底水稠油油藏穩(wěn)態(tài)法油水相滲實驗方法探索

趙 軍，左清泉，張潤芳，鄭繼龍，陳 平，胡 雪

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027）

海上稠油油藏儲量巨大，據統(tǒng)計目前已開發(fā)油田中稠油油藏儲量占80 %。大部分稠油油藏以高孔、高滲儲層為主，其儲層具有原油黏度高，非均質性比較嚴重，并伴隨著邊底水特征。以海上某底水稠油油藏為例，儲層平均孔隙度28 %，平均滲透率3 000 mD，地層原油黏度分布范圍為50 mPa·s～400 mPa·s，并采用天然能量開發(fā)，因此生產特征為含水上升快、采出程度低，開發(fā)主要階段為特高含水期。為了更好的研究底水稠油油藏開發(fā)特點和規(guī)律，需要開展相滲實驗研究，為后期開發(fā)調整和方案預測提供實驗數據支持。

相對滲透率曲線是在油水流動過程中相互作用的反映，是研究儲層中油水滲流的基礎，也是油田動態(tài)開發(fā)和數值模擬等方面研究的重要參數。國內外學者對于相滲研究主要集中在相滲數據處理方法的優(yōu)化及影響相滲規(guī)律的影響因素等方面[1-6]，對于實驗方法的研究比較少。目前稠油油藏相滲實驗方法主要采用非穩(wěn)態(tài)法，該方法操作簡便、用時較短，但該方法計算上比較復雜，而且存在不嚴密的假設，解釋上帶來很多不可靠性[5-8]。而穩(wěn)態(tài)法可在比較寬的飽和度范圍內測定相對滲透率，測定結果精確度高，具有較高的可靠性。

根據美國巖心公司提出的結論，當非潤濕相流體黏度大于17 mPa·s 后，穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法結果差異不大[9-12]，該結論是在低孔、低滲儲層的條件下開展的規(guī)律研究[13]，對于海上高孔、高滲、高黏儲層此規(guī)律是否適用，相關研究較少，因此針對海上此類油藏某底水稠油區(qū)塊開展相滲規(guī)律研究。本文采用穩(wěn)態(tài)法測定不同油水黏度比下油-水相對滲透率曲線，并與非穩(wěn)態(tài)法實驗結果相互對比，驗證相滲實驗結果的可靠性。

1 實驗條件

為獲取較為真實的油藏儲層巖石中的滲流數據，實驗采用海上某稠油油藏直徑為2.5 cm 天然巖心，實驗用水為油田產出水，實驗用油為地層原油，50 ℃下原油黏度和密度分別為528 mPa·s，0.897 g/cm3。為了更好地模擬地層條件下原油滲流特征，采用煤油與稠油混合方式獲得，配制后地層模擬油黏度分別為30 mPa·s和130 mPa·s。實驗通過巖心滲流模擬實驗裝置（見圖1）開展實驗，設備主要包括注入泵、壓差傳感器、巖心夾持器、中間容器、油水計量裝置等。

圖1 巖心滲流模擬實驗流程圖

2 實驗方法

相對滲透率曲線的測定主要方法是穩(wěn)態(tài)法和非穩(wěn)態(tài)法，穩(wěn)態(tài)法可在比較寬的飽和度范圍內測定相對滲透率，應用范圍較廣，同時實驗過程中由于達到了毛管力平衡，計算基于達西定律，因此測定結果精確度高[14，15]。同時本次采用天然巖心開展相滲研究，其實驗結果對該類油藏的開發(fā)具有重要意義。

實驗方法及標準參照石油行業(yè)標準SY/T 5345-2007《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》。

2.1 模擬稠油油藏實驗方法的優(yōu)化

實驗過程中依據行業(yè)標準方法將油、水按照設定體積比例（見表1）注入，記錄相關實驗數據，將實驗結果進行計算，形成相滲曲線（見圖2）。

表1 行業(yè)標準中油水體積比例

圖2 行業(yè)標準方法測得的穩(wěn)態(tài)相滲實驗曲線

通過測得的相滲曲線可以看出，油、水兩條曲線沒有相交，無法實現油水共滲情況。這是由于稠油油藏的原油黏度高，油水流度比大，現有行業(yè)標準的油水注入比例無法滿足該實驗要求，為了更好的達到實驗效果，考慮穩(wěn)態(tài)法稠油相滲與普通相滲存在差異性，對實驗方法進行優(yōu)化。通過多次探索研究，在原有實驗方法基礎上，對注入油水比例進行了擴展，其油水注入比例（見表2），將優(yōu)化后實驗測量結果進行計算，形成穩(wěn)態(tài)相滲曲線（見圖3）。

