含气活油高凝油相渗曲线测定及特征

王璐，杨胜来，邢向荣，陈彦昭，孟展，钱坤

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆 克拉玛依 834000）

含气活油高凝油相渗曲线测定及特征

王璐1，杨胜来1，邢向荣2，陈彦昭1，孟展1，钱坤1

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆 克拉玛依 834000）

目前，油水相渗曲线测量实验中普遍采用脱气原油作为实验用油，无法模拟实际储层中原油含气，设计实验使用含气高凝油，通过在恒温箱中利用高压活油瓶进行转样来保持原油高温高压条件和原始含气量，利用非稳态法测量得到含气活油高凝油相对渗透率曲线，并对曲线的特征规律及其影响因素进行研究。结果表明：含气活油相渗曲线与脱气原油相比，油相相对渗透率较高，水相相对渗透率较低，残余油饱和度降低，水驱油效率增加，含水上升变慢；随着实验温度降低，油相相对渗透率降低，水相相对渗透率提高，残余油饱和度显著升高，含水上升快，驱油效率降低；储层渗透率在高温条件下对相渗曲线特征影响较小，但在析蜡温度以下时，低渗储层的残余油饱和度与束缚水饱和度都要明显高于高渗储层，水驱油效果较差，该研究实现了对高凝油油藏相渗曲线的精准刻画。

含气活油；相对渗透率曲线；高凝油；影响因素；非稳态法

0 引言

相对渗透率曲线质量直接决定油田生产指标预测及数值模拟结果的可靠性［1-2］。根据SY/T 5345—2007［3］，室内测定油水相渗曲线时通常采用精致煤油或新鲜脱气、脱水原油中加中性煤油来配置模拟油，并根据各油田实际情况选择油水黏度比［4］。但在油藏条件下，原油总会溶解一定量的气，利用脱气原油并不能很好模拟地层中的实际情况，测定的相渗曲线也会存在一定的误差。目前尚无系统全面的高凝油相渗曲线测定实验［5-6］。本文充分考虑高凝油析蜡、温度敏感与相态敏感的特点，在实验过程中首次使用含气活油作为模拟油，并完全模拟地层下的高温高压条件，实现了对高凝油油藏相渗曲线的精准刻画，并对高凝油相渗曲线特征规律及其影响因素进行了研究，为含气原油油水相渗曲线的测量提供了新方法。

1 高凝油特点

高凝油与其他油品不同，其油水相渗曲线具有随温度变化而改变的特点［7-8］。当温度高于析蜡温度时，高凝油是牛顿流体，此时油水相渗规律与常规原油相似；当温度低于析蜡温度时，蜡晶开始析出并分散在原油中，单一液态逐渐变成悬浮液，形成双相体系，黏温变化开始剧烈；当温度继续下降到反常点以下时，析出的蜡晶增多并聚集，一部分蜡晶吸附、沉积在渗流通道表面，一部分以海绵状凝胶体的形式分散在原油中，呈现出非牛顿流体的流变特征；当温度进一步下降到凝固点以下时，原油发生转相，蜡晶相互连接形成空间网络结构，成为连续相，液态烃则被隔开而成为分散相，失去其流动性，此时原油为塑性流体；这些特点，使得油水相渗规律十分复杂［9-10］。由于高凝油中的气也能够溶解蜡，使原油中蜡浓度发生变化，导致析蜡温度也随之改变，若直接采用脱气高凝油进行油水相渗测定实验将会带来较大误差。

国外在进行疏松砂岩长岩心驱替实验、凝析气藏相渗测定实验以及表面活性剂微乳相反应实验时，充分考虑了地层原油中溶解气的影响，采用含气活油作为模拟油，均取得更好的实验效果［11-13］。因此，本文采用含气高凝油进行油水相渗曲线测定，并模拟油藏的高温高压条件，研究温度、渗透率对相渗曲线特征的影响，以期对高凝油相渗规律进行准确描述。

2 高凝油油水相渗实验方法

根据非稳态法测量油-水相对渗透率的实验原理，采用Kingfisher油田高压含气原油作为实验用油进行油水相渗实验，记录见水时间、累计产油量、累计产水量和岩心两端压差，并计算油-水相对渗透率［14-15］。

2.1 实验条件

实验采用的是Kingfisher油田实际储层岩心，选取孔隙结构特征相似，低渗透率和高渗透率2个级别的岩心各3块，岩心基本参数见表1。注入水为按照该油田地层水成分分析数据配制的等矿化度标准的盐水，矿化度为8095.8mg/L。实验选取85，80，70，60，50℃5个温度点，对重复使用的岩心要进行洗油处理。实验回压保持在16.0 MPa，围压22.7 MPa。根据标准SY/T 5345—2007，驱动方式采用恒速驱动，并用非稳态法确定驱替速度，综合考虑驱替流量取0.5cm3/min。

