李愛芬, 付帥師, 張環(huán)環(huán), 王桂娟

(中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580)

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實際油藏條件下毛管力曲線測定方法

李愛芬, 付帥師, 張環(huán)環(huán), 王桂娟

(中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,山東青島 266580)

研發(fā)高溫高壓毛管力曲線測定儀,使用地層水和含有溶解氣的地層油,模擬油藏溫度和壓力條件,測定滲透率不同的3塊巖心的地下毛管力曲線,并與壓汞法得到的地下毛管力曲線進行對比。結(jié)果表明:由壓汞毛管力曲線按照常規(guī)轉(zhuǎn)換方法得到的地下毛管力曲線均比實測毛管力曲線低,兩種曲線在曲線平緩段有較大差別,滲透率為(0.3～1.3)×10-3μm2的巖心,潤濕相飽和度70%時毛管力差值為0.08～0.12 MPa;通過壓汞毛管力曲線與實際毛管力曲線擬合,滲透率為(0.3～1.3)×10-3μm2的巖心實際轉(zhuǎn)換系數(shù)為4～5(常規(guī)轉(zhuǎn)換系數(shù)為7.26),滲透率越高的巖心擬合系數(shù)越低。

毛管力曲線; 油藏條件; 半滲隔板法; 油驅(qū)水; 轉(zhuǎn)換方法

引用格式:李愛芬，付帥師，張環(huán)環(huán)，等. 實際油藏條件下毛管力曲線測定方法[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2016,40(3)：102-106.

LI Aifen, FU Shuaishi, ZHANG Huanhuan,et al. A capillary pressure measurement method at real reservoir conditions[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science)，2016,40(3)：102-106.

毛管力曲線應(yīng)用廣泛[1-5],是油藏開發(fā)方案設(shè)計的重要基礎(chǔ)資料。目前常用的測定方法有壓汞法、半滲隔板法和離心法等。這些方法是將巖心中飽和潤濕相流體用非潤濕相流體驅(qū)替得到毛管力曲線[6-11]。地層條件下毛管力曲線是將室內(nèi)測試條件及油藏條件下巖石的潤濕角及流體界面張力代入轉(zhuǎn)換公式得到[1,12]。近幾年雖然很多學(xué)者對毛管力曲線的測試方法進行了大量研究,但都不是在油藏條件下直接測試的。轉(zhuǎn)換公式中用到的油藏條件下的界面張力和巖石潤濕角目前都難以準確獲得。油水界面張力的主要測試方法有懸滴法、靜滴法和旋滴法等[13],脫氣油-水界面張力測試容易實現(xiàn),而含有溶解氣的地層油-水界面張力目前難以測定。潤濕角的測定主要應(yīng)用光學(xué)投影法[1,14],測試時必須使用光滑的礦物薄片代替巖石(不能使用含有孔隙的真實巖心[10]),常用表面磨光的石英、方解石分別代表砂巖及碳酸鹽巖。礦物薄片成分與真實巖石有差別,一般又不能使用含氣原油測試潤濕角,因此測得的潤濕角與實際油藏條件下的潤濕角有一定的誤差。由于試驗得到的界面張力、巖石潤濕角與實際油藏條件下的數(shù)值差別較大,使由常規(guī)方法測得的數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換得到的地下毛管力曲線與真實地下毛管力曲線有較大差別,給油藏儲量及動態(tài)預(yù)測造成較大誤差。筆者利用高溫高壓油藏條件下毛管力曲線測定儀[12],使用地層水、含有溶解氣的地層油及天然巖心,在油藏溫度、壓力及圍壓條件下測定不同滲透率巖心的油驅(qū)水毛管力曲線,并將壓汞法轉(zhuǎn)換得到的地下毛管力曲線與實際測得的地下毛管力曲線進行分析對比。

1　毛管力曲線測試

1.1試驗巖心

選取紅河油田3塊滲透率不同的均質(zhì)天然巖心,每塊巖心截成兩段,分別用于地層條件下油驅(qū)水毛管力曲線測試及壓汞毛管力曲線測試。巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1所示。

表1巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1.2油藏條件下毛管力曲線測定方法及結(jié)果

1.2.1試驗測試流程及條件

圖1為高溫高壓條件下油藏毛管力曲線測定儀的主要流程,巖心飽和地層水,用地層油恒壓逐級驅(qū)替。

模擬紅河油田條件:地層溫度65 ℃,地層油(溶有天然氣,泡點壓力6.5 MPa),地層水(礦化度43.428 g/L),巖心出口端回壓7 MPa(保證驅(qū)替過程中壓力高于泡點壓力);巖心環(huán)壓及軸向壓力為9 MPa。

圖1　高溫高壓油藏條件下毛管力曲線測定儀示意圖Fig.1　Sketch map of capillary pressure curve measurement apparatus under reservoir conditions

