胜利稠油渗流机理研究与应用

胜利稠油渗流机理研究与应用X刘冬青,王善堂,白艳丽,邹　斌,于田田(中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营　257000) 摘　要:稠油渗流机理的研究对稠油开采工艺优化具有非常重要的指导意义,本文主要从稠油流变特性、地下渗流特征、相渗曲线三个方面开展了胜利油田稠油渗流机理的研究。

温度对稠油的流变性具有决定性影响,当其高于一定值时,稠油均可转变成牛顿流体。

不同稠油流型转变温度差异很大。

稠油在地下渗流时存在初始压力梯度,初始压力梯度不但与稠油本身的性质有关,而且与油藏孔隙度及渗透率有关,降低初始压力梯度,显著改善热采开发效果。

相渗曲线是两相渗流时渗流规律的体现,开展了油-热水、油-蒸汽相渗曲线的研究及加入化学剂后对相渗曲线的影响,并且建立了相渗曲线的数学方程。

通过稠油渗流机理的研究,为稠油的开采工艺优化提供了理论基础。

关键词:胜利稠油;流变性;渗流特征;相渗曲线;热采 中图分类号:T E312 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)09—0114—04 稠油粘度高,渗流阻力大,导致开发难度大。

稠油渗流特征普遍不符合达西定律,因此在稠油的开采过程中,若能建立相应的稠油渗流数学模型,就能更加准确地描述采油全过程中采油系统的动态特性,实现系统参数的优化,建立合理工作制度、增产降耗、提高开发水平。

1　稠油流变特性研究1.1　原理及方法利用旋转粘温流变仪对原油的屈服应力和流变性进行测定。

其工作原理是:样品的粘度正比于剪切应力,也就是在确定的转速或剪切速率下的流动阻力。

流变曲线的测定方法是在一定的温度下,采用不同的剪切速率,测定流体剪切应力与剪切速率的关系曲线。

其公式为:L =S /C式中:L-流体的粘度,Pa s;S -剪切应力,Pa ;C -剪切速率,s -1。

对于宾汉流体,可以得到如下关系式:S =S 0+G p du dr式中,S 0为屈服应力,G p 为结构粘度,上式称为宾汉方程,符合宾汉方程的流体称为宾汉流体。

宾汉流体的表观粘度为:G =S du y =S 0du y+G p可以看出,宾汉流体的表观粘度是随流速梯度而变化的。

通过实验得到的粘度为流体的表观粘度。

1.2　屈服应力图1　屈服值随温度的变化关系屈服应力值的大小直接反映原油在一定温度条件下,由形变到流动所需的应力值。

当驱动压力大于静极限剪切应力时原油开始流动,这一驱动压力也就是原油流动的启动压力。

由宾汉流体的结构方程可以看出,通过将测定的流变曲线进行线性回归,当dudr=0时,S 0即为屈服应力值。

对不同类型稠油的屈服应力进行了研究,稠油屈服值与温度的关系见图1。

经回归分析,原油屈服值与温度的关系遵循下列方程:X收稿日期35作者简介刘冬青(),男,中石化胜利油田分公司采油工艺研究院工程师,年获得长江大学油气田开发工程硕士学位,主要从事稠油热采开发实验和工艺技术研究。

