稠油非線性滲流測(cè)定方法研究

汪偉英，喻高明，柯文麗，王 雨，戈 月

(1.長(zhǎng)江大學(xué)(武漢) 石油工程學(xué)院，武漢 430100；2.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長(zhǎng)江大學(xué))，武漢 430100)

稠油非線性滲流測(cè)定方法研究

汪偉英1,2，喻高明1,2，柯文麗1,2，王 雨1,2，戈 月1,2

(1.長(zhǎng)江大學(xué)(武漢) 石油工程學(xué)院，武漢 430100；2.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(長(zhǎng)江大學(xué))，武漢 430100)

稠油由于其非牛頓特性，在多孔介質(zhì)中的滲流特征與常規(guī)原油不同，一般表現(xiàn)為非線性滲流，其特征之一是可能存在啟動(dòng)壓力梯度，只有當(dāng)驅(qū)替壓力梯度超過(guò)啟動(dòng)壓力梯度時(shí)稠油才開(kāi)始流動(dòng)，且滲流規(guī)律偏離達(dá)西定律。通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，設(shè)計(jì)了合理測(cè)量啟動(dòng)壓力梯度的方法。利用天然巖心與實(shí)驗(yàn)室配制的模擬油，設(shè)定不同的驅(qū)替流量來(lái)測(cè)量啟動(dòng)壓力梯度，研究實(shí)驗(yàn)測(cè)量啟動(dòng)壓力梯度過(guò)程中驅(qū)替流量對(duì)測(cè)量結(jié)果的影響。結(jié)果表明，當(dāng)驅(qū)替流量超過(guò)某一臨界值時(shí)，測(cè)量得到的啟動(dòng)壓力梯度會(huì)受到驅(qū)替流量的影響。因此，在測(cè)量巖心真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度的過(guò)程中，實(shí)驗(yàn)方法和驅(qū)替流量的選擇不容忽視。

稠油；非線性滲流；啟動(dòng)壓力梯度；實(shí)驗(yàn)研究

隨著常規(guī)原油儲(chǔ)量的逐年遞減，稠油資源越來(lái)越受到人們的關(guān)注，如何有效和高效開(kāi)發(fā)稠油油藏也成為當(dāng)今石油行業(yè)的熱門(mén)話題，正確認(rèn)識(shí)地層流體在多孔介質(zhì)中的滲流規(guī)律是開(kāi)發(fā)好油藏的基礎(chǔ)。稠油由于其非牛頓特性[1]，在多孔介質(zhì)中的滲流特征與常規(guī)原油不同，一般表現(xiàn)為非線性滲流，其特征之一是可能存在啟動(dòng)壓力梯度，只有當(dāng)驅(qū)替壓力梯度超過(guò)啟動(dòng)壓力梯度時(shí)稠油才開(kāi)始流動(dòng)，且滲流規(guī)律偏離達(dá)西定律[2]。

由于巖石真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度的大小與巖石、流體本身的性質(zhì)有關(guān)，所以在巖心與流體性質(zhì)一定的條件下，巖石的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度為一恒定值。但在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，測(cè)量得到的啟動(dòng)壓力梯度值往往會(huì)受到實(shí)驗(yàn)方法的影響，導(dǎo)致對(duì)于同一巖心、同一流體，用不同實(shí)驗(yàn)方法所測(cè)量得到的啟動(dòng)壓力梯度不同。為了能夠測(cè)量得到巖石的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度，通過(guò)對(duì)以往的實(shí)驗(yàn)方法對(duì)比分析，選取合適的方法加以改進(jìn)。另外，筆者認(rèn)為除了實(shí)驗(yàn)方法對(duì)于啟動(dòng)壓力梯度的測(cè)量結(jié)果會(huì)有直接的影響以外，驅(qū)替流量也很有可能會(huì)影響測(cè)量結(jié)果的準(zhǔn)確性，因此，本文重點(diǎn)研究驅(qū)替流量對(duì)啟動(dòng)壓力梯度測(cè)量結(jié)果的影響，測(cè)定不同粘度原油、不同滲透率巖心下的啟動(dòng)壓力梯度以及滲流曲線。

