稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究
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( Enhanced O il and Gas R ecovery Key L abora tory of M in istry of Educa tion, D aqing Petroleum Institu te, D aqing 163318, Ch ina)
Abstract: Nanpu 3522 O il field is an offshore heavy oil reservoir featured by high crude oil viscosity, high permeability, loose cem entation and serious heterogeneity1 B ecause of the occurrence of obvious fingering phenomenon during water flooding, high recovery rate could hardly be achieved1 In order to better understand the developm ent features of heavy oil reservoirs and to p rovide reference for recovery rate enhancement, geologic features and fluid p roperties of heavy oil res2 ervoir are analyzed theoretically and experim entally, including oil and water relative permeability and water flooding effi2 ciency as well as dynam ic water flooding perform ances1Analysis results indicate that w ith the increm ent of crude oil vis2 cosity, the core irreducible water saturation, oil phase relative permeability and water flooding efficiency would decrease whereas residual oil saturation and water phase relative perm eability would increase1 If under the sam e crude oil viscosi2 ty, fingering phenomenon could be reduced through p romoting disp lacem ent velocity to enlarge p roduction p ressure dif2 ferentials, in order to reach the goal of enhancing water free recovery rate and final recovery rate1 Key words: offshore heavy oil reservoir; water flooding; relative permeability; water flooding efficiency; experim en2 tal study
提高 , 确定此类储层的油水相对渗透率曲线特征和水 驱油开发效率 , 可以更好的寻找稠油油藏水驱开发过 程中指进现象严重 、采收率低和开发效果差的原因 , 对进一步开发此类油田具有十分重要的意义 。
渤海油田稠油储量十分巨大 [ 9, 10 ] , 在已开发油田 中 , 稠油油藏占 80%左右 。受沉积环境的影响 , 稠 油油藏不仅原油粘度较高 , 而且非均质性比较严重 ,
Study on o il and wa ter rela tive perm eab ility and wa ter flood ing eff ic iency in heavy o il reservo irs
J IANG W ei2dong, REN Yan2bin, ZHANG Yun2lai, LU Xiang2guo
1 实验条件
111 实验用水 实验用水取自南堡 3522油田水源井水 , 50 ℃条
件下水的粘度为 0165 mPa·s。 112 实验用油
