一種改進(jìn)的油水相滲實驗?zāi)┒诵?yīng)校正方法*

雷 霄 查玉強(qiáng) 姜 平 張喬良 李鳳穎

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

一種改進(jìn)的油水相滲實驗?zāi)┒诵?yīng)校正方法*

雷 霄 查玉強(qiáng) 姜 平 張喬良 李鳳穎

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

雷霄，查玉強(qiáng)，姜平，等.一種改進(jìn)的油水相滲實驗?zāi)┒诵?yīng)校正方法[J].中國海上油氣，2016,28(5)：49-53.

Lei Xiao，Zha Yuqiang，Jiang Ping,et al.An improved correction method for end-effect in oil-water relative permeability experiment[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):49-53.

油水相對滲透率測試過程中，巖心出口端的末端效應(yīng)影響巖心中流體飽和度的分布，對實驗結(jié)果產(chǎn)生較大的影響。從末端效應(yīng)形成機(jī)理出發(fā)，對南海珠江口盆地文昌A油田ZJ1-4M油組巖心油水相滲實驗中末端效應(yīng)進(jìn)行了研究，提出了改進(jìn)的相滲曲線校正方法，并據(jù)此對油藏早期相滲曲線的形態(tài)和飽和度端點進(jìn)行了校正，提高了油水相滲曲線的精度，得到了更準(zhǔn)確的驅(qū)油效率。通過開展文昌A油田ZJ1-4M油組巖心末端效應(yīng)校正實驗，并將校正后的油水相滲曲線應(yīng)用于油藏數(shù)值模擬研究中，明確了末端效應(yīng)對該油藏剩余油分布的影響，為油田開展調(diào)整挖潛奠定了基礎(chǔ)。

油水相對滲透率；末端效應(yīng)；校正實驗；油藏數(shù)值模擬；剩余油；驅(qū)油效率；文昌A油田

文昌A油田位于珠江口盆地珠三坳陷瓊海凸起中部，主力油藏中新統(tǒng)珠江組一段ZJ1-4M油組為水驅(qū)海相砂巖油藏，屬高孔高滲儲層，天然邊水能量充足。目前ZJ1-4M油組油藏采出程度53%，綜合含水87%，處于開發(fā)后期高含水階段。文昌A油田早期開展巖心油水相對滲透率曲線測試時均使用單塊巖心法，實驗過程中未考慮消除末端效應(yīng)，因此測試得到的油水相對滲透率曲線存在一定的偏差，使得對油田驅(qū)油效率及開發(fā)潛力的認(rèn)識不準(zhǔn)確。本文對油水相對滲透率曲線測試過程中末端效應(yīng)的形成機(jī)理、影響大小和校正方法等進(jìn)行研究，以提高文昌A油田油水相對滲透率曲線的精度，得到相對更準(zhǔn)確的驅(qū)油效率值，為開展油藏數(shù)值模擬研究提供更加可靠的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。

1 方法原理

1.1 末端效應(yīng)基本原理

油水兩相在親水性巖心中滲流過程中，水相到達(dá)出口端時由于多孔介質(zhì)突然消失，毛管孔道突然失去連續(xù)性，使得彎液面發(fā)生反轉(zhuǎn)，毛管壓力指向入口端而成為水驅(qū)油的阻力(圖1),水相在出口端出現(xiàn)滯后現(xiàn)象，導(dǎo)致出口端含水飽和度局部增高。這種油水兩相流動在多孔介質(zhì)出口端出現(xiàn)的毛管力效應(yīng)就是末端效應(yīng)[1-5]。

圖1 巖心末端效應(yīng)示意圖

研究表明，油水相滲實驗必須考慮末端效應(yīng)對實驗結(jié)果產(chǎn)生的影響，出口端出現(xiàn)末端效應(yīng)后巖心中流體飽和度剖面的分布將遵從以下的末端效應(yīng)邊界方程[6]：

(1)

其中

(2)

