疏松砂岩油藏冷冻岩心与常规岩心相渗曲线研究

孙晓旭，杨胜来，李武广，王欣，廖长霖

（中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249）

疏松砂岩油藏冷冻岩心与常规岩心相渗曲线研究

孙晓旭，杨胜来，李武广，王欣，廖长霖

（中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249）

为了更好地评价疏松砂岩油藏的水驱开发特点，针对实际油藏地质和流体性质特征，用室内水驱油非稳态法，研究近似油藏条件下冷冻岩心与常规岩心的油水相渗曲线，并进行对比分析。在数据处理过程中，利用JBN经验公式法进行计算，采用对数函数对其进行拟合与回归，最后绘出油水相渗曲线，并作为判断水驱效果的依据。结果表明，水驱后冷冻岩心的残余油饱和度平均为29%，残余油饱和度对应的水相相对渗透率为0.32，驱油效率平均为52%；常规岩心的残余油饱和度平均为30%，残余油饱和度对应的水相相对渗透率为0.30，驱油效率平均为52%。同一含水饱和度所对应的冷冻岩心，其水相相对渗透率高于常规岩心所对应的水相相对渗透率，但常规岩心见水时间早于冷冻岩心，且含水上升较快。冷冻岩心的最终水驱油效率和无水采收率均高于常规岩心。

非稳态法；常规岩心；冷冻岩心；相对渗透率；疏松砂岩油藏

对于水驱油藏，油水相对渗透率资料是研究油水两相渗流的基础，是油田开发参数计算、动态分析及数值模拟的重要资料。掌握相渗曲线特征，可为后续开发方案制订及调整打下基础［1-7］。疏松砂岩油藏由于具有疏松特质，现场取心应采用密闭取心方式，之后直接冷冻封存，不进行洗油，即为冷冻岩心，而常规岩心是指经过洗油处理的岩心。针对岩心处理方式的不同，笔者利用实验室水驱油非稳态法，对冷冻岩心与常规岩心的油水相渗特征、驱油效率及含水率进行分析［8-9］。

某油藏属于第三系低幅度短轴背斜构造，高点埋深1 600 m，无断层发育，储层由滨湖滩砂沉积的粉细砂岩和滨湖砾岩组成。岩石类型主要为岩屑长石砂岩和混合砂岩，平均孔隙度20.4%，渗透率228.8×10-3μm2，为中孔、中渗疏松砂岩储层。到目前为止，该油藏开发已经历了无水期和低含水期，且已进入中高含水开发阶段，控水稳油成为油藏开发的重要工作。要保证油藏高产、稳产，必须掌握油水运动规律，研究油藏水驱特征和油水相对渗透率。

1 油水相对渗透率实验

按行业标准《SY/T 5345—1999油水相对渗透率测定》［10］进行实验。

1.1 实验装置及样品

1）实验装置。SYS-Ⅲ多级超高温两相驱替系统由ISCO-260D高精度驱替泵、相应的油水中间容器（水釜、油釜）、高精度压力表、岩心夹持器及计量装置等部分组成。实验流程见图1。

图1 SYS-Ⅲ多级超高温两相驱替系统

2）实验样品。实验用油为模拟地层油（模拟油物性近似于地层条件下的原油物性），50℃条件下黏度3.66 mPa·s，密度0.809 g/cm3，体积系数1.045 cm3/cm3，原始气油比7.23 m3/t。驱替流体为按油田实测矿化度配制的地层水，总矿化度为158842mg/L，K+，Na+的质量浓度均为55490mg/L，Ca2+，Mg2+，CO32-，HCO3-，Cl-和SO42-的质量浓度分别为5 126，844，0，92，96 264 mg/L和1 026 mg/L，pH值为5.64，水型为CaCl2型。岩样为油田给定的、采用密闭取心方式获得的包裹岩心，直接冷冻封存后使用。

1.2 实验条件

温度50℃；有效围压14.5 MPa；驱替速度0.6 mL/ min。驱替速度是采用恒速法、根据行业标准按Lμwv≥1确定的，其中L为岩心长度，μw为实验温度下注入流体的黏度，v为渗流速度。

1.3 实验步骤

实验前对仪器进行检查，确保误差在允许范围内，同时清洗管线，确保没有堵塞。连接实验装置后，加压10 MPa，5 h，系统不漏为合格［11］。

冷冻岩心油水相对渗透率及水驱油实验步骤为：1）测定岩心直径、长度、水驱油前的质量及岩心的油相渗透率；2）采用0.6 mL/min的注水速度，驱替至含水率达到或接近99%，保持稳定后，测定残余油饱和度下的水相相对渗透率，结束实验；3）洗岩心，烘干，测定干重，用氮气测定岩样孔隙度和渗透率。