d d :2012-0-1:1979-2007S 0=A ×t-n式中:S 0—屈服应力值,Pa ;A —常数;n —常数;t —摄氏温度,℃。

由图1可以看出,在较低温度下,超稠油的屈服值比特稠油、普通稠油高出一个数量级以上。

在较低温度下,屈服值随温度的增加而急剧下降,超稠油下降的更快。

反之,温度的降低将导致超稠油的屈服值急剧增加,使初始启动压力也急剧增加,导致稠油在地下或井筒流动困难,不能正常生产。

因此注入更高质量的蒸汽,确保地层和井筒保持较高的温度,对稠油的开采十分有利。

1.3　流变性在70℃下测定了普通稠油、特稠油、超稠油油样剪切应力随剪切速率的变化关系,见图2。

图2　剪切应力随剪切速率的变化关系从图2可以看出,当原油粘度较小时,流变曲线斜率较小。

随着原油粘度的增加,流变曲线的斜率增加,且斜率的增幅也增加。

2　稠油地下渗流特征由于稠油粘度高,渗流阻力大,为非牛顿流体,导致稠油的渗流规律产生某种程度的变化而偏离达西定律。

只有当驱动压力梯度超过某一初始压力梯度时,稠油才能流动,开发难度大。

2.1　初始启动压力的确定当原油在管内流动时,屈服应力值的大小反映了流动所需的初始启动压力的大小,此值越大,需要的初始启动压力也就越大。

根据屈服压力值可以估算因屈服应力值造成的附加启动压力的值。

以简单的管流为例,设管子的长度为L ,半径为,截面积为,流体的屈服应力值为S ,因屈服应力值造成的附加启动压差为$。

则由力的平衡原理得$=SL 。

相应的附加初始启动压力梯度为$L=S 。

因此,根据管子的长度和半径,可以计算因屈服应力值的存在而造成的初始启动压差和初始启动压力梯度。

当原油在地下渗流时,尽管多孔介质中的空隙空间很少是笔直、光滑的等径圆形孔道,但仍常把空隙空间简化处理成等径的平行毛管束,由单根毛管的泊稷叶定律得:r =8k U其中,r —折算半径;k —孔隙度;U —渗透率。

因此,根据油藏条件下的k 、U ,可以计算出原油地下流动时的初始启动压力及初始启动压力梯度。

2.2　启动压力梯度的应用利用启动压力梯度可以计算稠油开发单井极限泄油半径,进而确定井网部署的合理井距。

假设地层无限大,生产井以恒定压力生产,则地层中存在内部渗流区及外部定压区2个区域。

内部渗流区边界为随时间变化的动边界,运动方程为:u=0,5p5r F Gu=-K L 5p 5r -G ,5p 5r>G 渗流区中地层中压力分布满足:5p 5r =K 1r 55r r 5p 5r -G ,0<r<1(t)p=p i ,r E l(t)外边界条件:p(l,t)=p i ,5p(l,t)5r=G初始条件及内边界条件为:p(r ,0)=p e ,p(0,t)=p w式中:G 为启动压力梯度,MPa/m;t 为时间,s;k 为导压系数,k=KLC t,C t 为综合压缩系数,m 2/s;p w为井底压力;p i 为原始地层压力,MPa;l(t )为动边界半径方程,m;p cr 为极限井底压力,MPa 。

该模型为具有启动压力梯度的稠油渗流数学模型。

对方程作近似解,设在流动区域内其压力分布满足如下关系:p(r ,t)=Aln r l(t)+B+C rl(t),rF l(t)式中:A 、B 、C 均为待定系数。

代入内外边界条件及初始条件可确定各待定系数,经推导得如下压力分布公式:p (r ,t )=p i -Qu K ln l(t)+r()-1-G [l (t )]实际油田开发过程中通常都是通过增加采液速度来提高采油速度,因此为了维持油井产液量,要不断降低井底流压。

但是降低井底流压是有限的,所以r A 0P :P 20/r :P/20/r 2P h r l t -r在稠油油藏开发过程中的加热降粘、添加表面活性剂、增加生产压差以及开发后期换大泵等增产措施,来改变原油物性或工况,以增加采油半径,是比较适用的增产方法。

对单56超稠油油藏单井泄油半径进行计算。

孔隙度33%,渗透率2786×10-3Lm2,油层厚度为6m,在60℃条件下,原油粘度为39640mPa s,S0=0. 0254Pa,启动压力梯度G=0.051MPa/m,当经济产量为3t/d时,生产压差为3.69MPa时,泄油半径为0.2m,生产压差为8.25MPa时,泄油半径为0.3m;在80℃条件下,原油粘度为5675mPa s,S0=0. 006Pa,启动压力梯度G=0.012MPa/m,当经济产量为3t/d时,生产压差为5.59MPa时,泄油半径为2m,生产压差为8.38MPa时,泄油半径为5m,生产压差为9.87MPa时,泄油半径为10m。

