渗透率及压力梯度对特低渗储层油水相渗曲线的影响

张晶晨，王秀宇,2，王凤鸣

(1.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249；2.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.新疆油田分公司 风城油田作业区，新疆 克拉玛依 834000)

引 言

相对渗透率曲线是描述储层流体渗流特征最为重要的基础数据之一。在油田开发参数计算、数值模拟研究、最终采收率计算、判断储层润湿性、确定储层油水饱和度分布和油水界面深度等方面，相对渗透率曲线都有着不少应用。一般认为，岩石物性[1-2]、油藏温度[3-4]、流体黏度[5]、驱替速度[6-7]等都是影响相对渗透率曲线形态的因素。

特低渗透油藏作为目前我国石油开发最为重视的油藏类型之一[8]，其具有的非达西渗流特征逐渐成为油水相对渗透率研究的重点[9]。已有文献[10]指出，非达西渗流现象只在岩心渗透率较低的情况下出现。因此，在特低渗透油藏油水相对渗透率研究中，首先把岩心渗透率作为最重要的影响因素来考虑。另外，在特低渗透油藏注水开发中，合理的注采井距与压差能够改善甚至消除非达西渗流特征对开发的影响[11-14]。所以驱替压力梯度的大小也是特低渗透油藏油水相对渗透率关系研究的重点因素。

以冀东油田特低渗透油藏为研究对象，选取天然岩心开展了不同渗透率岩心和不同压力梯度非稳态水驱油实验，进一步探究了岩心渗透率与压力梯度对于特低渗透油藏油水渗流规律的影响。

1 实验准备

1.1 实验流体及岩心物性测定

1.1.1 实验流体

模拟油按地层原油与煤油1∶3比例配置。驱替实验温度100 ℃下的模拟地层水黏度为0.25 mPa·s，模拟油黏度为0.41 mPa·s。模拟地层水矿物组成如表1所示。

表1 模拟地层水矿物组成

1.1.2 实验岩心

岩心物性参数如表2所示，所选取的岩心渗透率范围为(1.50～4.10)×10-3μm2，孔隙度范围为6.49%～8.01%，具有典型的特低渗特征。

表2 岩心物性参数

1.2 实验流程及装置

非稳态法测定油水相对渗透率实验装置流程如图1所示。参考现行的行业标准[15]，油水两相相对渗透率测定实验步骤如下：①岩心抽真空并饱和地层水。将岩心放入岩心夹持器，连续抽空5h后，将地层水注入岩心进行饱和，取出岩心称重；②测量水相有效渗透率。设置实验围压高于注入压力1.5～2 MPa，恒压注入地层水，称量一定时间内产出液体积并按照达西公式计算水相有效渗透率；③岩心饱和油。将实验模拟油恒压注入岩心进行油驱水，待岩心不再出水后，计量单位时间内岩心出口端产油量，并按照达西公式计算束缚水饱和度下的油相有效渗透率；④岩心老化。关闭岩心夹持器两端阀门，使岩心与模拟油充分接触，老化12h以恢复岩心润湿性；⑤非稳态驱替。恒压条件下进行水驱油，连续记录岩心出口端的见水时间、累产油和累产液量，直至累计产油量不再变化，计算残余油饱和度下的水相有效渗透率。

图1 非稳态法相对渗透率测定实验流程装置

2 不同渗透率岩心水驱油实验

2.1 实验结果

选取1号、2号和3号岩心在相同条件下分别进行非稳态水驱油实验，得到的油水相渗曲线如图2所示。当岩心渗透率从1.50×10-3μm2增至4.10×10-3μm2时，相渗曲线的变化为：①束缚水饱和度从31.10%降至23.30%，残余油饱和度从39.70%降至38.60%；②等渗点处的水相相对渗透率从0.30降至0.25，残余油状态下水相相对渗透率从0.60降至0.37，油水两相渗流区宽度从29.20%增至38.10%；③油相相对渗透率随含水饱和度增加而下降的趋势放缓，油水两相间的相互干扰作用减弱。

