砂岩油藏不同温度下相渗曲线的转换方法研究

砂岩油藏不同温度下相渗曲线的转换方法研究
童静;熊钰;周玉辉;孙晓梦;刘智广
【摘要】油水相渗曲线是多相渗流和驱替分析中核心内容之一,目前实验室常规的相渗曲线测试往往不能满足地层的温度压力条件,如何正确地获取代表实际储层温度条件下的相渗曲线仍存在很大争议.采用非稳态法测试和对比研究区块Y岩样不同温度条件下油水相渗曲线的变化特征.研究结果表明:随着温度的升高,岩样的束缚水饱和度呈线性增大,而残余油饱和度呈非线性减小趋势;相同含水饱和度下油相和水相相对渗透率均增大,油水两相等渗点右移,岩石的亲水性变强.因油水相渗曲线受温度影响显著,常温条件下测试的相渗曲线不能真实地反映储层的实际渗流特征.基于相渗曲线的经验公式提出一种新的方法,可将常温下的相渗数据转换成实际油藏温度下的相渗曲线,为测试油藏高温条件下相渗曲线提供了一种可借鉴的方法.【期刊名称】《油气藏评价与开发》
【年(卷),期】2016(006)003
【总页数】5页(P32-36)
【关键词】高温;砂岩油藏;相渗曲线;转换;非稳态法
【作者】童静;熊钰;周玉辉;孙晓梦;刘智广
【作者单位】西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;中国石油新疆油田公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依 834000;中国石油西南油气田分公司
蜀南气矿,四川自贡 643000;中国石油新疆油田公司油气储运分公司,新疆克拉玛依 834000
【正文语种】中文
【中图分类】TE341
温度对油水相对渗透率曲线的影响对研究渗流和驱替过程至关重要。

近几十年来，国内外学者开展不少试验工作研究温度对相渗曲线的影响并表明相渗曲线受温度影响显著[1-9]。

而目前相渗曲线的测试多采用常温测试，在实际应用中，常温条件下测试相渗曲线简单、方便，但不能真实地反映储层高温高压条件下的渗流特征，而高温高压条件下相渗测试流程复杂、考虑因素多、耗时较长。

基于该问题，Bennion等[10]利用回归方程法建立低温、高温条件下，加拿大西部疏松砂岩油藏含水饱和度、端点饱和度以及油水两相相对渗透率与温度之间的关系式，该方法建立在大量实验数据的基础上，对于取样数量较少的油藏，适用性不强；Sola 等[11]基于黑油模型对注入/生产速度、注入/生产压力以及水/油的生产数据等参数进行曲线拟合，获得不同实验温度下油水相对渗透率曲线，并与普遍采用的非稳态数据处理方法——Johnson-Bossler-Neumann（JBN）法进行对比，结果表明高温下JBN法和拟合法得到的相渗曲线存在一定的偏差。

上述方法均针对于特定的油田区块，方法复杂且推广性不强。

因此，文中基于岩心驱替实验数据，结合JBN方法和Willhite经验公式对数据进行分析，利用统计方法给出了不同温度条件下Y区块油水相渗曲线的经验方程，在此基础上提出了把常温下实验数据转换为目标岩样高温下油水相渗曲线的方法，具有一定的理论意义和应用价值。

1.1 研究思路和实验方法
按标准SY/T5345-2007[12]，利用非稳态法对Y区块的5块岩样进行油水两相驱替实验，实验驱替装置，实验温度分别为25℃、50℃、75℃和100℃。

每组实验
进行之前，需按标准SY/T5153-2007[13]执行恢复岩样的润湿性。

实验结束之后，将岩样清洗、烘干、抽真空加压饱和地层水并浸泡3天后取出放入岩心夹持器中，在原始地层温度、压力条件下，采用老化方法恢复岩石的初始润湿状态以进行下一温度实验，直至实验结束，具体操作流程遵循标准SY/ T5336-2006[14]。

