缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律_王敬
缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律_王敬
Formation mechanism and distribution law of remaining oil in fracture-cavity reservoirs
Wang Jing1, Liu Huiqing1, Xu Jie1, Zhang Hongfang2
(1. MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering in China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. Petroleum Exploration and Production Institute, Sinopec, Beijing 100083, China) Abstract: Drilling and dewaxing methods are used to create the quantitative model and stochastic model for fracture-cavity reservoirs
油
勘
探
与
开
发 Vol.39 No.5 585
PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT
文章编号： 1000-0747(2012)05-0585-06
缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律
王敬 1，刘慧卿 1，徐杰 1，张宏方 2
（ 1. 中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室； 2. 中国石化勘探开发研究院） 基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目（2011CB201006） ；国家科技重大专项（2011ZX05014-003-008HZ） 摘要： 采用钻孔和熔蜡的方法分别制备了缝洞油藏定量模型和随机模型，并用两种模型进行全直径岩心驱油实验，研究 缝洞型油藏中剩余油形成机制及分布规律。 研究结果表明： 驱替相与被驱替相的密度差异和缝洞连接点位置决定溶洞中流 体分布规律；一次水驱结束后剩余油包括油水密度差异形成的“阁楼油” 、油水置换非瞬时性造成的“封存油” 、溶洞不规 则性造成的“角隅油” 、缝洞复杂连接关系或者低连通度造成的“盲洞油”以及岩石润湿性造成的“油膜” 。连接点位置越 高， “阁楼油”含量越少；注入速度越低、原油黏度越小， “封存油”含量越少；溶洞形状越规则，角隅数量越少， “角隅油” 含量越少；缝洞连接关系越简单、连通程度越高， “盲洞油”含量越少；水湿岩石表面“油膜”含量较少。图 8 表 1 参 12 关键词： 缝洞型油藏；全直径岩心；剩余油；形成机制；分布规律 中图分类号： TE344; TE311 文献标识码： A
缝洞型油藏单井结构型剩余油识别与挖潜方式阶段探索
缝洞型油藏单井结构型剩余油识别与挖潜方式阶段探索
程露
【期刊名称】《石油石化物资采购》
【年(卷),期】2024()12
【摘要】塔河缝洞型油藏开发已基本进入全面水驱、气驱阶段。
缝洞型油藏储集体以缝洞集合体为主,缝洞组合形式以及结构,在近井或优势缝洞体附近随着长期的注水、注气以及提液(提高单井日产液能力,扩大动用范围)等手段导致剩余油减少,开发效果急剧转差。
为了扭转这一开发形势,针对缝洞型油藏的特殊性,总结出“四步四定”法对注水失效、注气失效、底水抬升等多种类型油井进行剩余油分析,在明确结构型剩余油分布状况的前提下,制定差异化挖潜对策,改善油井生产状况,使得剩余储量实现二次动用。
【总页数】3页(P190-192)
【作者】程露
【作者单位】中国石油化工股份有限公司西北油田分公司采油三厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
【相关文献】
1.缝洞型油藏剩余油主要赋存方式及形成机制
2.缝洞型油藏剩余油分布模式及挖潜对策
3.塔河油田缝洞型油藏单井注N2替油的注气量优选
4.碳酸盐岩缝洞型油藏
剩余油分布模式及挖潜对策5.某油田碳酸盐岩缝洞型油藏单井注气替油低效井治理的研究
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《2024年缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，碳酸盐岩油藏的开发与利用显得尤为重要。
缝洞型碳酸盐岩油藏作为其中一种重要的油藏类型，其流动机理的研究对于提高采收率、优化开发策略具有重大意义。
本文旨在深入探讨缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理，以期为实际生产提供理论依据和指导。
