趙振鐸，閆百泉

(東北石油大學地球科學學院，黑龍江 大慶 163318)

大慶F儲層孔隙結構特征對油水相滲曲線形態(tài)特征的影響

趙振鐸，閆百泉

(東北石油大學地球科學學院，黑龍江 大慶 163318)

為研究孔隙結構特征對油水相滲曲線的影響，選用大慶F儲層59塊巖樣，在相同的條件下分別進行毛管壓力曲線和油水相滲曲線測定。發(fā)現(xiàn)根據(jù)形態(tài)特征的差異，毛管壓力曲線和油水相滲曲線均可分為三類，且二者之間具有較好的對應關系。第Ⅰ類毛管壓力曲線屬于細歪度，孔隙分選差，毛管壓力曲線中間平緩段排驅壓力均大于1 MPa。對應水相下凹型相滲曲線，在三類曲線中，其束縛水飽和度最大，兩相共滲區(qū)展幅和水相端點滲透率最小。第Ⅲ類毛管壓力曲線屬于粗歪度，孔隙分選好，毛管壓力曲線中間平緩段排驅壓力均小于0.1 MPa。對應水相上凹型相滲曲線，其束縛水飽和度最小，兩相共滲區(qū)展幅和水相端點滲透率最大。第Ⅱ類毛管壓力曲線對應水相下凸型相滲曲線位，所有參數(shù)均介于前兩類之間。說明同一儲層中，孔隙結構特征對油水相滲曲線的形態(tài)特征具有重要影響。

大慶F儲層 孔隙結構特征 毛管壓力曲線 油水相滲曲線 形態(tài)特征

油水相對滲透率曲線反映了油水相互作用的動態(tài)過程，是進行油田開發(fā)和數(shù)值模擬中預測開發(fā)指標、采收率必需的基礎曲線[1]。不同性質巖心的水相相滲曲線形態(tài)不同，張玄奇、王國先等將同一儲層的相滲曲線分為水相上凹型、水相直線型、水相下凹型、水相上凸型和水相靠椅型[2,3]，高超等根據(jù)相滲曲線函數(shù)的凸凹性，將儲層相滲曲線分為水相凹型、水相凸型、水相直線型[4]，但已有研究并沒有解釋相滲曲線形成不同形態(tài)的原因。本文通過對毛管壓力曲線形態(tài)分類來表征儲層孔隙結構特征的差異，然后分別繪制不同毛管壓力曲線類型所對應的相滲曲線，并探討各類相滲曲線的形態(tài)和特征值，發(fā)現(xiàn)孔隙結構特征差異對相滲曲線形態(tài)差異的重要影響。

1 實驗過程

1.1實驗準備

實驗巖心是大慶F儲層59塊天然巖樣，所用油為脫氣原油與煤油配置模擬油，粘度9.712 mPa·s。注入水為油層地層水，相滲曲線測定實驗溫度為地層溫度67 ℃，壓汞曲線實驗溫度為室溫20 ℃。

1.2實驗步驟

①將每個巖樣截成兩段并分別編號a，b。②用甲苯將巖樣抽提、烘干，用空氣測定滲透率和孔隙度。③將編號為a的巖樣在室溫下進行壓汞實驗測定毛管壓力曲線。④在恒溫67℃下，將編號為b的巖樣充分飽和地層水。用模擬油驅水，建立束縛水飽和度。用地層水進行水驅油，記錄不同時刻巖樣兩端壓差、產(chǎn)水量、產(chǎn)油量，直至含水率達到98%以上結束。⑤計算含水飽和度、油水相對滲透率。

2 毛管壓力曲線分類及特征

將59塊巖心毛管壓力進汞曲線進行對比后，根據(jù)曲線形態(tài)劃分三類。第Ⅰ類毛管壓力曲線(見圖1)，初始段長而陡，使曲線位于右上方，屬于細歪度。中間平緩段最短且位置最高，因此孔隙大小分布分散，排驅壓力均大于1 MPa，最大孔隙半徑很小。末尾上翹段坡度居中，最小濕相飽和度最大，平均約為40%，說明微小孔隙及其所控制的孔隙空間較大。其所對應的儲層滲透率均小于1×10-3μm2，平均為0.384×10-3μm2，孔隙度平均約為11.829%，屬于特低滲儲層，該類樣品有17塊，占總體的28.8%。巖性主要是泥質粉砂巖。