1.2.2地層流體的配制

(1)地層水配制。地層水礦化度為43.428 g/L,地層水組成見表2,按此組成配制地層水。

表2　地層水組成

(2)地層油的配制。根據(jù)原始溶解氣油比39.9,將一定體積的脫氣油(800 mL)加入配樣筒中,根據(jù)氣油比計算所需天然氣在標準條件(20 ℃,101 325 Pa)下的總體積,計算各組分天然氣在配樣壓力下的體積或質(zhì)量(在實驗室條件下是液體的按其物質(zhì)的量計算質(zhì)量),如表3所示。按照配樣壓力由小到大的順序,將各組分依次加入到配樣儀中。加熱到地層溫度,使壓力高于泡點壓力,即得到地層油樣。

1.2.3試驗步驟

(1)巖心氣測滲透率、孔隙度后,稱巖心干重,將巖心抽空飽和地層水,稱巖心濕重,計算巖心孔隙體積;同時將半滲隔板抽空飽和地層水,待用。

(2)將飽和地層水的巖心及半滲隔板依次放入巖心夾持器中,加環(huán)壓,給巖心出口加回壓;恒溫箱溫度升至地層溫度65 ℃。用地層水小流量驅(qū)替巖心,將巖心內(nèi)流體壓力維持在7 MPa(與回壓相同);用油填充夾持器內(nèi)巖心上游死體積。

(3)油相壓力逐級由低壓升到高壓(壓差為0.01,0.05,0.1,0.15,0.20,…,0.7 MPa),每一壓力下每隔12 h記錄一次排出水量,待兩次讀的排出水量不再變化,改換下一個壓力。試驗過程中保持回壓不變。

(4)所需壓力點全部測完后結(jié)束試驗,取出巖心和半滲隔板。

表3　地層油配樣計算結(jié)果(800 mL脫氣油)

1.2.4數(shù)據(jù)處理方法

毛管壓力為巖心入口端驅(qū)替壓力與巖心出口端回壓之差;任意壓力下巖心排出累積液量為此壓力下計量管液量與初始時刻計量管液量的差。

(1)

式中,Swet為巖心中潤濕相流體飽和度;Vw為巖心累積出水量;Vp為孔隙體積。

繪制毛管壓力與巖心中潤濕相流體飽和度的關(guān)系曲線,即油藏條件下的油驅(qū)水毛管力曲線。

1.2.5試驗結(jié)果

3塊巖心的油藏條件下真實油驅(qū)水毛管力曲線如圖2所示。可以看出,隨巖心滲透率升高,毛管力曲線整體降低,束縛水飽和度降低。

圖2　油藏條件下巖心真實油驅(qū)水毛管力曲線Fig.2　Real oil-water drainage capillary pressure curves under reservoir conditions

1.3壓汞毛管力曲線測定結(jié)果

按石油行業(yè)測試標準[10],用常規(guī)壓汞法測定3塊不同滲透率巖心的壓汞法毛管力曲線,測試結(jié)果如圖3所示。

圖3　巖心壓汞法毛管力曲線Fig.3　Mercury injection capillary pressure curves

由圖3看出,隨著巖心滲透率增大,壓汞曲線整體降低,最大含汞飽和度增大。由于所測巖心滲透率較低,故壓汞曲線都較高。

2　壓汞與實測油藏毛管力曲線對比

2.1常規(guī)方法轉(zhuǎn)換系數(shù)計算

將壓汞法毛管力pcHg轉(zhuǎn)換成油藏條件下毛管力pcwo的轉(zhuǎn)換系數(shù)為

(2)

式中,C為壓汞毛管力與油藏條件下油水毛管力比值或轉(zhuǎn)換系數(shù);σHg為汞的表面張力,mN/m;θHg為汞對巖石的潤濕角;σwo為油水界面張力,mN/m;θwo為油水系統(tǒng)對巖石的潤濕角。

在大氣壓力、65 ℃下,用旋滴法測定脫氣油和地層水的油水界面張力值為55.6 mN/m;用光學(xué)投影法測定石英片[1]和地面油水系統(tǒng)潤濕角為24.5°。將上述油水界面張力、油水系統(tǒng)潤濕角、汞的表面張力480 mN/m及汞對巖石的潤濕角140°代入式(2),計算得到轉(zhuǎn)換系數(shù)C值為

(3)

2.2常規(guī)方法與實測方法得到的地下毛管力曲線的對比

常規(guī)方法一般根據(jù)式(3)將壓汞法得到的毛管力曲線轉(zhuǎn)換成油藏條件下的毛管力曲線,由于不能精確測得高溫高壓下巖石-油-水系統(tǒng)的潤濕角和油水系統(tǒng)的界面張力,由式(3)得到的油水毛管力曲線只能近似代表油藏條件下的油水毛管力曲線。圖4為由式(3)得到的油藏條件下的近似油水毛管力與真實地下油水毛管力曲線的對比。

圖4　轉(zhuǎn)換系數(shù)為7.26時壓汞轉(zhuǎn)換后的曲線與實測曲線對比Fig.4 Comparison of converted oil-water capillary pressure curves and real oil-water curves with conversion factor of 7.26