1.2 储层岩石流体特征
实验岩样的基本数据见表1。

实验用油为油田脱气原油和煤油配置成的模拟油，实验用水为蒸馏水加KCl配置而成，矿化度为21 000 mg/L。

实验所用模拟油和地
层水在15℃下的黏度分别为88.6 mPa·s和1.118 mPa·s，其黏度随温度变化趋势见图1。

以Y-5为例，分析温度对区块Y岩样相渗曲线的影响规律。

实验结果表明：油水相渗曲线受温度影响显著。

图2中显示相同含水饱和度下油
相相对渗透率随着温度的升高而增大。

对水相而言，当温度从25℃升高到75℃时，残余油饱和度处的水相相对渗透率值约增加了一倍。

而当温度继续增加到100℃时，其值较75℃约增加80%，增幅较大。

分析温度对相渗曲线影响显著的原因：温度升高的过程中原油黏度降低，提高了水油黏度比（图3），使水相流动能力增强，水相相对渗透率增大。

而温度在50℃至75℃范围内变化时，水油黏度比从0.050升高到0.062，水油黏度比曲线变化平缓，水相相对渗透率曲线变化不大。

在整个温度升高的过程中，束缚水饱和度呈线性增加，而残余油饱和度呈非线性减小趋势（图4）。

油水两相等渗点逐渐向右移动，岩石的亲水性逐渐变强。

基于相渗实验数据采用容积法计算水驱油效率，在25℃条件下，岩心Y-1至Y-5的水驱油效率是50%～54%，随着温度增加到100℃，水驱油效率可达65%～68%。

温度升高，岩石骨架和颗粒膨胀堵塞细小的流动通道，从而使孔喉发生逐级蜕变以致束缚水饱和度增加。

其次，吸附在岩石表面的极性物质在高温下解附，大量水分子占据岩石表面，致使岩心的亲水能力变强、束缚水饱和度增加。

驱替实验结束后，
在相同的实验温度和压力条件下开展油水界面张力实验，研究结果表明（图5），油水两相界面张力随着温度和压力的升高减小，原来隔着水膜的含油孔道逐渐转化为含水孔道，岩石的亲水能力增强，从而使水驱油效率增加。

此外，在注水开发过程中，水驱作用使储层润湿性沿着弱亲油—中间润湿—中间润湿偏亲水—弱亲水—亲水的趋势发展，实验结果和王传禹等人[15]的实验结论一致。

文中根据基于克雷格法则（表2），通过相渗曲线特征点的数值大小判断岩石润湿性。

随着温度从25℃升高至100℃，岩样Y-5的束缚水饱和度以及油水两相等渗点均逐渐右移，
其值大小分别由19.3%、40.5%增加至43.1%和56.9%，岩石的润湿性由弱亲油
变为弱亲水，该过程中毛细管力由阻力变为动力，更利于驱油，从而使水驱的最终采收率增加。

由Willhite经验公式[16]（式1～式3）可知，若想建立Kro、Krw与温度t之间
关系式，关键是寻找系数A1、A2、m、n以及SwD与温度t之间关系。

首先，根据式（1）～式（3）对测试的水相、油相相渗曲线数据进行线性回归，
分别确定m、n值大小以及其与温度t的关系式，见式（4）、式（5）。

其次，文中研究结果表明束缚水饱和度随着温度的升高呈线性增加，而残余油饱和度则呈非线性减小趋势，则可设出端点饱和度与温度之间的关系式，见式（6）、式（7）。

在Willhite经验公式中，系数A2为束缚水饱和度下的油相相对渗透率，取常数1；系数A1为残余油饱和度下的水相相对渗透率，其值大小受温度影响显著。

利用
1stopt软件进行曲线拟合，并以50℃下A1～50作为常温下测试的基础值，建立
A1～t～t之间关系式，见式（8）。

则根据式（1）～（8），建立的Kro、Krw与t之间的关系式，见式（9）～式（10）。

利用文中建立的经验公式，对Y区块岩样的实验数据进行曲线拟合，得到上述参
数的值分别是：a1= 0.0244，a2=3.8848，a3=-0.0001，a4=0.5099；
b1=0.0025，b2=0.1941；c1=-0.1121，c2=0.6711；d1=20.14，d2=-0.053，d3=-1 638.84，d4=40 763.24；50℃下岩样Y-3、Y-5的A1～50分别是0.077、0.086 7。

利用本文所建立的Kro、Krw与t之间的关系式，将50℃下岩样Y-3、
Y-5的相渗数据转换成130℃下相渗曲线，并与实验相渗曲线进行拟合，见图6。

研究结果表明，利用该方法进行Y区块130℃条件下相渗曲线转换，与实测曲线
拟合效果较好。

为对比检验文中提出的方法对其它砂岩油藏的适用性，则利用建立的经验公式，分别对文献[7,8]中砂岩油藏的相渗数据进行验证（分别设为数据A、数据B）。

图7是文献[7,8]中砂岩油藏岩样实测相渗曲线与本文方法得到相渗曲线的对比图，曲
线误差范围较小，整体趋势一致，应用效果较好。

1）随着温度的升高，相同含水饱和度下岩样的油相、水相相对渗透率均增大。

束缚水饱和度呈线性增大，而残余油饱和度呈非线性减小趋势。

2）以油水相渗曲线的端点及交点饱和度作为岩石润湿性的判断标准，则随着温度的增加，油水两相等渗点右移，岩石的亲水性逐渐变强。

油水两相相渗曲线整体上会向右移动。

3）探索了一种利用常温下的实验数据转换为油藏真实温度下相渗曲线的方法，并利用该方法进行砂岩油藏实际温度条件下相渗曲线转换，与实测曲线拟合效果较好。

因此，该方法对砂岩油藏高温条件下相渗曲线测试和利用具有一定的参考价值。

Kro为油相相对渗透率，小数；Krw为水相相对渗透率，小数；Sw为岩样出口端面含水饱和度，小数；Swi为岩样原始含水饱和度，小数；Sor为残余油饱和度，小数；A1为残余油饱和度下的水相相对渗透率，即Krw(Sor)，小数；A2为在束
缚水饱和度下的油相相对渗透率，即Kro(Swi)，小数；SwD为标准化的含水饱和
度，小数。

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