二、研究区域及背景缝洞型碳酸盐岩油藏广泛分布于世界各地，具有丰富的资源潜力。
这类油藏主要由一系列裂缝和溶洞组成，其中裂缝是油气的主要流动通道，而溶洞则为油气提供了储存空间。
由于地质构造的复杂性，缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理具有独特性，需要深入研究。
三、流动机理分析1. 流体在缝洞型碳酸盐岩中的渗流过程流体在缝洞型碳酸盐岩中的渗流过程受到多种因素的影响，包括岩石的孔隙结构、裂缝的连通性、流体的物理性质等。
首先，流体在裂缝中渗流，受到裂缝宽度、长度和数量的影响；其次，当流体进入溶洞时，会受到溶洞大小、形状和连通性的影响。
因此，缝洞型碳酸盐岩的流动机理具有明显的非均质性和各向异性。
2. 流体在缝洞系统中的运移规律缝洞系统中的流体运移规律受到多种力的共同作用，包括重力、毛管力、浮力等。
这些力在缝洞系统中的分布和作用方向各不相同，导致流体的运移具有复杂性和不确定性。
此外，流体的粘度、密度等物理性质也会影响其在缝洞系统中的运移规律。
3. 缝洞型碳酸盐岩的储层特性对流体的影响缝洞型碳酸盐岩的储层特性包括孔隙度、渗透率、饱和度等，这些特性对流体的流动具有重要影响。
孔隙度和渗透率决定了流体在岩石中的渗流速度和渗流路径；饱和度则影响了流体的相态和分布。
此外，储层中的流体类型、分布和连通性也会对流体的流动产生影响。
四、研究方法与实验设计为了深入探究缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理，我们采用了多种研究方法。
首先，通过地质调查和岩石物理实验获取了详细的岩石特性数据；其次，利用数值模拟软件对流体的渗流过程进行模拟；最后，结合实际生产数据和实验结果进行分析和验证。
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一摘要本文旨在研究缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理。
通过对碳酸盐岩的地质特征、孔隙结构、渗流特性等进行系统分析，揭示了缝洞型油藏中流体运动的规律和影响因素。
本文首先概述了研究背景与意义，接着对相关文献进行了综述，随后详细描述了研究方法、过程和结果分析，最后得出结论并提出相关建议。
一、研究背景与意义随着全球能源需求的持续增长，碳酸盐岩油藏作为重要的能源储备之一，其开发利用具有重要意义。
缝洞型碳酸盐岩油藏因其独特的地质特征和渗流特性，其流动机理的研究对于提高采收率、优化开采方案和预测油田开发动态具有重要意义。
因此，深入探究缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理，对于指导油田开发实践和推动相关领域的技术进步具有十分重要的价值。
二、文献综述在过去的研究中，学者们对碳酸盐岩油藏的渗流特性、孔隙结构、储层物性等方面进行了广泛的研究。
针对缝洞型碳酸盐岩油藏，研究主要集中在地质特征、流体流动规律以及影响因素等方面。
然而，由于缝洞型油藏的复杂性，其流动机理仍需进一步深入研究。
三、研究方法与过程本研究采用地质勘探、岩心分析、物理模拟和数值模拟等方法，对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行系统研究。
首先，通过地质勘探和岩心分析，了解油藏的地质特征和孔隙结构；其次，利用物理模拟方法，模拟流体在缝洞型油藏中的流动过程；最后，通过数值模拟方法，建立数学模型，分析流体在缝洞型油藏中的流动机理和影响因素。
四、结果分析（一）地质特征与孔隙结构缝洞型碳酸盐岩油藏具有复杂的地质特征和孔隙结构。
通过地质勘探和岩心分析发现，油藏中存在着大量的裂缝和溶洞，这些裂缝和溶洞相互连通，形成了复杂的孔隙网络。
此外，油藏中的孔隙大小和分布也具有明显的非均质性。
（二）流体流动规律流体在缝洞型碳酸盐岩油藏中的流动受到多种因素的影响。
通过物理模拟和数值模拟发现，流体的流动规律主要受到孔隙结构、渗流特性、流体性质以及边界条件等因素的影响。
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一摘要：本文针对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行了深入研究。
通过分析其地质特征、流体性质和储层物理特征，探讨流体的流动过程及其控制因素，揭示了流体的主要流动机理，旨在为油田的合理开发和高效开发提供理论支持。
一、引言随着国内外油气资源开发进程的不断深入，缝洞型碳酸盐岩油藏作为重要的一类储层类型，具有储层空间结构复杂、流动机理特殊等特点。
因此，对缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理的研究显得尤为重要。
本文旨在通过深入分析其流动机理，为油田的合理开发和高效开发提供理论依据。
