單一縫洞內(nèi)油水相對滲透率及其影響因素

李愛芬,孫 強,張 東,付帥師

(1.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580；2.中石化勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院,山東東營 257015)

單一縫洞內(nèi)油水相對滲透率及其影響因素

李愛芬1,孫 強2,張 東2,付帥師1

(1.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580；2.中石化勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院,山東東營 257015)

將復(fù)雜的縫洞系統(tǒng)簡化為裂縫和溶洞的基本組合,從分析油水相對滲透率曲線著手探索其兩相流動規(guī)律。在考慮實際油田碳酸鹽巖儲層特征的基礎(chǔ)上,制作不同溶洞直徑的單一縫洞有機玻璃模型,利用穩(wěn)態(tài)法測定模型中的油水相對滲透率研究溶洞直徑、縫洞傾角、油水黏度比、注入速度等因素對油水相對滲透率的影響。結(jié)果表明:對于單溶洞單裂縫的基本組合,隨著溶洞直徑的增大,油相相對滲透率曲線由直線型逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橄掳夹?水相相對滲透率曲線呈上凹型且曲率越來越大；殘余油飽和度隨著溶洞直徑、縫洞傾角、注入速度的增大和油水黏度比的減小而降低。

油藏；單一縫洞；溶洞直徑；油水相對滲透率；殘余油飽和度

裂縫-溶洞型碳酸鹽巖油藏儲滲空間主要由寬度不同的裂縫和大小不一的溶洞組成[1],由于縫洞大小及其分布極不規(guī)則,使得這類油藏的流動規(guī)律較為復(fù)雜[2-3]。就目前的技術(shù)條件,還沒有能直接識別裂縫溶洞配比組合方式的手段,只能通過簡化的物理模型來研究其油水兩相流動規(guī)律[4-5]。在各種裂縫溶洞組合方式中,單一縫洞系統(tǒng)是最基本的組合方式。裂縫系統(tǒng)中的油水相對滲透率曲線與裂縫張開度有關(guān),當(dāng)裂縫張開度較大時,曲線形狀接近于直線[6-9]；對于裂縫溶洞網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)內(nèi)的相滲曲線,其形狀為水相下凹型[10]。筆者以塔河油田儲層縫洞特征為基礎(chǔ),制作單一縫洞系統(tǒng)有機玻璃模型,利用穩(wěn)態(tài)法測定油水相對滲透率曲線,研究溶洞直徑、縫洞傾角、油水黏度比、注入速度等因素對油水相對滲透率的影響。

1 試驗方法與步驟

1.1 試驗?zāi)Ｐ?/p>

塔河油田奧陶系儲層的巖心統(tǒng)計結(jié)果表明,儲層巖石的潤濕性為弱親油且基質(zhì)的儲滲能力極低[11]；儲層中的裂縫張開度為0.1～1.0 mm[12-13],其中垂直縫所占比例最大為54.92%[13-14]；溶洞與裂縫的尺度比為100～1 000[15]?？紤]到模型制作的可操作性,采用潤濕性為弱親油的有機玻璃作為模型材料,制作3個不同溶洞直徑的模型,模型實物如圖1所示。模型DJ1、DJ2、DJ3的長度分別為79.30、79.60、79.60 cm,寬均為3 cm,高均為6 cm,溶洞寬均為2 cm,溶洞直徑分別為2、3、4 cm。模型中的裂縫設(shè)計為1條縱向垂直縫,制作過程中用厚度為192.75 μm的不銹鋼墊片控制裂縫的張開度,溶洞為圓柱形空間,溶洞與裂縫的尺度比與礦場實際有一定的相似性。

圖1 有機玻璃模型照片F(xiàn)ig.1 Photograph of organic glass models

1.2 試驗流體

試驗中用的流體是蒸餾水和模擬油(煤油與真空泵油的混合物)。為了在試驗中更好地區(qū)分水和模擬油,用蘇丹紅III把模擬油染成紅色。試驗中用到的3種模擬油的主要物性參數(shù)見表1。

表1 模擬油參數(shù)Table 1 Parameters of modeling oil

25℃時試驗用蒸餾水的密度為0.997 g/cm3,黏度為0.805 mPa·s。

1.3 試驗裝置及試驗步驟

穩(wěn)態(tài)法油水相對滲透率測定試驗裝置見圖2。

試驗步驟:

