王璐，楊勝來(lái)，邢向榮，陳彥昭，孟展，錢坤

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.中國(guó)石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000）

含氣活油高凝油相滲曲線測(cè)定及特征

王璐1，楊勝來(lái)1，邢向榮2，陳彥昭1，孟展1，錢坤1

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.中國(guó)石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000）

目前，油水相滲曲線測(cè)量實(shí)驗(yàn)中普遍采用脫氣原油作為實(shí)驗(yàn)用油，無(wú)法模擬實(shí)際儲(chǔ)層中原油含氣，設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)使用含氣高凝油，通過(guò)在恒溫箱中利用高壓活油瓶進(jìn)行轉(zhuǎn)樣來(lái)保持原油高溫高壓條件和原始含氣量，利用非穩(wěn)態(tài)法測(cè)量得到含氣活油高凝油相對(duì)滲透率曲線，并對(duì)曲線的特征規(guī)律及其影響因素進(jìn)行研究。結(jié)果表明：含氣活油相滲曲線與脫氣原油相比，油相相對(duì)滲透率較高，水相相對(duì)滲透率較低，殘余油飽和度降低，水驅(qū)油效率增加，含水上升變慢；隨著實(shí)驗(yàn)溫度降低，油相相對(duì)滲透率降低，水相相對(duì)滲透率提高，殘余油飽和度顯著升高，含水上升快，驅(qū)油效率降低；儲(chǔ)層滲透率在高溫條件下對(duì)相滲曲線特征影響較小，但在析蠟溫度以下時(shí)，低滲儲(chǔ)層的殘余油飽和度與束縛水飽和度都要明顯高于高滲儲(chǔ)層，水驅(qū)油效果較差，該研究實(shí)現(xiàn)了對(duì)高凝油油藏相滲曲線的精準(zhǔn)刻畫。

含氣活油；相對(duì)滲透率曲線；高凝油；影響因素；非穩(wěn)態(tài)法

0 引言

相對(duì)滲透率曲線質(zhì)量直接決定油田生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測(cè)及數(shù)值模擬結(jié)果的可靠性［1-2］。根據(jù)SY/T 5345—2007［3］，室內(nèi)測(cè)定油水相滲曲線時(shí)通常采用精致煤油或新鮮脫氣、脫水原油中加中性煤油來(lái)配置模擬油，并根據(jù)各油田實(shí)際情況選擇油水黏度比［4］。但在油藏條件下，原油總會(huì)溶解一定量的氣，利用脫氣原油并不能很好模擬地層中的實(shí)際情況，測(cè)定的相滲曲線也會(huì)存在一定的誤差。目前尚無(wú)系統(tǒng)全面的高凝油相滲曲線測(cè)定實(shí)驗(yàn)［5-6］。本文充分考慮高凝油析蠟、溫度敏感與相態(tài)敏感的特點(diǎn)，在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中首次使用含氣活油作為模擬油，并完全模擬地層下的高溫高壓條件，實(shí)現(xiàn)了對(duì)高凝油油藏相滲曲線的精準(zhǔn)刻畫，并對(duì)高凝油相滲曲線特征規(guī)律及其影響因素進(jìn)行了研究，為含氣原油油水相滲曲線的測(cè)量提供了新方法。

1 高凝油特點(diǎn)