二、地质特征与流体性质缝洞型碳酸盐岩油藏主要分布在特定的地质构造中，其地质特征包括多期次构造运动、复杂的地层结构和孔隙-裂缝-洞穴的发育等。
储层中的流体主要为油、气、水等，其性质受到储层温度、压力和成分等因素的影响。
了解这些基本特征是研究流动机理的基础。
三、储层物理特征分析储层的物理特征主要包括孔隙结构、渗透率、饱和度等。
在缝洞型碳酸盐岩储层中，由于复杂的储层结构，其孔隙-裂缝-洞穴的连通性对流体的流动产生重要影响。
通过对储层物理特征的分析，可以更准确地理解流体的流动过程和规律。
四、流体的流动过程与控制因素缝洞型碳酸盐岩油藏的流体流动过程受到多种因素的影响，包括储层结构、流体性质和外部条件等。
在储层中，由于孔隙-裂缝-洞穴的复杂结构，流体在其中的流动表现出明显的非线性特征。
同时，储层的温度和压力对流体的流动也产生重要影响。
此外，流体的物理性质如粘度、密度等也对流动过程产生影响。
这些因素的综合作用决定了流体的流动规律和控制机理。
五、流动机理的深入研究通过对缝洞型碳酸盐岩油藏的深入研究，我们发现在流体流动过程中，主要存在两种流动机理：一种是毛细管力和渗流力共同作用下的多相流体流动机理；另一种是因缝洞连通性不同而导致的复杂流线型态的流体流动机理。
在分析这两种机理时，我们发现不同地区的储层因构造、地应力等地质因素而呈现出不同的流动特征和规律。
《2024年塔河缝洞型碳酸盐岩油藏流动规律研究》范文
《塔河缝洞型碳酸盐岩油藏流动规律研究》篇一一、引言随着全球能源需求的不断增长，碳酸盐岩油藏的开采与开发已成为国内外石油工业的重要领域。
塔河油田作为我国重要的碳酸盐岩油藏之一，其缝洞型油藏的流动规律研究对于提高采收率、优化开采方案具有重要意义。
本文旨在通过分析塔河缝洞型碳酸盐岩油藏的流动规律，为实际生产提供理论依据和指导。
二、研究区域概况塔河油田位于中国某地区，其油藏主要为碳酸盐岩缝洞型油藏。
该类油藏具有孔隙度大、渗透率高、储层非均质性强等特点，导致其流动规律复杂多变。
因此，对塔河缝洞型碳酸盐岩油藏的流动规律进行研究，有助于提高采收率，降低开采成本。
三、研究方法本研究采用理论分析、数值模拟和实际观测相结合的方法，对塔河缝洞型碳酸盐岩油藏的流动规律进行研究。
首先，通过文献调研和实地考察，了解油藏的地质特征和储层参数；其次，运用数值模拟软件，建立油藏模型，分析不同因素对油藏流动规律的影响；最后，结合实际生产数据，验证模型的准确性。
四、研究结果1. 缝洞型油藏的流动特征塔河缝洞型碳酸盐岩油藏的流动特征主要表现为：孔隙度和渗透率较大，导致油水流动力不平衡，使得原油在地下储层中的流动规律复杂多变。
在生产过程中，需要采取有效措施来调整压力分布和驱替效率，以实现高效开采。
2. 影响因素分析本研究发现，影响塔河缝洞型碳酸盐岩油藏流动规律的主要因素包括储层非均质性、流体性质、生产制度等。
其中，储层非均质性对油水流动力平衡影响较大，而流体性质和生产制度则直接影响到原油的采收率。
此外，地层压力和温度的变化也会对油藏的流动规律产生影响。
3. 数值模拟结果通过数值模拟软件建立油藏模型，分析不同因素对油藏流动规律的影响。
结果表明：在储层非均质性较强的地区，需要采取有效的措施来调整压力分布和驱替效率；在流体性质差异较大的情况下，需要合理配置生产井和注水井的位置和数量；在生产过程中，需要根据实际情况调整生产制度，以实现高效开采。
《2024年缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言缝洞型碳酸盐岩油藏因其独特的储层结构与地质特性，成为石油工业领域的研究重点。
了解并掌握其流动机理对于提升油田开采效率及经济效益具有至关重要的意义。
本文将重点对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究与分析，为石油开发提供理论依据与指导方向。
二、碳酸盐岩储层基本特性碳酸盐岩储层以其多孔性、多缝性及复杂的洞穴系统为特点，这些特性为油气的储存提供了良好的条件。
储层中的裂缝和洞穴系统为油气提供了流动通道，同时也影响了油气的分布与流动规律。
三、流动机理分析1. 流体在缝洞系统中的流动流体在缝洞系统中的流动受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
流体的流动往往在裂缝和洞穴系统中形成复杂的网络结构，表现出非线性流动的特点。
2. 毛细管作用力对流体的影响毛细管作用力是影响缝洞型碳酸盐岩油藏流体的关键因素之一。
由于储层岩石的多孔性，毛细管作用力在油水的运移和分配中起到重要作用，尤其是在油气采收过程中，毛细管力对采收率有显著影响。
3. 流体在多孔介质中的渗流流体在多孔介质中的渗流是一个复杂的过程，涉及到流体的物理性质、多孔介质的特性以及流体与岩石之间的相互作用。
多孔介质中的渗流规律对于预测油藏的产能及制定开采策略具有重要意义。
四、研究方法与实验分析1. 实验室模拟实验通过实验室模拟实验，可以更好地理解缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理。
