溫度和測(cè)試方法影響相同油水黏度比相滲曲線的實(shí)驗(yàn)研究

黃時(shí)禎 石 美 郭 平 張 娟

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500;2.中石油塔里木油田分公司，新疆 庫(kù)爾勒 841000;3.中石油西南油氣田分公司，成都 610051)

國(guó)內(nèi)外研究發(fā)現(xiàn)，油水黏度比會(huì)對(duì)相對(duì)滲透率曲線產(chǎn)生明顯的影響。隨著溫度升高，油水黏度比下降，束縛水飽和度Swi增加，殘余油飽和度Sor降低，油相滲透率Kro升高，水相滲透率Krw的變化則比較復(fù)雜;但也有人認(rèn)為溫度對(duì)相滲曲線基本無(wú)影響，曲線出現(xiàn)差異是由誤差所引起［1－7］。由于非穩(wěn)態(tài)法具有所需實(shí)驗(yàn)設(shè)備少、測(cè)試時(shí)間短等特點(diǎn)，因此研究者廣泛采用非穩(wěn)態(tài)法，而較少將穩(wěn)態(tài)法用于相滲測(cè)試，且研究中也并未考慮油水黏度比對(duì)相對(duì)滲透率曲線的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)論較為片面。

中國(guó)西部某油藏TⅠ油層含油面積為11.2 km2，平均孔隙度為18.4%，平均滲透率為227×10－3μm2，原始含油飽和度平均為69%，屬中高孔、中高滲的構(gòu)造層狀邊水背斜油藏，地層溫度為120℃，原始地層壓力為51.87 MPa，體積系數(shù)為1.18，原始溶解氣油比為65 m3t。1989年6月該層位投入試采，短期天然能量開(kāi)采后，由于能量不足進(jìn)行注水開(kāi)采。截至2009年底，共有注水井11口，生產(chǎn)井26口，采出程度為34.7%，地層壓力降至約為46 MPa。

本次研究以該層位巖心為例，取相同油水黏度比的脫氣模擬油及地層水，在50℃和120℃(地層溫度)溫度下，分別開(kāi)展穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法相滲實(shí)驗(yàn)。最后分析造成穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法相滲結(jié)果差異的原因，討論在油水黏度比一致的情況下溫度對(duì)兩種方法測(cè)試結(jié)果的影響。

1 研究思路

巖石孔隙結(jié)構(gòu)及黏土礦物成分、滲透率、孔隙度、油水黏度比、潤(rùn)濕性以及實(shí)驗(yàn)流體的雜質(zhì)等是影響相對(duì)滲透率曲線的主要因素［8－9］。首先，為盡量減小實(shí)驗(yàn)過(guò)程中的誤差并分析巖石性質(zhì)、巖石潤(rùn)濕性變化對(duì)相滲曲線的影響，選取與實(shí)驗(yàn)巖心孔滲相近的人造巖心進(jìn)行相滲驗(yàn)證性實(shí)驗(yàn)，每組實(shí)驗(yàn)進(jìn)行之前均對(duì)巖心作潤(rùn)濕性恢復(fù)。然后，利用取自地層中不同滲透率的9塊巖心和按相同黏度比原則配置的模擬油水，在50℃和120℃溫度下進(jìn)行分別開(kāi)展穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法的相滲測(cè)試。對(duì)不同測(cè)試方法、不同溫度條件下測(cè)得的相滲曲線進(jìn)行比較，并分析曲線的主要影響因素。

2 實(shí)驗(yàn)方法

表1中給出相滲測(cè)試巖心參數(shù)。實(shí)驗(yàn)巖心按滲透率高低分為高、中、低3組，每組3塊 。實(shí)驗(yàn)所用地層水按原始地層水礦化度配制，油樣為脫氣模擬油，50℃和120℃溫度下油水黏度比均為6.5。相滲實(shí)驗(yàn)參照標(biāo)準(zhǔn)SYT 5345－2007執(zhí)行，按照穩(wěn)態(tài)法和非穩(wěn)態(tài)法進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)流程圖分別見(jiàn)圖1與圖2。

第一步，開(kāi)始2組驗(yàn)證實(shí)驗(yàn):(1)選用與實(shí)驗(yàn)巖心孔滲相近的人工巖心，在相同條件下進(jìn)行穩(wěn)態(tài)、非穩(wěn)態(tài)法相滲測(cè)試，本文以4號(hào)巖心為例進(jìn)行分析;(2)任選兩塊巖心(如4、9號(hào)巖心)，恢復(fù)潤(rùn)濕性前后分別進(jìn)行相滲測(cè)試。

第二步，分別在50℃和120℃溫度下對(duì)所選9塊巖心進(jìn)行穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法相滲測(cè)試。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比分析

3.1 驗(yàn)證實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

在相同條件下進(jìn)行相滲測(cè)試，4號(hào)巖心和與之孔滲相近的人造巖心測(cè)得的相滲曲線如圖3所示。4號(hào)巖心采用穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法測(cè)得的相滲曲線差異很大，特別是穩(wěn)態(tài)法相滲曲線出現(xiàn)“低爬”現(xiàn)象，而人造巖心在相同實(shí)驗(yàn)條件下測(cè)得的相滲曲線差異很小，說(shuō)明巖石本身性質(zhì)是造成穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法測(cè)得相滲曲線差異的一個(gè)重要因素。

