疏松砂岩密闭取芯井新鲜样品和洗油样品相对渗透率曲线差异性研究

李金宜，陈丹磬，周凤军，朱文森，信召玲，张旭东

(1.中海石油天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459； 2.中海油实验中心 渤海实验中心，天津 300452)

引 言

油水相对渗透率曲线是油气田开发过程中油藏工程研究的重要基础数据。目前国家标准GB-T 28912-2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》对油水相对渗透率实验岩心样品提及新鲜岩心样品(即含油样品，通常疏松岩心含油样品需封蜡后冷冻保存)和洗油后岩心样品两种类型，但标准本身对两种实验岩心样品类型的适用条件和范围并未严格限定。国内科研院所大多采用洗油后岩心样品进行油水相对渗透率实验，未过多考虑洗油过程岩心润湿性改变对实验结果的影响。国外Morgan[1]和Mungan[2]较早开展的研究表明，岩心洗油后，润湿性会发生变化并对相渗实验结果产生影响，需采用储层液体恢复润湿性来降低影响。而Wendell[3]和Morrow[4]进一步研究表明，将清洗干净的岩心用原油恢复其润湿性后再用精制油进行油水相对渗透率实验，其润湿性将由洗油后的强亲水恢复为弱亲水，恢复润湿性后的油水相对渗透率实验能准确反映油层实际。目前国内针对此类基础研究起步较晚，相关分析文献也较少[5-8]。江义容[5]在国外学者[1-4]研究结论基础上开展实验，分析认为，洗油过程将改变岩心润湿性，由弱亲水变为强亲水，如不恢复润湿性，实验结果将不准确。李武广[6]和孙晓旭[7]采用较低渗透率的岩心分析了新鲜含油岩心样品和洗油后岩心样品做出的油水相对渗透率曲线实验差异，认为冷冻保存的含油岩心样品相渗曲线等渗点对应的含水饱和度低于洗油后的常规岩心等渗点饱和度，同时两相渗流区变窄，驱油效率更高，建议优先考虑用冷冻岩心实验。目前国内针对较高渗透率的疏松砂岩岩心开展此类基础研究几乎是空白。为分析此类胶结疏松岩心样品洗油过程对油水相对渗透率曲线的影响，同时考虑储层水淹因素，针对渤海某典型高孔高渗疏松砂岩稀油油藏密闭取芯井在东营组未水淹层段和中水淹层段的岩心样品按照国家标准规定同时开展新鲜岩心样品油水相对渗透率实验和洗油后样品油水相对渗透率实验，用以分析此类储层在不同水淹级别下的岩心实验样品的适用条件。

1 实验方案设计

以渤海典型高孔高渗疏松砂岩稀油油藏LD油田某密闭取芯井为例，在该井未水淹层段和中水淹层段分别钻取3块直径2.5cm的新鲜岩心样品，每块样品先按照国家标准规定开展新鲜岩心样品油水相对渗透率实验，实验驱替结束后，样品洗油洗盐测孔隙度和渗透率，然后重新饱和流体，在样品洗油后重复一次油水相对渗透率实验。通过对比分析同一块样品分别在新鲜样状态和洗油后的油水相对渗透率曲线参数的差异性，确定高孔高渗疏松砂岩稀油油藏在水淹和未水淹层段应该选择哪种状态的岩心样品进行油水相对渗透率实验。

1.1 实验设备及流程

实验采用非稳态恒压法。恒压法测定油-水相对渗透率实验设备及流程如图1所示。

1.2 实验条件及参数

实验采用6块天然岩心，参数及实验基础条件如表1所示。

1.3 实验步骤

对每一块样品均采取下列步骤进行实验：

①对样品完成端面加持双层不同目数滤网、柱体锡套包封等前处理；

②采用白油驱替新鲜样品，直至出口端不再出水；

③采用注入水驱替样品，出口端计量采出液，直12.74 mP·s。

表1 岩心样品信息及实验基础条件Tab.1 Information of core samples and experimental conditions

注：表中各样品实验条件：恒压法，实验温度61 ℃；标准盐水注入，注入水黏度0.487 9 mP·s；白油模拟，模拟油黏度

至出口端不再出油；

④样品浸泡在甲苯及甲醇混合溶液中洗油洗盐，蒸馏法测量含水量，烘干后测量氦孔隙度和空气渗透率，计算新鲜样品相渗曲线束缚水饱和度值，整理新鲜样品油水相对渗透率曲线数据；

⑤重新饱和地层水；

⑥采用白油驱替洗油后岩心样品，直至出口端不再出水；

⑦采用注入水驱替岩心样品，出口端计量采出液，直至出口端不再出油，整理洗油岩心样品油水相对渗透率曲线数据。

2 实验结果

6组岩心油水相对渗透率实验结果如表2所示，相渗曲线如图2—图3所示：

表2 新鲜和洗油后岩心样品油水相对渗透率实验结果Tab.2 Experimental results of oil-water relative permeability of fresh samples and washed samples

