冷凍與常規巖心油水相對滲透率實驗對比*

李武廣楊勝來李芳孫曉旭李芳芳廖長霖王欣

(1.中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室;2.新疆油田公司采油二廠油田地質研究所)

冷凍與常規巖心油水相對滲透率實驗對比*

李武廣1楊勝來1李芳2孫曉旭1李芳芳1廖長霖1王欣1

(1.中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室;2.新疆油田公司采油二廠油田地質研究所)

利用室內非穩態法研究近似油藏條件下的冷凍巖心油水相對滲透率，并與常規巖心油水相對滲透率做了對比分析，結果表明:同一含水飽和度下冷凍巖心所對應的水相滲透率要高于常規巖心對應的水相滲透率，常規巖心見水時間普遍早于冷凍巖心并且含水上升較快，冷凍巖心的無水采收率和最終采收率都高于常規巖心;冷凍巖心經過洗油處理后其潤濕性發生了變化，洗油時許多固體顆粒被洗出，增大了孔隙內表面積，使剩余油飽和度有所增加。建議在條件允許的范圍內選用冷凍巖心測定油水相對滲透率。

冷凍巖心常規巖心相對滲透率含水率無水采收率最終采收率潤濕性

剩余油飽和度

對于水驅開發油藏來說，油水相對滲透率是油藏開發計算中最重要的參數之一。實驗室中一般通過穩態或非穩態巖心驅替實驗測定常規巖心相對滲透率曲線，而對于冷凍巖心(從油藏密閉取心后直接冷凍封存，沒有進行洗油的巖心)相對滲透率曲線的研究較少。文獻［1-2］對冷凍巖心洗油前后孔、滲參數進行了對比研究，發現巖心洗油后有孔滲物性變差的趨勢，而且冷凍巖心更接近地層條件。為了讓室內模擬和實際油藏條件更接近，筆者根據冷凍巖心的物性特點，通過實驗室水驅油非穩態法來獲取冷凍巖心油水相對滲透率，并與常規巖心油水相對滲透率、驅油效率及含水率變化做對比分析，建議在經濟條件、距離條件允許的范圍內優先考慮用冷凍巖心進行油水相對滲透率測定。

1 實驗部分

1.1 實驗樣品

原油:取自吐哈油田雁木西區塊雁新6-10井，地層原油密度0.809 g/cm3，粘度3.66 mPa·s，體積系數1.045，原始氣油比5.85 m3/m3。

地層水:根據地層水礦化度及離子含量配置實驗用地層水，水型為CaCl2型，pH值為5.64，總礦化度為158 842 mg/L，K+、Na+離子含量為55 490 mg/L，和的離子含量分別為5 126、844、0、92、96 264、1 026 mg/L。

巖心:所用巖心均采用密閉取心方式獲得，并直接冷凍封存;實驗測得巖心樣品基本參數見表1。

表1 實驗所用巖心基本參數表

1.2 實驗條件

采用非穩態法測定油水相對滲透率曲線，實驗在地層溫度(50℃)下進行，模擬原始地層條件下有效覆壓23.5 MPa，驅替速度均為0.6 mL/min。

1.3 實驗裝置

采用美國產CFS-100多功能驅替裝置，該驅替裝置由高壓巖心加持器、CFS主泵、精密壓力傳感器、恒溫箱、計量裝置及油水分離器等組成(圖1)。

圖1 CFS-100多功能驅替裝置圖

1.4 實驗步驟及關鍵點

非穩態法測定冷凍與常規巖心相對滲透率實驗分以下8個步驟:①將浸泡在原油中的冷凍巖心裝入巖心夾持器，飽和油10 PV，隨后放入原油中老化240 h。②老化后再次裝入巖心夾持器測定油相滲透率。③在實驗條件下進行水驅油，驅替至含水達到或接近99%，保持穩定后測定殘余油飽和度下的水相滲透率，并記錄實驗數據。④利用油水分離器對計量裝置中的油水進行分離，并對所記錄數據進行修正。⑤對巖心進行清洗、烘干，測定基本參數，開始常規巖心相對滲透率實驗。⑥抽真空，將巖心飽和地層水后裝入巖心夾持器，過地層水待穩定后，測定巖心常溫常壓下水相滲透率。⑦飽和油3 PV左右，驅替排除三相流動干擾，達到0.6 mL/min;飽和油10 PV，驅替至不出水，測定油相滲透率。⑧重復步驟①～④。