表2 優(yōu)化后的稠油穩(wěn)態(tài)相滲實驗注入油水比

圖3 優(yōu)化后的穩(wěn)態(tài)相滲實驗曲線

通過圖3 可以看出，將實驗方法進行優(yōu)化后，得出來的相滲曲線實現油、水曲線相交，形成共滲點，滿足相滲曲線測量的要求。

2.2 模擬底水油藏長期水驅沖刷實驗研究

底水稠油油藏生產主要階段為特高含水期，該階段主流線區(qū)域內孔隙體積沖刷倍數高達上千倍，因此基于優(yōu)化后的穩(wěn)態(tài)相滲實驗方法，完成巖心油水相對滲透率曲線測試后，為模擬底水長期水驅沖刷后儲層情況，將巖心注入500 倍孔隙體積模擬水，將連續(xù)沖刷后巖心重新進行飽和實驗，從而測得500 倍孔隙體積沖刷下的油水相滲曲線，按照上述方法將巖心再注入2 000 倍孔隙體積模擬水，再次進行穩(wěn)態(tài)相滲測試，最終測得原始條件、500 倍孔隙體積和2 000 倍孔隙體積沖刷條件下相滲曲線。

3 實驗結果分析

巖心測試結果（見表3、表4），由于穩(wěn)態(tài)法稠油相滲實驗目前國內研究比較少，為了確定相滲曲線的可靠性，采用非穩(wěn)態(tài)法相滲實驗進行驗證（見圖4）。通過圖4 可以看出，兩種方法曲線形態(tài)基本一致，從而確定了該方法的可靠性。基于該實驗方法，模擬底水油藏長期水驅條件，開展不同滲透率、模擬油黏度的相滲規(guī)律研究（見表5、圖5）。

表3 巖心測試結果表

表4 1#巖心相滲實驗數據

通過表5 和圖5 總結稠油油藏相滲規(guī)律如下：

（1）三組實驗油水相滲曲線呈水相凸型，油水相滲曲線殘余油飽和度下的水相相對滲透率總體偏低，這是因為巖心表現為親水性，注入的地層水更易占據滲流孔道，并且有利于注入水相對滲透率的增加。

（2）油相相對滲透率下降快，反映在不同滲透率大小巖心相滲測試中，因為水相占據主要滲流通道，加之模擬油黏度較大，造成油相相對滲透率下降快速。

圖4 穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法相滲曲線對比

圖5 1#、2#、3# 巖心不同驅替倍數下的相滲曲線

（3）共滲點低，原因是模擬油黏度大導致滲流阻力增大，而注入的地層水在巖心孔道驅替能力有限，殘余油飽和度高，分散油滴越多滯留在孔隙中形成較大滲流阻力，造成油水共滲點偏低。

（4）通過1#巖心不同驅替倍數條件下可以看出，隨著驅替倍數增加束縛水飽和度由27.5 %上升至2 000 PV 的35.8 %，束縛水飽和度逐漸增加；而殘余油飽和度由28.0 %下降至18.0 %，殘余油飽和度逐漸降低。2#巖心和3#巖心總體趨勢與1#巖心相同，即隨著驅替倍數增加，束縛水飽和度逐漸增加、殘余油飽和度逐漸降低，同時根據實驗數據計算驅油效率有所提升。實驗認為隨著水驅倍數增加，可以一定程度進一步提高驅油效率。

（5）通過滲流曲線可以看出，油藏滲透率、流體黏度對相滲曲線形態(tài)及特征值影響較大。隨著驅替倍數增加，相滲曲線共滲點逐漸右移。

4 結論

（1）通過實驗方法優(yōu)化，建立穩(wěn)態(tài)法稠油相滲實驗方法，并采用非穩(wěn)態(tài)法相滲實驗進行對比，驗證了該方法的可靠性。

（2）模擬底水稠油油藏條件，通過開展不同滲透率、模擬油黏度的相滲規(guī)律研究。認為油藏滲透率、流體黏度對相滲曲線形態(tài)及特征值影響較大；油水相滲曲線殘余油飽和度下的水相相對滲透率總體偏低，油相相對滲透率下降快，共滲點低。

（3）模擬長期水驅沖刷實驗研究，認為隨著驅替倍數增加，相滲曲線共滲點逐漸右移，束縛水飽和度逐漸增加、殘余油飽和度逐漸降低，驅油效率有所提升且隨著水驅倍數增加，可進一步提高驅油效率。