实验用油由南堡 3522 油田产出稠油与煤油混合 而成 , 50 ℃条件下粘度分别为 9314、19313、29919、 60315、88915、1 75110、2 00410、3 75510 mPa·s。 113 实验岩心
·52·
大庆石油地质与开发 P1G1O1D1D1 第 27卷 第 4期
高驱替速度 , 可以增加驱替压力 , 减少指进现象的发 生 , 改善驱替效果 。
相相对渗透率降低 , 曲线右端点和等渗点向含水饱和
度降低的方向移动 , 驱替能力下降 。
②原油粘度增加 , 油水流度比增大 , 根据流度
基金项目 : 中海石油 (中国 ) 有限公司科技攻关项目 ( SC07TJ2PJC2018) 经费资助 。 收稿日期 : 2008201203 作者简介 : 姜维东 (1980 - ) , 男 , 在读博士 , 从事油藏工程和提高采收率研究工作 。
2008年 8月 姜维东等 : 稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究
相对渗透率曲线是油藏工程和油藏数值模拟的基 础 [ 1, 2 ] , 目前 , 针对低渗透油藏 、油藏孔隙结构性质 差别等方面进行油水相对渗透率和水驱油效率研究的 较多 [ 327 ] , 但针对稠油油藏油水相对渗透率和水驱油 效率研究的还不多 , 尤其是对于不同原油粘度条件下 油水相对渗透率曲线特征差别研究的还没有 [ 8 ] 。随 着我国稠油油藏的不断发现以及油田开发技术水平的
pha se rela tive perm eab ility
岩心 编号
驱替速度 / (mL· m in - 1 )
原油粘度 气 测 孔隙 含 油 残余油 最大含
渗透率 度 饱和度 饱和度 水饱和
/mPa·s /10 - 3μm2 / % / %
/% 度 /%
A1121 013
9314
A1122 013
测试 , 设备主要包括平流泵 、压力传感器 、岩心夹持 器 、手摇泵和中间容器等 。除平流泵和手摇泵外 , 其 它部分置于 50 ℃的恒温箱内 。
2 结果分析
211 油水相对渗透率 南堡 3522油田油水相对渗透率实验结果见表 1。
表 1 油水相对渗透率实验结果
Table 1 exper im en ta l results of o il and wa ter
实验岩心采用冷冻法取自南堡 3522 油田 0 油组 和 Ⅰ油组天然岩心 , 几何尺寸 : Φ215 cm ×7 cm。 114 实验方法和步骤
(1) 实验方法 采用 《中华人民共和国天然气行业标准 》中的 非稳态法测定油水相对渗透率和水驱油效率实验 , 采 用 JBN 方法计算实验数据 , 绘制关系曲线 。 (2) 实验步骤 ①在室温下 , 岩心抽真空 , 饱和水 , 根据岩心的 吸水量 , 用称重法计算岩心的孔隙体积和孔隙度 ; ②在 50 ℃条件下 , 岩心恒温 5 h, 测岩心水相渗 透率 , 以恒定的速率用实验原油驱替岩心中的饱和 水 , 直到岩心两端的压差平稳 , 建立束缚水饱和度 (原始含油饱和度 ) , 记录饱和压力 ; ③在 50 ℃条件下 , 恒速法 (013或 015mL /m in) 进行水驱油试验 , 在岩样出口端记录见水前的无水期 产油量 , 见水时间 , 见水时的累计产油量 、累计产液 量和岩样两端的压力差随时间的变化关系 , 待出口端 不再出油且压差稳定时结束实验 ; ④用物质平衡法计算不同时期的束缚水饱和度 , 采用 JBN 方法计算油水相对渗透率 ; ⑤计算水驱油效率 。 115 仪器设备 实验采用无锡石油仪器厂生产岩心驱替实验装置
比的定义 [ 17 ]
M
λ
=
w
λ
o
=
Kw Ko
/μw /μo
=
源自文库
Kw
μ o
Ko
μ w
(1)
由于
μ o
>μw ,
使得驱替相与被驱替相流度比增
大 , 前缘推进不均匀 , 产生严重的粘性指进现象
(图 3) , 从而油水相对渗透率发生了明显的变化 , 波
及体积降低 , 影响最终采收率 。通过增加注入水粘度
摘要 : 南堡 3522油田是海上稠油油田 , 具有原油粘度高 、油层岩石渗透率高 、胶结疏松和非均质性严 重等特点 , 水驱开发过程中指进现象严重 , 难以获得较高的水驱采收率 。为了更好地了解稠油油藏水 驱开发特点 , 为提高采收率技术决策提供依据 , 针对油藏地质特点和流体性质特征 , 利用理论分析和 仪器检测评价方法 , 研究了稠油油藏油水相对渗透率和水驱油效率 , 分析了稠油油藏水驱开发动态特 征 。结果表明 , 随着原油粘度增加 , 岩心束缚水饱和度降低 , 残余油饱和度升高 , 油相相对渗透率降 低 , 水相相对渗透率升高 , 水驱采收率降低 。在相同原油粘度条件下 , 通过提高驱替速度来增大生产 压差 , 可以减少指进现象发生 , 增加水驱无水采收率和最终采收率 。 关 键 词 : 海上稠油油藏 ; 水驱开发 ; 相对渗透率 ; 水驱油效率 ; 实验研究 中图分类号 : TE312 文献标识码 : A
