基于油水非稳态渗流实验的渗流规律分析——以XL油田为例

李鑫羽，欧阳传湘，赵鸿楠，曾羽佳

(长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100)

目前，我国许多注水开发的老油田逐渐进入开发阶段的中后期，储层含水率上升、产量递减等问题日益显著，为探究此时储层中的渗流规律，学者们提出了很多方法，如相对渗透率曲线法、核磁共振法、微观CT扫描法等[1-2]。核磁共振、微观CT扫描在测试大量岩样时成本高，适合选取针对性强的岩样进行测试。在需要进行大量岩样实验获得宏观的渗流规律性研究方面，以相对渗透率曲线法作为根基更为适宜。

XL油田经注水开发多年，历经快速上产、产量递减、加密调整和再次递减4个阶段，目前油田产量持续递减且形势严峻。为探明目前储层相比开发初期油水渗流规律差异、不同渗透率级别岩况下油水的渗流差异性、储层性能的变化情况。针对加密前后不同渗透率级别的岩样从油水相对渗透率曲线特征出发进行研究分析，为后续的研究方向及油田开发方向提供指导和依据。

1 非稳态油水两相相对渗透率曲线实验

非稳态的油水两相相对渗透率的基本理念是采用Buckley—Leverett一维空间油水两相驱替过程中的水驱油前缘推进理论为基本[3-8]。在实际推算里忽视重力作用及毛管压力作用，提前假定情况为油水两相是不互相溶解的且都是不能够压缩的且岩样中油水饱和度在每一个横截面上都是均匀分布的。开展实验前先将岩样用其中一种流体饱和，之后再利用另一种流体进行驱替。在水驱油的过程里，多孔介质中油水饱和度的分布可以看做是距离和时间的函数映射，整个过程被称作非稳定性过程。按照符合模拟实验条件的实际要求，在储集层岩样上通过采用恒定压差或恒定速度的水驱油测验时，在一定时间变化范围内，在岩样的出口端进行观察，并将2种不同流体的产出量及岩样两端的压力差值的变化记录下来，之后采用“JBN”方法进行计算可以得到油—水相对渗透率，利用其绘制出油—水相对渗透率与含水饱和度的关系曲线。

1.1 岩心基本数据

(1)实验岩样。根据研究内容，分别选择XL油田开发前期和后期各11块岩心进行非稳态法测定相渗曲线，其岩心基础物性数据见表1。

表1 不同开发阶段岩心基础物性数据Tab.1 Basic physical property data of cores at different development stages

(2)实验选用油。通过选择与原油配伍性好的精制油与中性煤油进行配比，同时调查XL油田的现场实际情况确定油水黏度比为13 mPa·s。

(3)实验选用水。根据XL油田现场的地层水和注入水成分分析资料进行配置实验地层水矿化度为4.7 g/L。

1.2 实验步骤

实验参照行业标准SY/T5345—2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》和国家推荐标准GB/T 28912—2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》中的非稳态法开展。

(1)建立束缚水饱和度。先用实验用油进行水驱建立束缚水饱和度，初始驱替速度选择为0.05 mL/min，逐渐增加驱替速度到出口段不出水。束缚水饱和度计算公式见式(1)：

(1)

式中，Swi为束缚水饱和度；Vw为驱出水体积。

(2)确定束缚水状态下的油相渗透率。在建立束缚水饱和度后，继续驱替10 PV后，记录入出口两端压力差和流速值，进行油相渗透率的计算。连续测定3次，确保相对误差小于3%。油相有效渗透率按式(2)计算：

(2)

式中，Ko(Swi)为束缚水状态下油相有效渗透率；qo为出油量；μo为在测定温度下油的黏度；L为岩样长度；A为岩样截面积；p1为岩样进口压力；p2为岩样出口压力。

(3)测定水驱油相渗数据。①选择合适的驱替速度或驱替压差进行水驱油实验；②记录见水时间、见水时的累积产油量、累积产液量、驱替速度和岩样两端的驱替压力差。需要注意实验时按出油量的多少确定记录时间间隔，如见水初期出油量多需加密记录。当含水率达到99.95%或注水30倍孔隙体积，测定水相渗透率，实验结束。

(4)实验数据处理。实验数据处理方法如下：

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

2 基于油水相渗曲线的渗流规律分析

2.1 油水相对渗透率曲线实验结果分析

分别选取开发初期和后期加密取心井具有代表性的11块不同渗透率级别岩心开展相渗实验，通过实验获得开发前后不同渗透率级别的相渗曲线，按开发初期和开发后期分别绘制不同渗透率级别的相渗对比曲线如图1所示[8-12]。

图1 取心井不同渗透率级别岩心相渗曲线Fig.1 Correlation curves of cores with different permeability levels in coring wells

