水驱后聚驱全过程的相对渗透率曲线影响因素分析

皮彦夫,宋考平,刘 丽,王洪卫

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆 163318; 2.大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆 163001)

水驱后聚驱全过程的相对渗透率曲线影响因素分析

皮彦夫1,宋考平1,刘 丽1,王洪卫2

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆 163318; 2.大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆 163001)

选用大庆油田一类、二类储层天然岩心的平行样,水测渗透率约1.0,0.6和0.2μm2,通过大量的恒速非稳态法实验,分别测定了水驱至含水率fw为90%,94%和98%时转注聚合物溶液及后续水驱全过程的相对渗透率曲线,分析了不同渗透率、不同转注聚时机对相对渗透曲线的影响.实验结果表明:同等渗透率级别时,越早转注聚其相对渗透曲线两相区跨度越大,残余油饱和度越低;转注聚时机相同时,岩心渗透率越高,油相相对渗透率下降越缓慢,两相区跨度越宽,残余油饱和度降低.

室内实验;相对渗透曲线;非稳态法;影响因素;聚合物驱;全过程;渗透率;转注聚时机

相对渗透率曲线是描述多孔介质中多相对渗透流动态及油田开发计算和开发分析的一项重要基础资料[1-2].获得相对渗透曲线的方法很多,以室内实验测定最为常见,如稳态法、非稳态法、毛管压力法等[3],均从岩心测试中得到,低渗透油藏相对渗透曲线的测定还需考虑启动压力[4].

大庆油田聚合物驱现已大面积推广应用,而目前关于聚合物溶液驱油的相对渗透率曲线研究,仅对单纯聚驱的相对渗透曲线[5-6].而实际油田均为水驱至一定含水率才开始注聚,目前无对不同时机转注聚合物全过程的相对渗透曲线研究.为了获得符合油田实际情况的油水相对渗透率曲线,并分析渗透率与转注聚时机等主要参数对相对渗透曲线的影响从而指导油田生产,本文选取3种渗透率级别的天然岩心平行样,利用非稳态法测定了水驱后聚驱及后续水驱全过程的相对渗透率曲线.研究结果对综合分析聚驱开发效果和聚合物驱油田开发方案的编制有着重要的参考价值.

1 实验部分

1.1 实验材料

实验用的聚合物为部分水解的聚丙烯酰胺,相对分子质量为1.58×107,配成水溶液的质量浓度为1.00 g/L;实验用水为大庆油田聚驱回注污水,矿化度为6.77 g/L;实验用油为过滤后的原油和煤油配制而成的模拟油,45℃条件下黏度为8.5 m Pa·s;岩心为大庆油田葡Ⅰ组与萨Ⅱ组的天然岩心的平行样,具有可比性,水测渗透率在1.0,0.6和0.2μm2左右.

1.2 实验仪器

星达平流泵,流量精度为1%;C80压力传感器,测量误差为0.4%;SG-83-1型双联自控恒温箱;直联高速旋片式真空泵;FA 1604S型物理天平,测量精度为0.1%;玻璃油水分离器范围为0～10 m L,分度值为0.1 m L.

1.3 实验方法与数据整理

采用恒速非稳态法测定油水相对渗透率,实验过程和实验步骤严格按照非稳态法油水相对渗透率曲线测定的行业标准中的操作规程进行,用“J.B.N.”方法整理实验数据.

聚合物驱时驱替相的相黏度为聚合物的有效黏度μef,计算公式为[3]

式中:μw,μef分别为水和聚合物溶液的有效黏度,单位为m Pa·s;Rf,Rrf分别为聚合物溶液的阻力系数和残余阻力系数,无因次.

阻力系数与残余阻力系数在实验中通过分别测定平行样中的一支,进行间接测定,即测定水驱稳定压力P1、聚驱稳定压力P2、后续水驱稳定压力P3,计算公式为

1.4 实验方案

高、中、低渗3种渗透率级别的天然岩心,分别水驱至含水率为90%,94%和98%时转注质量浓度为1.00 g/L的聚合物溶液0.8倍的孔隙体积,再进行后续水驱直至不出油,测定全过程的相对渗透率曲线.具体岩心数据及实验方案见表1.

表1 实验用天然岩心参数及实验方案

2 实验结果及影响因素分析

2.1 不同渗透率岩心水驱相对渗透曲线

单纯水驱的油水相对渗透率曲线见图1.由图1可见,单纯水驱的油水相对渗透率随着渗透率的增加,在相同含水饱和度时水相对渗透率Krw逐渐升高;曲线右端点逐渐向右移动,残余油饱和度Sor逐渐降低,油水两相跨度逐渐增大.

2.2 不同渗透率的岩心全过程的相对渗透曲线

不同渗透率的岩心,水驱至fw=90%,94%和98%时,转注聚后续水驱至不出油,全过程的相对渗透曲线如图2-4所示.

