CN105089657B - 缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法及实验装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置。该实验装置包括缝洞模型、带窗口的实验台、围岩和摄像监测系统；缝洞模型包括不同尺寸的模拟洞穴和不同尺寸的模拟裂缝，模拟洞穴通过模拟裂缝相连通；缝洞模型设置在带窗口的实验台内，缝洞模型的至少一面的模拟洞穴通过实验台的窗口可视；围岩包围设置在缝洞模型的四周，模拟形成缝洞型碳酸盐岩储层；摄像监测系统用于检测和调整充注过程中的流量和压力的变化，以及记录窗口中显示的充注过程中缝洞的图像。本发明还提供一种缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法，其使用上述的实验装置。本发明能够通过岩溶、裂缝、原油密度、油气水分布等参数得到油气水分布规律。
Description
技术领域
本发明设计一种缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法及实验装置，属于石油气勘探技术领域。
背景技术
缝洞型碳酸盐岩储层是我国油气勘探中一类重要储集空间，该类储层的储渗空间主要是由尺度大小不一、几何形态千差万别的溶洞和宽窄不同的裂缝组成。缝洞型储层是碳酸盐岩岩溶作用形成的，以岩溶洞穴和孔洞为油气主要储集空间，以构造裂缝、溶蚀缝作为流体流动通道的储集系统。由于缝洞之间具有极为复杂的组合关系，体现出极强的非均质性特征，流体在其中流动时具有特殊的渗流规律。物理模拟是研究渗流规律的重要手段，目前在碎屑岩常规孔隙型储层、致密储层等物理模拟技术都已十分成熟。但由于缝洞型储层与常规碎屑岩储层之间的流动规律存在重要差异，对其渗流规律及其油气聚集过程研究难度很大，定量研究难度更大，目前研究受限于流体充注过程的监控观测及压力、流速、充满度等数据的获得，不能有效认识其规律，成为制约该类储层油气勘探的瓶颈问题之一。
目前对缝洞型储层的物理模拟国内学者进行过多种尝试，如郑小敏等通过真实岩心进行人工蚀刻进行水驱油的物理模拟实验(郑小敏，孙雷等，缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油机制物理模拟研究[J].西南石油大学学报，2010，32(2)：89～93)；唐玄等应用玻璃激光蚀刻研究裂缝介质中油水运移和聚集过程(唐玄，金之钧，杨明慧,等.碳酸盐岩裂缝介质中微观二维油水运移聚集物理模拟实验研究[J].地质论评，2006，52(4):570-576.)；康永尚等应用光蚀刻玻璃模型模拟不同网络拓扑结构的裂缝系统油气运聚过程(康永尚,郭黔杰,朱九成等.裂缝介质中石油运移模拟实验研究[J].石油学报,2003,24(4):44-47.)；李江龙等利用光蚀刻微观玻璃平面模型研究水驱油微观机理(李江龙，陈志海等.缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油微观实验模拟研究[J].石油实验地质，2009，31(6)：637～641)。但是总体上对于缝洞系统的油气充注过程，特别是超岩心尺度大溶洞与裂缝系统油气充注过程的模拟认知仍不清楚。难点主要体现在4个方面：①缺少系统有效的实验观测仪器设备，无法监测和记录油气充注过程中流速、压力等参数的实时变化；②认识上片面强调裂缝作为疏导体系的流体流动模式，没有整体上考虑裂缝-溶洞的配置关系对于以溶洞为主要储集空间的油气聚集系统作为研究对象；③研究多以如何提高缝洞型储层采收率为研究目标，而对于油气充注过程及其对油气充满度和油气分布的研究极少。④物理模拟以二维模型为主，不能体现油气运移三维空间上的真实情况。
发明内容
鉴于上述现有技术存在的缺陷，本发明的目的是提出一种缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法及实验装置，能够得到不同溶洞-裂缝配置条件下溶洞内油气充满度的变化规律，从而通过岩溶、裂缝、原油密度、油气水分布等参数得到油气水分布规律。
