近混相状态下油/水/烃气三相流的相对渗透率研究

贺月祥， 张 可， 孔德彬*， 张 宇， 李 傲

(1.北京科技大学 土木与资源工程学院， 北京 100083； 2.中国石油勘探开发研究院 提高采收率国家重点实验室， 北京 100083； 3.中国石油大学(北京) 化学工程与环境学院， 北京 102200)

0 引言

注气提高采收率技术是指自地面向油层中注入气体驱油从而增加原油产量的油田开发技术[1,2].按驱油机理分为混相驱、近混相驱和非混相驱；按驱油气介质分为烃类气驱和非烃类气驱，其中烃类气驱主要包括注液化石油气驱、富气驱、贫气驱.

祝浪涛等[3]研究了不同气体(N2、CH4、CO2和烟道气)对注入烃气混相驱油效果影响，其研究结果表明：N2、CH4和烟道气能够不同程度地增大原油的烃气驱最低混相压力.Hu等[4]提出了烃类气驱候选储层综合评价新方法，在大量文献研究的基础上，筛选出了11个影响烃类气体注入开发的因素.这11个因素构成了油气驱候选油藏的适宜性评价指标，采用模糊统计法、层次分析法和专家评估法得出各评价指标的权重值.He等[5]根据实验数据提出了一种采气回注最低混相压力预测经验公式.

董云鹏等[6]研究了水湿性岩心和油湿性岩心不同饱和历程(IDD、DDI)下油气水三相相对渗透率变化规律.结果表明：在水湿岩心中，水相渗透率是自身含水饱和度的函数;在油湿岩心中，油、气、水三相的等渗线都是凸向100%自身饱和度顶点的曲线，饱和历程的差异对油、气、水三相等渗线有不同程度的影响.田巍等[7]揭示致密砂岩储层中的油气水三相渗流规律，其研究结果表明：致密砂岩三相共渗区域范围相对较窄，各相的相渗值都较低；油、气两相的相对渗透率与油、气、水三相的饱和度均相关，而水相相对渗透率只与其自身饱和度相关.Huang J等[8]通过封闭的汽液平衡(VLE)中得到的毛细管压力加上Young-Laplace方程来计算的混合湿相页岩油藏三相渗流，研究结果表明：由于有机基质的渗透率相对较低，在油湿条件下油的流动性较差，因此有机基质中的富含烃类很难被生产.Moghadasi L等[9]对石英砂岩岩心进行了稳态两相油/水和油/气实验及稳态三相实验，通过X射线吸收法测量水相、油相和气相饱和度.实验结果表明：根据典型的误差平方和标准进行评估Baker模型充分解释了整组实验数据.

目前常见的几种经验公式能够有效预测油气水三相流中油相渗透率Kro.油相渗透率预测模型分为两类，包括油水及油气两相流中油相渗透率变化规律预测三相流中油相渗透率或油气水三相流体的饱和度值预测油相渗透率.常用两相渗透率变化规律预测三相流中油相渗透率预测模型为StoneⅠ模型[10]，常见的油气水三相饱和度预测三相流中油相渗透率模型为Corey模型[11].

油田采出气驱效果显着，但并非所有油藏都适用[12,13].油田采出气驱造成采收率低的潜在原因可能是高渗透率导致严重的气体突破和高温降低油田采出气在原油中的溶解度.当基质渗透率过低时，油田采出气很难注入地层[14,15].针对上述问题，文中研究了油田采出气回注后混相状态及三相流中相对渗透率变化规律，并为高含水油藏采出气回注技术提供了新的见解和理论基础.

1 实验条件及方案

1.1 实验材料

该油藏地面脱气原油，采用Agilent7890A油相色谱仪，对脱水过滤后的原油进行组分测定，烃气组分采用Agilent6890A气相色谱仪分析，组分结果见图1所示.实验测得原油密度为0.808 9 g/cm3，平均分子量为211.98.地层条件下测得油样粘度为2.4 mPa·s.