利用式(1)可以計算出考慮末端效應(yīng)的親水性巖心中的飽和度剖面，以判斷末端效應(yīng)對飽和度分布的影響范圍和程度。國內(nèi)外大量的研究成果[6-10]表明，對于親水性巖心，通過提高驅(qū)替流速可以起到克服端面毛管壓力、減小末端效應(yīng)的作用，但會增大入口端效應(yīng)；通過間斷性驅(qū)替方式可以使油水在出口端重新分布，減小末端效應(yīng)；利用三段巖心法進(jìn)行實驗，也可以減小末端效應(yīng)。

1.2 改進(jìn)的相滲曲線校正方法

Qadeer[10]通過大量的實驗研究及統(tǒng)計，提出了針對末端效應(yīng)的油水相對滲透率曲線校正公式(式(3)～(5))，其思路是先求出末端效應(yīng)無因次比，再進(jìn)一步求得相對滲透率的校正系數(shù)。其中,無因次比為

(3)

Kro校正為

Krw校正為

但以上公式僅是對相滲曲線形態(tài)進(jìn)行校正，不能對端點進(jìn)行校正。本文在以上公式基礎(chǔ)上提出了利用水相分流量方程確定校正后相滲曲線的飽和度端點的方法，其思路是先通過擬合形態(tài)校正后的相滲曲線，得到校正末端效應(yīng)后的相滲曲線參數(shù)a和b，再根據(jù)水相分流量方程對殘余油飽和度端點進(jìn)行重新標(biāo)定，而束縛水飽和度端點保持不變，從而對油水相對滲透率曲線的形態(tài)和端點進(jìn)行完整校正，形成了一套針對末端效應(yīng)的油水相對滲透率曲線校正公式。

根據(jù)相滲曲線的定義，油水兩相相對滲透率和飽和度符合:

(6)

形態(tài)校正后的相滲曲線參數(shù)a和b可以通過以下線性關(guān)系式擬合得到:

(7)

在不考慮重力和毛細(xì)管力影響的條件下，含水率可以表示為

(8)

將式(7)代入式(8)，得

(9)

由式(9)得殘余油飽和度端點標(biāo)定方法為

(10)

式(10)中的fw(end)為相滲曲線的極限含水，可利用未經(jīng)校正時的相滲曲線并由式(9)求得，即

(11)

而束縛水飽和度端點保持不變，即

(Swi)true=Swi

(12)

2 文昌A油田相滲曲線末端效應(yīng)校正實驗

2.1 末端效應(yīng)對相滲曲線的影響

2.1.1 實驗條件

測試條件為地層溫度87 ℃；所用油為模擬油，黏度0.83 mPa·s；所用地層水取自高含水采油井，黏度0.52 mPa·s，礦化度32 932mg/L;所用巖心取自文昌A油田A3P1井ZJ2-4M油組同一深度點鉆取的3塊平行樣巖心A、B和C，經(jīng)打磨、清洗、烘干后對巖心的基本物性參數(shù)進(jìn)行了測試，孔隙度分別為31.25%、31.11%和31.30%，滲透率分別為115、112和118 mD，物性相近。

2.1.2 實驗內(nèi)容

為了明確提高驅(qū)替流速及三段巖心法在減小末端效應(yīng)中的作用，分別開展了3組油水相對滲透率曲線測試。為減小末端效應(yīng)，使所得相對滲透率曲線能代表油層內(nèi)油水滲流特征，驅(qū)替速度應(yīng)該滿足[1-2]:

Lμwvw≥1

(13)

根據(jù)式(13)計算得克服末端效應(yīng)的驅(qū)替速度應(yīng)大于等于1.2mL/min，為此制定了如下實驗方案：第1組實驗是利用巖心A的單巖心法，低流速驅(qū)替(驅(qū)替流速0.8mL/min)；第2組實驗是利用巖心B的單巖心法，高流速驅(qū)替(驅(qū)替流速1.3mL/min)；第3組實驗是利用巖心A、B和C組成三段巖心法，高流速驅(qū)替(驅(qū)替流速1.3mL/min)。