(1)按圖2連接試驗裝置,校準(zhǔn)儀器,打開恒溫箱保持試驗溫度25℃。

(2)稱量模型質(zhì)量Md,將模型飽和試驗用油,稱量模型質(zhì)量Mo,計算模型中裂縫和溶洞的總體積。

(3)將試驗用油注入模型,待壓力穩(wěn)定后記錄進(jìn)出口壓力值和出口端油的流量,計算絕對滲透率。

圖2 試驗裝置示意圖Fig.2 Schematic diagram of experimental apparatus

(4)在油和水的總注入速度不變的情況下,將油和水分別以20∶1、10∶1、5∶1、1∶1、1∶5、1∶10和0∶1的注入速度比注入模型,分別記錄壓力穩(wěn)定后的進(jìn)出口壓力值p1和p2,出口端油和水的流量qo和qw,用天平稱量此時模型的質(zhì)量Mi,計算油、水有效滲透率和模型含水飽和度。

(5)試驗結(jié)束,關(guān)閉并整理試驗設(shè)備。

1.4 試驗數(shù)據(jù)處理

計算每個注入比例下油水相對滲透率,

式中,k為氣測滲透率,μm2；qo為油流量,mL/s；μo為在測定溫度下油的黏度,mPa·s；L為模型長度, cm；A為模型截面積,cm2；qw為水流量,mL/s；μo、μw分別為在測定溫度下油、水的黏度,mPa·s；kw和ko分別為水相和油相有效滲透率,μm2；Krw和Kro分別為水相和油相相對滲透率。

利用油水之間的密度差確定模型中的平均含水飽和度,計算式為

式中,Sw為模型平均含水飽和度；Mi為任一油水注入比下穩(wěn)定后的模型質(zhì)量,g；ρw和ρo分別為蒸餾水、模擬油在試驗溫度下的密度,g/cm3；VP為模型中裂縫和溶洞的總體積,cm3。

表2為DJ3模型的一組試驗數(shù)據(jù),試驗中油水兩相的流速之和為10 mL/min,稱得DJ3模型的質(zhì)量為1871.97 g。

表2 DJ3模型相對滲透率數(shù)據(jù)Table 2 Data table of relative permeability of the model DJ3

2 試驗結(jié)果分析

考察溶洞直徑d、縫洞傾角θ、油水黏度比、注入速度vi對油水相對滲透率的影響。

2.1 溶洞直徑

選用試驗?zāi)Ｐ虳J1、DJ2、DJ3,1#模擬油,試驗時流體總流速控制為10 mL/min,模型垂直放置(縫洞傾角90°)。

不同溶洞直徑模型中油水相對滲透率曲線如圖3所示。

圖3 不同溶洞直徑模型中油水相對滲透率曲線Fig.3 Oil-water relative permeability curves in models with different vuggy diameter

由圖3可以看出,隨著溶洞直徑的增大,油相相對滲透率曲線由直線型逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橄掳夹?油相相對滲透率增大,水相相對滲透率減小,殘余油飽和度降低,等滲點向右移動。

不同溶洞直徑下含水率與含水飽和度的關(guān)系曲線如圖4所示。從圖4中可以看出,含水率相同(即油水注入比例相同)時,溶洞越大的模型含水飽和度越高,即裂縫中的水越容易進(jìn)入溶洞,溶洞中的油也就越容易被置換出來,故模型的殘余油飽和度就越低。

2.2 縫洞傾角

對DJ2模型分別改變試驗傾角進(jìn)行試驗。選用1#模擬油,試驗時流體總流量控制為10 mL/min。

不同縫洞傾角下油水相對滲透率曲線如圖5所示。

圖4 不同溶洞直徑模型含水率與含水飽和度的關(guān)系Fig.4 Relationship between water cut and water saturation in models with different vuggy diameter

圖5 不同縫洞傾角下油水相對滲透率曲線Fig.5 Oil-water relative permeability curves at different fractured-vuggy dip

由圖5可以看出,隨著模型縫洞傾角的增大(由水平縫逐漸過渡到垂直縫),油水相對滲透率均增大,模型殘余油飽和度逐漸降低,等滲點向右移動。因為當(dāng)模型縫洞傾角較大(裂縫接近垂直縫)時,重力分異對油水的分層作用減弱了油水流動時的相互干擾和影響,致使油水相對滲透率均增大；當(dāng)模型縫洞傾角較小(裂縫接近水平縫)時,由于重力分異作用,使得溶洞內(nèi)位于縫洞交界面以上的位置存在少量的“閣樓油”,不易被采出,導(dǎo)致殘余油飽和度較高。

2.3 油水黏度比

試驗流體選用1#、2#、3#模擬油與蒸餾水,3種模擬油與蒸餾水的黏度比分別為2.4、4.4、8.6,試驗?zāi)Ｐ瓦x用模型DJ2,試驗時流體總流量控制為10 mL/min,模型垂直放置(縫洞傾角90°)。

