致密砂岩中的油气水三相渗流规律研究

田 巍，王 明， 朱维耀， 韩加芳， 聂法健

(1.中石化中原油田石油勘探开发研究院， 河南 濮阳 457001； 2.中石化中原油田博士后科研工作站, 河南 濮阳 457001； 3.北京科技大学 土木与资源工程学院， 北京 100083； 4.青岛胶南绿茵环保科技有限公司， 山东 青岛 266400)



致密砂岩中的油气水三相渗流规律研究

田 巍1，2，王 明1， 朱维耀3， 韩加芳4， 聂法健1

(1.中石化中原油田石油勘探开发研究院， 河南 濮阳 457001； 2.中石化中原油田博士后科研工作站, 河南 濮阳 457001； 3.北京科技大学 土木与资源工程学院， 北京 100083； 4.青岛胶南绿茵环保科技有限公司， 山东 青岛 266400)

为了揭示致密砂岩储层中的油气水三相渗流规律，在常规实验流程的基础上通过增设电阻率测定仪、超声波装置、高线性压差传感器等装置来精确检测水、油的含量饱和度和压差，采用稳态法并选取典型的致密储层岩心开展了室内实验研究.研究表明：致密砂岩三相相渗共渗区域范围相对较窄，各相的相渗值都较低；油、气两相的相对渗透率与油、气、水三相的饱和度均相关，而水相相对渗透率只与其自身饱和度相关，是一簇平行于含气饱和度轴的曲线，这为深入认识致密砂岩储层提供了依据，也为致密砂岩储层的高效开发提供了技术参考.

致密砂岩； 三相渗流规律； 饱和度； 相对渗透率

0 引言

致密砂岩油气资源由于其储量巨大，相关的研究越来越受到国内科研工作者的重视[1-7]，但其开发开采难度较大.吐哈盆地某油气藏即属于典型的致密砂岩凝析气藏储层，储层中存在油气水三相渗流，然而目前对致密砂岩中的油气水三相渗流规律的认识还不清楚.国内的中国石油勘探开发研究院、大庆油田研究院以及国外科研单位等对常规储层三相渗流规律开展过大量室内实验研究[8-11]，也得到了一些认识，但并未开展致密砂岩储层相关的实验研究.

由于致密砂岩特殊的物性特征，其多相渗流规律曲线测定是个较难实现的课题.国外研究者从常规储层三相渗流物理模拟中总结出的理论经验模型[12-14]，但不适于描述具有特殊物性的致密砂岩储层的多相渗流特征.因此揭示致密砂岩储层中的多相渗流特征就成为了一个亟需解决的问题，本文借助现有先进的实验手段并通过自行设计实验流程，针对典型的致密砂岩岩心并按照含气饱和度降低、含液饱和度增加的饱和变化历程开展了系统的实验研究，从而揭示致密砂岩中油气水三相渗流规律.

1 储层物性特征

本文选取的致密砂岩岩心属于吐哈盆地某致密砂岩凝析气藏储层，储层岩石是以伊利石为主的灰色中粗砂岩及巨粗砂岩，粒径分布疏密不均，胶结类型以压嵌型为主，以孔隙型、孔隙型-压嵌型为辅.储集空间类型主要为溶蚀粒内孔、剩余粒间孔及微裂缝.分选以中等为主，接触方式以线接触为主.孔隙度和渗透率平均值分别为4.415%和0.051 0×10-3μm2；常伴有裂缝发育，孔渗相关性一般.

岩心孔隙分布差别较大，孔隙半径主要分布在1～150μm之间，分布范围较大；喉道极其细小，喉道半径平均值0.477μm，分布范围较窄，平均喉道半径主要分布在0.1～0.6μm之间，主流喉道分布在0.119～0.814μm之间，平均毛管半径分布在0.119～0.384μm之间；排驱压力较高，渗透率主要受喉道控制，孔喉连通性差，最大连通喉道半径小，渗流能力差，开发难度大，属于较差的储集层.

2 实验部分

2.1 实验原理

实验采用稳态法相对渗透率测定方法，实验选用互不相溶的水、油和N2作为注入流体，在总流量不变的条件下，将气液按一定流量比例同时恒速注入岩样，当进口、出口压力及气液流量稳定时，岩样各相饱和度不再变化，此时，气液在岩样孔隙内的分布是均匀并达到稳定状态，油气水各相的有效渗透率值是常数.因此可利用测定岩样进口出口压力及气液流量，由修正后的达西公式(考虑启动压力梯度的达西公式)直接计算出岩样的各相有效渗透率及相对渗透率值，并测定油气水各相含量饱和度，改变气液注入流量比例，就可得到一系列不同含量饱和度下的相对渗透率值，采用插值计算法求取等相对渗透率点及其所对应的相应各相流体饱和度值，并由此绘制出各相的等相对渗透率曲线.

实际上，致密砂岩气藏除了凝析气藏以外在开采过程中很少出现油气水三相共渗的情况，因此，本实验模拟致密凝析气藏开采过程，即按照气体饱和度降低、液体饱和度增加的饱和度变化历程开展实验.应用电阻率测定仪测定含水饱和度，应用超声波装置测定含油饱和度.