2.1.3 實驗結(jié)果

如表1、圖2所示，從第1組到第3組實驗，得到的油水相對滲透率曲線的水相滲透率和油相滲透率逐漸抬高，殘余油飽和度端點逐漸向右移動，計算得到的驅(qū)油效率值逐漸增大?？梢?，末端效應(yīng)的存在使得測試得到的油水相對滲透率更低、驅(qū)油效率更小，而提高驅(qū)替流速和三段巖心法可以較好地減小末端效應(yīng)。

表1 文昌A油田ZJ1-4M油組巖心末端效應(yīng)實驗參數(shù)

圖2 文昌A油田ZJ1-4M油組巖心末端效應(yīng)實驗油水相滲曲線對比

為了進(jìn)一步探究末端效應(yīng)對于巖心飽和度分布的影響，利用末端效應(yīng)邊界方程(式(1))分別對第1組和第3組實驗水驅(qū)后的飽和度剖面進(jìn)行了計算，結(jié)果見圖3。從圖3可以看出，受末端效應(yīng)的影響，第1組實驗的單塊巖心A在距出口端3 cm范圍內(nèi)含水飽和度急劇上升，而利用三段巖心法開展的第3組實驗在出口端含水飽和度變化不大；在入口端附近，第1組實驗的含水飽和度比第3組更低，驅(qū)替至殘余油飽和度時，第1組實驗平均含水飽和度為69.3%，而第3組實驗平均含水飽和度為70.9%。由此可見，末端效應(yīng)使得巖心測試殘余油飽和度偏高、水驅(qū)油效率更低，為了得到準(zhǔn)確可靠的油水相對滲透率曲線，就必須對存在末端效應(yīng)的相滲曲線進(jìn)行校正。

圖3 文昌A油田ZJ1-4M油組巖心末端效應(yīng)實驗含水飽和度剖面對比

2.2 相滲曲線末端效應(yīng)校正效果

文昌A油田在1999年開展了ZJ1-4M油組短巖心的油水相對滲透率曲線實驗(單塊巖心法)，巖心取自油藏中深，長度7 cm，滲透率256 mD，得到了該油組的油水相對滲透率曲線(圖4)，計算驅(qū)油效率為65.4%。利用本文提出的改進(jìn)的相滲曲線校正方法對該測試結(jié)果進(jìn)行校正，計算得巖心末端效應(yīng)無因次比RD為15.6，油相和水相的相對滲透率校正系數(shù)分別為0.82和0.79，校正后的水相滲透率曲線和油相滲透率曲線均有所抬高，殘余油飽和度端點由82%提高到84%，計算驅(qū)油效率也由65.4%提高到68.7%。校正后的相滲曲線在形態(tài)和驅(qū)油效率上均有所變化，且整體上變化規(guī)律與末端效應(yīng)影響實驗研究成果基本一致。通過末端效應(yīng)校正，提高了文昌A油田ZJ1-4M油組油水相對滲透率曲線的精度，為油田開展調(diào)整挖潛研究提供了更加準(zhǔn)確的實驗基礎(chǔ)資料，對生產(chǎn)過程中完井方式優(yōu)化、生產(chǎn)制度優(yōu)化及增產(chǎn)措施優(yōu)選提供了依據(jù)。

圖4 文昌A油田ZJ1-4M油組巖心油水相滲曲線末端效應(yīng)校正效果

2.3 在油藏數(shù)值模擬中的應(yīng)用

油水相滲曲線是數(shù)值模擬研究中至關(guān)重要的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，決定了數(shù)值模擬中油水滲流規(guī)律和驅(qū)油效率。為了研究末端效應(yīng)對開發(fā)潛力的影響，開展了油水相滲曲線末端效應(yīng)校正前后的數(shù)值模擬對比研究，將校正后的文昌A油田ZJ1-4M油組油水相對滲透率曲線應(yīng)用于油藏數(shù)值模擬研究中，建立了新的數(shù)值模擬模型。通過對比校正前后的目前該油藏剩余儲量豐度圖(圖5)，可以看出，油水相對滲透率曲線末端效應(yīng)校正后，相滲曲線整體抬高，油藏有效滲透率增加，水驅(qū)油能力變好；校正后的相滲曲線驅(qū)油效率增加，油藏水驅(qū)油效果變好，最終使得數(shù)值模擬中油藏高部位目前剩余油更加富集。因此可見，末端效應(yīng)對數(shù)值模擬剩余油分布和開發(fā)潛力的認(rèn)識有著較大的影響。