可见,在油层温度下,超稠油的泄油半径很小,升高地层温度和增大生产压差同样可以达到增大泄油半径的目的,但是生产压差很难放大,注入蒸汽来提高地层温度的方法是目前提高稠油油藏采收率的关键工艺技术。

3　稠油相渗曲线的研究在实际油田开发中,单相原油的流动是不存在的,原油是与地层水或注入水一起流动的。

这就需要研究油-水两相流动时的渗流特征。

并且在常规注水开发中,多相流体的渗流特征主要取决于孔隙的几何形状、岩石的润湿性、流体分布及饱和度的变化历程。

但是,注入蒸汽后,在高温条件下,温度对相对渗透率的影响较大。

为了认识稠油油藏注入蒸汽后,油水的渗流特征,开展了不同温度条件下的热水驱和蒸汽驱实验,研究其相对渗透率变化规律。

目前实验室测定相对渗透率的方法有稳态法和非稳态法两种[1]。

稳态法是使固定比例的流体(油水)通过岩样,直到建立起流体饱和度和压力的平衡状态,求此平衡态的流体饱和度和压力值,然后用达西公式求解。

非稳态法是以水驱油基础理论为出发点,并认为在水驱油的过程中,油水饱和度在岩石中的分布是水驱油时间和距离的函数。

因此孔隙介质对油水的渗流能力,即油水的相对渗透率也随着油水饱和度分布的变化而变化,油水在岩石横截面上的流量随时间的变化而变化。

只要能测定出恒定压力时的油水流量或恒定流量时的压力变化,即可以计算出两相渗透率与油水饱和度的变化关系。

稳态法能在较大的饱和度范围内测定相对渗透率,数值处理与计算也比较简单;但稳态法中岩心内流体的运动过程不能代表油藏中流体的实际运动过程,且所需的实验时间很长。

特别是高温条件下的油水相对渗透率实验,流体的性质要求比较稳定,微量恒定流速的热水或蒸汽是很难控制的。

非稳态法中的驱替过程可与实际油藏中相同,并且所需时间比稳态法少[3],比较容易实现。

因此,我们采用了非稳态法来测定相对渗透率。

3.1　温度对相渗曲线的影响利用蒸汽驱物理模拟装置,开展了0干度、70℃～280℃不同温度条件下的热水驱和150℃-280℃蒸汽驱驱油实验。

用JBN法计算了相对渗透率[2],实验结果见图3、图4。

图3　热水驱相对渗透率曲线从热水驱的相对渗透率曲线可以看出,70℃、100℃热水驱的油相相对渗透率随着含水饱和度的增加下降较快,几乎呈直线下降的趋势,油水两相共渗范围较窄,油水两相交点极低,反映出油水粘度比极大。

随着温度的升高,热水驱的油相相对渗透率随含水饱和度的增加下降变缓,油水两相共渗范围变宽,油水两相的交点也有所升高。

图　蒸汽驱相对渗透率曲线从蒸汽驱的相对渗透率曲线可以看出,随着温4度的增加,蒸汽驱的油相相对渗透率大幅度增加,随液相饱和度的降低下降变缓,油汽两相的交点升高,但油汽两相共渗范围差别不大。

3.2　化学剂对渗流规律的影响加入化学剂后,油-水相对渗透率曲线变化,见图5。

图5　200℃油水相对渗透率曲线从图5中可以看出,在200℃条件下,加入化学剂后,提高了油相相对渗透率,曲线向右偏移,油水两相交点提高,降低了残余油饱和度。

这说明化学剂的加入,界面张力、原油粘度的降低,使得热水驱的油水渗流规律发生了变化。

YR-2油溶性降粘剂的加入,对油相相对渗透率曲线形态的影响较小,但是可以降低残余油饱和度。