高凝油與其他油品不同，其油水相滲曲線具有隨溫度變化而改變的特點(diǎn)［7-8］。當(dāng)溫度高于析蠟溫度時(shí)，高凝油是牛頓流體，此時(shí)油水相滲規(guī)律與常規(guī)原油相似；當(dāng)溫度低于析蠟溫度時(shí)，蠟晶開(kāi)始析出并分散在原油中，單一液態(tài)逐漸變成懸浮液，形成雙相體系，黏溫變化開(kāi)始劇烈；當(dāng)溫度繼續(xù)下降到反常點(diǎn)以下時(shí)，析出的蠟晶增多并聚集，一部分蠟晶吸附、沉積在滲流通道表面，一部分以海綿狀凝膠體的形式分散在原油中，呈現(xiàn)出非牛頓流體的流變特征；當(dāng)溫度進(jìn)一步下降到凝固點(diǎn)以下時(shí)，原油發(fā)生轉(zhuǎn)相，蠟晶相互連接形成空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，成為連續(xù)相，液態(tài)烴則被隔開(kāi)而成為分散相，失去其流動(dòng)性，此時(shí)原油為塑性流體；這些特點(diǎn)，使得油水相滲規(guī)律十分復(fù)雜［9-10］。由于高凝油中的氣也能夠溶解蠟，使原油中蠟濃度發(fā)生變化，導(dǎo)致析蠟溫度也隨之改變，若直接采用脫氣高凝油進(jìn)行油水相滲測(cè)定實(shí)驗(yàn)將會(huì)帶來(lái)較大誤差。

國(guó)外在進(jìn)行疏松砂巖長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)、凝析氣藏相滲測(cè)定實(shí)驗(yàn)以及表面活性劑微乳相反應(yīng)實(shí)驗(yàn)時(shí)，充分考慮了地層原油中溶解氣的影響，采用含氣活油作為模擬油，均取得更好的實(shí)驗(yàn)效果［11-13］。因此，本文采用含氣高凝油進(jìn)行油水相滲曲線測(cè)定，并模擬油藏的高溫高壓條件，研究溫度、滲透率對(duì)相滲曲線特征的影響，以期對(duì)高凝油相滲規(guī)律進(jìn)行準(zhǔn)確描述。

2 高凝油油水相滲實(shí)驗(yàn)方法

根據(jù)非穩(wěn)態(tài)法測(cè)量油-水相對(duì)滲透率的實(shí)驗(yàn)原理，采用Kingfisher油田高壓含氣原油作為實(shí)驗(yàn)用油進(jìn)行油水相滲實(shí)驗(yàn)，記錄見(jiàn)水時(shí)間、累計(jì)產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)水量和巖心兩端壓差，并計(jì)算油-水相對(duì)滲透率［14-15］。

2.1 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)采用的是Kingfisher油田實(shí)際儲(chǔ)層巖心，選取孔隙結(jié)構(gòu)特征相似，低滲透率和高滲透率2個(gè)級(jí)別的巖心各3塊，巖心基本參數(shù)見(jiàn)表1。注入水為按照該油田地層水成分分析數(shù)據(jù)配制的等礦化度標(biāo)準(zhǔn)的鹽水，礦化度為8095.8mg/L。實(shí)驗(yàn)選取85，80，70，60，50℃5個(gè)溫度點(diǎn)，對(duì)重復(fù)使用的巖心要進(jìn)行洗油處理。實(shí)驗(yàn)回壓保持在16.0 MPa，圍壓22.7 MPa。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5345—2007，驅(qū)動(dòng)方式采用恒速驅(qū)動(dòng)，并用非穩(wěn)態(tài)法確定驅(qū)替速度，綜合考慮驅(qū)替流量取0.5cm3/min。

表1 Kingfisher油田巖心參數(shù)