图1 油气组分类型及数据

三相渗透率测试使用储层岩心为粉砂岩—中砂岩.使用PDP-200孔渗测试仪测定岩心样品的孔隙度、渗透率.岩心称干重，抽真空饱和地层水，然后称湿重，使用称重法确定各岩心的孔隙体积和孔隙度.岩心烘干，利用烃气驱替测量渗透率.实验所用岩心孔隙度、渗透率见表1所示.

表1 天然岩心数据

三相相对渗透率实验测试过程中使用复配地层水，有效克服水敏效应对实验结果的影响，地层水密度为1.128 3 g/cm3，PH值为6.4，矿化度为196 233 mg/L.地层水型为CaCl2型，地层水具体离子含量见表2所示.

表2 实验用地层水离子含量

1.2 实验设备

实验使用设备：1.美国产CFS-100多功能综合驱替系统1台(150 ℃恒温箱、长度120 cm高温高压岩心夹持器一个)；2.中间容器；3.精密压力表、数值压力表；4.恒速恒压泵3个；5.油气水计量器；6、电阻率记录仪器；7.细管一根.具体实验流程如图2所示.

图2 实验流程图

1.3 实验方法

1.3.1 细管实验

按照图2实验流程图连接实验设备，将岩心换成细管.细管长度为15.4 m，内径4.5 mm，测量其孔隙度为39.30%，驱替系统总体积为99.51 cm3.具体实验流程如下：

(1)使用石油醚以0.5 mL/min流速清洗细管，注入3 PV石油醚，细管出口石油醚澄清停止.调节回压达到实验所需压力.

(2)以0.2 mL/min的流速给细管饱和油样，泵入1.5 PV油样后，测量出口端气油比当和原始样品一致时，转注气测量采收率.

(3)恒温49 ℃，流速度0.2 mL/min，分别在18 MPa、20 MPa、22 MPa、24 MPa、26 MPa、28 MPa压力条件下进行烃气驱，计算在各个压力条件下的阶段采收率，分析得到最小混相压力.

1.3.2 三相渗透率测试

本次实验使用天然岩心1～6号(见表1)串联而成.1号和6号岩心为试验段岩心的末端段岩心，该方法能够有效的消除末端效应.实验过程中，岩心饱和历程为“W—O—G”，待油气水流速稳定后，再记录压差及油气水流量，利用达西公式计算渗透率.具体操练流程如下：

(1)岩心称干重，抽真空饱和地层水，然后称湿重，使用称重法确定各岩心的孔隙体积和孔隙度.

(2)按照图2连接仪器，将实验流体放入恒温箱，在49 ℃下恒温4 h；将饱和地层水的岩样装入岩心夹持器，用模拟油以0.1 mL/min的排量驱替岩心中的水，累计驱油量3 PV，岩心末端不出水后停止驱替，记录累积排出水量V，计算束缚水饱和度Swc.

(3)在实验温度49 ℃，压力18 MPa条件下，用模拟油以0.1 mL/min的速度驱替岩心，稳定后，记录岩心上下游压力P1、P2，测量出口端流量，计算束缚水状态下油的有效渗透率.

(4)以恒定压力P1进行烃气驱替，驱替1.2 PV直至出口端不再出油，达到残余油状态.通过气体流量计记录气体流量，计算气相的有效渗透率，取出岩心称湿重，计算此时的含油饱和度Sorg.

(5)以恒定压力P1，用烃气驱替岩心，稳定后，油水按一定流速比例注入岩样，建立岩心内部三相渗流(为了防止初期气窜，先关闭六通阀上的开关，等两相驱替压力升至P1后，再打开开关)，出口端油水流速稳定后，计算油、气、水相有效渗透率；用电阻率仪测定岩心的含水饱和度Sw，将试验段的岩心从岩心夹持中卸下来，称重记为Gt.由电阻率仪测出含有油、气、水岩心的电压值，根据电压值求得岩心含水重量Gw.

