温度对特低渗油藏油水相对渗透率的影响

王苛宇 ，蒲万芬 ，申哲娜 ，胡静

（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川 江油 621700）

0 引言

人们对中、高渗储层岩样相渗曲线的研究较多，而对特低渗油藏相渗曲线，尤其是关于温度对其相渗曲线特征值的影响研究较少。在影响相渗曲线的诸多因素中，温度的影响是最具争议的［1-5］。

历年来，人们对温度是否会影响储层相对渗透率和残余油饱和度的看法不一，对不同温度下水驱油效率的认识也不尽相同。近年来，国内各油田相继开展了相对渗透率实验研究，特别是在低渗油田水驱油相对渗透率研究方面，张玄奇等［6-13］相继报道了用非稳态法所测低渗油藏相渗曲线的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，特低渗油藏的开发问题被提上日程［14-16］。因此，研究特低渗油藏岩心相渗曲线的特征及其变化规律，具有重要的理论意义和应用价值。

1 岩心流动实验设计

1.1 装置及材料

实验装置由多功能岩心驱替装置、ES-V型恒压恒速泵、油水计量器、电子天平、压力传感器、秒表、回压阀等组成；实验用油为地面脱气原油，实验前对其进行脱水及过滤处理，40℃下的原油黏度为7.7 mPa·s；实验用水为地层水，矿化度为113 g/L；实验岩心为1块中渗岩心（L17）及取自同一口井、同一层段的3块渗透率相近的特低渗标准岩心（Y7，Y16，Y19），岩心基础数据见表1。

表1 实验岩心基础数据

1.2 实验步骤

实验前，检查仪器，确保仪器误差在允许范围内；清洗管线，确保管线内无堵塞；连接实验装置，加压10 MPa，5 h内系统不漏为合格。实验步骤具体如下：

1）将岩心洗油、烘干、抽真空、称干重后，用实验用水充分饱和，称湿重，计算岩心的孔隙体积和孔隙度。

2）连接设备，在设定实验温度下测定岩心的水相绝对渗透率，连续测定3次，相对误差小于3%。

3）以恒定注入速度饱和原油，直到两端的压差保持稳定。在实验温度下老化3 d，以模拟岩心的原始润湿性，建立束缚水饱和度和原始含油饱和度，并测定束缚水饱和度下的油相有效渗透率，连续测定3次，相对误差小于3%。

4）进行水驱油，检测出液端的出液及压力变化情况，并准确记录见水时间、见水时的累计产油量、岩样两端的压差、出液端的累计产油量和产液量。见水初期加密记录，产油量下降时，可依据下降情况适当延长记录时间间隔，驱替至累计注入量为30 PV或含水率达99.95%时实验结束。

2 实验结果与分析

2.1 不同渗透率岩心相渗曲线对比

在相同的实验条件（实验用油、水以及测试仪器和40℃温度）下，测定Y7，L17号岩心的相渗曲线（见图1）。2个岩心的相渗曲线特征值见表2。

表2 不同渗透率岩心相渗曲线特征值

由图1和表2可以看出：在相同的测试条件下，Y7号特低渗岩心的相渗曲线相对L17号中渗岩心左移；随含水饱和度增加，Y7号岩心的油相相对渗透率降低较快，而水相相对渗透率上升较慢；在残余油饱和度端点，Y7号岩心的水相相对渗透率仅为0.065，而L17号岩心的水相相对渗透率为0.593；相比L17号岩心，Y7号岩心的束缚水饱和度较高，等渗点饱和度左移，残余油饱和度较高，水驱最终采收率降低了近20百分点。

分析认为：对于特低渗岩心，由于其孔隙度较小，实验特征表现为亲水状态，随着含水饱和度的增加，油相失去连续性而呈液滴状存在于较大的孔隙中，阻碍了水相的流动；Y7号特低渗岩心的渗透率很低，油水两相流体在流动中的相互干扰更加严重，从而导致其相对渗透率的降低愈发明显；岩心的渗透率和孔隙度越大，则孔隙通道越大、孔隙表面积越小，液体流动的阻力也越小，Y7号特低渗岩心的比面大，吸附在岩石颗粒表面上的束缚水多，加之无效孔隙多，使其束缚水饱和度较高。

2.2 温度对特低渗岩心相渗曲线的影响

在 40，80，100 ℃条件下， 分别测定 Y7，Y16，Y19号特低渗岩心的相渗曲线（见图2），得出各岩心的相渗曲线特征值（见表3）。由图2和表3可以看出，随温度升高，特低渗岩心的微观孔隙结构有所变化，其润湿性和油水黏度比会相应改变，导致相渗曲线的各项特征值也随之发生改变。