实验中可以模拟不同地质条件下的流体流动过程，观察流体在多孔介质中的分布和流动规律。
2. 数值模拟分析利用数值模拟技术对缝洞型碳酸盐岩油藏进行建模和分析，可以更准确地预测流体的流动状态和分布规律。
通过对比模拟结果与实际生产数据，可以验证模型的准确性，并为优化开采策略提供依据。
五、结论与展望通过对缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理进行研究，可以得出以下结论：1. 缝洞型碳酸盐岩储层的流动机理受到多种因素的影响，包括储层岩石的物理性质、流体本身的性质以及地质构造等。
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》范文
《缝洞型碳酸盐岩油藏流动机理研究》篇一一、引言在地质资源领域中，缝洞型碳酸盐岩油藏以其特有的储集与流动机理成为了国内外学者的研究重点。
该类型油藏不仅关系到能源的开发和利用，更关乎环境与生态的可持续性。
因此，研究其流动机理对科学开发和高效利用此类资源具有深远意义。
本文将详细分析缝洞型碳酸盐岩油藏的流动机理，探讨其地质特性及流动过程。
二、缝洞型碳酸盐岩地质特性缝洞型碳酸盐岩主要由石灰岩、白云岩等碳酸盐矿物组成，具有多孔、多缝、多洞的复杂地质结构。
这些缝洞网络为油气的储集和运移提供了条件。
该类岩石多形成于古代的沉积盆地，并因后期地壳运动而暴露地表或深埋地下。
地质上具有明显的不均一性和非均质性。
三、流动机理研究（一）流体的赋存状态缝洞型碳酸盐岩中的流体以气相和液相的形式存在，两者在岩石的缝洞网络中相互影响，共同形成复杂的流场。
其中，气相主要指天然气，而液相则主要为石油或与之伴生的水体。
这些流体在不同的缝洞网络中受到各种力的作用而流动。
（二）驱动力的研究1. 压力差驱动：油藏内部的压力差是流体流动的主要驱动力之一。
当地下油气分布不均时，高压力区与低压力区之间会形成压力梯度，驱动流体沿缝洞网络流动。
2. 浮力效应：油气与水的密度差异使得油气上浮、水下沉，这种浮力效应也会驱动流体流动。
3. 渗流作用：当流体通过岩石微小孔隙时，受到的摩擦力会驱动流体持续流动。
（三）流场特性分析缝洞型碳酸盐岩的流场具有多尺度性、非线性及非均质性等特点。
多尺度性指流体在不同尺度上的运动特性，如微孔隙的渗流、宏观的脉动等；非线性主要表现在流体与岩石相互作用过程中复杂的力学关系；非均质性则与地质条件及岩性差异密切相关，表现为局部流动速率的巨大差异和复杂的渗流现象。
四、影响因素研究（一）储层地质结构储层的几何形态、大小和分布特征直接影响着流体的流态和路径选择。
在裂缝或孔洞较发达的区域，流体的流通速度相对更快；而封闭性或岩石质地坚硬的区域则阻碍了流体流通或仅局部发生微小渗流。
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勘
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开
发 Vol.39 No.5 585
PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT
文章编号： 1000-0747(2012)05-0585-06
缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律
王敬 1，刘慧卿 1，徐杰 1，张宏方 2
（ 1. 中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室； 2. 中国石化勘探开发研究院） 基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目（2011CB201006） ；国家科技重大专项（2011ZX05014-003-008HZ） 摘要： 采用钻孔和熔蜡的方法分别制备了缝洞油藏定量模型和随机模型，并用两种模型进行全直径岩心驱油实验，研究 缝洞型油藏中剩余油形成机制及分布规律。 研究结果表明： 驱替相与被驱替相的密度差异和缝洞连接点位置决定溶洞中流 体分布规律；一次水驱结束后剩余油包括油水密度差异形成的“阁楼油” 、油水置换非瞬时性造成的“封存油” 、溶洞不规 则性造成的“角隅油” 、缝洞复杂连接关系或者低连通度造成的“盲洞油”以及岩石润湿性造成的“油膜” 。连接点位置越 高， “阁楼油”含量越少；注入速度越低、原油黏度越小， “封存油”含量越少；溶洞形状越规则，角隅数量越少， “角隅油” 含量越少；缝洞连接关系越简单、连通程度越高， “盲洞油”含量越少；水湿岩石表面“油膜”含量较少。图 8 表 1 参 12 关键词： 缝洞型油藏；全直径岩心；剩余油；形成机制；分布规律 中图分类号： TE344; TE311 文献标识码： A
表1
裂缝下方溶洞标号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 AC/cm 3.1 2.7 2.5 2.9 2.7 3.1 3.0 3.0 3.1 3.4
