底水稠油油藏穩態法油水相滲實驗方法探索

趙 軍，左清泉，張潤芳，鄭繼龍，陳 平，胡 雪

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2.海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100027）

海上稠油油藏儲量巨大，據統計目前已開發油田中稠油油藏儲量占80 %。大部分稠油油藏以高孔、高滲儲層為主，其儲層具有原油黏度高，非均質性比較嚴重，并伴隨著邊底水特征。以海上某底水稠油油藏為例，儲層平均孔隙度28 %，平均滲透率3 000 mD，地層原油黏度分布范圍為50 mPa·s～400 mPa·s，并采用天然能量開發，因此生產特征為含水上升快、采出程度低，開發主要階段為特高含水期。為了更好的研究底水稠油油藏開發特點和規律，需要開展相滲實驗研究，為后期開發調整和方案預測提供實驗數據支持。

相對滲透率曲線是在油水流動過程中相互作用的反映，是研究儲層中油水滲流的基礎，也是油田動態開發和數值模擬等方面研究的重要參數。國內外學者對于相滲研究主要集中在相滲數據處理方法的優化及影響相滲規律的影響因素等方面[1-6]，對于實驗方法的研究比較少。目前稠油油藏相滲實驗方法主要采用非穩態法，該方法操作簡便、用時較短，但該方法計算上比較復雜，而且存在不嚴密的假設，解釋上帶來很多不可靠性[5-8]。而穩態法可在比較寬的飽和度范圍內測定相對滲透率，測定結果精確度高，具有較高的可靠性。

根據美國巖心公司提出的結論，當非潤濕相流體黏度大于17 mPa·s 后，穩態法與非穩態法結果差異不大[9-12]，該結論是在低孔、低滲儲層的條件下開展的規律研究[13]，對于海上高孔、高滲、高黏儲層此規律是否適用，相關研究較少，因此針對海上此類油藏某底水稠油區塊開展相滲規律研究。本文采用穩態法測定不同油水黏度比下油-水相對滲透率曲線，并與非穩態法實驗結果相互對比，驗證相滲實驗結果的可靠性。

1 實驗條件

為獲取較為真實的油藏儲層巖石中的滲流數據，實驗采用海上某稠油油藏直徑為2.5 cm 天然巖心，實驗用水為油田產出水，實驗用油為地層原油，50 ℃下原油黏度和密度分別為528 mPa·s，0.897 g/cm3。為了更好地模擬地層條件下原油滲流特征，采用煤油與稠油混合方式獲得，配制后地層模擬油黏度分別為30 mPa·s和130 mPa·s。實驗通過巖心滲流模擬實驗裝置（見圖1）開展實驗，設備主要包括注入泵、壓差傳感器、巖心夾持器、中間容器、油水計量裝置等。

圖1 巖心滲流模擬實驗流程圖

2 實驗方法

相對滲透率曲線的測定主要方法是穩態法和非穩態法，穩態法可在比較寬的飽和度范圍內測定相對滲透率，應用范圍較廣，同時實驗過程中由于達到了毛管力平衡，計算基于達西定律，因此測定結果精確度高[14，15]。同時本次采用天然巖心開展相滲研究，其實驗結果對該類油藏的開發具有重要意義。

實驗方法及標準參照石油行業標準SY/T 5345-2007《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》。

2.1 模擬稠油油藏實驗方法的優化

實驗過程中依據行業標準方法將油、水按照設定體積比例（見表1）注入，記錄相關實驗數據，將實驗結果進行計算，形成相滲曲線（見圖2）。

表1 行業標準中油水體積比例

圖2 行業標準方法測得的穩態相滲實驗曲線

通過測得的相滲曲線可以看出，油、水兩條曲線沒有相交，無法實現油水共滲情況。這是由于稠油油藏的原油黏度高，油水流度比大，現有行業標準的油水注入比例無法滿足該實驗要求，為了更好的達到實驗效果，考慮穩態法稠油相滲與普通相滲存在差異性，對實驗方法進行優化。通過多次探索研究，在原有實驗方法基礎上，對注入油水比例進行了擴展，其油水注入比例（見表2），將優化后實驗測量結果進行計算，形成穩態相滲曲線（見圖3）。