常规岩心油水相对渗透率及水驱油实验步骤为：1）测定岩心直径和长度；2）洗岩心，烘干，测定干重，用氮气测定岩样孔隙度和渗透率；3）抽真空，饱和地层水，按SY/T 5336—1996标准执行；4）测定岩心湿重和岩心常温、常压下的水相相对渗透率，恒温24 h后，再测定岩心的水相相对渗透率；5）饱和油时，以0.6 mL/ min的速度和14.5 MPa围压，饱和油10 PV，驱替至不出水时，测定油相相对渗透率；6）水驱油时，以0.6 mL/min的速度，驱替至含水率达到或者接近99%，测定残余油饱和度下的水相相对渗透率，结束实验。

在注入驱替相过程中，准确记录见水时间、见水时的累计产油量及岩样两端的压差。见水初期加密记录，间隔30s换一次试管，产油量减少时，将记录时间间隔增至8 min，随着产油量的下降，再逐渐延长记录时间间隔。当驱替至含水率达到或接近99%时结束实验。

1.4 注意事项

1）测定残余油饱和度之前，应先清洗岩心，这样比以往通过驱油量来计算残余油饱和度更加精确；2）油藏条件下，随储层压力的增加，渗透率降低，所以，实验过程中应严格按照储层压力状态，将其换算成拟三轴条件下的压力，据此设定围限压力，减小误差；3）岩心饱和油后，采取动态切换进行水驱，切换前应保持油、水两相中间容器压力平衡；4）在饱和油之前，打开六通阀放空，以排除油、水膨胀对死体积的影响。

2 实验数据处理

分别计算冷冻岩心与常规岩心相渗曲线的4个端点值，即束缚水饱和度下的油相相对渗透率和水相相对渗透率、残余油饱和度下的油相相对渗透率和水相相对渗透率。残余油饱和度下的水相相对渗透率，等于常规岩心实验步骤5）和6）中测定的油、水相对渗透率的值；残余油饱和度下油相相对渗透率近似为0；束缚水饱和度下水相相对渗透率近似为1；束缚水饱和度下的油相相对渗透率近似为0。

根据水驱油实验数据，整体求取相渗曲线：1）绘制累计产油量、压差与累计注水时间的关系曲线；2）根据光滑后的曲线，找出一定时间间隔所对应的累计产油量和压差，进行曲线拟合，并结合实验数据，选取拟合误差最小的函数；3）按照JBN方法，即式（1）—式（4），计算油水相对渗透率及其对应的含水饱和度；4）绘制油水相对渗透率与含水饱和度关系曲线。

式中：Kro为油相相对渗透率；Sw为含水饱和度；fo为含油率；（t）为无因次累计注水量；Krw为水相相对渗透率；μw为测定温度下水的黏度，mPa·s；μo为测定温度下油的黏度，mPa·s；fw为含水率；Swe为出口端的含水饱和度；Swi为束缚水饱和度；（t）为无因次累计采油量；I为流动能力比；Δp0为初始压差，MPa；Δp（t）为t时刻压差，MPa。

3 实验结果分析

3.1 相渗曲线特征

为了确定冷冻岩心与常规岩心的相渗曲线特征，分别测定了3块渗透率范围相差较大的岩心在冷冻条件和常规条件下的油水相渗曲线，其特征值见表1（其中K为岩心渗透率，10-3μm2；Sor为残余油饱和度；η为驱油效率）。

根据表1，绘制出了3块岩心在冷冻条件和常规条件下含水饱和度的油水相渗曲线（见图2）。

表1 冷冻岩心和常规岩心相渗曲线特征值

图2 冷冻岩心与常规岩心相渗曲线

从图2可以看出：对于大多数岩心，随着含水饱和度的增加，油相相对渗透率起初下降急剧，接近等渗点后下降平缓，曲线大致呈L型，水相相对渗透率上升缓慢；不论冷冻岩心，还是常规岩心，随岩心气测渗透率的增加，束缚水和残余油饱和度都下降，等渗点对应的含水饱和度越小、渗透率越高，残余油饱和度下的水相渗透率就越大；冷冻岩心残余油饱和度下对应的水相相对渗透率高于常规岩心，等渗点对应的含水饱和度低于常规岩心；多数岩心的束缚水饱和度大于25%，等渗点对应的含水饱和度大于50%。最大含水饱和度下的水相相对渗透率小于0.3，判断岩心润湿性为亲水［12］。

3.2 水驱特征

冷冻岩心和常规岩心的驱油效率与注入体积倍数关系曲线见图3。

图3 驱油效率与注入体积倍数关系曲线

从图3可以看出，实验所用岩心的水驱油效率在39%～69%。对于大多数岩心，当注入体积倍数小于1 PV时，驱油效率近似直线上升；当注入体积倍数在1～2 PV时，驱油效率上升趋势变缓，出现明显拐点；当注入体积倍数大于2 PV时，驱油效率几乎没有上升。对于不同岩心，渗透率越高，驱油效率就越高；对于同一岩心，冷冻条件下的驱油效率高于常规条件下的。常规岩心和冷冻岩心的含水率与驱油效率关系曲线见图4。