實(shí)驗(yàn)采用Kingfisher油田高壓含氣高凝油，析蠟點(diǎn)約為64℃，實(shí)驗(yàn)前需要對(duì)高壓活油瓶中的原油進(jìn)行轉(zhuǎn)樣。高壓活油瓶具有3個(gè)接口及相應(yīng)閥門：原油接口（轉(zhuǎn)入或轉(zhuǎn)出原油）、液壓水接口 （用于控制或驅(qū)動(dòng)活塞、以便轉(zhuǎn)入或轉(zhuǎn)出原油）、氮?dú)饨涌冢ㄓ糜谧⑷敫邏旱獨(dú)猓趦?chǔ)存及運(yùn)輸過(guò)程中，當(dāng)室溫變化時(shí)，依靠氮?dú)獾膹椥阅?，保持油瓶?jī)?nèi)的壓力）。將高壓活油瓶水平放置在恒溫箱內(nèi)，通過(guò)液壓水接口連接防水管線及壓力表，再連接原油管線，并與實(shí)驗(yàn)室活塞容器相連，抽真空后準(zhǔn)備倒油。將恒溫箱升溫到85℃，升溫期間監(jiān)測(cè)液壓水的壓力，當(dāng)壓力上升1 MPa時(shí)，間歇打開(kāi)閥門放水，使瓶?jī)?nèi)壓力保持原始數(shù)值。當(dāng)溫度達(dá)到85℃后，間歇打開(kāi)閥門放水，使瓶?jī)?nèi)壓力降低到地層壓力后，穩(wěn)定3 h。最后通過(guò)自動(dòng)泵向液壓水接口注水，輕開(kāi)原油閥門，將原油推入活塞容器中。當(dāng)全部原油轉(zhuǎn)入活塞容器后，轉(zhuǎn)樣完畢，關(guān)閉所有閥門。

2.2 實(shí)驗(yàn)裝置與流程

實(shí)驗(yàn)裝置為SYS-Ⅲ多級(jí)高溫兩相驅(qū)替系統(tǒng)，由注入系統(tǒng)、巖心夾持器系統(tǒng)、溫壓控制系統(tǒng)和油水分離及計(jì)量系統(tǒng)4部分組成，實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示。

2.3 實(shí)驗(yàn)步驟

1）將所需巖樣抽真空1 h后飽和地層水2 h，再將巖心放入巖心夾持器中，并在實(shí)驗(yàn)溫度下恒溫1 h。

2）開(kāi)啟水釜閥門，開(kāi)始注水，測(cè)量水相滲透率。先用0.5 cm3/min的流量注水10 PV后，再以0.5 cm3/min的流量測(cè)有效滲透率。連續(xù)測(cè)量3次，保證相對(duì)誤差小于3%。

3）開(kāi)啟油釜閥門，用油驅(qū)水法建立束縛水飽和度。先用0.1 cm3/min進(jìn)行油驅(qū)水，逐漸增加驅(qū)替速度直至不出水且生產(chǎn)氣油比等于原油溶解氣油比時(shí)為止，記錄累計(jì)產(chǎn)水量，計(jì)算束縛水飽和度。

4）采用非穩(wěn)態(tài)法測(cè)量油水相對(duì)滲透率，為了方便計(jì)算累計(jì)注入量，采用恒速驅(qū)替法進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，先以0.5 cm3/min的流量驅(qū)4 PV，再用1.0 cm3/min的流量累計(jì)驅(qū)替30 PV。準(zhǔn)確記錄見(jiàn)水時(shí)間、見(jiàn)水時(shí)累計(jì)產(chǎn)油量、累計(jì)產(chǎn)液量和巖樣兩端的驅(qū)替壓差，并且記錄見(jiàn)水前的無(wú)水期采油量。

5）見(jiàn)水初期需要加密記錄，隨出油量的不斷下降逐漸增加記錄的時(shí)間間隔。含水率達(dá)到99.5%或者注入30 PV后，測(cè)定殘余油飽和度下的水相滲透率。

6）水驅(qū)油完成后，將巖心取出，用Dean Stark抽提測(cè)定實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí)的含水量，計(jì)算束縛水飽和度。

