底水稠油油藏稳态法油水相渗实验方法探索

赵 军，左清泉，张润芳，郑继龙，陈 平，胡 雪

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100027）

海上稠油油藏储量巨大，据统计目前已开发油田中稠油油藏储量占80 %。大部分稠油油藏以高孔、高渗储层为主，其储层具有原油黏度高，非均质性比较严重，并伴随着边底水特征。以海上某底水稠油油藏为例，储层平均孔隙度28 %，平均渗透率3 000 mD，地层原油黏度分布范围为50 mPa·s～400 mPa·s，并采用天然能量开发，因此生产特征为含水上升快、采出程度低，开发主要阶段为特高含水期。为了更好的研究底水稠油油藏开发特点和规律，需要开展相渗实验研究，为后期开发调整和方案预测提供实验数据支持。

相对渗透率曲线是在油水流动过程中相互作用的反映，是研究储层中油水渗流的基础，也是油田动态开发和数值模拟等方面研究的重要参数。国内外学者对于相渗研究主要集中在相渗数据处理方法的优化及影响相渗规律的影响因素等方面[1-6]，对于实验方法的研究比较少。目前稠油油藏相渗实验方法主要采用非稳态法，该方法操作简便、用时较短，但该方法计算上比较复杂，而且存在不严密的假设，解释上带来很多不可靠性[5-8]。而稳态法可在比较宽的饱和度范围内测定相对渗透率，测定结果精确度高，具有较高的可靠性。

根据美国岩心公司提出的结论，当非润湿相流体黏度大于17 mPa·s 后，稳态法与非稳态法结果差异不大[9-12]，该结论是在低孔、低渗储层的条件下开展的规律研究[13]，对于海上高孔、高渗、高黏储层此规律是否适用，相关研究较少，因此针对海上此类油藏某底水稠油区块开展相渗规律研究。本文采用稳态法测定不同油水黏度比下油-水相对渗透率曲线，并与非稳态法实验结果相互对比，验证相渗实验结果的可靠性。

1 实验条件

为获取较为真实的油藏储层岩石中的渗流数据，实验采用海上某稠油油藏直径为2.5 cm 天然岩心，实验用水为油田产出水，实验用油为地层原油，50 ℃下原油黏度和密度分别为528 mPa·s，0.897 g/cm3。为了更好地模拟地层条件下原油渗流特征，采用煤油与稠油混合方式获得，配制后地层模拟油黏度分别为30 mPa·s和130 mPa·s。实验通过岩心渗流模拟实验装置（见图1）开展实验，设备主要包括注入泵、压差传感器、岩心夹持器、中间容器、油水计量装置等。

图1 岩心渗流模拟实验流程图

2 实验方法

相对渗透率曲线的测定主要方法是稳态法和非稳态法，稳态法可在比较宽的饱和度范围内测定相对渗透率，应用范围较广，同时实验过程中由于达到了毛管力平衡，计算基于达西定律，因此测定结果精确度高[14，15]。同时本次采用天然岩心开展相渗研究，其实验结果对该类油藏的开发具有重要意义。

实验方法及标准参照石油行业标准SY/T 5345-2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》。

2.1 模拟稠油油藏实验方法的优化

实验过程中依据行业标准方法将油、水按照设定体积比例（见表1）注入，记录相关实验数据，将实验结果进行计算，形成相渗曲线（见图2）。

表1 行业标准中油水体积比例

图2 行业标准方法测得的稳态相渗实验曲线

通过测得的相渗曲线可以看出，油、水两条曲线没有相交，无法实现油水共渗情况。这是由于稠油油藏的原油黏度高，油水流度比大，现有行业标准的油水注入比例无法满足该实验要求，为了更好的达到实验效果，考虑稳态法稠油相渗与普通相渗存在差异性，对实验方法进行优化。通过多次探索研究，在原有实验方法基础上，对注入油水比例进行了扩展，其油水注入比例（见表2），将优化后实验测量结果进行计算，形成稳态相渗曲线（见图3）。