本发明的目的通过以下技术方案得以实现：
一种缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，该实验装置包括缝洞模型、带窗口的实验台、围岩和摄像监测系统；
所述缝洞模型包括至少2个的不同尺寸的模拟洞穴和至少3条的不同尺寸的模拟裂缝，所述模拟洞穴通过所述模拟裂缝相连通；
所述带窗口的实验台为箱体实验台，所述缝洞模型设置在所述带窗口的实验台内，至少缝洞模型的一面的模拟洞穴通过实验台的窗口可视；
所述围岩包围设置在所述缝洞模型的四周，模拟形成缝洞型碳酸盐岩储层；
所述摄像监测系统用于检测和调整充注过程中的流量和压力的变化，以及记录窗口中显示的充注过程中缝洞的图像。
根据具体实施方案，上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置中，所述带窗口的实验台为箱体实验台，即实验台的工作区为一个箱体，实验台箱体四周可以为加固钢化玻璃，窗口即为加固钢化玻璃。该实验台至少具有一个窗口。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置中，优选的，所述不同尺寸的模拟裂缝为不同长度和不同微径(十分微细的直径，可以是微米级)的不锈钢连接管。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置中，优选的，所述围岩采用与碳酸盐岩润湿性相近的水泥制作。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置中，优选的，所述摄像监测系统包括摄像仪、监视器、流量压力传感器和控制阀门；
所述摄像仪用于拍摄窗口中显示的充注过程中缝洞的图像；
所述摄像仪与所述监视器相电连接；
所述流量压力传感器和所述控制阀门设置在所述模拟裂缝管路内(一般可视的部分为外设的控制端或显示窗口)；
所述流量压力传感器和所述控制阀门与所述监视器相电连接。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置中，流量压力传感器用于通过无线装置即时向监视器传输实验数据，监视器记录流速及压力变化信息；所述控制阀门用于在实验中控制单个裂缝中流体流量。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置中，优选的，该实验装置包括还包括控制中心、泵、水罐、油罐和收集器；
所述控制中心分别与所述泵、所述流量压力传感器和所述控制阀门相电连接；
所述泵分别与所述水罐、所述油罐相连接；
所述水罐和所述油罐分别与所述缝洞模型的注入端相连通；
所述收集器与所述缝洞模型的排出端相连通；
优选的，所述控制中心为计算机；所述泵为程控液压泵。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置中，优选的，该实验装置包括还包括气罐，所述气罐与所述缝洞模型的注入端相连通；更优选的，所述气罐为装有氮气的气罐。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置中，优选的，该实验装置包括倾角调整机构，所述倾角调整机构设置在所述带窗口的实验台的底部。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置中，计算机是程序控制中心，主要是控制实验过程中流体充注压力、流量的控制；液压泵主要是在计算机控制下以一定流量或压力向实验模型中泵入流体；摄像头主要是记录实验台上整个实验过程，并将结果传输给监视器；监视器一方面记录摄像头传输的实验过程视频记录，另一方面通过无线设备将实验模型中连接在缝洞系统中的流量-压力传感器记录的实时数据记录下来；实验台主要用于承载实验模型，其中物理模型上安装多个传感器，用于获取实验中压力和流量的变化信息。实验台底部具有动力倾角调整装置，用于根据实验所需地层倾角的变化进行模型角度的调整。
