一种改进的油水相渗实验末端效应校正方法*

雷 霄 查玉强 姜 平 张乔良 李凤颖

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

一种改进的油水相渗实验末端效应校正方法*

雷 霄 查玉强 姜 平 张乔良 李凤颖

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

雷霄，查玉强，姜平，等.一种改进的油水相渗实验末端效应校正方法[J].中国海上油气，2016,28(5)：49-53.

Lei Xiao，Zha Yuqiang，Jiang Ping,et al.An improved correction method for end-effect in oil-water relative permeability experiment[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):49-53.

油水相对渗透率测试过程中，岩心出口端的末端效应影响岩心中流体饱和度的分布，对实验结果产生较大的影响。从末端效应形成机理出发，对南海珠江口盆地文昌A油田ZJ1-4M油组岩心油水相渗实验中末端效应进行了研究，提出了改进的相渗曲线校正方法，并据此对油藏早期相渗曲线的形态和饱和度端点进行了校正，提高了油水相渗曲线的精度，得到了更准确的驱油效率。通过开展文昌A油田ZJ1-4M油组岩心末端效应校正实验，并将校正后的油水相渗曲线应用于油藏数值模拟研究中，明确了末端效应对该油藏剩余油分布的影响，为油田开展调整挖潜奠定了基础。

油水相对渗透率；末端效应；校正实验；油藏数值模拟；剩余油；驱油效率；文昌A油田

文昌A油田位于珠江口盆地珠三坳陷琼海凸起中部，主力油藏中新统珠江组一段ZJ1-4M油组为水驱海相砂岩油藏，属高孔高渗储层，天然边水能量充足。目前ZJ1-4M油组油藏采出程度53%，综合含水87%，处于开发后期高含水阶段。文昌A油田早期开展岩心油水相对渗透率曲线测试时均使用单块岩心法，实验过程中未考虑消除末端效应，因此测试得到的油水相对渗透率曲线存在一定的偏差，使得对油田驱油效率及开发潜力的认识不准确。本文对油水相对渗透率曲线测试过程中末端效应的形成机理、影响大小和校正方法等进行研究，以提高文昌A油田油水相对渗透率曲线的精度，得到相对更准确的驱油效率值，为开展油藏数值模拟研究提供更加可靠的基础数据。

1 方法原理

1.1 末端效应基本原理

油水两相在亲水性岩心中渗流过程中，水相到达出口端时由于多孔介质突然消失，毛管孔道突然失去连续性，使得弯液面发生反转，毛管压力指向入口端而成为水驱油的阻力(图1),水相在出口端出现滞后现象，导致出口端含水饱和度局部增高。这种油水两相流动在多孔介质出口端出现的毛管力效应就是末端效应[1-5]。

图1 岩心末端效应示意图

研究表明，油水相渗实验必须考虑末端效应对实验结果产生的影响，出口端出现末端效应后岩心中流体饱和度剖面的分布将遵从以下的末端效应边界方程[6]：

(1)

其中

(2)

利用式(1)可以计算出考虑末端效应的亲水性岩心中的饱和度剖面，以判断末端效应对饱和度分布的影响范围和程度。国内外大量的研究成果[6-10]表明，对于亲水性岩心，通过提高驱替流速可以起到克服端面毛管压力、减小末端效应的作用，但会增大入口端效应；通过间断性驱替方式可以使油水在出口端重新分布，减小末端效应；利用三段岩心法进行实验，也可以减小末端效应。

1.2 改进的相渗曲线校正方法

Qadeer[10]通过大量的实验研究及统计，提出了针对末端效应的油水相对渗透率曲线校正公式(式(3)～(5))，其思路是先求出末端效应无因次比，再进一步求得相对渗透率的校正系数。其中,无因次比为

(3)

Kro校正为

Krw校正为

但以上公式仅是对相渗曲线形态进行校正，不能对端点进行校正。本文在以上公式基础上提出了利用水相分流量方程确定校正后相渗曲线的饱和度端点的方法，其思路是先通过拟合形态校正后的相渗曲线，得到校正末端效应后的相渗曲线参数a和b，再根据水相分流量方程对残余油饱和度端点进行重新标定，而束缚水饱和度端点保持不变，从而对油水相对渗透率曲线的形态和端点进行完整校正，形成了一套针对末端效应的油水相对渗透率曲线校正公式。

