低渗透砂岩油水两相流动压力波动特征

王建忠，徐进杰，王 卓



低渗透砂岩油水两相流动压力波动特征

王建忠，徐进杰，王 卓

（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580）

多相流体间的界面张力在低渗透油藏狭小的孔隙和喉道中呈现更为突显的毛管力和贾敏效应，造成油水驱替压力的大幅度波动，因此需找到低渗透砂岩油水两相流动压力波动随渗透率、含水饱和度、界面张力与岩心长度等因素的变化规律，指导实际生产。实验研究发现，渗透率越低、界面张力越大，压力波动就会越明显；含水饱和度的大小也明显影响这种压力波动的幅度；通过改善低渗透油藏的渗透率或者降低油水界面张力将是减小压力波动、利于生产的有效措施。

低渗透油藏；两相渗流；压力波动；贾敏效应

低渗砂岩油藏中微小尺度的孔隙喉道占大部分比例[1]。孔隙是主要的储集空间，而喉道是主要的渗流通道，作用于多相流体的界面张力在狭窄喉道中对水驱油影响不可忽视[2]。前人已通过实验证明了毛管力和贾敏效应在水驱油过程会导致流动阻力的变化甚至发生“锁死”[3-4]。实际生产中定压注水无法稳定在预期的注入量，甚至注水停滞，也证实了这一点。文献[5]还针对特定井区评价了低渗储层贾敏效应影响因素。在前人研究的基础上，本文通过压力波动实验进一步探讨了低渗透油藏中界面张力对油水两相流动的影响程度。

1 低渗透油藏油水两相流动的压力波动

当一定比例的油水两相流体在岩石中流动，并非油走油路，水走水路，而是油水相互阻断，占用共同的孔隙和喉道[6-7]。由于贾敏效应的作用，非连续的油滴由孔隙通过喉道时受阻或卡断，导致驱替压力增大，而当油滴通过喉道后，驱替压力又会减小。大量喉道两端的压力变化累积造成总的驱替压力发生波动。实际水驱油过程中，由于油水两相的饱和度不断变化，毛管力变化和贾敏效应强弱导致驱替压力波动更加明显。

通过对5种不同渗透率的岩心重复实验，分别以3种固定油水比例（4∶1、1∶1、1∶4）恒速注入岩心，稳定足够长的时间后，岩心两端的驱替压差仍然呈现一定范围内的波动。将3种油水比例5种渗透率情况下的压力波动程度进行对比（图1），发现压力波动程度与油水比例和渗透率大小有关。

图1 不同岩石渗透率的驱替压力波动程度

由图1可见，渗透率越小，压力波动幅度越大，并且在半对数坐标系中呈明显的线性关系。这表明低渗油藏中油水两相渗流更容易受到压力波动的影响。这种压力波动在实际生产中可能会导致瞬时产量的波动，甚至停产。如果要避免停产，生产压差必须保持在压力波动幅度最高点以上。

2 含水饱和度对压力波动的影响

三种不同的油水比例（4∶1、1∶1、1∶4）分别对应着三种不同的含水饱和度（60%、71%、85%），这是实验中通过称重法测得的。大量实验数据分析发现，油水比例越接近1∶1，压力波动幅度就越明显，如图1所示。这表明压力波动的幅度与含水饱和度有关，随着含水饱和度的增加，压力波动幅度先增加后减小。实际生产中随着含水的不断变化压力波动对生产的影响程度也会发生相应的变化。

从理论上讲，越接近1∶1的油水比例意味着越大的可流动油水界面总面积。油水界面的面积越大，界面张力的影响就会越明显，通过孔隙喉道时产生贾敏效应的概率越大，从而导致更显著的压力波动。

3 界面张力对压力波动的影响

对同一块岩心不改变其他注入条件，只在水相中加入适量NaOH[8]，并测得界面张力从26.5 mN/m降为2.15 mN/m，此时压力波动情况如图2所示，岩心两端压力波动范围从0.187~0.329降低为0.153~0.172，波动幅度明显降低。这一实验表明，界面张力的存在是产生压力波动的重要原因。由此也可以判断，通过加入表面活性剂减小毛管力和贾敏效应，可以明显改善低渗油藏水驱油的压力波动。