表1 Kingfisher油田岩心参数

实验采用Kingfisher油田高压含气高凝油，析蜡点约为64℃，实验前需要对高压活油瓶中的原油进行转样。高压活油瓶具有3个接口及相应阀门：原油接口（转入或转出原油）、液压水接口 （用于控制或驱动活塞、以便转入或转出原油）、氮气接口（用于注入高压氮气，在储存及运输过程中，当室温变化时，依靠氮气的弹性能，保持油瓶内的压力）。将高压活油瓶水平放置在恒温箱内，通过液压水接口连接防水管线及压力表，再连接原油管线，并与实验室活塞容器相连，抽真空后准备倒油。将恒温箱升温到85℃，升温期间监测液压水的压力，当压力上升1 MPa时，间歇打开阀门放水，使瓶内压力保持原始数值。当温度达到85℃后，间歇打开阀门放水，使瓶内压力降低到地层压力后，稳定3 h。最后通过自动泵向液压水接口注水，轻开原油阀门，将原油推入活塞容器中。当全部原油转入活塞容器后，转样完毕，关闭所有阀门。

2.2 实验装置与流程

实验装置为SYS-Ⅲ多级高温两相驱替系统，由注入系统、岩心夹持器系统、温压控制系统和油水分离及计量系统4部分组成，实验流程如图1所示。

2.3 实验步骤

1）将所需岩样抽真空1 h后饱和地层水2 h，再将岩心放入岩心夹持器中，并在实验温度下恒温1 h。

2）开启水釜阀门，开始注水，测量水相渗透率。先用0.5 cm3/min的流量注水10 PV后，再以0.5 cm3/min的流量测有效渗透率。连续测量3次，保证相对误差小于3%。

3）开启油釜阀门，用油驱水法建立束缚水饱和度。先用0.1 cm3/min进行油驱水，逐渐增加驱替速度直至不出水且生产气油比等于原油溶解气油比时为止，记录累计产水量，计算束缚水饱和度。

4）采用非稳态法测量油水相对渗透率，为了方便计算累计注入量，采用恒速驱替法进行实验，先以0.5 cm3/min的流量驱4 PV，再用1.0 cm3/min的流量累计驱替30 PV。准确记录见水时间、见水时累计产油量、累计产液量和岩样两端的驱替压差，并且记录见水前的无水期采油量。

5）见水初期需要加密记录，随出油量的不断下降逐渐增加记录的时间间隔。含水率达到99.5%或者注入30 PV后，测定残余油饱和度下的水相渗透率。

6）水驱油完成后，将岩心取出，用Dean Stark抽提测定实验结束时的含水量，计算束缚水饱和度。

7）将岩心洗油处理后，重复上述步骤，进行脱气高凝油相渗曲线测定对比实验。

图1 相渗曲线测定实验装置流程

3 实验结果及分析

3.1 高凝油是否含气对相渗曲线特征的影响

为了研究高凝油是否含气对相渗曲线特征的影响，分别采用含气活油和脱气原油作为实验用油，选取同一岩心分别在析蜡温度以上（85℃）和析蜡温度以下（50℃）进行相渗曲线测定实验，实验结果见图2。利用含气活油得到的相渗曲线与脱气原油相比，油相相对渗透率较高，水相相对渗透率较低，残余油饱和度降低，水驱油效率增加，含水上升变慢。这是因为在相同温度下，脱气原油比含气原油黏度要高很多，特别是析蜡温度以下时，这种黏度差异就更加明显（见图3）。不同的油水黏度比将会对油水相对渗透率产生一定影响；而且高凝油中的气也能溶解蜡质，使原油中蜡浓度发生变化，导致析蜡温度发生变化［16］。因此，采用含气活油得到的油水相渗曲线将更加准确，取得的水驱油规律也更加符合实际情况。

图2 不同温度下含油活油与脱气原油相渗曲线对比

图3 Kingfisher油田含气原油与脱气原油黏-温曲线对比

3.2 温度对含气高凝油相渗曲线特征的影响

研究结果表明：随着实验温度的降低，油相相对渗透率降低，水相相对渗透率提高；残余油饱和度显著升高，残余油饱和度对应的水相相对渗透率增加，含水上升快，水驱油效果变差；两相共流区域变窄，等渗点对应的相对渗透率变化不大，对应的含水饱和度大幅度降低。当实验温度低于析蜡温度（64℃）时，这些变化就更加剧烈。温度对相渗曲线产生较大的影响，主要有2方面的原因：一是随着温度降低，原油黏度增高，流动阻力增大，导致油相相对渗透率的显著下降；二是析出的蜡质一部分会随油水运移到细小孔喉处发生堵塞，另一部分则沉积在孔道表面，使岩石孔隙表面润湿性向亲油方向转化，水驱油效率大幅降低，残余油饱和度升高。因此，为了准确描述高凝油油藏的油水渗流特征，有必要针对储层不同的温度条件选择不同的相渗曲线。

