致密-低渗透油藏两相启动压力梯度变化规律

邹 剑， 周法元， 董明达， 张 华， 韩晓冬， 王弘宇

(1.中海油集团天津分公司， 天津 300452； 2.重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

近年来，随着中国致密-低渗透油藏的不断开发，致密基质中油水两相渗流规律逐渐成为研究的焦点[1-3]。现阶段注水开采仍是致密-低渗油藏的主要开发方式之一，但由于储层基质具有渗透性差、流体渗流阻力高等特点，导致注水开发过程中注入压力普遍过高，同时易发生水井欠注等现象[4-5]。由于致密-低渗储层孔喉尺寸较小，导致注水开采过程中油水两相渗流受到毛管力的影响较大，生产过程中注入水在储层基质流动时存在两相启动压力梯度，又称两相启动压力梯度[6-7]。邓玉珍等[8]通过测试低渗和特低渗岩心注入不同比例油水时的渗流曲线得出了不同含水饱和度下油水两相启动压力梯度，结果表明两相启动压力梯度随含水饱和度升高而降低。朱维耀等[9]向饱和油后的致密岩心中注入水并在出口端有流体流出时停泵，取出入口两端压差稳定后的值为两相启动压力梯度，发现油水两相启动压力梯度与渗透率呈幂指数关系。李斌会等[10]采用与邓玉珍相同的实验方法测试了超低渗和致密岩心不同含水饱和度时的两相启动压力梯度，得出了两相启动压力梯度随含水饱和度先升高后降低的结论。

以往的研究中主要通过改变注入油水比例来模拟含水饱和度的变化，最终确定不同含水饱和度下两相启动压力梯度值。本文通过测量水驱油过程中不同时间点的临界压力梯度，最终得出致密-低渗岩心一维水驱油过程中平均含水饱和度与两相启动压力梯度之间的关系。同时，结合原油启动压力梯度测量实验，将原油启动压力梯度与两相启动压力梯度测量结果进行对比，分析了两相启动压力梯度的形成原因。

1 实验部分

1.1 实验材料及设备

表1为实验岩心基本参数。实验中所使用的原油为长庆油田某储层所取脱气原油，密度为0.823 6 g/cm3，在60 ℃时黏度为1.52 mPa·s。实验过程中保持环境温度为60 ℃，围压为3 MPa。

表1 实验岩心的基本参数

图1为原油启动压力梯度和两相启动压力梯度测试装置示意图。测试装置主要分为三个部分：驱替部分、岩心固定部分及数据采集部分。驱替部分包括手摇泵、压力容器、隔离容器、驱替容器和恒速恒压泵，岩心固定部分为岩心夹持器，数据采集部分包括高精度压差传感器和微流量计量装置。

图1 实验装置示意图Fig.1 Schematic diagram of experimental equipment

1.2 原油启动压力梯度测量方法

目前测量单相流体启动压力梯度主要采用压差-流量法，该方法可以通过压力梯度曲线的拟合得出工程意义上的拟启动压力梯度。根据压差-流量法可以将原油启动压力梯度测量实验过程分为以下几个步骤：①将岩心烘干24 h后测量岩心基本尺寸及气测渗透率；②将岩心放入夹持器中抽真空同时饱和油，老化24 h后根据饱和油前后岩心重量差确定岩心孔隙体积；③按图1所示连接仪器，注意保证在实验温度下压力容器中的压力为一个大气压；④利用手摇泵略微压缩压力容器中气体体积，待压力平稳后通过高精度压差传感器和微流量计量装置测量岩心两端压差及出口端流量；⑤逐步缓慢地增加压力容器中气体的压力，等待压差和流量基本平稳后读取相应值；⑥对数据进行处理，绘制原油渗流曲线并确定原油启动压力梯度。

1.3 两相启动压力梯度测量方法

由于水驱油过程中岩心内含水饱和度不断变化，导致两相启动压力梯度也不断变化，一定程度上是含水饱和度的函数。为了测量水驱油过程中不同含水饱和度下的临界压力梯度，在实验中可以通过恒速恒压泵来改变岩心内平均含水饱和度。具体实验过程可以分为以下几个步骤。①将测量过原油启动压力梯度后的岩心静置一段时间，直至压差计中示数降为0为止；②利用手摇泵逐渐略微压缩压力容器中气体体积，等待2 h以上后观察出口端微流量计量装置中流量，当流量大于0时记录此时高精度压差传感器中对应的压差大小；③通过恒速恒压泵向岩心内注入流体，当注入量到达预计值后停泵，驱替过程中记录产水量和产油量；④保持出口端阀门开启，等待压差计中压差降落直至为0后重复②、③，直至采出液中含水率到达98%为止；⑤更换岩心重复①～④，测量不同渗透率岩心中两相启动压力梯度随平均含水饱和度变化规律。