表2 優化后的稠油穩態相滲實驗注入油水比

圖3 優化后的穩態相滲實驗曲線

通過圖3 可以看出，將實驗方法進行優化后，得出來的相滲曲線實現油、水曲線相交，形成共滲點，滿足相滲曲線測量的要求。

2.2 模擬底水油藏長期水驅沖刷實驗研究

底水稠油油藏生產主要階段為特高含水期，該階段主流線區域內孔隙體積沖刷倍數高達上千倍，因此基于優化后的穩態相滲實驗方法，完成巖心油水相對滲透率曲線測試后，為模擬底水長期水驅沖刷后儲層情況，將巖心注入500 倍孔隙體積模擬水，將連續沖刷后巖心重新進行飽和實驗，從而測得500 倍孔隙體積沖刷下的油水相滲曲線，按照上述方法將巖心再注入2 000 倍孔隙體積模擬水，再次進行穩態相滲測試，最終測得原始條件、500 倍孔隙體積和2 000 倍孔隙體積沖刷條件下相滲曲線。

3 實驗結果分析

巖心測試結果（見表3、表4），由于穩態法稠油相滲實驗目前國內研究比較少，為了確定相滲曲線的可靠性，采用非穩態法相滲實驗進行驗證（見圖4）。通過圖4 可以看出，兩種方法曲線形態基本一致，從而確定了該方法的可靠性。基于該實驗方法，模擬底水油藏長期水驅條件，開展不同滲透率、模擬油黏度的相滲規律研究（見表5、圖5）。

表3 巖心測試結果表

表4 1#巖心相滲實驗數據

通過表5 和圖5 總結稠油油藏相滲規律如下：

（1）三組實驗油水相滲曲線呈水相凸型，油水相滲曲線殘余油飽和度下的水相相對滲透率總體偏低，這是因為巖心表現為親水性，注入的地層水更易占據滲流孔道，并且有利于注入水相對滲透率的增加。

（2）油相相對滲透率下降快，反映在不同滲透率大小巖心相滲測試中，因為水相占據主要滲流通道，加之模擬油黏度較大，造成油相相對滲透率下降快速。

圖4 穩態法與非穩態法相滲曲線對比

圖5 1#、2#、3# 巖心不同驅替倍數下的相滲曲線

（3）共滲點低，原因是模擬油黏度大導致滲流阻力增大，而注入的地層水在巖心孔道驅替能力有限，殘余油飽和度高，分散油滴越多滯留在孔隙中形成較大滲流阻力，造成油水共滲點偏低。

（4）通過1#巖心不同驅替倍數條件下可以看出，隨著驅替倍數增加束縛水飽和度由27.5 %上升至2 000 PV 的35.8 %，束縛水飽和度逐漸增加；而殘余油飽和度由28.0 %下降至18.0 %，殘余油飽和度逐漸降低。2#巖心和3#巖心總體趨勢與1#巖心相同，即隨著驅替倍數增加，束縛水飽和度逐漸增加、殘余油飽和度逐漸降低，同時根據實驗數據計算驅油效率有所提升。實驗認為隨著水驅倍數增加，可以一定程度進一步提高驅油效率。

（5）通過滲流曲線可以看出，油藏滲透率、流體黏度對相滲曲線形態及特征值影響較大。隨著驅替倍數增加，相滲曲線共滲點逐漸右移。

4 結論

（1）通過實驗方法優化，建立穩態法稠油相滲實驗方法，并采用非穩態法相滲實驗進行對比，驗證了該方法的可靠性。

（2）模擬底水稠油油藏條件，通過開展不同滲透率、模擬油黏度的相滲規律研究。認為油藏滲透率、流體黏度對相滲曲線形態及特征值影響較大；油水相滲曲線殘余油飽和度下的水相相對滲透率總體偏低，油相相對滲透率下降快，共滲點低。

（3）模擬長期水驅沖刷實驗研究，認為隨著驅替倍數增加，相滲曲線共滲點逐漸右移，束縛水飽和度逐漸增加、殘余油飽和度逐漸降低，驅油效率有所提升且隨著水驅倍數增加，可進一步提高驅油效率。