實驗過程中有以下5個關鍵點:①通過洗巖心的方法測定殘余油飽和度(比以往通過驅油量計算的結果更精確);②在水驅油或者飽和油之前，要打開六通閥來放空一會，以排除油、水膨脹對死體積的影響，使測定的死體積更精確;③隨圍壓的增加，巖心滲透率減小，所以測定過程中要嚴格按照儲層壓力狀態并將其換算成擬三軸條件下的壓力，據此設定圍限壓力，減小測試誤差;④巖心飽和油后，采取動態切換進行水驅，且切換前保持兩中間容器壓力平衡;⑤在計算相滲曲線時，需要擬合多個函數，以往都是根據經驗公式擬合，本次通過相關系數很高的軟件Curve Expert 1.3來擬合。

2 實驗結果與分析

2.1 冷凍巖心、常規巖心相滲實驗結果對比

通過J.B.N方法［3］對冷凍巖心和常規巖心的水驅油實驗數據進行處理，再結合Boatman經驗公式進行修正，所得實驗結果見圖2。由圖2可知:冷凍巖心束縛水飽和度平均為0.38，殘余油飽和度平均為0.31，殘余油下水相相對滲透率平均為0.29;常規巖心束縛水飽和度平均為0.38，殘余油飽和度平均為0.32，殘余油下水相相對滲透率平均為0.27;隨著含水飽和度的增加，冷凍巖心和常規巖心的油相相對滲透率初期下降均較快，到達等滲點左右后下降趨勢均變緩，水相相對滲透率上升緩慢;隨著氣測滲透率的增加2種巖心的束縛水飽和度和殘余油飽和度均減小，等滲點越高，等滲點對應的含水飽和度越小，殘余油下的水相相對滲透率越大，兩相滲流區越寬;冷凍巖心的殘余油飽和度下的水相相對滲透率高于常規巖心，冷凍巖心等滲點對應的含水飽和度比常規巖心等滲點對應的含水飽和度小，冷凍巖心的相滲曲線相對于常規巖心左移，兩相滲流區變窄。

圖2 冷凍與常規巖心相對滲透率對比圖

冷凍巖心與常規巖心的水驅油效率與注入體積關系曲線見圖3。由圖3可知，2種巖心中原油的采出主要是在注水開發的早期，并且無水采收率均較高，在27%～50%之間;冷凍巖心的驅油效率普遍高于常規巖心的驅油效率。

圖3 冷凍與常規巖心水驅油效率與注入體積關系曲線對比

冷凍巖心與常規巖心的含水率與驅油效率關系曲線見圖4。由圖4可知，對于同一巖心，冷凍巖心無水采收率和最終采收率都高于常規巖心;隨著巖心滲透率的增加，兩種巖心的無水采收率整體呈增加趨勢。

圖4 冷凍與常規巖心含水率與水驅油效率關系曲線對比

冷凍巖心與常規巖心的含水率與注入體積關系曲線見圖5。由圖5可知，常規巖心含水率的變化快于冷凍巖心，在同樣的注入體積下常規巖心的含水率高于冷凍巖心;說明常規巖心見水時間普遍早于冷凍巖心，且含水率上升較快。常規巖心和冷凍巖心的含水率隨注入體積的變化趨勢基本相同，當出口端見水后，含水率迅速上升，注入體積小于2 PV時，含水率已經達到90%以上。

圖5 冷凍與常規巖心含水率與注入體積關系曲線對比

2.2 影響因素分析

由冷凍巖心得到的相對滲透率曲線上等滲點所對應的含水飽和度值要低于由常規巖心得到的值，而這個值是反映巖石潤濕性的，這說明巖心在經過洗油處理后巖石的潤濕性發生了變化。

由冷凍巖心得到的剩余油飽和度值要比由常規巖心得到的值小，這是因為常規巖心是經過洗油處理的，在進行洗油時大量的固體顆粒被沖刷掉，形成了一定的孔隙空間，造成孔隙內表面增大，死油區也相對增大，因此冷凍巖心水驅后留下的剩余油較常規巖心水驅后留下的剩余油少。