在使用上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置进行实验的过程中，先调整好模型，开启监控系统，然后设置流体充注流速或压力。实验开始后，实验过程处于摄像头监控下，同时流量、压力等数据即时被记录。当流体在缝洞系统所有岩溶洞穴内充满度达到最大，不再发生变化时实验结束。为验证实验数据的可靠性，可针对同一模型，调整参数进行多次实验，用以比较实验结果差异性。
本发明还提供一种缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法，其上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，包括如下步骤：
运用钻井及三维地震资料研究缝洞体系内岩溶洞穴尺寸及空间分布、裂缝分布的密度及空间展布特征；
依据具体解剖的地质现象及相关缝洞体系内岩溶洞穴尺寸及空间分布、裂缝分布的密度及空间展布特征进行数据优化，创建缝洞模型；
油气充注缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，进行油气充注物理模拟(模拟三维缝洞系统)，并监测记录压力、流速、充满度变化等信息，当油气充注的流体在缝洞系统所有岩溶洞穴内充满度达到最大，不再发生变化时实验结束；
综合前述步骤，系统分析所获参数信息及物理模拟结果，明确研究区内溶洞充满度及油气水分布规律。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法可以指导勘探部署。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法从研究区中真实岩溶缝洞的尺寸、分布及配置关系研究入手，进行参数优化并建立与真实地质情况相匹配的三维物理模型，在此基础上依托三维空间内缝洞系统油气充注物理模拟平台进行模拟并实时监测记录压力、流速等重要参数。这种方法的优势在于可以通过改变注入压力、注入速度、地层倾角等参数进行反复实验，以获取反映真实地质时期油气充注过程。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法中，优选的，所述运用钻井及三维地震等资料研究缝洞体系内岩溶洞穴尺寸及空间分布、裂缝分布的密度及空间展布特征(即缝洞体分布特征及密度)包括：
通过井震标定和三维地震资料，依靠相干体和分频技术，进行精细雕刻，得到缝洞尺寸及空间分布；
通过综合成像测井和裂缝资料判定小尺度裂缝发育密度；
结合蚂蚁追踪获得大尺寸裂缝分布及分布密度；
综合建立三维裂缝网络得到裂缝体的分布密度数据，进而得到缝洞体分布特征及密度。
根据具体实施方案，上述的所述运用钻井及三维地震等资料研究缝洞体系内岩溶洞穴尺寸及空间分布、裂缝分布的密度及空间展布包括：
①明确缝洞体系内岩溶洞穴尺度及空间的分布规律，即应用三维地震进行岩溶洞穴的精细刻画，研究单个洞穴尺度并研究空间分布。本项工作主要结合钻井标定，应用三维地震数据体，依靠相干体及分频技术对溶洞的地震成像进行分析，采用多地震属性融合技术对岩溶缝洞体进行精细雕刻，在此基础上得到溶蚀孔洞分布范围及尺寸。
②明确缝洞体系内裂缝密度及空间分布规律，即结合钻井成像测井及岩心裂缝资料判断裂缝分布密度，并结合三维地震裂缝预测方法对空间上裂缝分布规律进行研究。本项工作主要依靠成像测井技术与三维地震技术相结合完成。首先通过蚂蚁追踪地震裂缝识别技术对高精度三维地震不同级别的断裂及裂缝系统进行识别和刻画。在此基础上，应用成像测井技术对研究地层的裂缝分布及密度进行分析，并将成像测井识别的裂缝成果对地震刻画的裂缝数据进行校正，并获得裂缝分布密度的数据。
③结合①与②中对岩溶洞穴和裂缝的研究成果，利用地震属性融合技术将岩溶洞穴和裂缝数据融合为一个地震数据体，并对岩溶洞穴与裂缝的空间配置关系进行综合分析，并进行分类，作为物理模拟实验的模型依据。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法中，现今地层形态并不是油气充注期的地层展布形态，因此需要通过埋藏史和热演化史研究，通过包裹体分析等手段明确油气充注的主要地质时期，并根据回剥法恢复该时期古地形，恢复研究区油气充注期地层倾角及地形展布特征，并以此作为物理模拟充注期油气充注的模型依据。如具有多期充注的情况，应分别分析不同充注期地层倾角及地层展布特征。