·50·
第 27 卷 第 4 期 大庆石油地质与开发 P1G1O1D1D1 2008年 8月
文章编号 : 100023754 (2008) 0420050204
稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究
姜维东 , 任艳滨 , 张运来 , 卢祥国
(大庆石油学院 提高油气采收率教育部重点实验室 , 黑龙江 大庆 163318)
·51·
水驱开发效果较差 , 通常采收率不到 18% [ 11214 ] 。南 堡 3522油田位于渤海中部海域 , 具有原油粘度高 、 油层岩石渗透率高 、胶结疏松和非均质性严重等特 点 。投入开发以来 , 部分油井含水快速升高 , 严重制 约油田的水驱开发效果 。分析含水快速升高的原因 , 除了原油粘度高 、指进现象严重以外 , 油藏非均质性 造成注入水突进也是重要原因 。为了更好地了解稠油 油藏水驱开发特点 , 为提高采收率技术决策提供依 据 , 针对稠油油藏地质特点和流体性质特征 , 利用理 论分析和仪器检测评价方法 , 研究了稠油油藏不同原 油粘度条件下油水相对渗透率和水驱油效率及其影响 因素 , 分析了稠油油藏水驱开发动态特征 。
19313
A1127 013～015 19313
A1123 013
29919
B1621 013
60315
B1627 013～015 60315
B1626 013
88915
B1623 013 1 75110
B1622 013 2 00410
B1625 013 3 75510
1 937 3411 6718 2 072 3419 6810 1 902 3319 6916 2 041 3512 6819 6 333 4015 7910 6 320 4111 7915 7 103 4213 8115 5 890 4019 8318 6 767 4118 8417 6 111 4112 8512
4217 4418 4411 4815 4213 4018 4615 5416 5913 6519
5713 5512 5519 5115 5717 5912 5315 4514 4017 3511
(1) 原油粘度对油水相对渗透率的影响 原油粘度对油水相对渗透率影响曲线见图 1、2。
从表 1和图 1、2分析可知 : ① 地层中原油粘度对油水相对渗透率存在影 响 , [ 15, 16 ] 原油粘度增高 , 束缚水饱和度降低 , 残余 油饱和度升高 , 改变了油水两相在油藏中的分布 , 油
Abstract: Nanpu 3522 O il field is an offshore heavy oil reservoir featured by high crude oil viscosity, high permeability, loose cem entation and serious heterogeneity1 B ecause of the occurrence of obvious fingering phenomenon during water flooding, high recovery rate could hardly be achieved1 In order to better understand the developm ent features of heavy oil reservoirs and to p rovide reference for recovery rate enhancement, geologic features and fluid p roperties of heavy oil res2 ervoir are analyzed theoretically and experim entally, including oil and water relative permeability and water flooding effi2 ciency as well as dynam ic water flooding perform ances1Analysis results indicate that w ith the increm ent of crude oil vis2 cosity, the core irreducible water saturation, oil phase relative permeability and water flooding efficiency would decrease whereas residual oil saturation and water phase relative perm eability would increase1 If under the