大港油田不同孔隙结构的油水相对渗透率曲线研究

2017-11-07董长友中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司天津塘沽300452

化工管理 2017年25期

董长友(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津塘沽 300452)

大港油田不同孔隙结构的油水相对渗透率
曲线研究

董长友(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津塘沽 300452)

根据大港油田现状，模拟各油层的具体条件，汇出相应的油水相对渗透率曲线。并汇总了大港油田上第三系明化镇和馆陶组油层及下第三系沙河街组油层，油水相对渗透率曲线的形态和特征，对其影响因素从润湿性、粘度比、储渗参数和孔隙结构四个方面进行研究。结果表明，大港油田各油层油水相对渗透率曲线差异较大，同一油田范围内的同一油层不同岩心实验所测出的曲线也存在着较大差异。束缚水饱和度高，平均为36.2%，X形曲线向右摆。油水两相共渗饱和度变化范围为0.417-0.483，水驱油效率为64.2%-70.4%。随油藏埋深，物性差，导致油水两相共渗区变小，水驱油效率明显降低，水的相对渗透率曲线上升平缓。各油层润湿性属于弱亲水性油藏；在同一饱和度下，油的相对渗透率随着粘度比的增加而增加。随着含水饱和度的增加，粘度比对油的相对渗透率影响作用变小，不同粘度比的曲线逐渐靠拢。水的相对渗透率曲线基本不受粘度比的影响；储渗参数与束缚水饱和度之间存在着良好的直线关系；此外，随着αW值的增大，油水相对渗透率也增高，水驱油效率提高，注水开发效果好。

相对渗透率；曲线；孔隙结构；粘度比；润湿性；储渗参数；束缚水饱和度

Abstract:We acquired the relative permeability cures according the specific conditions and Current situation of Dagang oilfield,and summarized the morphology and characteristics of oil water relative permeability curve on oil reservoir at Minghuazhen formation and Guantao formation in Neogene and Shahejie formation in Paleogene.We have studied on four aspects:wettability,viscosity ratio,reservoir permeability and pore structure.The results show that the oil water relative permeability curve of each oil layer is quite different,and there is a big difference in the curve measured by different cores experiment in the same oil layer.The irreducible water saturation is high,the average is 36.1%,and the X curve shifts to the right.The range of oil water two-phase saturation is 0.415-0.487,and the water flooding efficiency is 64.1%-70.21%.With the buried depthof reservoir,the physical property becomes poor,the oil-water two-phase infiltration area becomes smaller,the water drive oil efficiency is obviously decreased,and the relative permeability curve of waterslowly increases .The wettability of each oil layer is weakly hydrophilic.At the same saturation,the relative permeability of oil increases with the increase of viscosity ratio. With the increase of water saturation,the effect of viscosity ratio on the relative permeability of oil becomes smaller,and the curves of different viscosity ratio gradually move closer,and the relative permeability curve of water is not affected by the viscosity ratio. There is a good linear relationship between reservoir permeability and irreducible water saturation.With the increase of δW value,the relative permeability of oil and water is also increased,the ef fi ciency of water drive oil is improved,and the effect of water injection is good.

Key words:relative permeability; curve; pore structure; viscosity ratio; wettability; permeability parameter; irreducible water saturation

油田相对渗透率与油水饱和度的关系曲线，反映了油层内油水两相渗流的基本特征。它是油田开发设计，动态预测和数值模拟计算中的一项基础资料[1-2],它在油藏工程中具有广泛的应用。油水相对渗透率曲线是各种影响水驱油机理诸因素的综合参数。它不仅是饱和度的函数，而且还与油层润湿性，油水粘度比，以及岩石孔隙结构等因素有关。根据大港油田的实际情况，模拟各油层的具体条件，绘制出相应的曲线。通过实验及资料分析大港油田上第三系明化镇和馆陶组油层及下第三系沙河街组油层，油水相对渗透率曲线的形态和特征，对其影响因素从润湿性、粘度比、储渗参数和孔隙结构四个方面进行研究。

1 油水相对渗透率曲线研究

采用非稳定流水驱油方法,控制注水压力保持恒定，在天然岩心地层模型上进行注水采油实验，经过数据处理，做出相应的油水相对渗透率曲线。实验数据见表1。为了对比分析不同层位油水相对渗透率曲线的形态，选取束缚水饱和度基本接近，代表四个油层组的四支典型模型的实验结果，绘制图1。由曲线图可知，大港油田各油层的油水相对渗透率曲线差异较大，特别是非润湿相——油的相对渗透率差异很大，即是同一油田范围内同一油层不同岩心实验所测出的曲线也存在着较大的差异。