优选的，依据具体解剖的地质现象及相关缝洞体系内岩溶洞穴尺寸及空间分布、裂缝分布的密度及空间展布特征进行数据优化，创建所述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，包括：
结合得到的缝洞尺寸、空间分布特征及密度；
通过埋藏史和热演化史研究，通过包裹体分析明确油气充注的主要地质时期；
根据回剥法恢复该油气充注的主要地质时期的古地形，恢复该油气充注的主要地质时期的地层倾角及地形展布特征，并以此作为物理模拟充注期油气充注的模型依据，创建缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法中，优选的，油气充注缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，进行油气充注物理模拟时，当被模拟的缝洞型碳酸盐岩储层为产油区时，则配比密度相当的实验用油料；当被模拟的缝洞型碳酸盐岩储层为产气区，则选择氮气作为实验用气体；根据被模拟的缝洞型碳酸盐岩储层是否有油田水，选择是否对物理模拟实验装置饱和水或者保持无水状态。
上述的根据被模拟的缝洞型碳酸盐岩储层是否有油田水，选择是否对物理模拟实验装置内饱和水或者保持无水状态，是指当被模拟的缝洞型碳酸盐岩储层含有油田水，则使物理模拟实验装置饱和水；当被模拟的缝洞型碳酸盐岩储层不含油田水，则保持物理模拟实验装置无水。
上述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法中，实验过程中获得的参数是进行碳酸盐岩缝洞双重介质储层渗流机理研究的重要数据，可实现逼近真实地质条件的油气充注过程模拟，并实时监测和记录油气充注过程中的压力、流速等数据的变化，并以此为基础分析不同地质条件下缝洞系统内油气充满度和区域上油气分布的丰度，认识不同缝洞配置关系及不同充注条件对缝洞系统内油气充满度及横向上分布的影响，结合实验结果可以得到具体研究区实现最终勘探有利区带的优选，提高勘探成功率。
本发明利用三维地震与钻井、测井资料结合，依托缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置进行物理模拟，可以改变充注流速、压力、模型倾角、裂缝系统开启状态、模型内是否饱和水等参数，并通过实验正演油气充注过程并实时监测并记录油气充注过程中压力、流量及充满度变化参数，研究各要素对油气充注过程的控制作用。
利用本发明的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法，可以准确地观察和实时记录三维系统内油气充注过程及参数变化，与传统方法相比较，可以更准确反映真实地质情况，并获得可靠的参数，可以为缝洞双重介质渗流机理理论研究提供可靠数据和过程记录资料，这是本发明的理论价值；同时，可以在钻井不多的情况下，依靠该实验数据和结果综合评估研究区油气分布的丰度，指导勘探方向，这是本发明的应用价值体现。
本发明的突出效果为：
本发明通过建立一套完整的研究岩溶缝洞系统油气充注的物理模拟实验方法，实时监测油气充注过程中压力、流速、充满度等参数与流体粘度、溶洞形态、裂缝开度等参数之间的变化，进而获得通过不同溶洞-裂缝配置条件下溶洞内油气充满度的变化规律，以达到通过岩溶、裂缝、原油密度、油气水分布等参数认识油气水分布规律的目的。
本发明的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法及实验装置具有3个优势：①具有完善的实时观测和数据记录系统，可以重复多次模拟不同缝洞系统的油气充注过程，并获得关键数据,为缝洞系统渗流机理的研究提供数据支持；②可以模拟不同尺度的溶洞系统，克服了以岩心蚀刻和玻璃蚀刻物理模拟在表征尺度和代表性上的局限性；③可以建立三维模型模拟多维空间内的油气流动情况，模拟逼近真实地质条件的油气充注过程。
附图说明
图1是实施例1的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置的结构示意图；