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图2 不同渗透率岩心的相对渗透率曲线

不同渗透率岩心的驱油效率曲线如图3所示。经计算可知，岩心渗透率从4.10×10-3μm2降至1.50×10-3μm2时，驱油效率从49.70%降至42.98%，驱替速度也降低。一方面岩心渗透率越低，平均孔喉半径越小，微小孔喉所占比例越大，油相启动压力梯度以指数函数形式上升，进而导致参与流动的原油减少，实际驱替过程中表现为岩心出口端见水时间提前，产油速度迅速降低；另一方面，虽然岩心在洗油并饱和地层水后，整体表现为亲水性，但是天然岩心矿物组成和孔隙表面的非均质性使得老化后的岩石润湿性大多为斑状润湿或混合润湿，束缚水会以孔隙表面处水膜和孔隙中间部位的水滴两种状态存在。当岩心渗透率越低时，以水滴状态存在的水相对油相的流动造成了更大的阻力，进而导致岩心驱油效率下降。

图3 不同渗透率岩心的驱油效率

2.2 相渗曲线特征分析

(1)束缚水、残余油饱和度、油水同流区变化规律

不同渗透率岩心的束缚水饱和度和残余油饱和度如图4所示。可以发现：随着岩心渗透率的升高，束缚水饱和度降低。在饱和油造束缚水的过程中，油相作为非润湿相，需要克服毛管力作用，岩心渗透率越低时，相应的孔隙喉道半径越小，毛管力影响越明显，油相进入岩心遇到的阻力越大；另一方面，岩心渗透率越低，孔隙比表面积越大，水相在孔隙表面形成的水膜体积增加，进而导致束缚水饱和度升高。

图4 岩心渗透率对束缚水、残余油饱和度的影响

随着岩心渗透率的升高，残余油饱和度降低。一方面由于岩心渗透率升高，油相形成的边界层厚度减小，即在孔隙表面滞留减少；另一方面，岩心大中孔道占比升高，减少了小孔道对油流产生的卡断现象，进而导致残余油饱和度降低。

不同渗透率岩心的油水同流区如图5所示。可以发现：随着岩心渗透率的升高，油水同流区域增加。一方面由于岩心渗透率的升高，束缚水饱和度较大幅度降低；另一方面随着岩心渗透率的升高，岩心孔喉半径分布范围增加，油水两相之间的互相作用减弱，岩心孔隙内的渗流空间增加，油相相对渗透率曲线下降趋势放缓，进而导致两相共流区扩大明显。

图5 岩心渗透率对油水同流区的影响

(2)等渗点含水饱和度变化规律

(3)水相相对渗透率变化规律

不同渗透率岩心的水相相对渗透率如图6所示。可以发现：随着岩心渗透率的降低，等渗点处和残余油状态下的水相相对渗透率均有不同程度升高。一方面由于岩心渗透率越低，水相对油相渗流的干扰越明显，油相渗流能力迅速减弱，水相先置换出大孔隙中的油相并占领大中孔隙喉道，形成水相渗流优势通道；另一方面，束缚水饱和度随着岩心渗透率的降低而升高，孔隙表面形成的水膜体积增加，增加了水相的连通性。随含水饱和度升高，原本处于非连续相的水连通起来发生流动，导致水相相对渗透率迅速升高，这一现象与文献中的模拟结果一致[6]。

图6 岩心渗透率对水相相对渗透率的影响

3 不同压力梯度水驱油实验

3.1 实验结果

选取4号、5号和6号岩心分别在压力梯度为4.5、5.0和5.5MPa/cm条件下进行了非稳态水驱油实验，相应油水相渗曲线如图7所示。随压力梯度从4.5 MPa/cm增至5.5 MPa/cm，相渗曲线的变化为：①束缚水饱和度从31.98%降至29.41%，残余油饱和度从41.04%降至39.23%，等渗点处水相相对渗透率从0.23增至0.33，残余油状态下水相相对渗透率从0.36增至0.77；②等渗点含水饱和度从45%增至47.30%，油水两相渗流能力增强，油水两相渗流区宽度从26.98%增至31.36%；③油相相对渗透率升高，且随含水饱和度增加而下降的速度变缓。

图7 不同压力梯度下的相对渗透率曲线

不同压力梯度下的水驱油的驱油效率如图8所示。可以发现：压力梯度从4.5 MPa/cm增至5.5 MPa/cm，驱油效率从41.80%增至44.80%，这说明驱替压力梯度的大小对特低渗透岩心驱油效率起着重要作用。