表1 油水相对渗透率数据 Table 1 date of oil-water relative permeability

1.1 油水相对渗透率曲线形态和特征

大港油田上第三系油层属于氧化环境下的河流相沉积，属于二次运移后形成的次生油藏，这类油藏的基本特征决定了原始含油饱和度低，束缚水含量高。下第三系油层虽属原生油藏，但由于埋藏深、物性差，导致束缚水含量也偏高。以油基泥浆取心井资料为例，对比大港油田港205井和大庆油田杏133井、胜利的孤岛油田渤108井、116井，选取绝对渗透率为1um2所对应的束缚水含量的数据进行对比，其束缚水饱和度大港为36.2%，孤岛为32.2%，大庆为18.4%，可见同一渗透性岩心，束缚水含量大港比孤岛高4.0%，比大庆高出17.5%。从数据表1可知，大港油田各油层束缚水饱和度数值为29%-42%，一般均值大于31%，由于束缚水饱和度高，X形曲线起点及整条曲线向右摆。

1.2 水驱油效率特点

束缚水含量高，这些束缚水或滞留于微细孔隙中，或呈薄膜状态粘附于颗粒表面。由于油相占据大孔道或分布于孔道中间部位，而有利于流动被水驱动、开采出来，最终水驱油效率高。国外许多研究资料指出，在微观孔隙中，“润湿性滞留作用”和“毛细管捕集作用”是影响水驱油效率的主要因素[3-8]。大港油田油层润湿性呈弱亲水性，这种被滞留的油一般呈油珠状分布于孔道中间部位。而亲油性油层，这部分残余油被吸附在岩石表面，形成薄厚不一的油膜。两者比较，前者残余油小，水驱油效率高。由于“毛细管捕集作用”，在水驱油实验条件下，残余油总是被捕集在微细孔隙中，较大孔隙中的油被驱替、开采出来。因此，水驱油效率高。油水两相共渗饱和度变化范围为0.417-0.483，最终水驱油效率为64.2%-70.4%。大港油田由于油层埋藏深，物性差，导致油水两相共渗区变小，水驱油效率也明显降低。马西深层油水共渗区和最终水驱油效率，比板桥同层位油层降低了9.2%和12.7%。经研究发现，水的相对渗透率曲线上升平缓，在最大含水饱和度(完全水淹)时，水的相对渗透率小于31%，这一特征是由岩石亲水性所决定的。单就润湿性而言，亲水性油藏含水上升平缓，耗水量小，相同注水倍数下的采出程度高，开发效果好。

2 影响因素探讨

2.1 油层润湿性的影响

油层润湿性直接控制着油水微观分布规律，它对相对渗透率曲线有明显的影响[9-11]。大港油田所测岩样测试结果表明，尽管不同油田不同油层亲水程度存在差异，综合分析，各油层润湿性属于弱亲水性油藏。为了进一步分析润湿性对曲线的影响，引用大庆萨北地区、萨尔图亲油性油层和岩样经400℃烘烧成强亲水岩样所测定的曲线进行对比，见图2。亲油性岩心束缚水饱和度一般少于孔隙体积16%，亲水性岩心束缚水饱和度一般大于孔隙体积31%。由于曲线的起点不同，其排列顺序，随着亲油性减弱和亲水性增强，其曲线从左向右依次排列。此外，水的相对渗透率曲线形态大不相同，亲油性岩心水的相对渗透率曲线上升较陡，高含水阶段曲线上翘，而亲水性岩心水相曲线上升平缓。说明润湿性决定着曲线排列顺序和特征。

2.2 油水粘度比的影响

大港油田随埋藏深度的增加，原油粘度逐渐变小。在测定油水相对渗透率曲线时应考虑油水粘度比的影响。以羊三木油田为例，选取馆陶组油层岩心，控制相同实验条件，取油水粘度比分别为125和70模拟管Ⅱ上、下两个油组进行对比实验，测定曲线如图3。这组曲线说明，在同一含水饱和度条件下，油的相对渗透率随着粘度比增加而增加；随着含水饱和度的增加，粘度比对油的相对渗透率影响作用变小，不同粘度比的曲线逐渐靠拢；水的相对渗透率曲线基本不受粘度比的影响。这一实验结果与国外的有关实验结论一致[12-13]。