(6)以恒定压力P1，用烃气驱替岩心，改变油水流速的比例，重复步骤(1)～(5)，即可测得不同饱和度下的油、气、水相有效渗透率.

1.3.3 饱和度计算方法

实验过程中，岩心中含水饱和度利用电阻率计算[6]，含油饱和度采取称重法求解，具体计算方法如下:

Gow=Gt-Gd

(1)

Go=Gow-Gw

(2)

式(1)～(2)中：Gt为干岩心与液体重量之和，g；Gd为干岩心重量，g；Gow为岩心中液体的总重量，g；Gw为岩心中水的重量，g；Go为岩心中油的重量，g.

(3)

(4)

Sg=100-So-Sw

(5)

式(3)～(5)中：So为油相饱和度，%；Sw为水相饱和度，%；Sg为气相饱和度，%；γo为油相密度，g/cm3；γw为水相密度，g/cm3；Vp为岩心孔隙体积，mL.

2 结果与讨论

2.1 细管实验

由图3(a)可知，烃气驱油过程中，驱替压力越高，气窜时间越晚.这是因为，烃气驱油过程中，驱替压力越高，溶解/混相能力越强.分析不同驱替压力下的最终采收率，其结果如图3(b)所示.可以发现，实验测得最终采收率拟合线斜率的变化分为两个区域：驱替压力在18.0～23.24 MPa，原油与烃气处于非混相状态.驱替压力大于23.24 MPa时，原油与烃气处于混相状态.实验测得最低混相压力(23.24 MPa)比地层压力(18 MPa)高.但是，地层条件下烃气驱原油的采收率是78.40%，接近近混相驱.

在分析采收率变化规律时，从图3(b)可以发现，原油最终采收率(1.2 PV情况下)与阶段采收率(0.4 PV、0.5 PV、0.6 PV情况下)曲线变化规律不同，且不同驱替压力下阶段采收率变化规律呈现“v”形.这是因为，在非混相状态下，驱替压力越低，烃气在原油中的溶解效果越差，相同注入气体积下，烃气‘指进’现象越强，导致气窜前期驱替阶段采收率较高.但是驱替压力越低，气驱波及效率越低，气窜越早，驱油效果越差，导致最终采收率越低.在混相驱替阶段，驱油效果主要取决于烃气与原油的混合程度.烃气与原油混相是一个多次接触、逐渐混相的过程，驱替压力越高，混相效果越明显.因此，驱替压力越高，油气混相波及体积越大，阶段采收率及最终采收率也越高.

图3 不同驱替压力下气油比、压差及采收率变化规律

2.2 三相相对渗透率实验

通过开展三相相对渗透率实验，分析在储层条件下油、气、水三相的相对渗透率变化规律.绘制油水气三相相对渗透率等渗三元图见图4(a)、(b)、(c)所示.实验过程中发现油水的流量较大时，岩心发生一定的液锁效应，及存在烃气无法注入的现象.

图4 油水气三相相对渗透率曲线

由图4(a)可知，油相等渗透率曲线为一簇凹向含气饱和度的曲线.由图4(b)可知，水相等渗透率曲线为一簇平行于含水饱和度的曲线，水相渗透率不受油气饱和度影响.由图4(c)可知，气相等渗透率曲线为一簇略微凹向含油饱和度的曲线.对比油气水三相渗透率发现，油气水三相流中‘Kro>Krw>Krg’.这是由于岩心的亲水性导致水相渗透率低于油相渗透率，此外岩心的液锁效应导致气相渗透率远低于油水相渗透率.

2.3 油气水三相渗透率与饱和度相关性分析

由图5(a)可知，油相渗透率与含油饱和度存在线性相关性(R2>0.947 3)，即含水饱和度对于油相渗透率影响较小.实验结果表明：注入烃气能够有效提高地层中残余油相渗透率.但是，当含气饱和度Sg>20%后，残余油渗透率几乎不受含气饱和度影响.此外，对比不同含气饱和度下油相渗透率及其饱和度变化关系发现：含气饱和度越高，油相渗透率受含油饱和度影响越大(斜率K越小).