圖1 第Ⅰ類毛管壓力曲線 圖2 第Ⅱ類毛管壓力曲線 圖3 第Ⅲ類毛管壓力曲線

第Ⅱ類毛管壓力曲線(見圖2)，初始段較短，曲線位于中上方，屬于較粗歪度。中間平緩段較長但略有坡度，則孔隙大小分布較集中，其排驅壓力在0.1～1 MPa之間，平均0.638 MPa，最大孔隙半徑較小，但大于第Ⅰ類型。末尾上翹比較平緩，與中間平緩段沒有明顯界限。最小濕相飽和度平均約為30%。其所對應的儲層滲透率在(1～10)×10-3μm2之間，孔隙度平均約為12.141%，屬于低滲儲層，該類樣品有23塊，占總體的39%。巖性主要是粉砂巖。

第Ⅲ類毛管壓力曲線(見圖3)，初始段最短，曲線位于左下方，屬于粗歪度。中間段長而且最為平緩，幾乎平行于X軸，所以孔隙大小分布最為集中，而且其位置最低，排驅壓力均小于0.1 MPa。末尾上翹段最陡，與中間平緩段有明顯的分界點，約在累積汞飽和度60%處。最小濕相飽和度最小，平均約為20%，說明細小的孔隙及其控制的孔隙體積最少。其所對應的儲層滲透率均在(50～1 000)×10-3μm2之間?？紫抖容^大，平均約為22.792%，屬于中、高滲儲層，該類樣品樣品有19塊，占總體的32.2%。巖性主要是較粗的粉砂巖和細砂巖。

3 三類毛管壓力曲線所對應的油水相滲曲線特征

3.1油水相滲曲線分類

油水相滲曲線形態(tài)取決于孔隙結構特征、潤濕性、原油性質和地層水性質等，對于大慶F儲層，其潤濕性為弱親水、親水，本實驗中原油和地層水相同，因此孔隙結構特征是同一儲層油水相滲曲線形態(tài)差異的主要原因。

分別繪制圖1～圖3三類毛管壓力曲線對應巖樣的油水相滲曲線(見圖4～圖6)。第Ⅰ類毛管壓力曲線對應水相下凹型相滲曲線，第Ⅱ類對應水相下凸型相滲曲線，第Ⅲ類對應水相上凹型相滲曲線。

圖4 水相下凹型相滲曲線(弓形)[5]圖5 水相下凸型相滲曲線 圖6 水相上凹型相滲曲線(標準型)[5]

毛管壓力曲線的形態(tài)對油水相滲曲線形態(tài)有決定性的影響，即每類毛管壓力曲線對應巖樣的相滲曲線形態(tài)極為相似，而不同類型毛管壓力曲線對應巖樣的相滲曲線形態(tài)有較大的差異，主要體現(xiàn)為水相相滲曲線之間的差異。由圖4～圖6可知，三種油水相滲曲線中，油相相滲曲線形態(tài)基本一致，均表現(xiàn)為在初期下降較快，隨著含水飽和度的增加，下降速度逐漸減緩。在水相下凹型相滲曲線中，水相相滲曲線在初期上升較快，隨著含水飽和度的增加逐漸變緩，最后趨于水平。在水相下凸型相滲曲線中，Sw<60%時，Krw隨含水飽和度的增加而緩慢增加，在Sw>60%時，Krw隨含水飽和度的增加陡然增加。在水相上凹型相滲曲線中，水相相滲曲線隨著含水飽和度增加而平緩增加，與水相下凸型相滲曲線最大的區(qū)別在于Sw較小，共滲范圍較大，Krw較大。