2 实验结果和讨论

2.1 平均含水饱和度对两相启动压力梯度的影响

在实际水驱油过程中，由于油水渗流的非活塞性，岩心内的沿程含水饱和度并不是一个定值，靠近注入端含水饱和度较高，靠近采出端含水饱和度较低。为了描述岩心内含水饱和度的变化，引入平均含水饱和度的概念，即当注入水到达一定量时，岩心内的平均含水饱和度表示为

(1)

式(1)中:Swa为岩心内平均含水饱和度，%；Qwi为入口端注入水总量，mL；Qwo为出口端采出水总量，mL；Vp为岩心孔隙体积，mL。

图2 不同渗透率岩心两相启动压力梯度和采出液含水率随含水饱和度变化曲线Fig.2 The curve of two-phase threshold pressure gradient and water content of produced fluid changing with water saturation with different permeability

图2为不同渗透率岩心两相启动压力梯度和采出液含水率随平均含水饱和度变化曲线。可以发现，不同渗透率的岩心中两相启动压力梯度均随平均含水饱和度先上升后下降。这是由于随着油水前缘的推进油水界面数量不断增加，毛管力的作用越来越强烈，从而使两相启动压力梯度在初期为上升趋势。当油水前缘运移到一定位置后，油水接触到达一定极限，随着平均含水饱和度的升高注入水在岩心中形成连通的水流通道，岩心前段油水混合带逐渐变为高含水区域使岩心中油水混合带范围缩小，毛管力的作用逐渐减弱，最终导致两相启动压力梯度逐渐下降。同时，在水驱前缘到达出口端之前，靠近出口端的岩心部分仅存在原油的单相渗流，这部分原油的两相启动压力梯度可视为原油流动时的启动压力梯度，这也是出口端采出液见水前两相启动压力梯度上升的原因之一。

对比不同岩心两相启动压力梯度和采出液含水率曲线可以发现，除渗透率为1.14×10-3μm2的岩心两相启动压力梯度最大值对应采出液含水率为16.6%外，其余岩心的两相启动压力梯度最大值对应采出液含水率均为0，当采出液见水后岩心两相启动压力梯度开始下降。产生这种现象的原因一方面为岩心内部油水两相流动过程中，在油水前缘到达采出端附近时油水接触最为充分，毛管力对两相启动压力梯度的影响也最大；另一方面为当油水前缘到达采出端时油水两相混合区域范围达到最大值，原油单相流动区域完全消失，岩心沿程的驱动条件全部为油水两相区的驱动条件，导致油水界面到达采出端时岩心两端的两相启动压力梯度达到最大值。

2.2 渗透率对两相启动压力梯度的影响

图3为不同渗透率岩心两相启动压力梯度的最大值和最小值变化曲线，可以发现两相启动压力梯度的最大值和最小值与渗透率均存在良好的幂函数关系，渗透率从52.17×10-3μm2降低至5.42 ×10-3μm2，两相启动压力梯度的最大值和最小值分别上升了0.353 MPa/m和0.221 MPa/m，而渗透率从5.42×10-3μm2变为0.12×10-3μm2时两相启动压力梯度最大值上升了2.57 MPa/m，最小值上升了0.94 MPa/m，两条曲线在渗透率为5×10-3μm2附近存在一个明显的拐点。

图3 不同渗透率岩心两相启动压力梯度的最大值和最小值曲线Fig.3 Maximum and minimum curves of two-phase threshold pressure gradient in cores with different permeability

产生这种现象的原因主要为渗透率越低岩心孔喉尺寸越小，油水间毛管力越大，从而对两相启动压力梯度的影响也越大。同时，孔喉尺寸越小导致了单相启动压力梯度越大，从另一方面增大了两相启动压力梯度。两相启动压力梯度随渗透率变化的数学表达式为

Gh=0.862k-0.709

(2)

Gl=0.45k-0.634

(3)

式中:Gh为两相启动压力梯度最大值，MPa/m；Gl为两相启动压力梯度最小值，MPa/m；k为岩心气测渗透率，10-3μm2。

为了进一步研究不同渗透率岩心两相启动压力梯度随平均含水饱和度变化的幅度，定义不同渗透率岩心两相启动压力梯度最大值与最小值对应值之比为两相启动压力梯度极差，其物理意义为特定渗透率岩心平均含水饱和度对两相启动压力梯度的影响程度。表达式为

(4)

式(4)中:ms为水驱油临界压力梯度极差。水驱油临界压力梯度极差越大说明岩心水驱油临界压力梯度受含水饱和度的影响也越大，反之则越小。

图4为不同渗透率岩心的两相启动压力梯度极差，可以明显看出随着渗透率降低两相启动压力梯度极差逐渐升高，说明渗透率越低的岩心含水饱和度对两相启动压力梯度的影响程度越大。产生这种现象的原因主要是随着渗透率下降毛管力对油水两相渗流影响所占比重增加，导致不同含水饱和度下两相启动压力梯度的变化幅度增加。渗透率越低的岩心中孔喉尺寸通常也越小，导致油水两相渗流时毛管力的影响越大。油水前缘运移至采出端附近时，渗透率越低的岩心油水毛管力的作用越强，而采出液含水率到达98%时毛管力对两相渗流的影响基本可以忽略。因此，随着渗透率的增大，两相启动压力梯度最大值的增大幅度高于采出液含水率98%时两相启动压力梯度的增大幅度，最终表现为两相启动压力梯度极差随岩心降低而升高。

