低孔低渗油藏基于毛细管末端效应的相渗曲线校正方法.pdf

收稿日期 作者简介 吴秀英()女山东广饶人中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院工程师主要从事油气田开发研究:./.低孔低渗油藏基于毛细管末端效应的相渗曲线校正方法吴秀英(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院山东 东营)摘 要近年来低孔低渗油藏的开发逐渐引起人们的关注 研究低孔低渗储层的渗流规律已成为当前研究的热点 由于低孔低渗油藏具有较强的毛细管压力因此毛细管末端效应显著 针对低孔低渗岩心中存在的毛细管末端效应问题着重对毛细管末端效应引起的润湿相聚集现象进行校正 根据含水饱和度和毛细管压力的最佳拟合模型建立考虑毛细管末端效应的低孔低渗岩心饱和度剖面方程 利用饱和度剖面方程得到校正后的含水饱和度数据和油水两相相对渗透率数据从而达到精确校正低孔低渗油藏相对渗透率曲线的效果关键词毛细管末端效应最佳拟合模型饱和度剖面方程中图分类号 文献标识码 文章编号()根据储层物性分类标准将孔隙度为 、渗透率为()的储层划分为低孔低渗储层 近年来通过不断开发和技术突破创新低孔低渗油藏得到大规模有效开发 在油气开采中低渗透油气开采所占比例逐渐增大其地位越来越重要 随着勘探程度的提高和对油气资源需求的增加无论从剩余油气资源分析还是未来发展趋势来看低孔低渗储层都将成为未来油气勘探开发的主要目标也是未来油气工业发展的主流 由于低孔低渗油藏渗流环境复杂孔隙喉道小储层整体渗透率很低油水通过的渗流通道很小表现为整体渗流阻力大毛细管压力很大 毛细管末端效应是指由于毛细管压力的中断而导致湿相的聚集(图)在测量岩心相对渗透率的驱替实验中由于岩心出口端湿相的积累使得测得的相对渗透率数据经常出现偏差 研究表明在岩心驱替实验中毛细管末端效应使相对渗透率曲线产生的误差可达 严重降低相对渗透率曲线的准确性给后续的储层动态模拟造成重大影响 相对渗透率曲线在油气田开发中的重要性体现在它能够表征储层的油水渗流特征 相对渗透率曲线是油田开发方案设计、油田开发动态分析、油藏数学模拟必不可少的基础数据 针对毛细管末端效应引起的相对渗透率曲线不准确的问题多年来许多研究人员对岩心实验测得的相对渗透率曲线中毛细管末端效应的修正进行不断的探索 和 提出通过毛细管压力与饱和度的关系来校正毛细管末端效应但该方法计算复杂误差大尚未得到广泛应用 和 提出通过在不同流速下进行稳态实验来校正毛细管末端效应的技术 等进一步研究发现以 种不同流速进行相对渗透率测试可以用来估算未受毛细管末端效应影响区域的岩心长度、流体相对渗透率、流体饱和度和压降 该方法比以往的方法精度更高但需要进行大量的稳态实验工作量大大增加给实际应用带来很大困难 等通过对利用稳态法测定的不同流速下相同油水比对应的渗流压力进行校准消除毛细管末端效应的影响但该方法仅适用于特定地区的岩心不具普遍性 通过对国内外研究者在岩心相对渗透率实验 年 月山东石油化工学院学报.第 卷 第 期 .中采用的末端效应校正方法进行总结发现低孔低渗岩心相对渗透率曲线的末端效应校正方法不存在 在前人成果的基础上研究孔隙度在 、渗透率在()的低孔低渗岩心相对渗透率毛细管末端效应校正方法 该方法根据低孔低渗岩心的毛细管压力特征优化毛细管压力表征模型建立低孔低渗岩心驱替实验的饱和度剖面方程从而达到校正低孔低渗岩心毛细管末端效应的目的图 毛细管末端效应的 成像示意图 相对渗透率校正方法为研究低孔低渗岩心的渗流问题首先需要建立一维两相油水渗流方程 在低孔低渗岩心中渗流过程遵循达西定律 渗流方程为()()式中为油相流量/为水相流量/为绝对渗透率是油相相对渗透率是水相相对渗透率 为岩心截面积为油的黏度为水的黏度为岩心两端油相的压差为岩心两端水相的压差 为岩心长度 为到岩心出口的距离范围为 当 时它是岩心的入口当 时它是岩心的出口多孔介质可以看作是由多根毛细管组成的 当毛细管内存在油水两相时油水界面通常不是平面的而是曲面的 在水湿岩心中弯液面向油相侧凹陷或向水相侧凸起 油相压力高于水相压力油水相压差与毛细管压力完全相等从而保证油水界面的平衡 