1 非線性滲流實(shí)驗(yàn)研究現(xiàn)狀

1.1穩(wěn)態(tài)法

在非線性滲流實(shí)驗(yàn)研究中，穩(wěn)態(tài)法是最為常見(jiàn)的測(cè)量滲流曲線的方法，其中包括恒壓法與恒流法。恒壓法是通過(guò)設(shè)定巖心入口端的壓力，測(cè)量該壓力下巖心出口端的液體流量，直至流量達(dá)到一穩(wěn)定值；然后逐漸增加巖心入口端的壓力，測(cè)量不同壓力下的穩(wěn)定流量，根據(jù)穩(wěn)定時(shí)的流量與壓差，繪制滲流曲線[3]。恒流法則是通過(guò)設(shè)定巖心入口端的流量，記錄穩(wěn)定時(shí)巖心出口端的流量，繪制滲流曲線[4]。之后，利用曲線在壓差坐標(biāo)軸上的截距來(lái)求取巖心的啟動(dòng)壓力梯度[3-5]。利用該方法得到的啟動(dòng)壓力梯度并非巖石的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度，且不能對(duì)流體進(jìn)行正確的描述[5]。

1.2非穩(wěn)態(tài)法

非穩(wěn)態(tài)法是在非穩(wěn)態(tài)滲流中測(cè)量壓力的實(shí)驗(yàn)方法，該方法在研究非線性滲流規(guī)律時(shí)，主要用于確定啟動(dòng)壓力梯度。通過(guò)建立不穩(wěn)定滲流方程，并用有限差分方法進(jìn)行數(shù)值求解，得到巖心封閉端的不穩(wěn)定無(wú)量綱壓力曲線。在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)圖上，用實(shí)測(cè)壓力數(shù)據(jù)和理論無(wú)量綱壓力曲線擬合，求出巖心的啟動(dòng)壓力梯度[6-8]。非穩(wěn)態(tài)法是通過(guò)試井解釋的方法來(lái)確定啟動(dòng)壓力梯度，測(cè)出的啟動(dòng)壓力梯度認(rèn)為是擬啟動(dòng)壓力梯度，要大于巖石的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度。

1.3毛細(xì)管平衡法、穩(wěn)態(tài)法

利用“毛細(xì)管平衡法”測(cè)量啟動(dòng)壓力梯度，“穩(wěn)態(tài)法”確定流量—壓差曲線的方法保證了非線性滲流曲線的完整性。其中，呂成遠(yuǎn)[9]所采用的“毛細(xì)管平衡法”應(yīng)用的是連通器原理，測(cè)量啟動(dòng)壓力梯度時(shí)在巖心進(jìn)出口端連接毛細(xì)管，重力的作用會(huì)使進(jìn)口端流體通過(guò)巖心流向出口端。兩端液面經(jīng)過(guò)充分平衡后，最終會(huì)保持一個(gè)高度差，該高度差即是該樣品的最小啟動(dòng)壓力值。這種方法測(cè)量過(guò)程耗時(shí)，明顯降低了實(shí)驗(yàn)的效率。之后，李愛(ài)芬[10]建立了一種新的“毛細(xì)管平衡法”，以小流速進(jìn)行驅(qū)替至巖心出口端液面開(kāi)始流動(dòng)，關(guān)閉進(jìn)液開(kāi)關(guān)，記錄不同時(shí)刻汞柱壓差計(jì)上的液柱高度，直至液柱高度穩(wěn)定，由此計(jì)算巖心的啟動(dòng)壓力及啟動(dòng)壓力梯度。

1.4非穩(wěn)態(tài)驅(qū)替—毛細(xì)管法、穩(wěn)態(tài)法

“非穩(wěn)態(tài)驅(qū)替—毛細(xì)管計(jì)量法”是通過(guò)在巖心夾持器出口端充滿液體，然后以微流量注入液體，待巖心出口端液面開(kāi)始移動(dòng)，此時(shí)的壓力即為最小啟動(dòng)壓力[11]。也有研究人員認(rèn)為觀測(cè)毛細(xì)管中液面向前移動(dòng)瞬間難度很大，因此，通過(guò)記錄液面發(fā)生單位刻度位移來(lái)判斷巖心中流體的流動(dòng)。當(dāng)液面發(fā)生單位位移，停泵并關(guān)閉入口端閥門(mén)，最終通過(guò)平衡法求出最小啟動(dòng)壓力，即當(dāng)毛細(xì)管中液面不再移動(dòng)且精密儀表讀數(shù)不變時(shí)，此時(shí)讀取的儀表壓力值就是此巖心最小啟動(dòng)壓力[12]。該方法能夠明顯縮短測(cè)量啟動(dòng)壓力梯度的時(shí)間，但對(duì)于微流量的選擇并沒(méi)有一定的說(shuō)明，驅(qū)替流量很可能會(huì)直接影響到測(cè)量得到的啟動(dòng)壓力梯度的結(jié)果[13-18]。

2 稠油滲流規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究

實(shí)驗(yàn)首先研究驅(qū)替流量對(duì)啟動(dòng)壓力梯度測(cè)量結(jié)果的影響，之后研究不同粘度原油、不同滲透率巖心稠油單相滲流規(guī)律，包括啟動(dòng)壓力梯度以及滲流曲線的測(cè)定。