注：Φ-氦孔隙度；Ka-空气渗透率；Swi-束缚水饱和度；Sor-残余油饱和度；Sw(Krw=Kro)-等渗点含水饱和度；Swmax-最大含水饱和度；

Sw-含水饱和度；(Swmax-Sw)-两相区间大小；Koc-束缚水下油相渗透率；Kwc-残余油下水相渗透率；Krwc-残余油下水相相对渗透率；η-驱油效率。以下各表均同。

图2 未水淹层段岩心样品洗油前后油水相对渗透率曲线对比Fig.2 Comparison of oil-water relative permeability curves of core samples from non waterflooded layer before with after oil being washed

图3 中水淹层段岩心样品洗油前后油水相对渗透率曲线对比Fig.3 Comparison of oil-water relative permeability curves of samples from moderate waterflooded layer before with after oil being washed

从图2和图3油水相对渗透率曲线整体对比可知，与中水淹层段样品实验结果相比，未水淹层段样品在洗油前后，相对渗透率曲线的束缚水饱和度、残余油饱和度、等渗点饱和度、束缚水下油相相对渗透率和残余油下水相相对渗透率等关键端点值均差异明显，洗油后，油相和水相曲线均表现出整体右移的趋势。

3 实验数据分析

3.1 润湿性变化

由表2及图3结果可知，在中水淹层段岩心的3组实验中，同一块样品在新鲜样状态和洗油后的束缚水饱和度、残余油饱和度、等渗点饱和度、两相区跨度以及驱油效率等关键参数值几乎一致，表明对于高孔高渗疏松砂岩油藏中水淹层段的密闭取芯，岩心样品类型对最后的油水相对渗透率实验结果影响不大，无论是采用新鲜状态岩心还是洗油岩心，其相渗实验结果均能代表储层流体真实渗流规律。

但在未水淹层段钻取样品的3组实验中，由表2及图2结果可知，同一块岩心样品在新鲜样状态和洗油后的相渗参数对比中，洗油后相渗曲线的束缚水饱和度均明显高于新鲜状态下的相渗曲线束缚水饱和度值，但是两相区跨度值接近。两相区跨度接近说明两种岩心状态实验中流体在微观孔隙中的可流动空间范围是相同的，区别在于新鲜样品中残余油占据的部分喉道空间在洗油后因润湿性改变逐渐被束缚水所替代。同时可以看到新鲜样品经历洗油后，等渗点饱和度均不同程度右移，显示亲水性增强，驱油效率提高。

分析认为，润湿性改变是造成未水淹层段两种岩心状态下油水相渗曲线参数差异的主要原因。未水淹层段样品经历洗油后，样品润湿性从新鲜样状态的弱亲油-弱亲水逐步转变为亲水，而中水淹层段样品在洗油前后一直保持亲水状态。因此，对于该类型疏松砂岩油藏未水淹层段，采用新鲜状态岩心样品更能代表储层岩心真实润湿性，其油水相对渗透率实验结果更能代表储层流体真实渗流规律。

3.2 相对渗透率变化

新鲜样品在经历洗油后无论是束缚水饱和度下的油相渗透率还是残余油饱和度下的水相渗透率均有不同程度增大，且水淹层段样品的增大幅度整体上要高于未水淹层段，如表3所示。

对于海上此类高孔高渗疏松砂岩油藏，已有文献研究[9-13]发现，此类疏松砂岩骨架颗粒胶结程度较弱，水驱开发过程中储层普遍存在微粒运移情况。该疏松岩心由地下取出时，岩心的膨胀作用比固结岩心严重得多，某些颗粒甚至脱离了原来的相互支撑状态，因此洗油过程中清除孔隙中作为胶结物质的原油以后，颗粒之间的相互位置有可能发生变化。在此次样品洗油过程中，同样可观察到微粒在端面金属滤网内微量聚集[14]。实验结果也表明，微粒运移对相渗透率的影响随着水淹程度增大而增大。

3.3 考虑水淹影响的相渗曲线重构

对于此类高孔高渗疏松砂岩油藏，水淹程度不仅影响油水相对渗透率实验对岩心样品的选择，同样影响相渗透率本身在实验中的变化程度。在实际油藏注水开发过程中，储层从未水淹、低水淹、中水淹到强水淹，其水淹级别的变化是一个缓慢的长期过程，这同时也是储层润湿性和微观孔喉结构不断变化的过程。因此，代表实际储层流体渗流规律的油水相对渗透率曲线本身同样应该随水淹程度加剧而不断动态调整[15-16]。因此结合实验数据，开展考虑水淹影响的“全寿命”油水相对渗透率曲线重构。

表3 水淹与未水淹岩心在新鲜状态和洗油后的相渗透率增幅Tab.3 Increase of oil-water relative permeability of cores after oil being washed

注：表中各字符物理意义分别为：ΔKoc-束缚水下油相渗透率增幅；ΔKwc-残余油下水相渗透率增幅。

相对渗透率曲线标准化模型采用指数法[17]。首先，进行标准化处理，即

(1)

(2)

(3)

然后对每条标准化曲线分别进行线性回归，即

(4)

(5)