根据相渗曲线的定义，油水两相相对渗透率和饱和度符合:

(6)

形态校正后的相渗曲线参数a和b可以通过以下线性关系式拟合得到:

(7)

在不考虑重力和毛细管力影响的条件下，含水率可以表示为

(8)

将式(7)代入式(8)，得

(9)

由式(9)得残余油饱和度端点标定方法为

(10)

式(10)中的fw(end)为相渗曲线的极限含水，可利用未经校正时的相渗曲线并由式(9)求得，即

(11)

而束缚水饱和度端点保持不变，即

(Swi)true=Swi

(12)

2 文昌A油田相渗曲线末端效应校正实验

2.1 末端效应对相渗曲线的影响

2.1.1 实验条件

测试条件为地层温度87 ℃；所用油为模拟油，黏度0.83 mPa·s；所用地层水取自高含水采油井，黏度0.52 mPa·s，矿化度32 932mg/L;所用岩心取自文昌A油田A3P1井ZJ2-4M油组同一深度点钻取的3块平行样岩心A、B和C，经打磨、清洗、烘干后对岩心的基本物性参数进行了测试，孔隙度分别为31.25%、31.11%和31.30%，渗透率分别为115、112和118 mD，物性相近。

2.1.2 实验内容

为了明确提高驱替流速及三段岩心法在减小末端效应中的作用，分别开展了3组油水相对渗透率曲线测试。为减小末端效应，使所得相对渗透率曲线能代表油层内油水渗流特征，驱替速度应该满足[1-2]:

Lμwvw≥1

(13)

根据式(13)计算得克服末端效应的驱替速度应大于等于1.2mL/min，为此制定了如下实验方案：第1组实验是利用岩心A的单岩心法，低流速驱替(驱替流速0.8mL/min)；第2组实验是利用岩心B的单岩心法，高流速驱替(驱替流速1.3mL/min)；第3组实验是利用岩心A、B和C组成三段岩心法，高流速驱替(驱替流速1.3mL/min)。

2.1.3 实验结果

如表1、图2所示，从第1组到第3组实验，得到的油水相对渗透率曲线的水相渗透率和油相渗透率逐渐抬高，残余油饱和度端点逐渐向右移动，计算得到的驱油效率值逐渐增大。可见，末端效应的存在使得测试得到的油水相对渗透率更低、驱油效率更小，而提高驱替流速和三段岩心法可以较好地减小末端效应。

表1 文昌A油田ZJ1-4M油组岩心末端效应实验参数

图2 文昌A油田ZJ1-4M油组岩心末端效应实验油水相渗曲线对比

为了进一步探究末端效应对于岩心饱和度分布的影响，利用末端效应边界方程(式(1))分别对第1组和第3组实验水驱后的饱和度剖面进行了计算，结果见图3。从图3可以看出，受末端效应的影响，第1组实验的单块岩心A在距出口端3 cm范围内含水饱和度急剧上升，而利用三段岩心法开展的第3组实验在出口端含水饱和度变化不大；在入口端附近，第1组实验的含水饱和度比第3组更低，驱替至残余油饱和度时，第1组实验平均含水饱和度为69.3%，而第3组实验平均含水饱和度为70.9%。由此可见，末端效应使得岩心测试残余油饱和度偏高、水驱油效率更低，为了得到准确可靠的油水相对渗透率曲线，就必须对存在末端效应的相渗曲线进行校正。

图3 文昌A油田ZJ1-4M油组岩心末端效应实验含水饱和度剖面对比

2.2 相渗曲线末端效应校正效果

文昌A油田在1999年开展了ZJ1-4M油组短岩心的油水相对渗透率曲线实验(单块岩心法)，岩心取自油藏中深，长度7 cm，渗透率256 mD，得到了该油组的油水相对渗透率曲线(图4)，计算驱油效率为65.4%。利用本文提出的改进的相渗曲线校正方法对该测试结果进行校正，计算得岩心末端效应无因次比RD为15.6，油相和水相的相对渗透率校正系数分别为0.82和0.79，校正后的水相渗透率曲线和油相渗透率曲线均有所抬高，残余油饱和度端点由82%提高到84%，计算驱油效率也由65.4%提高到68.7%。校正后的相渗曲线在形态和驱油效率上均有所变化，且整体上变化规律与末端效应影响实验研究成果基本一致。通过末端效应校正，提高了文昌A油田ZJ1-4M油组油水相对渗透率曲线的精度，为油田开展调整挖潜研究提供了更加准确的实验基础资料，对生产过程中完井方式优化、生产制度优化及增产措施优选提供了依据。