1.3 随机模型制备 将水泥和固体石蜡通过混合 - 搅拌 - 凝固 - 切割 - 熔 蜡 -粘接的方式制备缝洞随机模型（见图 2） ：首先将不 同尺寸、不同形状的固体石蜡与固体粉末（碳酸盐岩粉 末与水泥混合物，水泥主要起胶结作用）混合搅拌并制
Formation mechanism and distribution law of remaining oil in fracture-cavity reservoirs
Wang Jing1, Liu Huiqing1, Xu Jie1, Zhang Hongfang2
(1. MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering in China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2. Petroleum Exploration and Production Institute, Sinopec, Beijing 100083, China) Abstract: Drilling and dewaxing methods are used to create the quantitative model and stochastic model for fracture-cavity reservoirs
本文采用钻孔和熔蜡的方法建立了缝洞油藏定量模型 和随机模型，并进行全直径岩心驱替实验研究，结合 定量模型和随机模型实验结果分析了不同驱替阶段缝 洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布及各类剩余油形成机 制，对缝洞型油藏开发具有一定的指导意义。
1 缝洞型油藏全直径岩心模型
1.1 定量模型制备 由于全直径岩心驱替实验的驱油过程不可视，只 能在实验结束后取出岩心观察裂缝、溶洞中的油水分
respectively, which are used to investigate oil displacement in full diameter cores and to study the formation mechanism and distribution law of remaining oil in fracture-cavity reservoirs. The density difference between displacing phase and displaced phase and the connection position between fractures and cavities determine the fluid distribution in the cave. After the first water flooding, the remaining oil is composed of the following parts: the “attic oil” caused by the density difference between oil and water, the “occlusion oil” formed because the oil-to-water replacement is not instantaneous, the “corner oil” caused by the irregularity of the cave, the “blind cavity oil” formed because of the complex connection or low connectivity of the fracture-cavity system, and the “oil film” caused by the wettability of rocks. When the connection is higher, the amount of the “attic oil” is less. When the injecting velocity is lower and the viscosity of crude oil is lower, the amount of “occlusion oil” is less. The content of “corner oil” will become less when the cave figure is more regular, and the amount of corner is less. The amount of “blind cavity oil” is less when the connection is simple or the connectivity is high. In addition, on the water-wet rock surface, the content of “oil film” is less.