(1)由图1(a)可以得知，开发前期取心井不同渗透率等级岩样的各油水两相相对渗透率曲线形态特征点表现为：油相相渗曲线在岩样渗透率逐步增大的同时，位置上移动趋势逐渐向左，曲线倾斜的程度逐渐变缓，其残余油饱和度大小变化不大。水相相渗曲线随着岩样渗透率逐渐增大，位置移动的趋势逐渐向左，束缚水水饱和度逐渐变小，水相相渗曲线末端所对应位置逐渐上翘。

(2)由图1(b)可以得知，开发后期取心井不同渗透率等级岩样的各油水两相相对渗透率曲线形态特征点表现为：油相相渗曲线在岩样渗透率逐步增大的同时，位置上移动趋势逐渐向左，曲线在到达共渗点之前整体呈现向左平移。水相相渗曲线随着岩样渗透率逐渐增大，位置移动的趋势逐渐向左，曲线倾斜的程度逐渐变陡。随着渗透率增大，曲线末端起始点所对应的含水饱和度位置发生变化不大，末端所对应的含水饱和度位置发生向左平移。

经调查资料发现，由于该油层具有较强的非均质性，见水后油相相渗曲线下降很快。开发后期相比开发初期，渗透率级别高的岩样油相相渗曲线下降更快，表明到开发后期中渗储层的非均质性增强，渗流能力明显减弱。

2.2 不同开发阶段同渗透率岩样相渗曲线分析

从开发前后期的岩样中分别取2块代表不同级别渗透率且相互之间渗透率接近的岩样，将它们的油水相渗曲线进行对比分析，如图2所示。

图2 不同开发阶段岩样渗流曲线对比Fig.2 Comparison of seepage curves of rock samples of different development stages

(1)对于分别在开发前后期的2块渗透率在0.1×10-3～10×10-3μm2且接近的低渗岩心，其两相共渗区相差不大，束缚水饱和度与残余油饱和度相差也不大。说明对于低渗岩样，开发初期相比较于开发后期，水驱油最终采收率没有明显变化。

(2)对于渗透率大于10×10-3μm2的2块渗透率接近分别处在开发前后期的中渗岩心，从开发初期到开发后期，束缚水饱和度增大，残余油饱和度减小；开发初期的油水共渗区大于开发后期油水共渗区，说明对于中渗岩样开发后期较开发初期渗流能力明显变差。

分析认为，当开发阶段来到后期，XL油田中渗储层性能及渗流能力受注水开采影响更大且下降明显。低渗储层性能及渗流能力较为稳定。

2.3 不同渗透率级别相渗曲线特征参数规律

通过对开发前期取心井和开发后期加密后取心井所取得的岩心的油水两相相对渗透率曲线的特征参数进行汇总(表2)。对不同开发阶段取心井的油水两相相对渗透率曲线的特征参数作与渗透率的变化关系散点图(图3)[13-18]。

表2 不同开发阶段各岩样相渗曲线特征参数Tab.2 Characteristic parameters of phase permeability curves of each rock sample at different development stages

图3 相渗曲线特征参数变化规律Fig.3 Change law of characteristic parameters of phase permeability curve

从图3可知，①开发前后期，束缚水饱和度与渗透率呈较强的负相关，两相共渗区饱和度与渗透率呈较强的正相关；残余油饱和度和共渗点饱和度与渗透率相关性不明显。②油水两相曲线特征参数在渗透率等于10×10-3μm2前后，拟合曲线具有明显的分段式变化，这表明低渗储层和中渗储层差异性较大，在开发过程中区别对待。③岩样束缚水饱和度较高含量在40%以上且油水等渗点对应含水饱和度在50%以上，表明储层具有较强的亲水性。开发后期束缚水饱和度比开发前期束缚水饱和度略高，分析解释为储层渗流能力受岩石孔隙喉道中附着的黏土矿物影响，开发后期储层中黏土含量及分布受注水过程的冲刷影响很大，亲水性更强。④油水两相区随渗透率增大而逐渐变大，开发后期相比开发初期油水共渗区的参数拟合曲线上升变缓、变化范围变小，表明开发后期的储层性能相比开发初期明显降低。⑤开发后期随着渗透率的增加，中渗级别岩样油水相渗特征参数变化不明显，表明此时渗透率越大的中渗级别岩样受注水影响越大，渗流能力及物性下降越多。

3 结论

通过对XL油田开展油水两项非稳态实验研究的发现及建议：

(1)束缚水饱和度高且与渗透率相关性较强，研究储层区域具有较强的亲水性。开发后期储层亲水性更强。

(2)两相共渗区窄且与渗透率相关性较强，开发初期比开发后期范围更大。

(3)相渗曲线特征参数在渗透率为10×10-3μm2前后，其拟合曲线呈明显的二段式变化特征。

(4)根据相渗曲线初步分析认为，开发初期储层渗流能力要优于后期加密后的储层。开发后期中渗储层受注水影响导致渗流能力和储层物性变差，低渗储层性能及渗流能力保持较为稳定，下一步应注重加强对低渗储层的开发。

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