sam e crude oil viscosi2 ty, fingering phenomenon could be reduced through p romoting disp lacem ent velocity to enlarge p roduction p ressure dif2 ferentials, in order to reach the goal of enhancing water free recovery rate and final recovery rate1 Key words: offshore heavy oil reservoir; water flooding; relative permeability; water flooding efficiency; experim en2 tal study
提高 , 确定此类储层的油水相对渗透率曲线特征和水 驱油开发效率 , 可以更好的寻找稠油油藏水驱开发过 程中指进现象严重 、采收率低和开发效果差的原因 , 对进一步开发此类油田具有十分重要的意义 。
渤海油田稠油储量十分巨大 [ 9, 10 ] , 在已开发油田 中 , 稠油油藏占 80%左右 。受沉积环境的影响 , 稠 油油藏不仅原油粘度较高 , 而且非均质性比较严重 ,
Study on o il and wa ter rela tive perm eab ility and wa ter flood ing eff ic iency in heavy o il reservo irs
J IANG W ei2dong, REN Yan2bin, ZHANG Yun2lai, LU Xiang2guo
1 实验条件
111 实验用水 实验用水取自南堡 3522油田水源井水 , 50 ℃条
件下水的粘度为 0165 mPa·s。 112 实验用油
实验用油由南堡 3522 油田产出稠油与煤油混合 而成 , 50 ℃条件下粘度分别为 9314、19313、29919、 60315、88915、1 75110、2 00410、3 75510 mPa·s。 113 实验岩心
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大庆石油地质与开发 P1G1O1D1D1 第 27卷 第 4期
高驱替速度 , 可以增加驱替压力 , 减少指进现象的发 生 , 改善驱替效果 。
相相对渗透率降低 , 曲线右端点和等渗点向含水饱和
度降低的方向移动 , 驱替能力下降 。
②原油粘度增加 , 油水流度比增大 , 根据流度
基金项目 : 中海石油 (中国 ) 有限公司科技攻关项目 ( SC07TJ2PJC2018) 经费资助 。 收稿日期 : 2008201203 作者简介 : 姜维东 (1980 - ) , 男 , 在读博士 , 从事油藏工程和提高采收率研究工作 。
2008年 8月 姜维东等 : 稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究
相对渗透率曲线是油藏工程和油藏数值模拟的基 础 [ 1, 2 ] , 目前 , 针对低渗透油藏 、油藏孔隙结构性质 差别等方面进行油水相对渗透率和水驱油效率研究的 较多 [ 327 ] , 但针对稠油油藏油水相对渗透率和水驱油 效率研究的还不多 , 尤其是对于不同原油粘度条件下 油水相对渗透率曲线特征差别研究的还没有 [ 8 ] 。随 着我国稠油油藏的不断发现以及油田开发技术水平的
pha se rela tive perm eab ility
岩心 编号
驱替速度 / (mL· m in - 1 )
原油粘度 气 测 孔隙 含 油 残余油 最大含
渗透率 度 饱和度 饱和度 水饱和
/mPa·s /10 - 3μm2 / % / %
/% 度 /%
A1121 013
9314
A1122 013
测试 , 设备主要包括平流泵 、压力传感器 、岩心夹持 器 、手摇泵和中间容器等 。除平流泵和手摇泵外 , 其 它部分置于 50 ℃的恒温箱内 。
2 结果分析
211 油水相对渗透率 南堡 3522油田油水相对渗透率实验结果见表 1。
表 1 油水相对渗透率实验结果
Table 1 exper im en ta l results of o il and wa ter
实验岩心采用冷冻法取自南堡 3522 油田 0 油组 和 Ⅰ油组天然岩心 , 几何尺寸 : Φ215 cm ×7 cm。 114 实验方法和步骤