图4 不同渗透率岩心的两相启动压力梯度极差Fig.4 Two-phase threshold pressure gradient range of cores with different permeability

2.3 两相启动压力梯度形成机理分析

为了分析两相启动压力梯度的产生原因，必须将其形成机理与原油启动压力梯度的形成机理区别开来。前人通过大量研究[11-15]发现，边界层流体是产生启动压力梯度的主要原因，即低渗透油藏由于孔喉尺寸较小，边界层流体厚度较大，导致压力梯度较小时流体参与流动的部分远低于常规油藏，在宏观上则表现为启动压力梯度。图5为不同渗透率岩心两相启动压力梯度最大值和原油启动压力梯度对比，可知，渗透率为0.12×10-3μm2的岩心中原油拟启动压力梯度为0.345 MPa/m，而两相启动压力梯度最大值为2.98 MPa/m，二者之间相差2.63 MPa/m，而渗透率为20.41×10-3μm2的岩心中二者之差为0.072 MPa/m，这说明在油水两相渗流中毛管力是两相启动压力梯度的主要形成原因，同时岩心渗透率越低毛管力对两相启动压力梯度的影响越强。

图5 不同渗透率岩心两相启动压力梯度和原油拟启动压力梯度对比Fig.5 Two-phase threshold pressure gradient comparing with TPG of crude oil with different permeability

毛管力是油水在岩石润湿性影响下在界面处产生的压力差，其方向为指向油水界面的凹向，其大小受到界面张力、岩石润湿性和孔隙半径的影响。在水驱油过程中，毛管力主要分为以下几种：

(1)连续毛管力：连续毛管力的形成条件为孔喉内水相和油相都是连续的，仅在油水界面处存在毛管力，如图6(a)所示。这种毛管力在亲水油藏中是驱油动力，而在亲油油藏中则是驱油阻力。由于致密-低渗岩心中孔喉尺寸较小，所以此类毛管力在水驱油初期起到较大作用。

(2)附加毛管力：由于致密-低渗储层中毛管网络极为复杂且相互连通，各孔喉之间的半径不同导致注入水优先进入阻力较小的孔喉，所以在水驱油过程中很难存在连续的水相和油相，通常情况下孔隙中原油都被截断成大段的油柱。油水在等径的亲水毛管中典型分布如图6(b)所示，油柱两端没有驱动压差时，油柱两侧界面所受的毛管力相等，油柱静止于毛管中。当在油柱左端的水开始流动时，油柱两端产生了驱动压差导致两侧油水界面发生形变，由于润湿滞后使得两侧油水界面的形变程度不同，即θ1<θ2，所以油柱两端界面受到的毛管力大小不同，其合力指向水流动的相反方向。即当亲水岩心中油柱开始运移时会受到附加毛管力的影响，此时毛管力为驱油阻力。

(3)贾敏效应：由于致密-低渗储层中孔喉结构复杂，同时孔喉之间尺寸相差较大，所以当油珠通过不同尺寸孔喉连接处的窄口时会产生贾敏效应，如图6(c)所示。油柱通过窄口时需要经过一个形变过程，而使油珠发生形变需要一个附加的力，这个力的大小等于油珠变形后的毛管力与变形前产生的毛管力之差。在亲水油藏中，油珠从大孔喉进入小孔喉时会发生贾敏效应，而对于亲油油藏，油珠从小孔喉进入大孔喉也会产生贾敏效应，所以对于亲水和亲油油藏，贾敏效应都是驱油阻力。

图6 油水毛管力主要类型Fig.6 Main types of oil and water capillary forces

基于原油启动压力梯度和两相启动压力梯度测量结果可知，原油启动压力梯度和两相启动压力梯度的形成机理完全不同。在油水两相渗流过程中必须单独考虑毛管力对两相启动压力梯度的影响，不能将单相流体启动压力梯度的形成原因完全套用在油水两相流动中。

3 结论

(1)致密-低渗岩心两相启动压力梯度随平均含水饱和度先上升后下降，在采出液见水时达到最大值，之后随采出液含水率上升而下降。

(2)渗透率越低的岩心两相启动压力梯度最大值越高，同时两相启动压力梯度极差也越大。两相启动压力梯度最大值与岩心气测渗透率呈良好的幂函数关系，渗透率越低两相启动压力梯度最大值上升速度越快。

(3)致密-低渗储层油水两相渗流中油水间毛管力是两相启动压力梯度的主要形成原因，同时岩心渗透率越低毛管力对两相启动压力梯度的影响越强。