3.2三類油水相滲曲線特征值對比

由表1可見：①束縛水飽和度、等滲點飽和度按照下凹型、下凸型、上凹型依次減小。束縛水飽和度均大于25%，等滲點飽和度均大于55%，說明該儲層是水濕儲層。②兩相共滲區(qū)展幅、水相端點滲透率按照下凹型、下凸型、上凹型依次增大，儲層的滲流條件逐漸變好。

表1 三類油水相滲曲線特征值對比

4 結論

(1)大慶F儲層毛管壓力曲線可以分為三類，第Ⅰ類毛管壓力曲線位于右上方，屬于細歪度，孔隙半徑分布分散，毛管壓力曲線中間平緩段排驅壓力均大于1 MPa。第Ⅲ類位于左下方，屬于粗歪度，孔隙半徑分布集中，毛管壓力曲線中間平緩段排驅壓力均小于0.1 MPa。第Ⅱ類毛管壓力曲線位于中部偏上，屬于較粗歪度，所有參數(shù)均介于前兩類之間。

(2)大慶F儲層油水相滲曲線中，油相相對滲透率曲線形態(tài)基本一致。水相相滲曲線可以分為三類：水相下凹型型、水相下凸型和水相上凹型。束縛水飽和度、等滲點飽和度按照下凹型、下凸型、上凹型依次減小。兩相共滲區(qū)展幅、水相端點滲透率按照下凹型、下凸型、上凹型依次增大。

(3)第Ⅰ類、第Ⅱ類、第Ⅲ類毛管壓力曲線分別對應水相下凹型、水相下凸型和水相上凹型相滲曲線，說明同一儲層中，油水相相滲曲線形態(tài)特征由儲層的孔隙結構特征決定。

[1] 張楓,王振升,程巖，等.油藏數(shù)值模擬中油水相對滲透率曲線處理方法[J].天然氣地球科學,2010,21(5):859-862.

[2] 張玄奇.油水相對滲透率曲線的實驗測定[J].石油鉆采工藝,1994,16(5):87-90.

[3] 王國先,謝建勇,李建良，等.儲集層相對滲透率曲線形態(tài)及開采特征[J].新疆石油地質，2004,25(3):301-304.

[4] 高超,楊滿平,王剛.注水開發(fā)油藏油水相對滲透率曲線特征評價[J].復雜油氣藏,2013,6(1):46-49.

[5] 董平川,馬志武,趙常生.儲層相對滲透率評價方法[J].大慶石油地質與開發(fā),2008,27(6):55-58.

(編輯 王建年)

Effect of pore structure characteristics on the featuresof oil-water relative permeability curves in F Formation of Daqing Oilfield

Zhao Zhenduo ,Yan Baiquan

(CollegeofEarthSciences，NortheastPetroluemUniversity，Daqing163318,China)

To investigate the effect of pore structure characteristics on the features of oil-water relative permeability curves，59 pieces of natural cores were used to measure the capillary pressure curves and oil-water relative permeability curves under the same conditions.According to the feature of the curves，the capillary pressure curves and oil-water relative permeability curves can be divided into three types.The type Ⅰ capillary pressure curve，with fine skewness and poor pore sorting，has a drive pressure greater than 1 MPa，corresponding to water -downward-concave relative permeability curves.The Type III capillary pressure curve，with coarse skewness and perfect pore sorting，has a drive pressure smaller than 0.1 MPa，corresponding to water-upward-concave relative permeability curves.The Type II capillary pressure curve is corresponding to water-downward-convex，of which all the parameters are between the former two types.Therefore，for a certain formation，the characteristics of pore structure have great influences on the features of oil-water relative permeability.

F Formation of Daqing Oilfield；pore structure characteristic；capillary pressure curves；oil-water relative permeability curve；features

TE321

A

2013-12-30；改回日期2014-04-03。

趙振鐸(1992—)，東北石油大學在校本科生，電話：13936839532，E-mail：zhaomingguo63@163.com。

河道砂體構型控剩余油物理模擬國家自然科學基金項目(41172135)。