表3 特低渗岩心相渗曲线特征值

1）束缚水饱和度随温度升高呈增大趋势。分析认为：温度对岩石的润湿性有较大的影响，随温度升高，亲油岩石表面吸附的极性物质在高温下解吸，大量水转而吸附于岩石表面，使原本油湿或中性油湿的岩心表面开始趋于水湿，岩石的束缚水饱和度增加；此外，由于岩心为特低渗岩心，孔喉多以细喉-特细喉、微喉为主，温度升高会使岩石骨架和颗粒膨胀，堵塞细小的流动通道，从而使无效孔隙增多，束缚水饱和度增加。

2）随温度升高，等渗点饱和度增加，等渗点右移。

3）随温度升高，残余油饱和度降低。分析认为：温度的升高使原油黏度不断降低，原油的流动能力得到改善，从而使水驱油效率增加，残余油饱和度降低；如前所述，温度的升高改变了岩石的润湿性，岩石由油湿转为水湿，毛细管力指向非润湿相（油），更利于驱油，从而使残余油饱和度降低。

4）随温度升高，两相共渗区范围变窄，在40，80，100℃条件下，油水共渗区间大小依次为33.19%，32.86%，26.40%。

5）在等渗点左侧，油相渗透率下降很快，几乎呈直线下滑；水相渗透率上升幅度较小，最终值较低。分析认为，由于特低渗岩心具有较强的敏感性，随温度升高，在岩心骨架膨胀、孔道空间减小的同时，孔道中的黏土矿物也会发生膨胀，堵塞喉道，流动阻力大大增加，从而使油相相对渗透率下降较快，而水相相对渗透率增加幅度较小。

6）随温度升高，岩心的水驱最终采收率增大。

3 结论

1）特低渗储层相渗曲线的两相流动区范围较窄，残余油饱和度条件下的水相相对渗透率总体较低，且随温度升高，束缚水饱和度增加，残余油饱和度相应降低，最终采收率增大。

2）升高温度加热油层，可以提高原油的最终采收率。这在一定程度上说明，热水驱在特低渗油藏是一种有效的驱替方式。

3）研究特低渗储层在高温条件下的相渗曲线，可以为该类油藏热采数值模拟研究提供必要参数。

4）因特低渗储层孔隙度、渗透率很低，存在一定的测量误差，须寻求更好的相渗曲线测定方法。

［1］Deghmoum A H，Tiab D，Mazouzi A.Relative permeability in dualporous media［R］.SPE 65234，2000.

［2］Jones S C，Roszerlle W O.Graphical techniques for determining relative permeability from displacement experiments［J］.Journal of Petroleum Technology，1978，30（5）：807-817.

［3］国家发展和改革委员会.SY/T 5345—2007油水相对渗透率测定［S］.北京：石油工业出版社，2007.

［4］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方法［J］.断块油气田，2007，14（1）：47-49.

［5］阮敏.低渗透油层渗流特征及对油田开发的影响［J］.特种油气藏，1998，5（3）：24-28.

［6］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.

［7］阳晓燕，杨胜来，李秀峦．稠油相对渗透率曲线影响因素分析［J］．断块油气田，2011，18（6）：58-60.

［8］吴天江，张小衡，李兵，等．低渗透砂岩润湿性对水驱和复合驱采收率的影响［J］．断块油气田，2011，18（3）：63-65.

［9］王所良，汪小宇，黄超，等．改变低渗透油藏润湿性提高采收率技术研究进展［J］．断块油气田，2012，19（4）：72-76.

［10］耿斌，胡心红．孔隙结构研究在低渗透储层有效性评价中的应用［J］．断块油气田，2011，18（2）：87-90.

［11］张学文，伊家宏.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.

［12］王玫珠，杨正明，王学武，等．大庆外围特低渗透油藏非线性渗流周期注水研究［J］．断块油气田，2012，19（3）：27-31.

［13］丁一萍，刘传喜，凡玉梅，等．低渗稠油油藏热采效果影响因素分析及水平井优化［J］．断块油气田，2011，18（4）：89-92.

［14］崔浩哲，姚光庆，周锋德.低渗透砂砾岩油层相对渗透曲线的形态及其变化特征［J］.地质科技情报，2003，22 （1）：88-91.

［15］张继成，宋考平．相对渗透率特征曲线及其应用［J］．石油学报，2007，28（4）：104-108.

［16］林玉保，刘春林，卫秀芬，等．特低渗透储层油水渗流特征研究［J］．大庆石油地质与开发，2005，24（6）：42-44．