4號(hào)、9號(hào)巖心潤(rùn)濕性恢復(fù)前后分別測(cè)得的相滲曲線如圖4所示。對(duì)于本油藏所取巖心，潤(rùn)濕性恢復(fù)對(duì)相滲曲線的影響很小，可以忽略不計(jì)。

表1 相滲測(cè)試巖心參數(shù)

圖1 高溫高壓穩(wěn)態(tài)法相滲測(cè)試實(shí)驗(yàn)裝置圖

圖2 高溫高壓非穩(wěn)態(tài)法相滲測(cè)試實(shí)驗(yàn)裝置

圖3 穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法所測(cè)相對(duì)滲透率曲線

圖4 潤(rùn)濕性恢復(fù)前后的相對(duì)滲透率曲線

3.2 兩種測(cè)試方法對(duì)比

在溫度不同但油水黏度比一致的情況下，測(cè)得9塊巖心分別用穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法所測(cè)的殘余油飽和度以及驅(qū)油效率隨滲透率變化曲線(圖5、圖6)。

圖5 殘余油飽和度與滲透率關(guān)系曲線

在油水黏度比一致的情況下，與非穩(wěn)態(tài)法相比，穩(wěn)態(tài)法測(cè)得的殘余油飽和度較小，整體趨勢(shì)為殘余油飽和度隨滲透率增大而略有增大，隨溫度的升高而降低;驅(qū)油效率分布區(qū)間為55% ～65%，穩(wěn)態(tài)法測(cè)得的驅(qū)油效率高于非穩(wěn)態(tài)法;驅(qū)油效率隨溫度的升高而略有增大，滲透率對(duì)驅(qū)油效率的影響不明顯。

兩種方法均忽略了毛管壓力和重力作用，但由于測(cè)試?yán)碚撆c方法以及巖心內(nèi)流體的運(yùn)動(dòng)過(guò)程不同，所測(cè)的油水相對(duì)滲透率曲線有一定差異，導(dǎo)致計(jì)算結(jié)果也存在一定差異。目前普遍認(rèn)為，與非穩(wěn)態(tài)法相比，穩(wěn)態(tài)法更具有可靠性，并可在較寬的飽和度范圍內(nèi)測(cè)定相對(duì)滲透率，其計(jì)算公式是基于可靠的達(dá)西定律［10－11］。非穩(wěn)態(tài)法在計(jì)算上由于不嚴(yán)格的簡(jiǎn)化假設(shè)，得到的值只能認(rèn)為是定性的。與穩(wěn)態(tài)法相比，非穩(wěn)態(tài)法的主要優(yōu)點(diǎn)是所需儀器設(shè)備較少，所需的測(cè)量時(shí)間大幅減少。在見(jiàn)水前使用非穩(wěn)態(tài)法進(jìn)行測(cè)試，見(jiàn)水后使用穩(wěn)態(tài)法進(jìn)行測(cè)試，這樣更符合油藏實(shí)際情況。

圖6 驅(qū)油效率與滲透率關(guān)系曲線

3.3 溫度對(duì)相滲曲線的影響

以滲透率為349×10－3的巖心為例，分析溫度對(duì)相滲曲線變化趨勢(shì)的影響。圖7、圖8為不同溫度下2種方法所得的相對(duì)滲透率曲線。

分析發(fā)現(xiàn)，相同油水黏度比情況下，溫度對(duì)2種測(cè)試方法的相對(duì)滲透率曲線影響規(guī)律一致。測(cè)試方法不同、溫度不同時(shí)的殘余油飽和度與驅(qū)油效率變化如表2所示。

圖7 穩(wěn)態(tài)法所測(cè)巖心相滲曲線

圖8 非穩(wěn)態(tài)法所測(cè)巖心相滲曲線

表2 不同溫度下的殘余油飽和度與驅(qū)油效率

可以看出，在油水黏度比一致的情況下，隨溫度升高油相滲透率而增大，穩(wěn)態(tài)法水相滲透率略變大，非穩(wěn)態(tài)法水相滲透率變小。對(duì)此現(xiàn)象的可能解釋是，溫度達(dá)到100℃以上時(shí)，溫度使得巖石水濕性增大，由于兩種方法驅(qū)替過(guò)程不同，水濕程度的大小與界面張力降低共同作用引起的水相滲透率的變化不定。穩(wěn)態(tài)法殘余油飽和度下的Krw(Sor)變化不大，僅0.15左右;非穩(wěn)態(tài)法殘余油飽和度下的水相相對(duì)滲透率隨溫度升高，而Krw(Sor)略有降低，50℃時(shí)為0.37，120 ℃時(shí)為0.35。

4 結(jié)語(yǔ)

不同測(cè)試方法的原理及巖性是造成穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法測(cè)得相滲曲線差異的重要因素。穩(wěn)態(tài)法比非穩(wěn)態(tài)法測(cè)得的殘余油飽和度相對(duì)較小，而驅(qū)油效率相對(duì)較高。建議在見(jiàn)水前對(duì)油藏巖樣使用非穩(wěn)態(tài)法測(cè)試，見(jiàn)水后使用穩(wěn)態(tài)法進(jìn)行測(cè)試，因?yàn)檫@樣更符合油藏實(shí)際情況。隨著溫度的升高，穩(wěn)態(tài)法、非穩(wěn)態(tài)法測(cè)得相滲曲線的殘余油飽和度均降低，驅(qū)油效率增大。

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