7）將巖心洗油處理后，重復(fù)上述步驟，進(jìn)行脫氣高凝油相滲曲線測(cè)定對(duì)比實(shí)驗(yàn)。

圖1 相滲曲線測(cè)定實(shí)驗(yàn)裝置流程

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

3.1 高凝油是否含氣對(duì)相滲曲線特征的影響

為了研究高凝油是否含氣對(duì)相滲曲線特征的影響，分別采用含氣活油和脫氣原油作為實(shí)驗(yàn)用油，選取同一巖心分別在析蠟溫度以上（85℃）和析蠟溫度以下（50℃）進(jìn)行相滲曲線測(cè)定實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖2。利用含氣活油得到的相滲曲線與脫氣原油相比，油相相對(duì)滲透率較高，水相相對(duì)滲透率較低，殘余油飽和度降低，水驅(qū)油效率增加，含水上升變慢。這是因?yàn)樵谙嗤瑴囟认?，脫氣原油比含氣原油黏度要高很多，特別是析蠟溫度以下時(shí)，這種黏度差異就更加明顯（見(jiàn)圖3）。不同的油水黏度比將會(huì)對(duì)油水相對(duì)滲透率產(chǎn)生一定影響；而且高凝油中的氣也能溶解蠟質(zhì)，使原油中蠟濃度發(fā)生變化，導(dǎo)致析蠟溫度發(fā)生變化［16］。因此，采用含氣活油得到的油水相滲曲線將更加準(zhǔn)確，取得的水驅(qū)油規(guī)律也更加符合實(shí)際情況。

圖2 不同溫度下含油活油與脫氣原油相滲曲線對(duì)比

圖3 Kingfisher油田含氣原油與脫氣原油黏-溫曲線對(duì)比

3.2 溫度對(duì)含氣高凝油相滲曲線特征的影響

研究結(jié)果表明：隨著實(shí)驗(yàn)溫度的降低，油相相對(duì)滲透率降低，水相相對(duì)滲透率提高；殘余油飽和度顯著升高，殘余油飽和度對(duì)應(yīng)的水相相對(duì)滲透率增加，含水上升快，水驅(qū)油效果變差；兩相共流區(qū)域變窄，等滲點(diǎn)對(duì)應(yīng)的相對(duì)滲透率變化不大，對(duì)應(yīng)的含水飽和度大幅度降低。當(dāng)實(shí)驗(yàn)溫度低于析蠟溫度（64℃）時(shí)，這些變化就更加劇烈。溫度對(duì)相滲曲線產(chǎn)生較大的影響，主要有2方面的原因：一是隨著溫度降低，原油黏度增高，流動(dòng)阻力增大，導(dǎo)致油相相對(duì)滲透率的顯著下降；二是析出的蠟質(zhì)一部分會(huì)隨油水運(yùn)移到細(xì)小孔喉處發(fā)生堵塞，另一部分則沉積在孔道表面，使巖石孔隙表面潤(rùn)濕性向親油方向轉(zhuǎn)化，水驅(qū)油效率大幅降低，殘余油飽和度升高。因此，為了準(zhǔn)確描述高凝油油藏的油水滲流特征，有必要針對(duì)儲(chǔ)層不同的溫度條件選擇不同的相滲曲線。

3.3 滲透率對(duì)含氣高凝油相滲曲線特征的影響

為研究?jī)?chǔ)層滲透率對(duì)含氣高凝油相滲曲線特征的影響，分別在不同溫度下將高滲儲(chǔ)層（Ⅰ類）與低滲儲(chǔ)層（Ⅱ類）的相滲曲線進(jìn)行了對(duì)比。研究表明：在高溫條件下，高凝油還未析蠟，巖心滲透率對(duì)相滲曲線的影響較小，低滲儲(chǔ)層的殘余油飽和度與束縛水飽和度都略高于高滲儲(chǔ)層，驅(qū)油效率較差；但在析蠟溫度（64℃）以下時(shí)，這種差異就變得很明顯，這是因?yàn)槲龀龅南炠|(zhì)對(duì)低滲儲(chǔ)層滲流通道造成的損害要高于高滲儲(chǔ)層 （見(jiàn)表2）。為了準(zhǔn)確描述高凝油油藏的油水滲流特征，特別是在儲(chǔ)層溫度降至析蠟溫度以下時(shí)，有必要根據(jù)儲(chǔ)層的不同滲透率級(jí)別選擇不同的相滲曲線。

