定量表征提液对油水两相渗流规律影响的方法探讨

2018-05-23薛国庆林瑞敏宋智聪

石油地质与工程 2018年2期

薛国庆，付强，林瑞敏，宋智聪，张鹏

提液是油藏进入中高含水阶段控水稳油的一项有效措施。冯其红等人根据逾渗理论，利用计算机模拟，建立了反映相对渗透率随着含水饱和度及驱替压力梯度变化的三维曲面[1]。谷建伟等人研究表明，随着驱替压力梯度的增大，油水两相相对渗透率增加[2]。邴绍献通过开展室内岩心实验，定性给出不同压力梯度下油水相对渗透率曲线变化规律[3]。目前，国内外学者对提液增油微观机理已取得的认识可归纳为三点：①提液可提高波及系数；②提液可降低贾敏效应，提高孤立油滴流动性；③提液可增加面通量，进而提高驱油效率[4–9]。以上研究成果仍停留在定性描述阶段，无法实现提液微观机理在宏观上的转化与应用，因此，本文就如何定量表征提液对油水两相渗流规律影响展开探讨。

1 压力梯度对两相渗流影响的定量表征方法

油水相对渗透率是油藏工作中的重要参数，油水相对渗透率曲线是研究多相渗流的基础，它在油田开发计算、生产动态剖析、油水饱和度分布确定及与水驱油有关的各种指标计算中都是不可或缺的重要资料。一般情况下，砂岩油藏相渗曲线形态可由4个特征参数控制，包括驱油效率、残余油饱和度下水相渗透率、水相指数和油相指数。在岩心实验测得束缚水饱和度后，可由驱油效率控制残余油饱和度即油相曲线的右端点，残余油饱和度下水相渗透率控制相渗曲线水相渗流率右端点，油水相指数控制相渗曲线形态。只要建立起某一因素与如上4个特征参数之间的关系即可控制相渗曲线形态。

从油井提液后生产压差发生改变角度出发，拟建立压力梯度与相渗曲线4个特征参数间关系，从而定量描述提液引起油水渗流规律变化。具体计算流程如下：

（1）通过室内岩心实验测定相同或相似渗透率岩心同一压力梯度下相渗曲线。

（2）将测得相渗曲线进行标准化处理。

式中：Swn为标准化后含水饱和度；Sw为含水饱和度；Swi为束缚水饱和度；Sorw为残余油饱和度；Krwn为标准化后水相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；Krwmax为水相相对渗透率端点值；Kron为标准化后油相相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；Kromax为油相相对渗透率端点值；

（3）回归油相指数和水相指数。

式中：nw为水相指数；no为油相指数；

（4）利用式（4）、式（5）均匀赋值Swn为0.1，0.2，0.3，0.4，0.5，0.6，0.7，0.8，0.9，1，得到标准化后相渗曲线。

（5）归一化相渗曲线，对该压力梯度下标准化后相渗数据 Krwn、Kron做平均化处理，得到 Krwna、Krona。Krwna为平均标准化水相相对渗透率，Krona为平均标准化油相相对渗透率。

（6）对5个特征值几何平均化，得到原始含水饱和度Soi，残余油饱和度Sor，残余油饱和度下水相渗透率Krw（Sor）及油相指数no和水相指数nw。

（7）还原相渗曲线。

（8）重复上述过程（1）～（7）回归不同压力梯度下相渗曲线。

（9）回归压力梯度与驱油效率、残余油饱和度下水相渗透率、油相指数和水相指数数学关系式。

岩心驱替实验选取物性条件基本相似的5块样品，开展不同驱替压力梯度下的油水相对渗透率测定试验。实验岩心为直径 2.52 cm，天然岩心长度5.54～8.21 cm，空气渗透率（669～795）×10–3μm2，驱替用水选用人工配置矿化度3 000 0 mg/L氯化钾溶液，实验用油为白油，50摄氏度黏度为24.2 mPa·s。

图1为5种压力梯度下测得油水相对渗透率曲线应用上述方法的处理结果。实验压力梯度分别为0.001 25 MPa/cm，0.003 53 MPa/cm，0.004 98 MPa/cm，0.007 11 MPa/cm，0.011 40 MPa/cm。5种压力梯度下驱油效率分别为54.52%，63.56%，65.33%，68.30%，和69.63%；Krw（Sor）分别为0.143 8，0.264 0，0.333 3，0.402 0，0.502 8；水相指数分别为2.175 2，2.104 2，1.985 5，1.912 4，1.864 0；油相指数分别为3.034 2，2.821 8，2.605 8，2.466 0，2.120 1。回归压力梯度与4个参数数学关系式，如表1所示。根据不同压力梯度与特征参数关系式即可获得一定范围内任意压力梯度下相渗曲线。

图1 不同压力梯度下油水相对渗透率曲线

2 数值模拟研究

A1H井于2007年1月3日开钻，2007年3月11日完钻，2008年6月16日投产，开发ZJ2Ⅰ油组。截至2016年5月底，A1H井日产油140 m3，累产油38.27×104m3，综合含水92.0%。采用ECLIPSE数值模拟软件黑油模型开展数值模拟研究。将A1H井模型从 ZJ2Ⅰ油组切割出来开展历史拟合和措施效果预测。

表1 压力梯度与特征参数关系式

图2为A1H井历次提液后最大压力梯度统计散点图（生产压差与井筒距离油水界面距离之商），该井历次提液驱替压力梯度分布区间为 0.1～1.8 MPa/m，可求得为对应压力梯度下的相渗曲线。不考虑提液对相渗影响拟合效果如图 3，提液后拟合效果不理想。图4为考虑提液对相渗影响拟合曲线，从图中可以看出，考虑提液对相渗影响后含水下降后缓慢上升，拟合精度大大提高。

图2 历次提液最大驱替压力梯度统计

图3 不考虑相渗变化拟合效果

在如上模型的基础上，设计三种方案预测，预测生产10年。方案1为原日产液量1 500 m3/d持续生产；方案2为提液至2 000 m3/d；方案3为提液至2000 m3/d并更换相渗曲线。图5为3种方案剩余油饱和度图，提液以后油层底部剩余油得到动用。

图6为3种方案含水率、日产油和井底流压对比曲线。从含水率曲线可以看出：不考虑提液对相渗影响，表现出含水率持续上升；考虑提液对相渗影响，表现出先下降后上升趋势，且后期上升趋势较不更换相渗更为平缓。从日产油曲线可以看出两种方法均取得增油，考虑提液对相渗影响增油量更大。从井底流压曲线可以看出，两种情况下流压均一定程度下降，但是不考虑提液对相渗影响方法流压在2 000 m3/d产液情况下井底流压低于先前3 000 m3/d产液下的流压，显然不符合实际，而考虑提液对相渗影响流压与实际相吻合。