2.2 仪器与流程

实验所用注入泵可以根据实验要求设置为恒定注入流量或恒定注入压力驱替模式，泵流量范围为0.01～50.00 mL/min(压力小于70 MPa)，流速精度为±0.3%(最大密封泄漏为0.25μL/min)；围压系统使用高精度多级柱塞驱替泵(Teledyne isco100-DX)控制；回压系统采用美国岩心公司生产的BP-100空气弹簧回压阀，并采用高精度多级柱塞驱替泵控制；压力测定采用DXD高精度数字压力传感器，在0 ℃～100 ℃条件下，测试精度为±0.04%，并采用高线性压差传感器(型号为validyne)精确采集岩心两端压力差；液体采集使用天平计量，气体计量使用皂沫流量计；含油饱和度的测定采用计算机控制超声波发生和接收控制系统，声时差检测精度为0.01μs，振幅检测精度为0.1 mv；含水饱和度测定采用电阻率测定仪；中间容器、岩心夹持器置于恒温箱中，恒温箱可调温度0 ℃～180 ℃；使用Auto-floodTM(AFS300TM)驱替评价系统进行数据采集，并完成相应数据分析.实验流程如图1所示.

1.岩心夹持器；2、3、4、5.多级柱塞泵；6、7.上下游压力传感器；8.气罐；9.压力调节阀；10.微量调节阀；11.气体质量流量计；12、13.中间容器；14.计算机控制超声波发射与接收装置；15.高线性压差传感器；16.多相流体分离器；17.回压阀；18.皂沫流量计；19.水量计量器；20.油量计量器图1 实验流程图

2.3 测定步骤

(1)将岩心经过前处理之后，在108 ℃下烘干12 h以上，测定长度、直径、干重、渗透率、孔隙度等基础数据，而后，抽真空饱和标准盐水；

(2)将岩心装填入岩心夹持器，接通仪器流程，设定净围压为3 MPa，使用煤油驱替岩心至含水100%直至渗流稳定，记录出水量，并计算束缚水下油相有效渗透率；

(3)打开氮气控制阀，逐渐升高氮气压力驱替饱和油的岩心，直至岩心不出油为止；

(4)在保持总流量0.1 mL/min不变的情况下，按照降低气的注入量、增加水和油的注入量的饱和历程，测定各组注入流量下稳定渗流下的压力，记录压差并测定各相的饱和度；

(5)在总流量不变的前提下，改变油气水的注入比例，重复过程(4)，直至含油饱和度达到最大，结束实验.

3 结果与讨论

实验岩心经前处理后，造束缚水处理，并求得束缚水下的油相渗透率，以此作为基准渗透率，实验用模拟油粘度为1.5 mPa·s，气体使用N2，实验温度为90 ℃，实验选取岩心渗透率分别为0.086×10-3μm2和0.065×10-3μm2，岩心长度15 cm左右.实验结果如图2、图3所示.

致密砂岩岩心通常具有较高的束缚水饱和度，这将直接影响三相共渗区的范围.如图2、图3所示，油、气、水的等相渗曲线都集中在三元图中心位置偏向水相饱和度为1(即水相饱和度最大点)、含油饱和度最小一侧的位置，这就是由岩心存在较高束缚水饱和度所致；油气水三相相渗共渗区域范围相对较窄，各相的相对渗透率值都较低，均低于0.1.

图2 渗透率0.086×10-3 μm2的岩心等相对渗透率曲线

图3 渗透率0.065×10-3 μm2的岩心等相对渗透率曲线

实验中发现：当气相的注入流量较大时，较小流量的油水两相根本无法注入岩心；同样地，当油水相的注入流量较大时，气体也无法注入，这与致密砂岩特殊的微观结构特征相关.气体渗流通过能力很强，且气体分子半径远远小于孔喉半径，在很小的压差下就可以流动，而油水相对气相粘度较大，需要达到一定压差才可通过.实验过程中，在气体注入量较大时，起初注入的油、水已经完全占据油水各自流通的通道，所以在一定压差范围内油水无法注入；当油水的流量较大时，此时岩心已经发生严重的液锁效应，使气相的相对渗透率降到接近于零的程度，即出现气体无法注入的状况，文献[7]在研究两相渗流中也发现了这个问题.

在图2、图3中，图(a)为油相等相渗曲线，可以看出该曲线凹向于含油饱和度为1(即含油饱和度最大)的点，而气相等相渗曲线却是凸向于含气饱和度最大的点的一簇曲线，如图(c)所示；图(b)中水相等相渗线是一组平行于含气饱和度轴的直线，在同一条等相渗线上，含气、含油饱和度的变化不会影响水相的相对渗透率.由上述分析可知，油相、气相的相对渗透率均和油、气、水三相的饱和度相关，而水相的相对渗透率仅仅与其自身饱和度相关，与油、气的饱和度无关，这一研究结果对于致密砂岩气藏的研究和开发具有重要的现实意义.在致密砂岩凝析气藏开采过程中，随着开采压力逐渐降低到临界流动压力以下，储层中出现了油气水三相共渗的情况，当储层中出现少量的凝析水时，气相和油相的相对渗透率就会受到较大影响，因此，对于凝析气藏一定要采取措施合理控制水的析出.