图4 文昌A油田ZJ1-4M油组岩心油水相渗曲线末端效应校正效果

2.3 在油藏数值模拟中的应用

油水相渗曲线是数值模拟研究中至关重要的基础数据，决定了数值模拟中油水渗流规律和驱油效率。为了研究末端效应对开发潜力的影响，开展了油水相渗曲线末端效应校正前后的数值模拟对比研究，将校正后的文昌A油田ZJ1-4M油组油水相对渗透率曲线应用于油藏数值模拟研究中，建立了新的数值模拟模型。通过对比校正前后的目前该油藏剩余储量丰度图(图5)，可以看出，油水相对渗透率曲线末端效应校正后，相渗曲线整体抬高，油藏有效渗透率增加，水驱油能力变好；校正后的相渗曲线驱油效率增加，油藏水驱油效果变好，最终使得数值模拟中油藏高部位目前剩余油更加富集。因此可见，末端效应对数值模拟剩余油分布和开发潜力的认识有着较大的影响。

图5 文昌A油田ZJ1-4M油组油水相渗曲线末端效应校正前后油藏数值模拟剩余储量丰度对比

3 结论

在传统的相渗曲线校正方法的基础上，引入了水相分流量方程，利用改进的校正方法对相渗曲线形态和饱和度端点进行了校正。并开展了文昌A油田ZJ1-4M油组岩心末端效应校正实验及其在油藏数值模拟中的应用，研究成果为油田调整挖潜提供了更加准确的实验基础资料，对生产过程中完井方式优化、生产制度优化及增产措施优选提供了依据。

符号说明

L—岩心长度，cm；

vw—驱替速度，cm/min；

A—岩心横截面积，cm2；

r—岩心半径，cm；

qo、qw—油相和水相的流速，cm3/s；

μo、μw—油相和水相的黏度，mPa·s；

ko、kw—油相和水相的有效渗透率，mD；

Kro、Krw—末端效应校正前油相和水相的相对渗透率；

(Kro)true，(Krw)true—末端效应校正后油相和水相的相对渗透率；

Swi、Sor—末端效应校正前束缚水含水饱和度和残余油含水饱和度；

(Swi)true，(Sor)true—末端效应校正后束缚水含水饱和度和残余油含水饱和度；

a′、b′—末端效应校正前相渗曲线参数；

a、b—末端效应校正后相渗曲线参数；

fw(end)—极限含水率；

pc—毛管压力，MPa；

σ—界面张力，mN/m；

θ—润湿角，(°)；

RD—末端效应无因次比。

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(编辑：张喜林)

An improved correction method for end-effect in oil-water relative permeability experiment

Lei Xiao Zha Yuqiang Jiang Ping Zhang Qiaoliang Li Fengying

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

In oil-water relative permeability experiments, the core end-effect influences fluid saturation distribution in the cores and the experimental results. Based on the formation mechanism of end-effect, the end-effect in oil-water relative permeability experiments of Wenchang A oilfield in Pearl River Mouth basin is studied and a new method to correct oil-water relative permeability curve is put forward, based on which the relative permeability curve shape and end-point saturation are improved, thus enhancing the precision of oil-water relative permeability curve and getting a more accurate oil displacement efficiency. By applying the corrected oil-water relative permeability curve of Wenchang A oilfield on the reservoir numerical simulation, the effect of end-effect on the residual oil is clarified, which can provide a foundation for the oilfield adjustment.

oil-water relative permeability; end-effect; calibration experiment; reservoir numerical simulation; residual oil; oil displacement efficiency; Wenchang A oilfield

*中海石油(中国)有限公司综合科研项目“南海西部海域水淹层动态评价技术及开发潜力研究(编号：YXKY-2014-ZJ-01)”部分研究成果。

雷霄，男，教授级高级工程师，主要从事油气田开发方面的研究工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱南海西部石油研究院(邮编：524057)。电话：0759-3900550。E-mail：leix@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)05-0049-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.05.008

TE311

A

2016-02-03 改回日期：2016-05-31