表2 巖心實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)記錄表

通過(guò)上述研究可以看出，當(dāng)實(shí)驗(yàn)溫度設(shè)置在析蠟溫度以下時(shí)，各因素對(duì)高凝油相滲曲線特征的影響就會(huì)急劇變大，同時(shí)會(huì)導(dǎo)致水驅(qū)油效率急劇下降，50℃時(shí)的驅(qū)油效率不到85℃時(shí)的一半。因此，保持地層溫度高于析蠟溫度是高凝油油藏高效開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。

4 結(jié)論

1）設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)采用含氣原油，并通過(guò)在恒溫箱中利用高壓活油瓶進(jìn)行轉(zhuǎn)樣來(lái)保證原油的高溫高壓條件及其原始含氣量，實(shí)現(xiàn)了對(duì)高凝油活油相滲曲線的精準(zhǔn)刻畫。

2）實(shí)驗(yàn)溫度對(duì)高凝油相滲曲線特征有明顯的影響：隨著溫度降低，油相相對(duì)滲透率降低，水相相對(duì)滲透率提高；殘余油飽和度顯著升高，殘余油飽和度對(duì)應(yīng)的水相相對(duì)滲透率增加，含水上升快，水驅(qū)油效果變差；兩相共流區(qū)域變窄，等滲點(diǎn)對(duì)應(yīng)的滲透率變化不大，對(duì)應(yīng)的含水飽和度大幅降低。

3）儲(chǔ)層滲透率在高溫條件下對(duì)高凝油相滲曲線特征影響較小，但隨著溫度降低到析蠟溫度以下時(shí)，低滲儲(chǔ)層的殘余油飽和度與束縛水飽和度都要明顯高于高滲儲(chǔ)層，且水驅(qū)油效果較差。

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（編輯 趙旭亞）

Measurement and characteristics of relative permeability curves for high pour-point live oil

WANG Lu1,YANG Shenglai1,XING Xiangrong2,CHEN Yanzhao1,MENG Zhan1,QIAN Kun1
(1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Fengcheng Oilfield Operation Area,Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay 834000,China)

Dead oil,which can not simulate the live oil in the actual reservoir,is widely used as experimental oil in the current experiment of oil-water relative permeability measurement.The oil-water relative permeability experiment was carried out with live oil,and the high-pressure live oil bottle was used to transfer the live oil to the intermediate container,which can maintain the high temperature and pressure conditions of crude oil,as well as the original gas content.The relative permeability curves of the high pour-point live oil were obtained by the unsteady method,and then the characteristics of the curves and the influencing factors were studied.The results show that the oil relative permeability of live oil is higher than that of dead oil,while the relative permeability of water phase is lower;the saturation of residual oil decreases and the efficiency of water displacement increases; with the decrease of experimental temperature,the relative permeability of oil phase decreases and the relative permeability of water phase increases;the residual oil saturation and the water content increases rapidly,while the water displacement efficiency decreases;the permeability of reservoirs has little effect on the relative permeability curves under high temperature conditions, however,the residual oil saturation and irreducible water saturation in the low permeability reservoir are obviously higher than those in the high permeability reservoir when the temperature is below the wax precipitation temperature,and the efficiency of water displacement becomes worse.This study has realized the accurate characterization of the relative permeability curve for the high pour-point oil reservoir.

live oil;relative permeability curve;high pour-point oil;influencing factor;non-steady method

國(guó)家科技重大專項(xiàng)課題“蘇丹3/7區(qū)高凝油油藏高效開(kāi)發(fā)技術(shù)”（2011ZX05032-002）

TE33+1

A

10.6056/dkyqt201702019

2016-10-11；改回日期：2017-01-09。

王璐，男，1991年生，在讀博士研究生，主要從事油氣田開(kāi)發(fā)理論與系統(tǒng)工程方面的研究。E-mail：wlhmhxydh@163.com。

王璐，楊勝來(lái)，邢向榮，等.含氣活油高凝油相滲曲線測(cè)定及特征［J］.斷塊油氣田，2017，24（2）：226-229.

WANG Lu，YANG Shenglai，XING Xiangrong，et al.Measurement and characteristics of relative permeability curves for high pour-point live oil ［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（2）：226-229.