2.1啟動(dòng)壓力梯度測(cè)定方法

2.1.1 實(shí)驗(yàn)方法與條件

1)實(shí)驗(yàn)方法：首先將天然巖心完全飽和模擬油，靜置24 h，讓模擬油在巖心內(nèi)有足夠的時(shí)間老化。采用設(shè)定特低流量逐漸建立巖心兩端壓差的方法來(lái)直接測(cè)定巖石真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度，即在特低速條件下將液體驅(qū)替到巖心入口端，逐漸建立入口壓力，觀察巖心出口端有液體出現(xiàn)時(shí)，記錄此時(shí)的壓力(為了更加精確的測(cè)量巖心兩端的壓差，以液柱高度作為壓差計(jì))。之后將巖心靜置老化8 h，換不同的驅(qū)替流量進(jìn)行啟動(dòng)壓力梯度測(cè)量。最后，換不同粘度模擬油、不同滲透率巖心，測(cè)量不同驅(qū)替流量下的啟動(dòng)壓力梯度。

2)實(shí)驗(yàn)條件：采用與QHD32-6油田、SZ36-1油田滲透率級(jí)別相近的天然巖心，以機(jī)油與煤油混合配制的模擬油作為實(shí)驗(yàn)用油，在25 ℃時(shí)模擬油粘度分別為81.855 9,145.727 5,198.798 mPa·s。巖心基本參數(shù)見(jiàn)表1。

2.1.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

針對(duì)同一塊巖心，測(cè)量不同粘度、不同驅(qū)替流量下的啟動(dòng)壓力梯度(表2)。測(cè)量得到不同滲透率巖心、不同驅(qū)替流量下的啟動(dòng)壓力梯度如表3所示。

由表2,3可以看出， 在不同滲透率、不同粘度模擬油條件下，驅(qū)替流量與啟動(dòng)壓力梯度測(cè)量值有如下的規(guī)律：

1)由于巖石的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度只與巖石的本身性質(zhì)和流體的性質(zhì)有關(guān)，而同一塊巖心、同一粘度模擬油條件下所測(cè)得的啟動(dòng)壓力梯度為一定值，與驅(qū)替流量無(wú)關(guān)，認(rèn)為當(dāng)驅(qū)替流量小于等于臨界值時(shí)所測(cè)得的啟動(dòng)壓力梯度不受驅(qū)替流量的影響，此時(shí)測(cè)得的啟動(dòng)壓力梯度為巖石的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度；當(dāng)驅(qū)替流量超過(guò)臨界值時(shí)，由于巖心入口端壓力上升很快，導(dǎo)致所測(cè)得的啟動(dòng)壓力梯度大于巖石的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度，并隨著驅(qū)替流量的不斷增加，測(cè)量得到的啟動(dòng)壓力梯度與真實(shí)巖石啟動(dòng)壓力梯度的偏差越大。

表1 巖心基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of core

表2 不同粘度、不同驅(qū)替流量下測(cè)得的啟動(dòng)壓力梯度(G43-21-20號(hào)巖心)Table 2 Threshold pressure gradient of differentviscosity and displacing rate (core sample G43-21-20)

表3 不同滲透率、不同驅(qū)替流量下測(cè)得的啟動(dòng)壓力梯度(粘度為81.855 9 mPa·s)Table 3 Threshold pressure gradient of differentpermeability and displacing rate(viscosity: 81.855 9 mPa·s)

2)由表2,3可以看出，驅(qū)替流量的臨界值與

巖心的滲透率、原油粘度無(wú)關(guān)。所以可以認(rèn)為，當(dāng)驅(qū)替流量小于等于0.003 mL/min時(shí)，測(cè)量得到的啟動(dòng)壓力梯度即為巖石的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度。但由于流量過(guò)小時(shí)會(huì)導(dǎo)致測(cè)量啟動(dòng)壓力梯度的時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，所以，為了保證實(shí)驗(yàn)的精確度與實(shí)驗(yàn)效率等，我們選用0.003 mL/min這一臨界流量作為以下測(cè)量啟動(dòng)壓力梯度的驅(qū)替流量。

2.2稠油非線性滲流曲線測(cè)定

2.2.1 實(shí)驗(yàn)方法與條件

采用與QHD32-6油田、SZ36-1油田滲透率級(jí)別相近的天然巖心，實(shí)驗(yàn)溫度為25 ℃，進(jìn)行不同滲透率相同原油粘度和不同原油粘度相同滲透率稠油滲流規(guī)律研究。用穩(wěn)態(tài)法測(cè)定稠油滲流曲線。