图1 单纯水驱的油水相对渗透率曲线

图2 不同渗透率岩心f w=90%时转注聚的全过程相对渗透曲线

由图2可见,水驱至fw=90%时转注聚以及后续水驱,全过程的相对渗透率曲线形态与单纯水驱、单纯聚驱相比,发生了明显变化[3]:油相相对渗透率Kro在注聚后先升后降,而水相(或驱替相)相对渗透率Krw在注聚后先降后升.分析该规律出现的原因是由于聚合物分子直径远大于水分子,分子链间缠绕聚结,导致聚合物溶液黏度较高[7],渗流能力降低,所以,注聚后渗流速度减慢,这样聚合物不但能够进入岩心内的大孔道,而且能够进入水驱未波及区域,从而扩大了波及体积.从地面管道流动实验可以观察到,聚合物溶液的前端对其后边及管道边界处具有较强的“拉、拽”作用[8-10].以上两方面作用使得岩心中分散的油相不断聚集,逐渐形成新的“油墙”,使得油相对渗透流能力不断增强,表现为Kro不断增大,Krw不断减小.

可是,聚合物前缘一旦在出口端突破,“油墙”被采出,岩心中的油将更少、更分散化,即使仍有聚合物注入,油相的渗流能力也在急剧降低.而随着岩心中的聚合物溶液的增多,驱替相的渗流能力不断增加,Krw不断增大.

图3 不同渗透率岩心f w=94%时转注聚的全过程相对渗透曲线

图4 不同渗透率岩心f w=98%时转注聚的全过程相对渗透曲线

从图2-4可以看出,在转注聚时机(即含水率)一定的条件下,渗透率越高,油相相对渗透率Kro曲线上升幅度越大,曲线越向右移动,残余油饱和度Sor越低;对应的水相相对渗透率Krw下降幅度越大,最高含水饱和度时对应的水相相对渗透率低于注聚前水平或与其相当.

2.3 不同转注聚时机的全过程的相对渗透曲线

在渗透率级别相同时,不同转注聚时机下的水驱+聚驱+后续水驱的全过程相对渗透曲线如图5-7.

图5 高渗岩心不同转注聚时机的全过程相对渗透曲线

图6 中渗岩心不同转注聚时机的全过程相对渗透曲线

由图5-7可见,在渗透率级别一定的情况下,转注聚时机越早,残余油饱和度越低,两相对渗透流区域越大.分析认为,这是由于越早转注聚,岩心中含油饱和度越高,聚驱后新的“油墙”越易于形成,使更多的油处于“动”的状态,表现为油相相对渗透率Kro提高幅度大,从而使得残留在岩心中的油更少.

具体实验数据与统计结果见表2.由表2可见,渗透率越高,转注时机越早,两相区跨度越大.同等渗透率岩样转注时机越早,残余油饱和度越低.

图7 低渗岩心不同转注聚时机的全过程相对渗透曲线

表2 全过程油水相对渗透率曲线各项指标数据

3 结论

(1)水驱至不同含水率时机转注聚以及后续水驱全过程的相对渗透率曲线与单纯水驱、单纯聚驱相比,曲线形态发生明显变化,油相相对渗透率Kro在注聚后先升后降,而水相(或驱替相)相对渗透率Krw在注聚后先降后升.

(2)渗透率和转注聚时机对全过程的相对渗透曲线影响均较大.同等渗透率级别下,越早转注聚其相对渗透率曲线两相区越大,残余油饱和度越低,因此,提早注聚有利于提高最终采收率;转注聚时机一定时,岩心渗透率越高,两相区越大,残余油饱和度Sor越低.因此,普通的聚合物驱更适合于中高渗透油藏.

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Affecting factor analysis of the relative permeability curve of full term polymer flooding after water drive

PI Yan-fu1,SONG Kao-ping1,L IU Li1,WANG Hong-wei2

(1.Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery of Ministry of Education of China, Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China; 2.Oil Recovery Plant No.1,Daqing Oilfield Corp.Ltd.,Daqing 163001,China)

Considering the actual situation w hich polymer is injected w hen the water-cut of water flooding is up to a certain degree during the development of oilfields,select three kinds of rep resentative parallel natural co re samp les from first and second degree reservoirs in Daqing Oilfield, w hich water permeability are about 200,600,1 000 millidarcy,and through large of the unsteady-state method of constant injection rate;measure the relative permeability curves of the w hole p rocess of water flooding up to water-cut 90%,94%,98%,then polymer flooding,sequentwater flooding;analyze the effect of permeability and transfer time of polymer flooding to the relative permeability curves.The results show that w ith the same permeability level,the earlier transferred to polymer flooding,lead to the larger of the span of two-phase region in relative permeability curves,the low er of the residual oil saturation;w ith the same transfer time,the higher the core permeability is,the slower the oil-phase relative permeability decreases,the broader of two-phase region,the lower of the residual oil saturation.

laboratory experiment;relative permeability curve;unsteady-state method;affecting factor; polymer flooding;full term;permeability;transfer time of polymer flooding

TE357

530·11

A

1000-1832(2010)04-0087-05

2010-05-16

国家自然科学基金资助项目(50634020);黑龙江省杰出青年基金资助项目.

皮彦夫(1976—),男,硕士,主要从事提高采收率与物理模型制作研究.

(责任编辑:石绍庆)