图2是实施例2的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法的流程图；
图3是实施例2的哈拉哈塘地区岩溶洞穴“串珠型”地震反射图；
图4是实施例2的哈拉哈塘地区岩溶洞穴三维地震识别图；
图5是实施例2的哈拉哈塘地区裂缝系统三维地震雕刻图；
图6是实施例2的哈拉哈塘地区缝洞系统配置关系图；
图7是实施例2的哈拉哈塘地区缝洞系统配置关系分类图版；
图8a、8b、8c是实施例2的哈拉哈塘典型石油包裹体荧光特征图；
图9是实施例2的哈拉哈塘及邻区包裹体荧光分布特征图；
图10a是实施例2的哈拉哈塘典型石油包裹体微束荧光光谱主峰波长(λmax)与荧光强度(Imax)的关系图；
图10b是实施例2的哈拉哈塘典型石油包裹体微束荧光光谱主峰波长(λmax)与红绿商(Q＝I650/I500)的关系图；
图11是实施例2中哈拉哈塘地区的油气充注史；
图12是实施例2中哈拉哈塘及邻区的古地形恢复；
图13是实施例2的哈拉哈塘地区多层缝洞系统无水油气充注结果；
图14是实施例2的哈拉哈塘地区缝洞系统饱和水状态石油充注过程；
图15是实施例2的缝洞系统油气充注范围控制要素示意图；
图16是实施例2的哈拉哈塘地区后期油气钻探情况。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。下述实施例中所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法；所述试剂和材料，如无特殊说明，均可从商业途径获得。
实施例1
本实施例提供一种缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，如图1所示，该实验装置包括缝洞模型、带窗口的实验台9、围岩、倾角调整机构12、摄像监测系统、控制中心(计算机)1、泵(程控液压泵)13、水罐6、油罐7和收集器10；
摄像监测系统包括摄像仪5、监视器4、流量压力传感器3和控制阀门2；
摄像仪5用于拍摄窗口中显示的充注过程中缝洞的图像；
摄像仪5与监视器4相电连接；
流量压力传感器3和控制阀门2设置在模拟裂缝11管路内；
流量压力传感器3和控制阀门2与监视器4相电连接。
缝洞模型包括多个的不同尺寸的模拟洞穴8和多条的不同尺寸的模拟裂缝11，模拟洞穴8通过模拟裂缝11相连通；
缝洞模型设置在带窗口的实验台9内，缝洞模型的至少一面的模拟洞穴8通过实验台的窗口可视；
围岩包围设置在缝洞模型的四周，模拟形成缝洞型碳酸盐岩储层；
控制中心1分别与泵13、流量压力传感器3和控制阀门2相电连接；
泵13分别与水罐6、油罐7相连接；
水罐6和油罐7分别与缝洞模型的注入端相连通；
收集器10与缝洞模型的排出端相连通；
倾角调整机构12设置在带窗口的实验台9的底部。
实施例2
本实施例提供一种缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法，如图2所示，其使用实施例1的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，以塔里木盆地塔北地区哈拉哈塘研究区为例，包括如下步骤：
通过研究区高分辨率地震成像和钻井分析，该区域的岩溶洞穴在三维地震上表现为“串珠型”反射，“串珠型”地震反射形态不同反应了岩溶洞穴大小及分布的不同，如图3所示，岩溶洞穴的大小可以通过已有钻井漏失量进行标定后，最终得到溶洞在地震剖面上具有0.5ms反射形态，结合三维地震在平面上的分布对岩溶洞穴的刻画进行定量计算，洞穴高度约20m，长度在100m到200m之间，可通过对应比例应用于物理模型中。
通过相干体技术和分频技术对“串珠型”地震反射进行精细雕刻，获得研究区岩溶洞穴的分布规律，如图4所示，总体上岩溶洞穴在北部岩溶暴露区及附近地区分布最为广泛，其次为X型断裂系附近。