研究区域岩心属于水湿性岩心，注入的三相流体中，水是润湿相，油是中间润湿相，气是非润湿相.渠道流理论认为，水主要占据岩石中的小孔道和孔隙表面，气体占据大孔道，油分布在气与水之间，将气、水分开，因而可以把油气看作一相，即非润湿相，于是三相相渗就简化成润湿相与非润湿相的两相的渗流，因此水的相对渗透率就仅与自身饱和度相关.

气相的等相对渗透率曲线是一簇凸向于含气饱和度最大点的曲线，三相流体流动过程中，流体之间互相竞争占据流动空间，油气水同时进入大孔道，由于油的滞留和水饱和度的增加，导致压力的升高，压力梯度的增加会致使部分的流体进入更细微的孔道中，气体被进入不同孔道的油和水所捕集而进入油水流通的孔道，使得油水与气流之间存在干扰.因此，气体的相对渗透率会受到油、气、水三相饱和度的影响，气相被油水捕集进入各自孔道后，气相逐渐变成为不连续相，其相对渗透率就逐渐降低，气相成为了非润湿相中的一部分，气相相对渗透率随着含油饱和度越来越接近于含水饱和度的趋势而降低，当含油饱和度与含水饱和度相等时，气相相对渗透率达到最小值.

油相等相渗曲线是一簇凹向于含油饱和度最大点的曲线，油的润湿性相对于气体稍强，油在进入其流通孔道时捕集部分气体，形成贾敏效应，使得油相的流动阻力增加，而油相也会由于被水捕捉使得油相渗透率下降.因此，油相相对渗透率与油、气、水三相的饱和度都有关系，等渗线凹向于So顶点.

通过本文研究可知，对于致密砂岩凝析气藏，在生产过程中，一定要合理控制生产压差，防止压力下降过快而导致反凝析液过早析出，尤其是水相的析出，这对获得高产油气不利；油气水三相共渗区域范围较窄，油气水同产的饱和度范围较小，也会影响最终油气采收率；储层孔喉细小，液相的析出使得各相的有效渗透率都大幅降低，渗流会消耗更多的地层能量.为了使气井稳产，提高油气的采收率，要确定合理的油气田开发方案和油气井生产制度.

4 结论

(1)致密岩心三相渗流共渗区域范围较窄，而且集中分布在三元图中心靠近含水最大含油最小的一侧，各相相对渗透率值都较低;

(2)油相等相渗曲线凹向于含油饱和度最大点，气相等相渗曲线却是凸向于含气饱和度最大点，水相等相渗线是一组平行于含气饱和度轴的直线；

(3)油、气相的相对渗透率均与油、气、水三相的饱和度相关，水相相对渗透率仅与其自身饱和度相关.建议致密砂岩凝析气藏开采要合理控制生产压差，防止液相过早析出(特别是水)影响最终油气采收率.

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【责任编辑：陈 佳】

Study on the oil-gas-water three-phase seepage law for tight sandstone

TIAN Wei1，2， WANG Ming1， ZHU Wei-yao3， HAN Jia-fang4， NIE Fa-jian1

(1.Research Institute of Petroleum Exploration & Production， Zhongyuan Oilfield Company of SINOPEC， Puyang 457001， China； 2.Working Station for Postdoctoral Scientific Research, Zhongyuan Oil Field Company of SINOPEC, Puyang 457001，China； 3.School of Civil and Resources Engineering， University of Science & Technology Beijing，` Beijing 100083，China； 4.Qingdao Jiaonan Green Invest Environmental Protection Technology Co., Ltd.， Qingdao 266400， China)

In order to figure out oil-gas-water three-phase seepage law for tight sandstone reservoir，resistivity meter，ultrasonic device and high linear differential pressure sensor were added to accurately measure oil water Saturation degree and differential pressure on the basis of the general measure process，and experimental study in the lab were carried out through using steady state method and selecting typical tight sandstone core，then three phase seepage characteristics of tight sandstone reservoir was disclosed.Study shows that the seepage area of three-phase relative permeability is relatively narrow for tight sandstone,and the value of each phase relative permeability values is lower.Relative permeability of oil-phase and gas-phase are both functions of oil，gas and water three phase saturation degree.But water-phase relative permeability has nothing to do with oil-phase and gas-phase saturation degree，it is only a bunch of axis parallel to the gas saturation curve，and is merely its own saturation degree function.This provides a basis for further understanding tight sandstone reservoir，also provides experimental and theoretical guidance for the efficient development of tight sandstone reservoirs.

tight sandstone； three-phase seepage law； saturation degree； relative permeability

2016-03-25

国家973重点基础研究发展计划项目(2013CB228002)

田 巍(1981-)，男，河南太康人，助理研究员，博士，研究方向：油气田开发、三次采油技术

1000-5811(2016)05-0114-05

TE37

A