3.3 渗透率对含气高凝油相渗曲线特征的影响

为研究储层渗透率对含气高凝油相渗曲线特征的影响，分别在不同温度下将高渗储层（Ⅰ类）与低渗储层（Ⅱ类）的相渗曲线进行了对比。研究表明：在高温条件下，高凝油还未析蜡，岩心渗透率对相渗曲线的影响较小，低渗储层的残余油饱和度与束缚水饱和度都略高于高渗储层，驱油效率较差；但在析蜡温度（64℃）以下时，这种差异就变得很明显，这是因为析出的蜡质对低渗储层渗流通道造成的损害要高于高渗储层 （见表2）。为了准确描述高凝油油藏的油水渗流特征，特别是在储层温度降至析蜡温度以下时，有必要根据储层的不同渗透率级别选择不同的相渗曲线。

表2 岩心实验数据记录表

通过上述研究可以看出，当实验温度设置在析蜡温度以下时，各因素对高凝油相渗曲线特征的影响就会急剧变大，同时会导致水驱油效率急剧下降，50℃时的驱油效率不到85℃时的一半。因此，保持地层温度高于析蜡温度是高凝油油藏高效开发的关键。

4 结论

1）设计实验采用含气原油，并通过在恒温箱中利用高压活油瓶进行转样来保证原油的高温高压条件及其原始含气量，实现了对高凝油活油相渗曲线的精准刻画。

2）实验温度对高凝油相渗曲线特征有明显的影响：随着温度降低，油相相对渗透率降低，水相相对渗透率提高；残余油饱和度显著升高，残余油饱和度对应的水相相对渗透率增加，含水上升快，水驱油效果变差；两相共流区域变窄，等渗点对应的渗透率变化不大，对应的含水饱和度大幅降低。

3）储层渗透率在高温条件下对高凝油相渗曲线特征影响较小，但随着温度降低到析蜡温度以下时，低渗储层的残余油饱和度与束缚水饱和度都要明显高于高渗储层，且水驱油效果较差。

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（编辑 赵旭亚）

Measurement and characteristics of relative permeability curves for high pour-point live oil

WANG Lu1,YANG Shenglai1,XING Xiangrong2,CHEN Yanzhao1,MENG Zhan1,QIAN Kun1
(1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Fengcheng Oilfield Operation Area,Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay 834000,China)

Dead oil,which can not simulate the live oil in the actual reservoir,is widely used as experimental oil in the current experiment of oil-water relative permeability measurement.The oil-water relative permeability experiment was carried out with live oil,and the high-pressure live oil bottle was used to transfer the live oil to the intermediate container,which can maintain the high temperature and pressure conditions of crude oil,as well as the original gas content.The relative permeability curves of the high pour-point live oil were obtained by the unsteady method,and then the characteristics of the curves and the influencing factors were studied.The results show that the oil relative permeability of live oil is higher than that of dead oil,while the relative permeability of water phase is lower;the saturation of residual oil decreases and the efficiency of water displacement increases; with the decrease of experimental temperature,the relative permeability of oil phase decreases and the relative permeability of water phase increases;the residual oil saturation and the water content increases rapidly,while the water displacement efficiency decreases;the permeability of reservoirs has little effect on the relative permeability curves under high temperature conditions, however,the residual oil saturation and irreducible water saturation in the low permeability reservoir are obviously higher than those in the high permeability reservoir when the temperature is below the wax precipitation temperature,and the efficiency of water displacement becomes worse.This study has realized the accurate characterization of the relative permeability curve for the high pour-point oil reservoir.

live oil;relative permeability curve;high pour-point oil;influencing factor;non-steady method

国家科技重大专项课题“苏丹3/7区高凝油油藏高效开发技术”（2011ZX05032-002）

TE33+1

A

10.6056/dkyqt201702019

2016-10-11；改回日期：2017-01-09。

王璐，男，1991年生，在读博士研究生，主要从事油气田开发理论与系统工程方面的研究。E-mail：wlhmhxydh@163.com。

王璐，杨胜来，邢向荣，等.含气活油高凝油相渗曲线测定及特征［J］.断块油气田，2017，24（2）：226-229.

WANG Lu，YANG Shenglai，XING Xiangrong，et al.Measurement and characteristics of relative permeability curves for high pour-point live oil ［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（2）：226-229.