油水粘度比对水驱油效率的影响还表现在分流曲线上。随着原油粘度的增大，分流曲线向左上方移动，这说明，在任何含水比情况下，原油粘度的增大，必然导致驱油效率的降低，若要获得某一特定的驱油效率，就需要大幅度地增加注水量。

2.3 储渗参数(ΦlogKg)的影响

油水渗流特征与岩石本身的物性参数密切相关。岩石储渗参数，它控制着含水饱和度，也影响着相对渗透率[14-15]。由实验说明，亲水性岩心，束缚水饱和度对测定的曲线特征有决定性的影响。储渗参数与束缚水饱和度之间存在很好的直线关系，其相关系数为0.9。王徐庄岩样储渗参数为1.02，高尚堡岩样储渗参数为0.508。这两块岩样润湿性和油水粘度比相同，储渗参数差别较大，王徐庄的储渗参数是高尚堡的1.7倍。比较这两组曲线，有明显不同，其变化规律是随着岩样储渗参数的增大，油水相对渗透率都有显著的增加。它也是影响曲线形态和特征的重要因素。

2.4.1 孔隙大小与分布的影响

馆陶组油层岩样测定的曲线如图4。比较两组曲线说明，两相共渗区不同，孔隙大、粗歪度、分选好的岩样为0.37-0.84，孔隙少的岩样为0.34-0.71；小孔隙岩样残余油饱和度比大孔隙岩样高出13%；大孔隙岩样的相对渗透率比小孔隙岩样高。由表2数据也说明导致曲线差异的主要原因是由于孔隙大小与分布的差异[16-20]。

2.4.2 均质系数与退出效率乘积的影响

经研究及查阅大量资料有关孔隙结构与水驱油效率关系发现，均质系数、退出效率与水驱油效率之间存在着较好的关系[21-26]。以明化镇组油层岩样所测定的曲线为例，探讨αW参数对曲线的影响，见图5。为了对比，图5经过了标准化处理。对比这三组曲线可以看出αW与曲线的关系是随着αW值的增大，油水相对渗透率都随之增高。这是由于αW值愈大，岩样孔喉分布愈均匀，水驱油效率提高，注水开发效果越好。

表2 孔隙大小与分布数据

3 结语

1)大港油田各油层油水相对渗透率曲线差异较大，特别是非润湿相——油的相对渗透率差异更大，同一油田范围内同一油层不同岩心实验所测出的曲线也存在着较大差异。这是由于次生油藏，决定了原始含油饱和度低，束缚水含量高，其值为29%-42%，均值大于31%，造成X形曲线起点及整条曲线向右摆。油水两相共渗饱和度范围为0.417-0.483，最终水驱油效率为64.2%-704%。水的相对渗透率曲线上升平缓，在最大含水饱和度(完全水淹)时，水的相对渗透率小于31%，这是由岩石亲水性决定的。

2)经模拟实验曲线对比，证明亲油性岩心束缚水饱和度一般小于孔隙体积16%，而亲水性岩心束缚水饱和度一般大于孔隙体积31%。其曲线的排列顺序随亲油性减弱和亲水性增加，从左向右依次排列。亲油性岩心水的相对渗透率曲线上升较陡，亲水性岩心水相曲线上升平缓。油藏润湿性决定着曲线的排列顺序，并属于弱亲水性油藏。

3)在同一含水饱和度下，油的相对渗透率随着粘度比增加而增加；随着含水饱和度的增加，粘度比对油的相对渗透率影响作用变少，不同粘度比的曲线逐渐靠拢；水的相对渗透率曲线基本不受粘度比的影响。

4)储渗参数与束缚水饱和度之间存在着很好的直线关系，其相关系数为0.9。它控制着含水饱和度，从而影响着相对渗透率。随着岩样储渗参数的增大，油水相对渗透率有显著增加。它是影响曲线形态和特征的重要因素。

5)不管是宏观物性参数还是微观的孔隙结构参数，都是影响相对渗透率曲线的诸因素。大孔隙岩样相对渗透率比小孔隙岩样高，小孔隙岩样残余油饱和度比大孔隙岩样高13%。曲线差异主要是由于孔隙大小与分布的差异。此外，随αW值的增大，油水相对渗透率随之增高，岩样孔喉分布愈均匀，水驱油效率提高，注水开发效果越好。

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