以未水淹层段2-005A新鲜样品实验数据为例，结果如图4所示。

各岩心洗油前后相对渗透率曲线标准化过程中回归系数a、b值如表4所示。

图4 2-005A新鲜样品实验数据处理Fig.4 Processing of experimental data of fresh sample 2-005A

样品号SwiSorKrwcab未水淹1-009A洗油样0．2370．2200．2955．34542．9636未水淹1-009A新鲜样0．1650．3010．2373．63403．1033未水淹1-013A洗油样0．2400．2000．1723．50073．2978未水淹1-013A新鲜样0．1640．2750．1953．93633．4348未水淹2-005A洗油样0．2540．2140．2664．63962．9879未水淹2-005A新鲜样0．1760．2950．2795．78442．9195中水淹3-013A洗油样0．2640．1790．2433．94142．8148中水淹3-013A新鲜样0．2740．1730．2345．01593．0008中水淹4-005A洗油样0．2600．2250．2686．26872．9052中水淹4-005A新鲜样0．2650．2320．3013．02563．1717中水淹4-010A洗油样0．2720．2230．2614．39952．8621中水淹4-010A新鲜样0．2500．2400．2874．92482．8695

(6)

(7)

将各样品的Swi、Sor、Kro(Swi)及Krw(Sor)特征值分别进行算术平均作为归一化后相对渗透率曲线的特征值，然后求取归一化油水相对渗透率，即

(8)

(9)

(10)

根据以上计算结果，可以绘制出归一化油水相对渗透率曲线。

根据实验数据并结合LD油田水淹级别划分确认相渗重构原则：重构相渗的束缚水饱和度值采用未水淹层段3条新鲜岩心油水相对渗透率曲线归一化得到，同时在含水低于40%的未水淹、低水淹阶段，重构相渗的水相和油相指数分别采用该归一化相渗水相和油相指数；重构相渗的残余油饱和度值及其对应下的水相相对渗透率采用中水淹层段6条油水相对渗透率曲线归一化得到，同时在含水高于40%的中水淹、高水淹阶段，重构相渗的水相和油相指数分别采用该归一化相渗水相和油相指数，如表5所示。

归一化后相渗及重构相渗数据如表6所示。

表5 考虑水淹影响的相渗重构原则Tab.5 Reconstruction principle of relative permeability curve considering the influence of waterflooded

表6 采用的归一化相渗及重构相渗数据Tab.6 Normalization and reconstruction data of relative permeability curve

4 重构相渗曲线对矿场开发指标预测的影响

将重构相渗曲线与未水淹归一化相渗曲线分别作含水上升规律理论曲线，如图5。

从图5(b)可以看出，未考虑水淹影响的相渗曲线在中高含水阶段，其理论含水上升速度明显高于考虑水淹影响的重构相渗曲线，可能会对实际矿场开发指标的预测带来偏差。

以渤海典型厚储层疏松砂岩L油田为例，该油田主要含油层系为东二下段，其主力油组在油田范围内分布稳定，油层较厚，一般大于30 m。储层孔隙度主要分布在24%～35%，渗透率分布范围(50～5 000)×10-3μm2，具有高孔、高渗的储集物性特征。L油田矿场水驱数值模拟模(图6)型网格划分上采取X方向划分130个网格，Y方向60个网格，Z方向73个网格，角点网格，网格节点总数为130×60×73=569 400个。

矿场模型数值模拟结果如表7及图7所示。

图5 重构相渗曲线含水上升理论规律Fig.5 Theoretical laws of water-cut rise of reconstructed relative permeability curve

图6 矿场数值模拟模型Fig.6 Typical field numerical simulation model

模型采用相渗采收率/%未水淹6条相渗归一化28．19考虑水淹影响的重构相渗30．39

图7 各模型采出程度与含水率关系对比Fig.7 Comparison of recovery degree-water cut relation curves of different models

从图7可以看出，水淹因素在油田生产低含水期对开发指标影响较小，但在中高含水期对开发指标影响较大，且随含水上升，采出程度指标差异越大。考虑水淹影响的相渗曲线重构方案与不考虑水淹影响因素方案相比，在相同采出程度下，其含水率更低；在以含水98%预测采收率指标下，其最终采收率高出近2%。可见，对于此类高孔高渗疏松砂岩注水开发稀油油藏，应充分结合水淹因素对储层流体渗流规律的影响，采用重构相渗曲线对开发指标进行预测。

5 结 论

(1)对于高孔高渗疏松砂岩稀油油藏，选用油水相对渗透率实验的岩石样品时，在未水淹层段，采用新鲜岩心样品更能代表储层岩石真实润湿性，其油水相对渗透率实验结果比采用洗油后岩心样品更能代表储层流体真实渗流规律；在中水淹层段，新鲜岩心样品和洗油后岩心样品的实验结果相差不大。

(2)新鲜岩心样品在洗油后无论是束缚水饱和度下的油相渗透率还是残余油饱和度下的水相渗透率均有不同程度增大，且水淹层段样品的增大幅度要远高于未水淹层段。

(3)采用考虑水淹影响的重构相渗曲线，将对开发指标预测产生较大影响，应在注水开发过程中动态调整相渗曲线。

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