图8 不同压力梯度下的驱油效率

3.2 相渗曲线特征分析

(1)束缚水、残余油饱和度、油水同流区变化规律

不同压力梯度下的束缚水饱和度和残余油饱和度如图9所示。可以发现：束缚水饱和度随着驱替压力梯度升高而降低。这是由于在饱和油过程中，驱替压力梯度越高，油相能够克服更大毛管力进入更小的孔隙，参与渗流的通道增加，将更多的水相驱替出来。

图9 压力梯度对束缚水、残余油饱和度的影响

残余油饱和度随着驱替压力梯度升高而降低。一是特低渗透岩心孔隙喉道半径大多属于微米级别，毛细管压力较高，升高驱替压力梯度能够消除毛管滞后现象，使得更多的润湿相(水)从大孔隙中进入原本未能进入的小孔隙中，并置换出非润湿相(油)；二是随着含水饱和度的增加，油相从连续相逐渐成为非连续的油滴分布在孔隙喉道中，这些油滴由于贾敏效应会对渗流形成额外的阻力，驱替压力梯度升高后，带动更多的油滴通过孔道狭窄口，并汇集起来参与流动，减弱了贾敏效应；三是升高驱替压力梯度，能够有效降低启动压力梯度对驱油效率的影响，使残余油减少。

不同压力梯度下的油水同流区范围如图10所示。可以发现：随着驱替压力梯度的升高，油水同流区域增加。分析认为：一方面在造束缚水过程中，随着驱替压力梯度的升高，束缚水饱和度降低；另一方面，升高压力梯度能够克服毛细管效应产生的附加阻力，改善油水两相流启动压力梯度引起的非达西渗流现象，使得油水两相渗流能力增强，残余油饱和度降低。因此，在束缚水饱和度降低和残余油饱和度降低的共同作用下，油水同流区扩大。

图10 压力梯度对油水同流区的影响

(2)等渗点含水饱和度变化规律

不同压力梯度下的等渗点含水饱和度如图11所示。可以发现：随着压力梯度升高，等渗点含水饱和度增大，这说明岩心润湿性向水湿的方向发展。分析认为：在特低渗透岩心饱和原油老化过程中，原油中富含的极性物质与岩心孔隙表面发生吸附作用，并在岩心孔隙的内表面形成了一个不动的边界层，使得岩心从天然水湿性向弱水湿或者混合润湿转变。当驱替压力梯度升高并超过油相启动压力梯度时，边界层处的原油开始流动，岩心孔隙内表面重新被水膜占据，润湿性再次发生改变，等渗点含水饱和度右移。

图11 压力梯度对等渗点含水饱和度的影响

(3)水相相对渗透率变化规律

不同压力梯度下的水相相对渗透率如图12所示。可以发现：随着压力梯度的升高，等渗点处和残余油状态下的水相相对渗透率都有不同程度的升高。分析认为：一方面当压力梯度升高，带动处于非连续相的油滴汇集并流动，降低了贾敏效应阻力，水相渗流能力增强；另一方面，随着压力梯度的增加，孔隙喉道表面附近边界层的原油被动用，喉道半径增加，水相渗流空间增加，进而导致水相相对渗透率升高。

图12 压力梯度对水相相对渗透率的影响

4 结 论

(1)随着岩心渗透率的升高，束缚水饱和度和残余油饱和度降低，油水同流区范围扩大，油相相对渗透率随含水饱和度增加而下降的趋势放缓，等渗点处和残余油状态下的水相相对渗透率降低，岩心驱油效率大幅度升高。

(2)随着压力梯度的升高，束缚水饱和度和残余油饱和度降低，油水同流区范围扩大，残余油状态下和等渗点处的水相相对渗透率升高，油相相对渗透率曲线上升，且随含水饱和度的增加而下降的趋势放缓，等渗点含水饱和度增加，油水两相渗流能力明显增强。

(3)特低渗透油藏油水相对渗透率随岩心渗透率、压力梯度变化的机理主要有毛细管效应、边界层效应、贾敏效应和润湿性改变。