2.2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

不同滲透率相同粘度、不同粘度相同滲透率稠油滲流規(guī)律實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4與圖1,2。

由不同滲透率相同粘度滲流實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖1)可知：①巖心氣測(cè)滲透率越低，曲線越向右下方偏移。這是由于滲透率越低，巖石孔隙越小，在同樣的壓差下流速越低，使較細(xì)孔隙中的流體全部參與流動(dòng)需要的壓力梯度越大，因此曲線右移；②巖心氣測(cè)滲透率越低，啟動(dòng)壓力梯度越大。這是由于巖石喉道越細(xì)，固體表面對(duì)邊界層流體作用力越大，流體流動(dòng)所需克服的阻力越大，從而導(dǎo)致滲透率越大，啟動(dòng)壓力梯度越小。

圖1 不同滲透率相同粘度滲流曲線Fig.1 Seepage curve of fixed viscosity and changed permeability 表4 滲流規(guī)律實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 4 Laboratory data of seepage rule

巖心號(hào)巖心長(zhǎng)度/cm巖心直徑/cm氣測(cè)滲透率/10-3μm2模擬油粘度/(mPa·s)啟動(dòng)壓力梯度/(MPa·m-1)G43-21-94．8462．535500．1581．85590．00206G43-21-204．2432．530361．9781．85590．00357G93-2-17．1172．535132．3581．85590．00562G93-9-27．8102．580120．16108．81220．00608G78-36．1852．530112．80145．72750．00647

圖2 相同滲透率不同粘度滲流曲線Fig.2 Seepage curve of fixed permeability and changed viscosity

由相同滲透率不同粘度滲流實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖2)可知：①原油粘度越大，滲流曲線越向右下方偏移，非線性段越大。因此，在同一壓差下流量越小，流動(dòng)所需的啟動(dòng)壓力梯度就越大；②原油粘度越大，啟動(dòng)壓力梯度越大。

3 結(jié)論

1)驅(qū)替流量的大小會(huì)影響啟動(dòng)壓力梯度的測(cè)量結(jié)果，低流量下測(cè)得的啟動(dòng)壓力梯度不受驅(qū)替速度的影響；流量過(guò)高時(shí)，由于巖心入口端壓力上升很快，此時(shí)的啟動(dòng)壓力梯度受到驅(qū)替速度的影響。

2)由于驅(qū)替流量的臨界值與巖心的滲透率、原油粘度無(wú)關(guān)，因此選用0.003 mL/min這一臨界流量作為測(cè)量啟動(dòng)壓力梯度的驅(qū)替流量。

3)稠油滲流規(guī)律研究表明，在相同原油粘度條件下，巖心氣測(cè)滲透率越低，曲線越向壓力梯度軸偏移，啟動(dòng)壓力梯度隨滲透率的增加而減??；在相同滲透率條件下，原油粘度越大，滲流曲線越向壓力梯度軸偏移，非線性段越大，啟動(dòng)壓力梯度隨流體粘度的增大而增大。

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(編輯黃 娟)

Experimentalstudyofnonlinearseepageforheavyoil

Wang Weiying1,2, Yu Gaoming1,2, Ke Wenli1,2, Wang Yu1,2, Ge Yue1,2

(1.PetroleumEngineeringInstitute,YangtzeUniversity(WuhanCampus),Wuhan,Hubei430100,China;2.KeyLaboratoryofExplorationTechnologiesforOilandGasResources(YangtzeUniversity),Wuhan,Hubei430100,China)

Due to the non-Newtonian behavior of heavy oil, the seepage characteristics in porous medium are different from conventional crude oil. They usually seep in nonlinear ways and there might exist threshold pressure gradients. Only when the displacement pressure gradient is greater than the threshold pressure gradient, heavy oil begins to flow, and the seepage rule deviates from Darcy’s law. Through laboratory experiments, this paper designs a method for measuring threshold pressure gradient appropriately. Natural core samples and simulated oil are used to measure threshold pressure gradient by setting different flow rates. In this way, the impact of flow rate on threshold pressure gradient is studied. The results show that the threshold pressure gradient would be affected when the displacing rate exceeds a critical value. Therefore, in the process of measuring real threshold pressure gradient of a core, the choice of experimental method and displacing rate can not be ignored.

heavy oil; nonlinear seepage; threshold pressure gradient; experimental study

1001-6112(2013)04-0464-04

10.11781/sysydz201304464

TE345

A

2012-09-03；

2013-05-02。

汪偉英(1959—)，女，教授，從事采油工程和油層物理的教學(xué)和科研工作。E-mail: WWY59@163.com。