圖5 文昌A油田ZJ1-4M油組油水相滲曲線末端效應(yīng)校正前后油藏數(shù)值模擬剩余儲量豐度對比

3 結(jié)論

在傳統(tǒng)的相滲曲線校正方法的基礎(chǔ)上，引入了水相分流量方程，利用改進(jìn)的校正方法對相滲曲線形態(tài)和飽和度端點進(jìn)行了校正。并開展了文昌A油田ZJ1-4M油組巖心末端效應(yīng)校正實驗及其在油藏數(shù)值模擬中的應(yīng)用，研究成果為油田調(diào)整挖潛提供了更加準(zhǔn)確的實驗基礎(chǔ)資料，對生產(chǎn)過程中完井方式優(yōu)化、生產(chǎn)制度優(yōu)化及增產(chǎn)措施優(yōu)選提供了依據(jù)。

符號說明

L—巖心長度，cm；

vw—驅(qū)替速度，cm/min；

A—巖心橫截面積，cm2；

r—巖心半徑，cm；

qo、qw—油相和水相的流速，cm3/s；

μo、μw—油相和水相的黏度，mPa·s；

ko、kw—油相和水相的有效滲透率，mD；

Kro、Krw—末端效應(yīng)校正前油相和水相的相對滲透率；

(Kro)true，(Krw)true—末端效應(yīng)校正后油相和水相的相對滲透率；

Swi、Sor—末端效應(yīng)校正前束縛水含水飽和度和殘余油含水飽和度；

(Swi)true，(Sor)true—末端效應(yīng)校正后束縛水含水飽和度和殘余油含水飽和度；

a′、b′—末端效應(yīng)校正前相滲曲線參數(shù)；

a、b—末端效應(yīng)校正后相滲曲線參數(shù)；

fw(end)—極限含水率；

pc—毛管壓力，MPa；

σ—界面張力，mN/m；

θ—潤濕角，(°)；

RD—末端效應(yīng)無因次比。

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(編輯：張喜林)

An improved correction method for end-effect in oil-water relative permeability experiment

Lei Xiao Zha Yuqiang Jiang Ping Zhang Qiaoliang Li Fengying

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

In oil-water relative permeability experiments, the core end-effect influences fluid saturation distribution in the cores and the experimental results. Based on the formation mechanism of end-effect, the end-effect in oil-water relative permeability experiments of Wenchang A oilfield in Pearl River Mouth basin is studied and a new method to correct oil-water relative permeability curve is put forward, based on which the relative permeability curve shape and end-point saturation are improved, thus enhancing the precision of oil-water relative permeability curve and getting a more accurate oil displacement efficiency. By applying the corrected oil-water relative permeability curve of Wenchang A oilfield on the reservoir numerical simulation, the effect of end-effect on the residual oil is clarified, which can provide a foundation for the oilfield adjustment.

oil-water relative permeability; end-effect; calibration experiment; reservoir numerical simulation; residual oil; oil displacement efficiency; Wenchang A oilfield

*中海石油(中國)有限公司綜合科研項目“南海西部海域水淹層動態(tài)評價技術(shù)及開發(fā)潛力研究(編號：YXKY-2014-ZJ-01)”部分研究成果。

雷霄，男，教授級高級工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱南海西部石油研究院(郵編：524057)。電話：0759-3900550。E-mail：leix@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)05-0049-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.05.008

TE311

A

2016-02-03 改回日期：2016-05-31