特低渗透岩心相对渗透率实验研究

贾振岐 孙 念 吴景春 覃生高

摘要：室内实验研究表明，大庆油田扶杨油层特低渗透岩心气测渗透率越低，油水两相流动区范围越窄；残余油饱和度条件下的水相相对渗透率值总体比较低；水相相对渗透率曲线呈现凹向和凸向含水饱和度轴及反s型3种形式，这反映了特低渗透油藏水驱油过程中流体与流体、流体与介质之间相界面作用及变化诱导出流体渗流状态的多变性和复杂性。

关键词：特低渗透油藏；相对渗透率曲线；水驱油；室内实验

中图分类号：TE348文献标识码：A

前言

相对渗透率曲线是油田开发动态分析和油藏数值模拟的重要基础，曲线的质量直接决定着油田生产指标预测和数值模拟结果的可靠性。近年来，国内各油田相继开展了相对渗透率实验研究，特别在低渗透油田水驱油相对渗透率研究方面，张玄奇、张人雄等人相继报道了用非稳态法测得的低渗透油藏相对渗透率曲线的5种形态及特征，并对曲线形态异常的原因进行了探讨。随着石油工业的发展，特低渗透油藏的开发问题被提上日程。因此，研究特低渗透油藏岩心相对渗透率曲线的特征及其变化规律，具有重要的理论意义和实用价值。

1实验过程

1.1实验材料

平流泵选用XINGDA LP-05C PULSELESSPUMP；岩心选用大庆扶杨油层特低渗透岩心，岩心具体参数见表1；实验用水为朝阳沟扶杨油层产出水，经滤纸过滤；实验用油为原油与煤油配制的模拟油，粘度为10mPa·s。

1.2实验流程

(1)将岩心抽真空，然后饱和地层水，再测定孔隙体积和孔隙度。

(2)将岩心置于45~C恒温条件下预热12h以上，用模拟地层水测定岩心渗透率。

(3)将岩心饱和模拟油，计算原始含油饱和度。

(4)用大庆朝阳沟扶杨油层产出地层水进行水驱，记录不同时刻(PV数)岩心入口端的压力，岩心出口端的产液量、产油量，直到岩心出口端含水率98％以上结束。2实验结果及分析

根据实验测得的数据，总体来说，相对渗透率曲线的两相流动区范围比较窄，随着气测渗透率的降低，两相流动区范围逐渐变得更窄。残余油条件下的水相相对渗透率总体比较低(一般为0.2左右)，随着渗透率的降低，其值变得更小，图1～5分别给出S一1、S一3、c—2、c—3、c—5岩心的油水两相相对渗透率曲线。研究发现水相相对渗透率曲线形态相对含水饱和度轴呈现凹向(图2、4)和凸向(图3、5)及反S型(图1)3种形式，这与含油砂岩中所掺杂的许多泥质条带或团块的斑块状、薄层状、条带状结构及粘土矿物产状有关。分析认为，陆相沉积的细、粉砂岩储层，泥质含量比较高，其泥质组分为高岭石、蒙脱石和伊利石都属硅酸盐矿物。这些矿物的晶格构造各有不同特点。曲线形态不同体现出它们遇水膨胀，颗粒分散、运移、堆积及泥饼封隔等不同作用机理。3结论

(1)特低渗透岩心测试结果表明，油水两相流动区范围较窄，且气测渗透率越低，油水两相流动区范围越窄；残余油饱和度条件下的水相相对渗透率值总体比较低(一般为20％左右)。

(2)特低渗透岩心水相相对渗透率曲线呈现凹向和凸向含水饱和度轴及反s型3种形式，这反映了特低渗透油藏水驱油过程中流体与流体、流体与介质之间相界面作用及变化诱导出流体渗流状态的多变性和复杂性。

参考文献：

[1]张玄奇，油水相对渗透率曲线的实验测定[J]，石油钻采工艺，1994，16(5)：87—90.

[2]张人雄，李玉梅，砂砾岩油藏油水相对渗透率曲线异常形态成因探讨[J]_石油勘探与开发，1996，23(3)：79—83.

[3]李克文，罗蔓莉，王建新，JBN方法的改进及相应的计算与绘图软件[J]，石油勘探与开发，1994，2l(3)：99—105，

[4]杨小平，精确计算相对渗透率的方法[J]，石油勘探与开发，1998，25(6)：63—68.

[5]张学文，尹家宏，低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征[J]，特种油气藏，1999，6(2)：27—31.

[6]马春红，相天章，高温高压条件下相对渗透率试验流程的方法研究[J]，特种油气藏，1994，1(1)：46—48.

[7]王俊魁，水驱特征曲线与产量预测模型的联合应用[J]，新疆石油地质，2001，22(5)：426—428.

[8]俞启泰，靳红伟，关于广义水驱特征曲线[J]，石油学报，1995，19(1)：33～36.

[9]陈元千，对翁氏预测模型的推导及应用[J]，天然气工业，1996，16(2)：22～26.

[10]贾振岐，王延峰，付俊林，等，低渗低速下非达西渗流特征及影响因素[J]，大庆石油学院学报，2001，25(3)：73～76.