图2 界面张力对压力波动影响

4 岩心长度对压力波动的影响

选取空气渗透率基本相同、长度不同的岩心进行实验，保持4∶1的油水比例以恒速注入，发现压力波动幅度与岩心长度有关（图3）。

图3 岩心长度对压力波动影响

可以看出，随着岩心变长，压力波动幅度逐渐减小。受贾敏效应的影响，油滴在进入孔隙时驱替压差增大，此时贾敏效应表现为阻力；油滴在脱离孔隙时驱替压差减小，此时贾敏效应表现为动力[9]。随着岩心长度的增加，动力和阻力相互抵消概率会增加，从而减小压力波动的可能。

实际生产中，由于注采井距远远大于实验岩心的长度，注采压差的波动程度可能会小于室内实验结果。但是由于贾敏效应下通过喉道的液滴常常被卡断[10]，贾敏效应产生阻力的可能性要大于产生动力可能性。在实际油藏中，特别是低渗油藏中，这种压力波动也不会完全被抵消。

5 结论

（1）多相流体间的界面张力在低渗油藏狭小的孔隙和喉道中呈现更为突显的毛管力和贾敏效应，造成油水驱替压力的大幅度波动，渗透率越低压力波动越明显，波动幅度与渗透率在半对数坐标系中呈现良好的线性关系。

（2）实际生产中，由于低渗油藏非均质性强、普遍发育微裂缝等因素，并且常常存在油气水三相流动，压力波动更加复杂化。通过酸化、压裂增大油藏的渗透率，或者利用化学药剂降低油气水的界面张力是减小压力波动、利于生产的有效措施。

[1] 高树生，胡志明，刘华勋，等. 不同岩性储层的微观孔隙特征[J]. 石油学报，2016，37（2）：248–256.

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[3] REN Xiaoxia，LI Aifen，HE Bingqing，etc. Influence of the pore structures on stress sensitivity of tight sandstone reservoir[J]. Advances in Petroleum Exploration and Development，2015，10（2）：13–18.

[4] 张亦楠，孙卫，任大忠，等. 特低渗透砂岩储层中贾敏效应探讨[J]. 长江大学学报，2012，9（12）：66–68．

[5] 于萌，孙晓飞，欧阳传湘，等. 多方法定量评价低渗储层贾敏效应影响因素[J]. 西安石油大学学报，2012，27（3）：60–62．

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Pressure fluctuation characteristic of oil–water two–phase flow in low–permeability sandstone

WANG Jianzhong, XU Jinjie, WANG Zhuo

(College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum （East China), Qingdao, Shandong 266580, China)

The inter-facial tension between the multiphase fluids presents a more prominent capillary force and Jamin effect in narrow pores and throat of the low permeability reservoir, which will cause a significant fluctuation of oil and water flooding pressure. It is necessary to make clear the pressure fluctuation regularity of oil-water two-phase flow in low-permeability sandstone with the factors such as permeability, water saturation, inter-facial tension and core length, so as to provide a guidance for practical production. Experimental study results show that with the lower permeability and greater interface tension, the pressure fluctuations appear more obvious. The degree of water saturation also has an obvious effect on the pressure fluctuation. Improving the permeability of low permeability reservoirs or reducing the inter-facial tension of oil and water will be an effective measure to reduce pressure fluctuations and facilitate the production.

low–permeability reservoir; two-phase flow; pressure fluctuation; Jamin effect

1673–8217（2019）02–0072–03

TE122.2

A

2018–05–11

1973年生，副教授，1997年毕业于中国石油大学（华东）采油工程，现从事油气渗流理论和油气田开发技术方向的研究。

国家自然科学基金重大项目“页岩油气多尺度渗流特征与开采理论”（51490654）。

编辑：张 凡