这是因为，水相与油气相不能相溶，但气相易溶于油相，且实验岩心为亲水性.油水两相流中(图6(a))，油相饱和度越高，占据地层孔隙体积越大，渗透率也越高.油气水三相流动过程中，水相紧贴孔隙内壁流动，气相在孔隙中心流动，油相介于气相与水相之间流动.当含气饱和度越高(Sg<20%)(图6(b))，气相在油相中溶解度越大，油相溶解气降粘效果越好、流动性越强，油相渗透率越高.当含气饱和度较高时(Sg>20%)(图6(c))，烃气在油相中溶解度达到饱和状态.因此，油相渗透率只与残余油饱和度有关.

由图5(b)可知，水相渗透率与含水饱和度呈线性相关性(R2=0.988 5)，含水饱和度越高，水相流动通道越大，水相渗透率越高；由图5(c)可知，气相渗透率与含气饱和度线性相关性较差，即气相渗透率受油水饱和度影响较大.

图5 油气水三相渗透率与饱和度相关性

图6 油气水三相流动状态示意图

2.4 油相渗透率预测模型

2.4.1 Corey模型

Corey模型按照润湿性的不同将流体分为润湿相、非润湿相和中间润湿相，其中，水为润湿相，气为非润湿相，油为中间润湿相.具体表达式如下：

SLr=Swc+Sorg

(6)

(7)

式(6)、(7)中：Sw、SL和SLr分别代表三相流实验中获得的含水饱和度、总液相(油/水)饱和度和残余液相饱和度.

2.4.2 油相渗透率模型适用性评估

评估Corey油相渗透率预测模型与非混相烃气驱油三相流中油相渗透率的相关性.平均百分比相对误差是实验数据与模拟数据的相对偏差，定义为：

(8)

(9)

式(8)、(9)中：Ei是模拟值与实验值的相对偏差，表示为相对误差百分比；μexp为实验测量数据；μest为模拟数据.

由表3可知，油相渗透率实验值与Corey模型模拟值之间平均百分比相对误差为2.43%，模型验证结果较好.验证结果表明：Corey预测模型能够有效预测该油藏中烃气/油/水三相流中油相渗透率.

表3 Corey模型适用性评估表

3 结论

(1)细管实验结果表明：烃气驱油过程中，驱替压力越高，气窜时间越晚；驱替压力小于混相压力时，驱替压力越高，阶段采收率越低；驱替压力大于混相压力时，驱替压力越高，阶段采收率越高.实验测得最低混相压力(23.24 MPa)比地层压力(18 MPa)高，地层条件下烃气驱油状态为近混相驱.

(2)三相相渗实验结果表明：油相等渗透率曲线为一簇凹向含气饱和度的曲线；水相等渗透率曲线为一簇平行于含水饱和度的曲线；气相等渗透率曲线为一簇略微凹向含油饱和度的曲线.对比油气水三相渗透率发现，油气水三相流中‘Kro>Krw>Krg’.

(3)近混相状态下，分析油气水三相渗透率与饱和度相关性发现：①注入烃气能够有效提高地层中残余油相渗透率，油相渗透率与含油饱和度存在线性相关性(R2>0.947 3).当含气饱和度Sg>20%后，残余油渗透率几乎不受含气饱和度影响.此外，对比不同含气饱和度下油相渗透率及其饱和度变化关系发现：含气饱和度越高，油相渗透率受含油饱和度影响越大；②水相渗透率与含水饱和度呈线性相关性(R2=0.988 5)；③气相渗透率与含气饱和度线性相关性较差.

(4)油相渗透率预测模型验证结果表明：油相渗透率实验值与Corey模型模拟值之间平均百分比相对误差为2.43%，模型验证结果较好.Corey预测模型能够有效预测地层条件下该油藏中烃气/油/水三相流中油相渗透率.