通过相干体技术及裂缝识别技术对三维地震体中的裂缝进行精细雕刻，获得研究区裂缝系统的分布规律，如图5所示。裂缝分布总体受到X型剪切断裂控制，X型断裂及共轭断裂附近裂缝最为发育。分别刻画好岩溶洞穴和裂缝系统后，利用地震数据融合技术将两个地震数据体进行融合，以反映缝洞系统配置关系，如图6所示。在此基础上，建立研究区缝洞配置关系图版，即得到缝洞体分布特征及密度。将缝洞配置关系划分为4类，如图7所示，反映不同的缝洞配置关系。
在缝洞型储层中，岩溶洞穴是储集空间，裂缝是疏导系统，因此缝洞配置关系对油气充注具有重要的影响，缺乏裂缝沟通的岩溶洞穴空间不利于油气聚集，而裂缝过于发育的岩溶洞穴的充满度受到裂缝发育部位的控制，裂缝位置高于岩溶洞穴会导致油气的溢出，只有最佳的缝洞配置关系才有利于岩溶洞穴内具有最好的充满度。建立了研究区缝洞配置关系图版后，创建物理模拟模型(缝洞模型)。
具体地，创建物理模拟模型(如实施例1的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置)时，可通过埋藏史和热史，结合包裹体分析等手段明确油气充注的主要地质时期，主要根据石油包裹体荧光光谱特征，是在观察石油包裹体荧光颜色的基础上对荧光强度和波谱特征进行更加精确的测量，以便获得更多的与油气相关的信息。随着光谱主峰值的减少，其荧光存在“蓝移”现象，石油包裹体成熟度增加；反之，主峰值增大，荧光“红移”，石油包裹体成熟度减少。采用38块流体包裹体双面剖光薄片的镜下观察表明，在岩溶储层段灰岩的方解石脉体晶格缺陷中均发现石油包裹体，其紫外光下主要发绿色荧光、黄绿色荧光和蓝白色荧光，如图8a、8b、8c所示。其中，绿色和蓝白色荧光包裹体主要分布在东部地区，而在西部地区主要以黄绿色荧光包裹体为主，如图9所示，这种分布的差异性既与油气来源有关，也与不同地区油气的成熟度密切相关。
石油包裹体的荧光强度与包裹体中石油的密度等密切相关，不同时期充注和来自于不同油源的油，其荧光强度有可能存在较大差异，因此常用荧光强度的差异来定性判断石油包裹体中油的性质。本次研究中，三种荧光颜色所对应的荧光强度(Imax)分布范围都比较大，如图10a所示，蓝白色荧光光谱(主峰波长位于447.1-492nm之间)的Imax集中分布于63.5-143.8之间，绿色荧光光谱(主峰波长位于515-526nm之间)的Imax集中分布于81.3-142.5之间，黄绿色荧光光谱(主峰波长位于533-544nm之间)的Imax集中分布于50.3-135.2之间。Imax分布范围的广泛充分说明了该区油气多源多期充注以及在油气运移和聚集过程中因分馏、氧化等导致的成分的相对变化。
如图10b所示，3种荧光光谱对应的红绿商(Q)表现为三个数据团，其中蓝白色荧光光谱的红绿商Q集中分布于0.21-0.45之间，绿色荧光光谱的红绿商Q集中分布于0.38-0.57之间，黄绿色荧光光谱的红绿商Q集中分布于0.47-0.75之间。结合石油包裹体的微束荧光光谱主峰波长λmax特征，以及λmax-Imax相关分析和λmax-Q相关分析，可以判定塔北南斜坡区在地质历史时期至少经历了三期油气充注。
λmax-Q相关分析中的三个数据团代表了三期不同成熟度的油气充注，其中黄绿色荧光油包裹体成熟度最低，且分布广泛，而成熟度最高的蓝白色荧光油包裹体主要分布于轮古地区的样品中，成熟度介于两者之间的绿色油包裹体在哈9井等哈拉哈塘以东地区样品中普遍存在，这在大体上可以说明三期油气充注的范围。
结合构造演化史恢复和前人研究成果认为，塔北南斜坡区的成藏演化史应为三期成藏，其成藏史与包裹体荧光光谱演化特征为(如图10b、图11所示，两图中标号①-③代表的期次相对应)：加里东晚期-海西早期中上寒武-下奥陶统原油成藏，并形成大量绿色荧光油包裹体，其分布范围至少为哈9井以东地区；晚海西期中上奥陶统开始生油，在该时期储层中捕获了黄绿色荧光包裹体，分布广泛，遍及整个南斜坡区；在喜山期，中上奥陶继续生烃，并在地层中形成代表高成熟的蓝白色荧光油包裹体，该期成藏范围局限于轮南低凸起及以东地区。因此，恢复加里东晚期-海西早期古埋藏形态进行物理模拟，可以真实反映哈拉哈塘地区油气充注的古地形。
