(如上所述的模型，结构如图1至图5所示)。

(2)配置不同分子量聚合物溶液，分子量分布在800万～2200万。

(3)抽真空，饱和地层水，控制实验温度为油藏温度60℃，

(4)对不同分子量聚合物溶液分别按照逐级增大流量的方法测量压力随流量的变化规律。例如以1ml/min的恒定注入速度进行裂缝模型流动实验，直至压力传感器示数稳定，设定下一个流量值2ml/min，继续实验直至压力稳定，后续同理，循环往复至最高流量值10ml/min，实时采集注入压力、注入流量等数据。

建立不同分子量聚合物溶液注入压力和注入流量关系的变化曲线，如表1及图5所示。

对于裂缝开度为300微米的裂缝通道，聚合物在质量分数处于800万～1800万的区间时，其注入压力随流量变化较为集中，没有表现出明显的差异。此阶段，在裂缝通道内没有观察到明显的聚合物线团的堆积，聚合物溶液流动过程较为通畅。在实验结束后，剖开模型，检验致密砂岩岩石表面，发现岩石表面无明显滞留。

在聚合物质量分数超过1800万之后，由实时高清视频录像中观察到有明显的聚合物大分子线团的堆积效应，整体的流动曲线中，聚合物溶液有明显的绕流行为。在实验结束后，用显微镜观察致密砂岩岩石表面，发现有大量的聚合物分子滞留在致密砂岩岩石表面。同时对比注入压力与注入流量关系曲线可以看到，在分子质量超过1800万之后，注入压力也随注入流量的增大而明显增高，其关系曲线与小分子量聚合物溶液有较大差别。

表1不同分子量聚合物流动规律实验结果

实施例2

选取现场致密油藏砂岩岩心制作裂缝模型，进行致密油藏裂缝内流体流动规律实验研究，比较不同开度裂缝对相同浓度相同分子量聚合物溶液流动规律的影响，分析驱替过程中的压力随流量变化。

(1)使用现场致密油藏渗透率为0.2毫达西的砂岩与环氧树脂通过低温一体化浇筑技术制作致密油藏可视化裂缝模型。为了单一控制裂缝开度为单一变量，控制相同裂缝开度为50、100、200、300微米制作四个相同模型(结构和制备方法如上所述)。

(2)配置相同分子量(1800万)聚合物溶液。

(3)抽真空，饱和地层水，控制实验温度为油藏温度60℃，

(4)对不同开度裂缝模型分别按照逐级增大流量的方法测量压力随流量的变化规律。例如以1ml/min的恒定注入速度进行裂缝模型流动实验，直至压力传感器示数稳定，设定下一个流量值2ml/min，继续实验直至压力稳定，后续同理，循环往复至最高流量值10ml/min，实时采集注入压力、注入流量等数据。

建立不同开度裂缝模型注入压力和注入流量关系的变化曲线，如表2及图7所示。

图7可以看到，裂缝开度为200微米和300微米的裂缝模型中，流体流动时注入压力并没有随裂缝开度的变化产生太大改变，只是在较高注入流速时，200微米比300微米有更快上升趋势。

而200微米与100微米、50微米差异非常明显，经文献对比分析，在裂缝开度较小时，其流动规律可以等效成多孔介质渗流，即渗流阻力与过流面积成反比。由图可看出，50微米裂缝开度下，渗流阻力约是100微米的两倍，100微米的渗流阻力约是200微米的两倍。该结论与其他学者提出的理论一致。

表2不同开度裂缝流动实验结果

实施例3

选取现场致密油藏砂岩岩心制作裂缝模型，进行致密油藏裂缝内流体流动规律实验研究，比较不同轮次聚合物溶液注入对比流动规律，分析聚合物注入对后续聚合物流动过程中的压力随流量变化规律。

(1)使用现场致密油藏渗透率为0.2毫达西的砂岩与环氧树脂通过低温一体化浇筑技术制作致密油藏可视化裂缝模型。

(2)配置相同分子量(1800万)聚合物溶液。

(3)抽真空，饱和地层水，控制实验温度为油藏温度60℃，

(4)对不同开度裂缝模型分别按照逐级增大流量的方法测量压力随流量的变化规律。例如以1ml/min的恒定注入速度进行裂缝模型流动实验，直至压力传感器示数稳定，设定下一个流量值2ml/min，继续实验直至压力稳定，后续同理，循环往复至最高流量值10ml/min，实时采集注入压力、注入流量等数据。该过程完整重复3次。

如图8所示，第二轮次的压力在流速增高后明显高于第一轮次，说明第一轮次注入的聚合物在岩石表面形成滞留，使得后续聚合物流动通道相对变窄，进而流动阻力增大。

第二轮次与第三轮次的曲线几乎重合，代表在第一次聚合物注入后，其在岩石表面的附着或滞留已达到饱和状态，因此第二轮注入不会引起再次滞留。从而，第三轮次的聚合物流动阻力与第二轮次过程中是相同的。在实验后，通过打开模型，在显微镜下对岩石表面的观察进一步佐证了这个观点。

表3不同轮次聚合物注入对比实验结果