油水相渗曲线分类评价

2020-05-19韩扬，孙卫

云南化工 2020年4期

关键词：油水含水渗流

韩扬，孙卫

（西北大学大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710127）

关键字：低渗透储层；油水相渗；毛管压力曲线

近年来，国内低渗透储层储量和产量增长迅速，低渗透油藏的勘探逐渐成为我国油气勘探工作的重点[1-2]。油水相渗曲线是能够直观反映油水两相共存渗流情况，可以更好的对储层多孔介质中油水两相非线性渗流特征进行研究[3]。

1 油水相渗实验分析

对于油水流体渗流研究分析其参数及曲线形态，着重关注油相渗透率曲线与水相渗透率曲线的形态特征[4-6]。

目前对于油水相渗实验，其两相区饱和度变化范围即为该地区的水驱油采收率，kro/krw体现油水的渗流能力及两相流体的干扰程度如 (1)，因此当油藏开采过程中含水开始上升时渗流规律发生新变化、水驱油曲线出现“拐点”、地下原油呈现“非连续相”等，继续延用中高含水以及特高含水初期的渗流理论及油藏工程方法已不适应。

式中，a、b为与储层和流体物性有关的常数。

由（1）可得，油、水相对渗透率的比值与含水饱和度呈指数关系，与油、水相对渗透率比值和含水饱和度关系一致，可以发现，含水饱和度Sw是影响油、水相对渗透率比值的主要因素，不同样品的含水饱和度发生相同程度的变化，油、水相对渗透率比值kro/krw会发生变化较为明显，即曲线斜率不同，斜率越小，相对渗透率比值变化越小，开发越稳定（图1）。同时在对油水相渗实验分类评价时要综合考虑样品物性、束缚水饱和度、等渗点含水饱和度、残余油时含水饱和度，等渗点处油水相渗透率、残余油时水相渗透率等相渗曲线参数，以及kro/krw与Sw的关系。

图1 油水相渗端点分布特征图

2 油水相渗毛管压力曲线分类

储层物性参数、等渗点油水相对渗透率及可动流体饱和度是油水相渗毛管压力曲线划分的重要参数标注，依据油水相对渗透测试标准（SY/T5345-2007），对岩心样品进行油水相对渗透率测试实验，获取实验样品的油水相对渗透率曲线及特征参数[7-8]。一般来说，相渗曲线由束缚水状态下油相渗流段、油水两相共渗区和残余油状态下水相渗流三个阶段组成，根据实验过程中各个阶段所得的特征参数 Swc、Sor、Swx、Krx、Krw和KSor，对岩样的油水相渗曲线进行分类，由好到差分为三类（Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类）(图2，表1，表2）。

图2 油水相对渗透率比值与Sw关系曲线

表2 不同类别的水驱油特征参数均值统计表

研究区样品油水相渗曲线分类特征见图3所示。

表1 研究区样品油水相渗参数统计表

Ⅰ类平均孔隙度8.5%，平均渗透率1.09×10-3μm2；束缚水含水饱和度平均值为37.08%，束缚水阶段油相渗透率平均值为0.1×10-3μm2。油水两相共渗透区含水饱和度（36.95%）小于束缚水饱和度与残余油饱和度，表明油水两相渗流区间偏窄；在毛管压力曲线交点处，共渗点含水饱和度平均值为58.85%，油水等渗点相对渗透率平均值为0.09×10-3μm2，油水相对渗透率在三类曲线中最大，对应较大的油水共渗面积，油水两相渗流能力强；残余油含水饱和度平均值为74.03%，残余油阶段的水相渗透率为0.31×110-3μm2。

Ⅱ类平均孔隙度8.8%，平均渗透率0.53×10-3μm2；束缚水时含水饱和度平均值为39.52%，油相渗透率平均值为0.05×10-3μm2。油水两相区的油水含水饱和度（30.55%）小于束缚水饱和度与残余油饱和度，表明油水两相渗流区间窄；交点处共渗点含水饱和度平均值为58.54%，油水等渗点相对渗透率平均值为0.08×10-3μm2，油水相对渗透率大小介于Ⅰ类、Ⅲ类之间，对应油水共渗面积略小于Ⅰ类，油水两相渗流能力较强；残余油时，含水饱和度平均值为71.12%，水相渗透率为 0.3×10-3μm2。

图3 研究区样品油水相渗曲线分类特征

Ⅲ类平均孔隙度3.5%，平均渗透率0.03×10-3μm2；束缚水时含水饱和度平均值为55.35%。油水两相渗流区间的含水饱和度（10%）小于束缚水饱和度与残余油饱和度，表明油水两相渗流区间窄小；交点处的共渗点含水饱和度平均值为60.7%，油水等渗点相对渗透率平均值为0.06×10-3μm2，油水相对渗透率大小在三类中足校，对应油水共渗面积略小于Ⅰ类，油水两相渗流能力较强；残余油时，含水饱和度平均值为65.55%，水相渗透率为 0.21×10-3μm2。

从Ⅰ类到Ⅲ类束缚水饱和度不断增高，残余油对应含水饱和度不断降低，等渗点向下移动，相对渗透率逐渐降低，共渗区变窄；Ⅱ样品分布频率大；Ⅲ类的水线爬升较明显，表明其开发过程中要密切关注水淹情况。