通过对塔里木盆地塔北地区构造演化恢复，认为该区域构造变形分为三段，如图12所示，其中东部、西部构造变形较强，研究区哈拉哈塘地区构造变化相对较稳定。在油气主充注期，既海西早期，整体形成北高南低的斜坡，奥陶系顶部斜坡坡度为30-35°，从而为物理模拟提供了地形参数。同时，通过构造恢复，认为该区域的主要断裂和岩溶储层该时期基本定型，和现今一致，因此断裂和古岩溶洞穴的研究可以根据三维地震信息来获得和确定。
在得到上述依据后，创建缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置。
在上述缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置上进行模拟，并监测记录压力、流速、充满度变化，当油气充注的流体在缝洞系统所有岩溶洞穴内充满度达到最大，不再发生变化时实验结束；模拟结果如图13和图14所示，图13为哈拉哈塘地区多层缝洞系统无水油气充注结果，图14为哈拉哈塘地区缝洞系统饱和水状态石油充注过程。
其中，在无水状态下，石油主要聚集位于溶洞底部，向上逐渐充满，缝洞系统内石油充满度受充注压力、输出端位置控制，其中输出端位置决定单个溶洞内石油最大液柱高度(溶洞底部至输出端的高度)，而充注压力决定石油在缝洞系统内传播的范围；在饱和水状态下，受到水体的浮力控制，油主要在溶洞顶部汇聚，向下排驱水体而聚集，缝洞系统内石油充满度同样受到注入压力、输出端位置控制，其中输出端位置决定单个溶洞内石油最大液柱高度(溶洞顶部至输出端的高度)，而充注压力决定石油在缝洞系统内传播的范围；
对于油气充注范围与充注压力的关系如图15所示，与注入端与输出端液柱压力之差密切相关。当ρgD1>M1-P1>ρgH1时，油气不能传递至溶洞2及之后的溶洞，而当ρgD2>M2-P2>ρgH2时，油气不能传递至溶洞3及之后的溶洞，依此类推，仅仅当M1-P4>ρgH4时，油气可以在整个系统内充注传播(说明：ρ*g*H为液柱产生的压力，其中ρ为液体密度；g为重力加速度；H为液柱高度)。
模拟结果表明，该研究区的油气充满度受到底水分布范围及裂缝发育程度的控制。
通过物理模拟实验结果，可以在钻井较少情况下，对勘探区油气分布规律进行预测，模拟结果通过后期钻井得到证实。后期钻井结果如图16所示。
本实施例的方法对塔里木盆地塔北地区哈拉哈塘探区岩溶缝洞系统油气充注过程进行研究。研究表明，利用本实施例的方法，结合高分辨率三维地震体和钻井资料快速建立研究区缝洞系统地质模型，并通过三维缝洞系统油气充注物理模拟平台进行油气充注过程模拟，并获得相关参数用于缝洞系统渗流机理研究。
可见，本发明实施例通过建立一套完整的研究岩溶缝洞系统油气充注的物理模拟实验方法，实时监测油气充注过程中压力、流速、充满度等参数与流体粘度、溶洞形态、裂缝开度等参数之间的变化，进而获得通过不同溶洞-裂缝配置条件下溶洞内油气充满度的变化规律，以达到通过岩溶、裂缝、原油密度、油气水分布等参数认识油气水分布规律的目的，从而能够指导勘探方向。
Claims (10)
1.一种缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，该实验装置包括缝洞模型、带窗口的实验台、围岩和摄像监测系统；
所述缝洞模型包括至少2个的不同尺寸的模拟洞穴和至少3条的不同尺寸的模拟裂缝，所述模拟洞穴通过所述模拟裂缝相连通；
所述带窗口的实验台为箱体实验台，所述缝洞模型设置在所述带窗口的实验台内，缝洞模型的至少一面的模拟洞穴通过实验台的窗口可视；
所述围岩采用与碳酸盐岩润湿性相近的水泥制作，所述围岩包围设置在所述缝洞模型的四周，模拟形成缝洞型碳酸盐岩储层；
所述摄像监测系统用于检测和调整充注过程中的流量和压力的变化，以及记录窗口中显示的充注过程中缝洞的图像；
所述摄像监测系统包括摄像仪、监视器、流量压力传感器和控制阀门；
所述摄像仪用于拍摄窗口中显示的充注过程中缝洞的图像；
所述摄像仪与所述监视器相电连接；
所述流量压力传感器和所述控制阀门设置在所述模拟裂缝管路内；
所述流量压力传感器和所述控制阀门与所述监视器相电连接。
2.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，其特征在于：所述不同尺寸的模拟裂缝为不同长度和不同微径的不锈钢连接管。