冷凍巖心得到的水相相對滲透率值比由常規巖心得到的值高，這基本反映了實際情況，實際注水開發中，為了提高水驅油波及效率，往往對注水井某一方向進行增注，水慢慢向井底推進，含水飽和度變高，水相相對滲透率增大。

冷凍巖心兩相共滲區的范圍比常規巖心所測的范圍要大，這說明地層中同時存在兩相流體時，兩相流體的流動阻力比較大，因為冷凍巖心所代表的實際地層的非均質性比常規巖心所代表的地層要嚴重，冷凍巖心中喉道等低孔部分使流體不易流動，有的小孔道還會造成流體不連續［4］。

綜上所述，冷凍巖心能更好地反映油藏的實際情況，所得到的相滲曲線相比常規巖心具有更重要的現實意義，因此建議在經濟條件、距離條件允許的范圍內優先考慮用冷凍巖心進行油水相對滲透率測定。

3 結論

(1)冷凍與常規巖心相滲曲線對比結果表明，冷凍巖心殘余油飽和度下的水相滲透率高于常規巖心殘余油飽和度下的水相滲透率，冷凍巖心等滲點對應的含水飽和度比常規巖心等滲點對應含水飽和度小;冷凍巖心的驅油效率普遍高于常規巖心的驅油效率;冷凍巖心無水采收率和最終采收率也都高于常規巖心的無水采收率和最終采收率，但常規巖心含水率的變化快于冷凍巖心。

(2)冷凍與常規巖心相滲實驗結果對比分析表明，冷凍巖心經過洗油處理后其巖石潤濕性發生了變化，洗油時大量固體顆粒被洗出，增大了孔隙內表面，所得到的剩余油飽和度值比由冷凍巖心得到的值大，因此冷凍巖心得到的相對滲透率曲線較真實地反映了地下油水相對滲透率變化規律，建議在以后進行油水相對滲透率實驗研究時，如果在經濟條件、距離條件允許范圍內應優先考慮用冷凍巖心進行油水相對滲透率測定。

［1］趙富貞，曾翔敏，陳新華．冷凍工藝對巖心物性參數的影響及其校正［J］．新疆石油地質，1997，18(4):389-391．

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

［3］油氣田開發專業標準化委員會．SY/T 5345-1999．油水相對滲透率測定［S］．北京:國家石油和化學工業局．

［4］鹿克峰，徐振中，馮景林．一種定量表征油水過渡區飽和度分布的實用方法［J］．中國海上油氣，2011，23(6):387-390．

An experimental comparison of oil-water relative permeability between frozen and conventional cores

Li Wuguang1Yang Shenglai1Li Fang2Sun Xiaoxu1Li Fangfang1Liao Changlin1Wang Xin1
(1．MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing，102249; 2．Oilfield Geological Research Institute，No.2 Oil Production Plant of XinJiang Oilfield Company，Xinjiang，834000)

A laboratory unsteady-state method was used to research oil-water relative permeability for frozen cores under the approximate conditions of oil reservoirs，and the results were compared with those for the conventional cores．According to this comparison，if the water saturation is fixed，the water-phase permeability of frozen cores will be higher than that of conventional cores，and the conventional cores will generally be earlier in water breakthrough and faster in water-cut increase than the frozen cores，with the frozen cores being higher in the water-free oil recovery and the ultimate oil recovery than the conventional cores．The wettability of frozen cores will change after oil washing，and their remaining oil saturation will somewhat increase due to expanding internal pore surface by the remove of solid particles during oil washing．So it is suggested that the frozen cores should be used to determine oil-water relative permeability in the range of allowable conditions．

frozen core;conventional core;relative permeability;water cut;water-free oil recovery;ultimate oil recovery;wettability;remaining oil saturation

2011-08-23改回日期:2011-09-30

(編輯:楊濱)

*國家自然科學基金項目“超深層油氣藏巖石物性垂向分布規律及滲流特征研究(編號:50874114)”部分研究成果。

李武廣，男，現為中國石油大學(北京)油氣田開發工程專業博士研究生。地址:北京市昌平區府學路18號中國石油大學(北京)石油工程學院(郵編:102249)。E-mail:liwuguangcup@163．com。