表征毛细管压力的公式为()当低孔低渗岩心中存在油水两相时其渗流方程如式()()所示将其带入式()整理得到沿 的毛细管压力梯度变化的公式它描述毛细管压力梯度、流体流速、流体黏度、渗透率之间的关系为()在油水两相渗流过程中毛细管压力不仅是 的函数同时也是含水饱和度的函数因此毛细管压力沿 的梯度变化可以表示为毛细管压力沿润湿相饱和度的梯度变化公式()将毛细管压力梯度沿润湿相饱和度的变化公式与一维两相油水渗流方程结合得到以下公式()在油水两相渗流方程中饱和度是时间 和距离 的函数 在驱替实验中当时间 趋于无穷大时位移系统不再随时间变化因此式()可以改为/()在整个岩心上由于 的值从 到 变化因此将式()从 到 积分饱和度从 到 积分是岩心出口端的含水饱和度 /()式()是距岩心入口不同距离处的饱和剖面方程 右边积分的上限是岩心出口端的含水饱和度由于考虑毛细管压力的影响在岩心出口端可能会积聚较多的水相 因此在允许的误差范围内可以假设为 在剩余油的情况下可以假设为 因此式()变成 /()式()是当渗流状态不随时间变化时岩心含水饱和度从入口端开始随长度 变化的截面方程该式考虑毛细管压力的存在 在岩心相渗实验中可以得到岩心长度、渗透率、截面积、水相流量、油相流量、水相黏度 和油相黏度 在式()中油相相对渗透率 和水相相对渗透率 是与饱和度有关的函数毛管压力 也是与饱和度吴秀英:低孔低渗油藏基于毛细管末端效应的相渗曲线校正方法有关的函数 由于毛管压力与含水饱和度之间关系复杂在岩心相渗实验过程中如果要准确地利用低孔低渗岩心的含水饱和度剖面方程来校正毛细管末端效应对油水相对渗透率的影响就必须通过实验准确获取毛管压力与含水饱和度的函数关系在岩心驱替实验中当时间接近无穷大时渗流过程不随时间变化 此时油相不再流动水相继续流动但岩心内的油水饱和度较低 此时岩心内部的含水饱和度随着离岩心进口距离 的变化而变化 由于毛细管末端效应的存在在岩心出口端附近由于毛细管压力的不连续性水相堆积 此时岩心实验中测得的含水饱和度并不是岩心的真实含水饱和度因为在储油条件下这里的毛管压力不会中断 通常由于毛细管末端效应引起的水相积累实验室测得的含水饱和度往往高于岩心的实际含水饱和度 由于含水饱和度测量的偏差实验室计算的水相相对渗透率和油相相对渗透率存在一定的偏差 因此修正低渗透岩心相对渗透率曲线的毛细管末端效应的关键是对含水饱和度的修正因为油相相对渗透率、水相相对渗透率和毛细管压力都是含水饱和度的函数 建立时间趋于无穷大时的含水饱和度剖面方程为 /()()其中是归一化岩心入口处的饱和度 饱和度归一化时含水饱和度范围为 为岩心归一化饱和度 为岩心束缚水饱和度 为岩心剩余油饱和度 在式()中归一化岩心入口处的饱和度、毛管压力和水相相对渗透率都是未知数其中毛管压力和水相相对渗透率都是归一化含水饱和度的函数 式中的岩心长度、渗透率、截面积、水相流量、水相黏度 都是可以在岩心相渗实验中获得的参数 在实验中还可以得到岩心出口的含水饱和度值 根据实验测得的岩心出口的含水饱和度 与岩心内部实际含水饱和度 的关系可以对含水饱和度进行校正 在整个岩心中含水饱和度从 进行积分和重新平均得到整个岩心的平均含水饱和度为()将式()中的含水饱和度梯度方程进行推导可以得到/()随着时间趋于无限大水相在岩心出水端积聚实验测得的岩心实际含水饱和度 小于实验测得的出口处含水饱和度 在岩心内部入口端的含水饱和度在一定范围内不积累润湿相因此岩心入口端的含水饱和度 可以反映真实储层的含水饱和度 因此式()还可以表示为/()在获得 值后分别根据式()和()求解水相相对渗透率 和油相相对渗透率 ()()()()()相对渗透率校正方法的实例应用 传统非稳态实验方法测定相渗曲线()实验材料和设备 在岩心驱替实验中使用的设备包含恒速恒压泵(最大压力为 )、岩心夹持器、循环泵、压力传感器(测量误差为 )、小量程精密压力传感器(测量误差为 )、油水分离器(精度为 )这些设备共同组 成 恒 温 恒 压 系 统 整 个 驱 替 实 验 在 恒 温()环境下进行 实验岩心总共 块长度均为、直径为 的圆柱形细砂岩其中 岩心的孔隙度为 空气渗透率为 岩心的孔隙 度 为 空 气 渗 透 率 为 岩心取自胜利油田低孔低渗储层因此满足低孔低渗的要求 