3.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，其特征在于：该实验装置包括还包括控制中心、泵、水罐、油罐和收集器；
所述控制中心分别与所述泵、所述流量压力传感器和所述控制阀门相电连接；
所述泵分别与所述水罐、所述油罐相连接；
所述水罐和所述油罐分别与所述缝洞模型的注入端相连通；
所述收集器与所述缝洞模型的排出端相连通。
4.根据权利要求3所述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，其特征在于：所述控制中心为计算机；所述泵为程控液压泵。
5.根据权利要求3所述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，其特征在于：该实验装置包括还包括气罐，所述气罐与所述缝洞模型的注入端相连通。
6.根据权利要求5所述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，其特征在于：所述气罐为装有氮气的气罐。
7.根据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，其特征在于：该实验装置包括倾角调整机构，所述倾角调整机构设置在所述带窗口的实验台的底部。
8.一种缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法，其使用权利要求1-7任一项所述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，包括如下步骤：
运用钻井及三维地震资料研究缝洞体系内岩溶洞穴尺寸及空间分布、裂缝分布的密度及空间展布特征；
依据具体解剖的地质现象及相关缝洞体系内岩溶洞穴尺寸及空间分布、裂缝分布的密度及空间展布特征进行数据优化，创建缝洞模型；
油气充注缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，进行油气充注物理模拟，并监测记录压力、流速、充满度变化，当油气充注的流体在缝洞系统所有岩溶洞穴内充满度达到最大，不再发生变化时实验结束；
综合前述步骤，系统分析所获参数信息及物理模拟结果，明确研究区内溶洞充满度及油气水分布规律；其中，
依据具体解剖的地质现象及相关缝洞体系内岩溶洞穴尺寸及空间分布、裂缝分布的密度及空间展布特征进行数据优化，创建所述的缝洞模型包括：
结合得到的缝洞尺寸、空间分布特征及密度；
通过埋藏史和热演化史研究，通过包裹体分析明确油气充注的主要地质时期；
根据回剥法恢复该油气充注的主要地质时期的古地形，恢复该油气充注的主要地质时期的地层倾角及地形展布特征，并以此作为物理模拟充注期油气充注的模型依据，创建缝洞模型得到缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置。
9.根据权利要求8所述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法，其特征在于：运用钻井及三维地震资料研究缝洞体系内岩溶洞穴尺寸及空间分布、裂缝分布的密度及空间展布特征包括：
通过井震标定和三维地震资料，依靠相干体和分频技术，进行精细雕刻，得到缝洞尺寸及空间分布；
通过综合成像测井和裂缝资料判定小尺度裂缝发育密度；
结合蚂蚁追踪获得大尺寸裂缝分布及分布密度；
综合建立三维裂缝网络得到裂缝体的分布密度数据，进而得到缝洞体分布特征及密度。
10.根据权利要求8所述的缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟方法，其特征在于：油气充注缝洞型碳酸盐岩储层油气充注的物理模拟实验装置，进行油气充注物理模拟时，当被模拟的缝洞型碳酸盐岩储层为产油区时，则配比密度相当的实验用油料；当被模拟的缝洞型碳酸盐岩储层为产气区，则选择氮气作为实验用气体；根据被模拟的缝洞型碳酸盐岩储层是否有油田水，选择是否对物理模拟实验装置饱和水或者保持无水状态。
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