(1) 实验方法 采用 《中华人民共和国天然气行业标准 》中的 非稳态法测定油水相对渗透率和水驱油效率实验 , 采 用 JBN 方法计算实验数据 , 绘制关系曲线 。 (2) 实验步骤 ①在室温下 , 岩心抽真空 , 饱和水 , 根据岩心的 吸水量 , 用称重法计算岩心的孔隙体积和孔隙度 ; ②在 50 ℃条件下 , 岩心恒温 5 h, 测岩心水相渗 透率 , 以恒定的速率用实验原油驱替岩心中的饱和 水 , 直到岩心两端的压差平稳 , 建立束缚水饱和度 (原始含油饱和度 ) , 记录饱和压力 ; ③在 50 ℃条件下 , 恒速法 (013或 015mL /m in) 进行水驱油试验 , 在岩样出口端记录见水前的无水期 产油量 , 见水时间 , 见水时的累计产油量 、累计产液 量和岩样两端的压力差随时间的变化关系 , 待出口端 不再出油且压差稳定时结束实验 ; ④用物质平衡法计算不同时期的束缚水饱和度 , 采用 JBN 方法计算油水相对渗透率 ; ⑤计算水驱油效率 。 115 仪器设备 实验采用无锡石油仪器厂生产岩心驱替实验装置
比的定义 [ 17 ]
M
λ
=
w
λ
o
=
Kw Ko
/μw /μo
=
源自文库
Kw
μ o
Ko
μ w
(1)
由于
μ o
>μw ,
使得驱替相与被驱替相流度比增
大 , 前缘推进不均匀 , 产生严重的粘性指进现象
(图 3) , 从而油水相对渗透率发生了明显的变化 , 波
及体积降低 , 影响最终采收率 。通过增加注入水粘度
摘要 : 南堡 3522油田是海上稠油油田 , 具有原油粘度高 、油层岩石渗透率高 、胶结疏松和非均质性严 重等特点 , 水驱开发过程中指进现象严重 , 难以获得较高的水驱采收率 。为了更好地了解稠油油藏水 驱开发特点 , 为提高采收率技术决策提供依据 , 针对油藏地质特点和流体性质特征 , 利用理论分析和 仪器检测评价方法 , 研究了稠油油藏油水相对渗透率和水驱油效率 , 分析了稠油油藏水驱开发动态特 征 。结果表明 , 随着原油粘度增加 , 岩心束缚水饱和度降低 , 残余油饱和度升高 , 油相相对渗透率降 低 , 水相相对渗透率升高 , 水驱采收率降低 。在相同原油粘度条件下 , 通过提高驱替速度来增大生产 压差 , 可以减少指进现象发生 , 增加水驱无水采收率和最终采收率 。 关 键 词 : 海上稠油油藏 ; 水驱开发 ; 相对渗透率 ; 水驱油效率 ; 实验研究 中图分类号 : TE312 文献标识码 : A
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第 27 卷 第 4 期 大庆石油地质与开发 P1G1O1D1D1 2008年 8月
文章编号 : 100023754 (2008) 0420050204
稠油油田油水相对渗透率和水驱油效率研究
姜维东 , 任艳滨 , 张运来 , 卢祥国
(大庆石油学院 提高油气采收率教育部重点实验室 , 黑龙江 大庆 163318)
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水驱开发效果较差 , 通常采收率不到 18% [ 11214 ] 。南 堡 3522油田位于渤海中部海域 , 具有原油粘度高 、 油层岩石渗透率高 、胶结疏松和非均质性严重等特 点 。投入开发以来 , 部分油井含水快速升高 , 严重制 约油田的水驱开发效果 。分析含水快速升高的原因 , 除了原油粘度高 、指进现象严重以外 , 油藏非均质性 造成注入水突进也是重要原因 。为了更好地了解稠油 油藏水驱开发特点 , 为提高采收率技术决策提供依 据 , 针对稠油油藏地质特点和流体性质特征 , 利用理 论分析和仪器检测评价方法 , 研究了稠油油藏不同原 油粘度条件下油水相对渗透率和水驱油效率及其影响 因素 , 分析了稠油油藏水驱开发动态特征 。
19313
A1127 013～015 19313
A1123 013
29919
B1621 013
60315
B1627 013～015 60315
B1626 013
88915
B1623 013 1 75110
B1622 013 2 00410
B1625 013 3 75510
1 937 3411 6718 2 072 3419 6810 1 902 3319 6916 2 041 3512 6819 6 333 4015 7910 6 320 4111 7915 7 103 4213 8115 5 890 4019 8318 6 767 4118 8417 6 111 4112 8512
4217 4418 4411 4815 4213 4018 4615 5416 5913 6519
5713 5512 5519 5115 5717 5912 5315 4514 4017 3511
(1) 原油粘度对油水相对渗透率的影响 原油粘度对油水相对渗透率影响曲线见图 1、2。
从表 1和图 1、2分析可知 : ① 地层中原油粘度对油水相对渗透率存在影 响 , [ 15, 16 ] 原油粘度增高 , 束缚水饱和度降低 , 残余 油饱和度升高 , 改变了油水两相在油藏中的分布 , 油