由圖4可以看出,當轉(zhuǎn)化系數(shù)為7.26時,由壓汞毛管力曲線轉(zhuǎn)換得到的地下毛管力曲線主體部分明顯低于實測的油藏條件下的油驅(qū)水毛管力曲線。潤濕相飽和度為70%時,滲透率分別為0.325×10-3、0.869×10-3和1.321×10-3μm2的巖心,實測油藏毛管力與轉(zhuǎn)換得到的油藏毛管力差值分別為0.1、0.08和0.12 MPa,說明常規(guī)方法的轉(zhuǎn)換系數(shù)C偏大,使由壓汞法得到的的地下毛管力數(shù)值較低。這是由于公式(2)所用的地層油-水界面張力和地層油-水-巖石系統(tǒng)接觸角不是試驗溫度、壓力下的真實數(shù)值所致。

2.3壓汞與實測地下毛管力曲線擬合系數(shù)

將壓汞毛管力曲線和實測油藏條件下油驅(qū)水毛管力曲線進行擬合,可以得到兩種毛管力曲線的最佳比值(最佳轉(zhuǎn)換系數(shù)),如圖5所示。

圖5　壓汞和實測油藏條件下油驅(qū)水毛管力曲線對比Fig.5　Comparison of mercury injection capillary pressure curves and oil-water capillary pressure curves under reservoir conditions

由圖5可以看出,對于試驗所用巖心,曲線主體部分完全擬合時壓汞毛管力曲線和實測油藏條件下毛管力曲線擬合轉(zhuǎn)換系數(shù)為4～5(常規(guī)轉(zhuǎn)換系數(shù)為7.26)。不同巖心毛管力曲線的轉(zhuǎn)換系數(shù)不盡相同,滲透率較低的巖心轉(zhuǎn)換系數(shù)偏大,滲透率較高的巖心轉(zhuǎn)換系數(shù)偏小,但差別不大。兩種曲線擬合時,曲線的最后陡峭段有一定差別。這是由于低滲巖心在進行壓汞試驗時,汞難以進入微細孔隙,由于應(yīng)力敏感,壓力增加細小孔隙半徑進一步減小。在高壓階段測試的壓汞毛管力大于實際毛管力值,兩曲線偏差較大。

3　結(jié)　論

(1)利用研發(fā)的高溫高壓毛管力曲線測試儀,可以直接測得油藏條件下的油水毛管力曲線,避免了轉(zhuǎn)換公式中界面張力、潤濕角測試不準確帶來的誤差。

(2)用常規(guī)轉(zhuǎn)換方法(本例轉(zhuǎn)換系數(shù)為7.26)將壓汞毛管力曲線轉(zhuǎn)換得到的地下毛管力曲線明顯低于實測油驅(qū)水毛管力曲線,轉(zhuǎn)換系數(shù)偏大,使轉(zhuǎn)換后的毛管力曲線偏低。

(3)對于試驗所用巖心(氣體滲透率(0.325～1.321)×10-3μm2),毛管力曲線的最優(yōu)擬合轉(zhuǎn)換系數(shù)為4～5,曲線主體段擬合較好;由于高壓下細微孔隙進一步變形縮小,曲線的最后陡峭段壓汞毛管力偏大。

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(編輯李志芬)

A capillary pressure measurement method at real reservoir conditions

LI Aifen, FU Shuaishi, ZHANG Huanhuan, WANG Guijuan

(SchoolofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China)

A high temperature and high pressure capillary pressure measurement apparatus was developed in this study, and the capillary pressure curve of rock samples with different permeability at reservoir condition was measured and compared with that converted from a mercury injection method. Live oil containing solution gas and real reservoir water were used in these measurements. The results show that the reservoir capillary pressure converted from the mercury injection method was lower than that measured using the new apparatus.There is a significant difference on the flat section of the capillary pressure curves measured by the two methods, which is about 0.08-0.12 MPa at wetting saturation of 70% for the cores with permeability of (0.3-1.3)×10-3μm2. When the real capillary curves with those measured using the mercury injection method fit well, the ratio of the capillary pressures from the two methods (the conversion factor) is about 4-5, lower than the conventional value of 7.26. The higher the permeability of the rock is, the lower the conversion factor.

capillary pressure curves； reservoir condition； diaphragm method； oil-water drainage； converting method

2015-06-25

國家自然科學(xué)基金項目(51274226)；山東省自然科學(xué)基金聯(lián)合專項(ZR2014EL017)；國家重大專項(2008ZX05014-003-006HZ)；長江學(xué)者和創(chuàng)新團隊發(fā)展計劃(IRT1294)

李愛芬(1962-)，女，教授，博士，博士生導(dǎo)師，研究方向為油氣滲流、提高采收率機制。E-mail：aifenli@upc.edu.cn。

1673-5005(2016)03-0102-05doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.03.013

TE 344

A