图4 含水率与驱油效率关系曲线

结合图3、图4可以看出：

1）对于同一岩心，在相同的注入体积倍数条件下，冷冻条件的无水采收率和最终采收率都高于常规条件，且常规岩心含水率的变化快于冷冻岩心，常规岩心的含水率高于冷冻岩心；对于不同岩心，随着渗透率的增加，无水采收率整体呈增长趋势。

2）当岩心出口端见水后，含水率上升迅速。

3）当注入体积倍数小于2 PV时，含水率已经达到90%以上。说明常规岩心见水时间普遍早于冷冻岩心，且含水率上升较快。

4 结束语

利用室内水驱油非稳态法，研究了冷冻岩心与常规岩心的相渗曲线、驱油效率及含水率变化之间的对比关系。研究结果表明，冷冻岩心的相渗曲线、驱油效果及含水率变化情况均明显好于常规岩心，这是因为冷冻岩心未经过清洗等处理过程，与实际油藏条件更为接近。

［1］ 罗志锋，黄炳光，王怒涛，等.一种计算低渗透油藏相对渗透率曲线的方法［J］.断块油气田，2007，14（1）：47-49.

［2］ 陈忠，殷宜平，陈浩.非稳态法计算油水相对渗透率的方法探讨［J］.断块油气田，2005，12（1）：41-43.

［3］ Jones S C，Roszelle W O.Graphical techniques for determining relative permeability from displacement experiments［J］.JPT，1978，30（5）：807-817.

［4］ Boatman E M.An experimentinvestigation ofsomerelativepermeability-relative conductivity relationships［D］.Austin：University of Texas，1961.

［5］ Gash B W，Volz R F，Potter G，et al.The effect of cleat orientation and confining pressure on cleat porosity，permeability and relative permeability in coal［R］.SCA 9224，1992.

［6］ 阳晓燕，杨胜来，李秀峦.稠油相渗曲线影响因素分析［J］.断块油气田，2011，18（6）：758-760.

［7］ 周凤军，张连锋，王红娟.聚合物驱相渗曲线特征［J］.石油地质与工程，2010，24（6）：117-119.

［8］ 周凤军，刘忠焱，张彩霞.稳态法测定油水相对渗透率的实用方法［J］.石油地质与工程，2009，23（2）：105-106，109.

［9］ 熊健，郭平，张涛.特低渗透岩心相对渗透率实验研究［J］.石油地质与工程，2011，25（3）：114-116.

［10］国家发展和改革委员会.SY/T 5345—1999油水相对渗透率测定［S］.北京：石油工业出版社，1999.

［11］阳晓燕，杨胜来，李秀峦，等.非稳态法测定稠油油藏相对渗透率实验研究［J］.断块油气田，2010，17（6）：745-747.

［12］杨胜来，魏俊之.油层物理学［M］.北京：石油工业出版社，2004：243-245.

（编辑 姬美兰）

Study on relative permeability curves of frozen core and conventional core in unconsolidated sandstone reservoir

Sun Xiaoxu,Yang Shenglai,Li Wuguang,Wang Xin,Liao Changlin
(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

In order to better find out the development characteristics of unconsolidated sandstone reservoir,aiming at the geologic features and the fluid property characteristics of reservoir,nonsteady state method to study the relative permeability curves of oilwater of frozen rock and conventional core is proposed under the conditions of similar reservoirs with water displacing oil in laboratory,which are compared.JBN empirical formula is adopted in the process of data processing,using the logarithm function for fitting and regressing calculation to gain the oil-water relative permeability curves,which obtains the experimental result.The result shows that residual oil saturation of frozen core is 29%on average after water flooding,water relative permeability of corresponding with residual oil saturation is 0.32,oil displacement efficiency averages 52%.Residual oil saturation is 30%on average for conventional core,water relative permeability of corresponding with residual oil saturation is 0.30 and oil displacement efficiency of an average is 52%.Water permeability of frozen core of corresponding with same water saturation is larger than that of conventional core,but water breakthrough time of conventional core generally predates that of frozen core,and water cut rises quickly.Ultimate water flooding efficiency of frozen core and breakthrough recovery are higher than those of conventional core.

nonsteady state method;conventional core;frozen core;relative permeability;unconsolidated sandstone reservoir

国家自然科学基金项目“超深层油气藏岩石物性垂向分布规律及渗流特征研究”（50874114）

TE312

A

10.6056/dkyqt201204017

2011-12-20；改回日期：2012-05-14。

孙晓旭，女，1986年生，油气田开发工程专业在读硕士研究生，主要从事油气田开发方面的研究工作。E-mail：sunxiaoxu 19860914@163.com。

孙晓旭，杨胜来，李武广，等.疏松砂岩油藏冷冻岩心与常规岩心相渗曲线研究［J］.断块油气田，2012，19（4）：477-480.

Sun Xiaoxu，Yang Shenglai，Li Wuguang，et al.Study on relative permeability curves of frozen core and conventional core in unconsolidated sandstone reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（4）：477-480.