3 3
注水（一次水驱） ，驱替至出口端含水 100%，计量产 液、产油体积； ③ 停止驱替，静置 15 h 后再次由底部 注水（二次水驱） ，驱替至出口端含水 100%，计量产 液、产油体积； ④ 停止水驱，由顶部注气，驱替至锥 形瓶内质量基本不再增加，计量产液、产油体积。 2.3 实验结果及分析 2.3.1 定量模型驱油实验 以 1 mL/min 速度注水， 计算水线推进速度约为 2.5 cm/min，即 36.0 m/d，该速度在现场正常注水推进速 度（ 30～ 150 m/d）范围之内 [11]。 驱油实验结果见图 4。由图 4 可见，水驱油初期为 无水采油期，该阶段比较长，产油速率较高，见水后 含水上升较快、产油速率迅速下降且具有极强的跳跃 性，与现场典型缝洞单元水驱开发特征相似 [12]。一次 水驱结束后阶段产油量为 96.8 mL， 一次水驱采收率为 72.6%， 无水采收率为 31.8%； 二次水驱产油量为 5.5 mL， 采收率为 4.1%，水驱累计采油量为 102.3 mL，与裂缝 下方溶洞体积、裂缝斜穿溶洞体积和裂缝体积之和 107.19 cm3 接近；气驱阶段产液量为 105.8 mL，与裂 缝上方溶洞体积、裂缝斜穿溶洞体积和裂缝体积之和 109.69 cm3 接近，气驱阶段产油量为 23.00 mL，与裂 缝上方溶洞体积 26.11 cm3 接近；气驱结束后，累计产 油量为 125.3 mL，最终采收率为 94.0%。取出岩心观 察流体分布情况，溶洞中剩余的流体基本为水且分布 于裂缝下方溶洞中（见图 5a、5b） ，其他位置均为空腔 （见图 5c、5d） 。分析原因，由于水的密度大于油的密 度，在油水密度差作用下，底部注入的水从 B 点进入 溶洞底部，置换出溶洞中的原油，当油水界面升至 A 点时，注入水从 A 点流出，因此水驱（一次水驱 +二次 水驱）阶段采出原油基本为溶洞 A 点下方和裂缝中的 原油， 而 A 点上方的原油无法采出， 即通常所说的 “阁 楼油” ；但是由于原油黏度比水黏度大很多，注入水很
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石油勘探与开发・油气田开发
Vol. 39
No.5
布，这个过程可能会产生一定的人为误差，因此笔者 首先设计了缝洞分布特征、结构尺寸已知的定量模型， 通过水驱、气驱实验数据分析不同驱替阶段油水分布 情况，为研究随机模型不同阶段油水分布规律提供依 据。将直径 100 mm、长度 330 mm 的岩心分别按与横 截面夹角 45和 60切割（见图 1），并用直径 16 mm
图2 缝洞油藏全直径岩心随机模型
2012 年 10 月
王敬 等：缝洞型油藏剩余油形成机制及分布规律
587
成圆柱形，待凝固后用岩心切割机将其按照高角度缝的 标准切开，放入 85 ℃的恒温箱中 12 h，使固体石蜡熔 化并流出，然后将各部分粘接起来，从而得到缝洞油藏 全直径岩心随机模型， 岩心直径 100 mm、 长度 330 mm。 1.4 随机模型特征 采用熔蜡方法制备的随机模型具有以下特点：溶 洞、裂缝空间随机分布；溶洞尺寸大小不一、形状多 样，包括 1 cm 、 8 cm 的立方体，直径 1 cm 的球体， 直径 1.5 cm 的圆柱体以及长 1 cm、 2 cm 和 3 cm 不规 则的多面体，并且很多洞体带有复杂的角隅；缝洞连 接方式复杂，包括缝 - 洞、洞 - 洞、洞 - 缝 - 洞、缝 - 洞 - 缝 相连，溶洞配位数为 1～ 4，同一配位数下缝洞接触方 式包括点、线、面接触等；溶洞、裂缝嵌在岩心内部， 基质不具备储渗能力，整个岩心具有极强的非均质性， 这些特点使得随机物理模型更接近实际油藏。