实验所用原油和水均为胜利油田提供的实际原油和地层水实验温度下原油黏度为 密度为 地层水黏度为 密度为 ()实验步骤 在实验过程中将岩心置于中间容器内左端连接循环泵右端连接油水分离器 通过非稳态法开展岩心驱替实验具体实验步骤为:岩心抽真空饱和地层水测定孔隙度和渗透率将岩心放入恒温箱排空阀门和管道连接实验流程并将温度保持在 后饱和原油根据出口端累积产水量计算束缚水饱和度待出口不再出第 卷 山东石油化工学院学报 年 第 期水后记录此时原油渗透率实验温度下将装有实验用水的容器抽真空 然后注入地层水开展驱油实验实验采用非稳态恒压驱替方式记录出口端 产 油 量 和 产 水 量 当 出 口 端 含 水 率 大 于 或累积注水量达 时实验结束根据累积产油量计算残余油饱和度()根据实验结果绘制相渗曲线 实验测得 岩心束缚水饱和度为 残余油饱和度为 岩心束缚水饱和度为 残余油饱和度为 最终通过非稳态 方法测定的岩心相对渗透率曲线见图 图 传统非稳态方法获取的相对渗透率曲线 毛细管压力曲线的测定毛管末端效应影响下的相对渗透率曲线主要通过含水饱和度进行修正其中通过实验准确获取毛管压力与含水饱和度的函数关系是修正含水饱和度的关键 通过压汞实验获得岩心的压汞数据 高压压汞仪最大汞进气压力为 最小孔径为 最终通过压汞实验测定的毛管压力与含水饱和度的关系曲线见图 图 实验测定的毛细管压力曲线 相对渗透率曲线的校正在确定毛细管压力模型和相渗模型后根据相渗实验数据及岩心实际含水饱和度 与测得含水饱和度 的关系计算岩心实际含水饱和度测得含水饱和度 为 根据式()()对水相相对渗透率 和油相对渗透率进行拟合得到修正后的水相相对渗透率和油相的相对渗透率修正前后相对渗透率曲线的对比见图 为对比校正前后相对渗透率曲线的情况引入相对渗透率曲线平均误差()进行标准其表达式为吴秀英:低孔低渗油藏基于毛细管末端效应的相渗曲线校正方法图 基于归一化含水饱和度的相对渗透率曲线修正前后结果对比 ()式中为校正前的相对渗透率为校正后的相对渗透率 为第 个数据点 岩心对比校正前后的油水相对渗透率曲线数据发现校正后岩心内部的实际含水饱和度比未校正的含水饱和度降低 水相渗透率提高 油相渗透率提高 岩心对比校正前后的油水相对渗透率曲线数据发现校正后岩心内部的实际含水饱和度比未校正的含水 饱 和 度 降 低 水 相 渗 透 率 提 高 油相渗透率提高 结果表明由于毛细管末端效应的影响导致相对渗透率误差较大(图)图 校正毛细管末端效应影响后的相对渗透率曲线 结 论通过引入毛细管压力模型建立的低孔低渗岩心饱和度剖面方程可以求解未受毛细管力末端效应影响的岩心含水饱和度相比传统方法求解的岩心含水饱和度校正效果最好的岩心含水饱和度下 降 油 相 渗 透 率 的 精 确 度 提 高 校 正 后 的 水 相 渗 透 率 精 确 度 也 提高 参考文献 张志坚黄熠泽闫坤等.低渗透油藏渗吸采油技术进展与展望.当代化工():.李侠清张星卢占国等.低渗透油藏渗吸采油主控因素.油气地质与采收率():.王川姜汉桥马梦琪等.基于微流控模型的孔隙尺度剩余油流动状态变化规律研究.石油科学通报():.蔡建超郁伯铭.多孔介质自发渗吸研究进展.力学进展():.李乐.驱油压裂液的制备与性能评价.青岛:中国石油大学(华东).第 卷 山东石油化工学院学报 年 第 期 王敬刘慧卿夏静等.裂缝性油藏渗吸采油机理数值模拟.石油勘探与开发():.柏松章.对碳酸盐岩油藏驱替机理的初步探讨.石油勘探与开发():.王友净宋新民田昌炳等.动态裂缝是特低渗透油藏注水开发中出现的新的开发地质属性.石油勘探与开发():.姚同玉李继山王建等.裂缝性低渗透油藏的渗吸机理及有利条件.吉林大学学报(工学版)():.周娟薛惠郑德温等.裂缝油藏水驱油渗流机理.重庆大学学报(自然科学版)(增):.刘浩瀚.特高含水期剩余油滴可动条件及水驱油效率变化机理研究.成都:西南石油大学.蔡建超郭士礼游利军等.裂缝孔隙型双重介质油藏渗吸机理的分形分析.物理学报():.廖新武刘奇李超等.渤中 低渗透油田地应力分布特征及对开发的影响.地质力学学报():.(/):.():.:.():.责任编辑 温丽萍吴秀英:低孔低渗油藏基于毛细管末端效应的相渗曲线校正方法