表2 优化后的稠油稳态相渗实验注入油水比

图3 优化后的稳态相渗实验曲线

通过图3 可以看出，将实验方法进行优化后，得出来的相渗曲线实现油、水曲线相交，形成共渗点，满足相渗曲线测量的要求。

2.2 模拟底水油藏长期水驱冲刷实验研究

底水稠油油藏生产主要阶段为特高含水期，该阶段主流线区域内孔隙体积冲刷倍数高达上千倍，因此基于优化后的稳态相渗实验方法，完成岩心油水相对渗透率曲线测试后，为模拟底水长期水驱冲刷后储层情况，将岩心注入500 倍孔隙体积模拟水，将连续冲刷后岩心重新进行饱和实验，从而测得500 倍孔隙体积冲刷下的油水相渗曲线，按照上述方法将岩心再注入2 000 倍孔隙体积模拟水，再次进行稳态相渗测试，最终测得原始条件、500 倍孔隙体积和2 000 倍孔隙体积冲刷条件下相渗曲线。

3 实验结果分析

岩心测试结果（见表3、表4），由于稳态法稠油相渗实验目前国内研究比较少，为了确定相渗曲线的可靠性，采用非稳态法相渗实验进行验证（见图4）。通过图4 可以看出，两种方法曲线形态基本一致，从而确定了该方法的可靠性。基于该实验方法，模拟底水油藏长期水驱条件，开展不同渗透率、模拟油黏度的相渗规律研究（见表5、图5）。

表3 岩心测试结果表

表4 1#岩心相渗实验数据

通过表5 和图5 总结稠油油藏相渗规律如下：

（1）三组实验油水相渗曲线呈水相凸型，油水相渗曲线残余油饱和度下的水相相对渗透率总体偏低，这是因为岩心表现为亲水性，注入的地层水更易占据渗流孔道，并且有利于注入水相对渗透率的增加。

（2）油相相对渗透率下降快，反映在不同渗透率大小岩心相渗测试中，因为水相占据主要渗流通道，加之模拟油黏度较大，造成油相相对渗透率下降快速。

图4 稳态法与非稳态法相渗曲线对比

图5 1#、2#、3# 岩心不同驱替倍数下的相渗曲线

（3）共渗点低，原因是模拟油黏度大导致渗流阻力增大，而注入的地层水在岩心孔道驱替能力有限，残余油饱和度高，分散油滴越多滞留在孔隙中形成较大渗流阻力，造成油水共渗点偏低。

（4）通过1#岩心不同驱替倍数条件下可以看出，随着驱替倍数增加束缚水饱和度由27.5 %上升至2 000 PV 的35.8 %，束缚水饱和度逐渐增加；而残余油饱和度由28.0 %下降至18.0 %，残余油饱和度逐渐降低。2#岩心和3#岩心总体趋势与1#岩心相同，即随着驱替倍数增加，束缚水饱和度逐渐增加、残余油饱和度逐渐降低，同时根据实验数据计算驱油效率有所提升。实验认为随着水驱倍数增加，可以一定程度进一步提高驱油效率。

（5）通过渗流曲线可以看出，油藏渗透率、流体黏度对相渗曲线形态及特征值影响较大。随着驱替倍数增加，相渗曲线共渗点逐渐右移。

4 结论

（1）通过实验方法优化，建立稳态法稠油相渗实验方法，并采用非稳态法相渗实验进行对比，验证了该方法的可靠性。

（2）模拟底水稠油油藏条件，通过开展不同渗透率、模拟油黏度的相渗规律研究。认为油藏渗透率、流体黏度对相渗曲线形态及特征值影响较大；油水相渗曲线残余油饱和度下的水相相对渗透率总体偏低，油相相对渗透率下降快，共渗点低。

（3）模拟长期水驱冲刷实验研究，认为随着驱替倍数增加，相渗曲线共渗点逐渐右移，束缚水饱和度逐渐增加、残余油饱和度逐渐降低，驱油效率有所提升且随着水驱倍数增加，可进一步提高驱油效率。