不同油水黏度比下測得的相對滲透率曲線如圖6所示。不同油水黏度比下含水率與含水飽和度的關(guān)系曲線如圖7所示。

圖6 不同油水黏度比下油水相對滲透率曲線Fig.6 Oil-water relative permeability curves at different oil-water viscosity ratio

由圖6可以看出:隨著油水黏度比的增大,油相相對滲透率減小,水相相對滲透率增大；油水黏度比越大,殘余油飽和度越高。這是因為隨著油水黏度比的增大,油水共流時裂縫中水相的指進(jìn)現(xiàn)象加劇,在含水率隨飽和度變化曲線(圖7)上表現(xiàn)為含水率上升速度加快,水相的指進(jìn)阻礙了油相的流動,使得油相相對滲透率減小,水相相對滲透率增大。

圖7 不同油水黏度比下含水率與含水飽和度的關(guān)系曲線Fig.7 Relationships between water cut and water saturation at different oil-water viscosity ratio

由于有機玻璃模型親油,油水黏度比越大,油相流動性越差,因而更容易在模型邊角處聚集形成殘余油,致使殘余油飽和度升高。

2.4 注入速度

對DJ2模型改變注入總流速進(jìn)行試驗。選用1#模擬油,試驗溫度下其黏度為1.932 2 mPa·s,蒸餾水的黏度為0.805 mPa·s,模型垂直放置(縫洞傾角90°)。

不同注入速度下油水相對滲透率曲線如圖8所示。由圖8可以看出:隨著注入速度增大,油水相對滲透率都略有增大；注入速度越大,殘余油飽和度越低。這是因為注入速度越大,滯留在模型內(nèi)壁邊緣處的殘余油更容易被驅(qū)替出來。

圖8 不同注入速度下油水相對滲透率曲線Fig.8 Oil-water relative permeability curves at different injection rate

3 結(jié) 論

(1)隨著溶洞直徑的增大,油相相對滲透率曲線由直線型逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橄掳夹?水相相對滲透率曲線呈上凹型且曲率越來越大,油相相對滲透率增大,水相相對滲透率減小。溶洞越大的模型,裂縫中的水越容易進(jìn)入溶洞,使模型的殘余油飽和度越低。

(2)模型縫洞傾角越大(裂縫越接近垂直縫),重力分異對油水的分層作用就越明顯,從而減弱了油水流動時的相互干擾和影響,致使油水相對滲透率均增大。模型縫洞傾角越小(裂縫越接近水平縫),“閣樓油”含量越多,殘余油飽和度越高。

(3)隨著油水黏度比的增大,油水共流時裂縫中水相的指進(jìn)現(xiàn)象加劇,使得油相相對滲透率減小,水相相對滲透率增大,殘余油飽和度升高。

(4)隨著注入速度的增大,油水相對滲透率都略有增大,殘余油飽和度降低。

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(編輯 李志芬)

Oil-water relative permeability and its influencing factors in single fracture-vuggy

LI Ai-fen1,SUN Qiang2,ZHANG Dong2,FU Shuai-shi1
(1.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China；
2.Geological Scientific Research Institute of Shengli Oilfield,SINOPEC,Dongying 257015,China)

The complex fracture-vuggy system can be simplified as basic combination of fractures and caves.The two-phase flow laws were researched by analyzing water-oil relative permeability curves.Based on the reservoir characteristics of the carbonate rock of practical oilfield,single fracture-vuggy organic glass models with different vuggy diameter were made.Oilwater relative permeability curves were measured by using steady-state method.The influence of vuggy diameter,fracturevuggy dip,oil-water viscosity ratio and injection rate on oil-water relative permeability curves was studied.The results show that in the models composed of single fracture-vuggy,the shape of oil relative permeability curve changes from linear type to down-concave type with the increase of vuggy diameter.The shape of water relative permeability curve is up-concave type, and the curvature of the curve increases with the vuggy diameter increasing.Residual oil saturation decreases with the increase of vuggy diameter,fracture-vuggy dip and injection rate,and the decrease of oil-water viscosity ratio.

reservoir；single fracture-vuggy；vuggy diameter；oil-water relative permeability；residual oil saturation

TE 344

A

1673-5005(2013)03-0098-05

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.03.017

2012-06-19

國家“973”課題(2011CB201004)；國家科技重大專項(2011ZX05014-003-006HZ)

李愛芬(1962-),女,教授,博士,博士生導(dǎo)師,從事油氣滲流、提高采收率機制方面的研究。E-mail:aifenli@upc.edu.cn。