趙 軍，左清泉，張潤(rùn)芳，鄭繼龍，陳 平，胡 雪

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452；2.海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100027）

海上稠油油藏儲(chǔ)量巨大，據(jù)統(tǒng)計(jì)目前已開發(fā)油田中稠油油藏儲(chǔ)量占80 %。大部分稠油油藏以高孔、高滲儲(chǔ)層為主，其儲(chǔ)層具有原油黏度高，非均質(zhì)性比較嚴(yán)重，并伴隨著邊底水特征。以海上某底水稠油油藏為例，儲(chǔ)層平均孔隙度28 %，平均滲透率3 000 mD，地層原油黏度分布范圍為50 mPa·s～400 mPa·s，并采用天然能量開發(fā)，因此生產(chǎn)特征為含水上升快、采出程度低，開發(fā)主要階段為特高含水期。為了更好的研究底水稠油油藏開發(fā)特點(diǎn)和規(guī)律，需要開展相滲實(shí)驗(yàn)研究，為后期開發(fā)調(diào)整和方案預(yù)測(cè)提供實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)支持。

相對(duì)滲透率曲線是在油水流動(dòng)過程中相互作用的反映，是研究?jī)?chǔ)層中油水滲流的基礎(chǔ)，也是油田動(dòng)態(tài)開發(fā)和數(shù)值模擬等方面研究的重要參數(shù)。國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)于相滲研究主要集中在相滲數(shù)據(jù)處理方法的優(yōu)化及影響相滲規(guī)律的影響因素等方面[1-6]，對(duì)于實(shí)驗(yàn)方法的研究比較少。目前稠油油藏相滲實(shí)驗(yàn)方法主要采用非穩(wěn)態(tài)法，該方法操作簡(jiǎn)便、用時(shí)較短，但該方法計(jì)算上比較復(fù)雜，而且存在不嚴(yán)密的假設(shè)，解釋上帶來(lái)很多不可靠性[5-8]。而穩(wěn)態(tài)法可在比較寬的飽和度范圍內(nèi)測(cè)定相對(duì)滲透率，測(cè)定結(jié)果精確度高，具有較高的可靠性。

根據(jù)美國(guó)巖心公司提出的結(jié)論，當(dāng)非潤(rùn)濕相流體黏度大于17 mPa·s 后，穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法結(jié)果差異不大[9-12]，該結(jié)論是在低孔、低滲儲(chǔ)層的條件下開展的規(guī)律研究[13]，對(duì)于海上高孔、高滲、高黏儲(chǔ)層此規(guī)律是否適用，相關(guān)研究較少，因此針對(duì)海上此類油藏某底水稠油區(qū)塊開展相滲規(guī)律研究。本文采用穩(wěn)態(tài)法測(cè)定不同油水黏度比下油-水相對(duì)滲透率曲線，并與非穩(wěn)態(tài)法實(shí)驗(yàn)結(jié)果相互對(duì)比，驗(yàn)證相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果的可靠性。

1 實(shí)驗(yàn)條件

為獲取較為真實(shí)的油藏儲(chǔ)層巖石中的滲流數(shù)據(jù)，實(shí)驗(yàn)采用海上某稠油油藏直徑為2.5 cm 天然巖心，實(shí)驗(yàn)用水為油田產(chǎn)出水，實(shí)驗(yàn)用油為地層原油，50 ℃下原油黏度和密度分別為528 mPa·s，0.897 g/cm3。為了更好地模擬地層條件下原油滲流特征，采用煤油與稠油混合方式獲得，配制后地層模擬油黏度分別為30 mPa·s和130 mPa·s。實(shí)驗(yàn)通過巖心滲流模擬實(shí)驗(yàn)裝置（見圖1）開展實(shí)驗(yàn)，設(shè)備主要包括注入泵、壓差傳感器、巖心夾持器、中間容器、油水計(jì)量裝置等。

圖1 巖心滲流模擬實(shí)驗(yàn)流程圖

2 實(shí)驗(yàn)方法

相對(duì)滲透率曲線的測(cè)定主要方法是穩(wěn)態(tài)法和非穩(wěn)態(tài)法，穩(wěn)態(tài)法可在比較寬的飽和度范圍內(nèi)測(cè)定相對(duì)滲透率，應(yīng)用范圍較廣，同時(shí)實(shí)驗(yàn)過程中由于達(dá)到了毛管力平衡，計(jì)算基于達(dá)西定律，因此測(cè)定結(jié)果精確度高[14，15]。同時(shí)本次采用天然巖心開展相滲研究，其實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)該類油藏的開發(fā)具有重要意義。

實(shí)驗(yàn)方法及標(biāo)準(zhǔn)參照石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5345-2007《巖石中兩相流體相對(duì)滲透率測(cè)定方法》。

2.1 模擬稠油油藏實(shí)驗(yàn)方法的優(yōu)化

實(shí)驗(yàn)過程中依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)方法將油、水按照設(shè)定體積比例（見表1）注入，記錄相關(guān)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，將實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行計(jì)算，形成相滲曲線（見圖2）。

表1 行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中油水體積比例

圖2 行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)方法測(cè)得的穩(wěn)態(tài)相滲實(shí)驗(yàn)曲線

通過測(cè)得的相滲曲線可以看出，油、水兩條曲線沒有相交，無(wú)法實(shí)現(xiàn)油水共滲情況。這是由于稠油油藏的原油黏度高，油水流度比大，現(xiàn)有行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的油水注入比例無(wú)法滿足該實(shí)驗(yàn)要求，為了更好的達(dá)到實(shí)驗(yàn)效果，考慮穩(wěn)態(tài)法稠油相滲與普通相滲存在差異性，對(duì)實(shí)驗(yàn)方法進(jìn)行優(yōu)化。通過多次探索研究，在原有實(shí)驗(yàn)方法基礎(chǔ)上，對(duì)注入油水比例進(jìn)行了擴(kuò)展，其油水注入比例（見表2），將優(yōu)化后實(shí)驗(yàn)測(cè)量結(jié)果進(jìn)行計(jì)算，形成穩(wěn)態(tài)相滲曲線（見圖3）。

表2 優(yōu)化后的稠油穩(wěn)態(tài)相滲實(shí)驗(yàn)注入油水比

圖3 優(yōu)化后的穩(wěn)態(tài)相滲實(shí)驗(yàn)曲線

通過圖3 可以看出，將實(shí)驗(yàn)方法進(jìn)行優(yōu)化后，得出來(lái)的相滲曲線實(shí)現(xiàn)油、水曲線相交，形成共滲點(diǎn)，滿足相滲曲線測(cè)量的要求。

2.2 模擬底水油藏長(zhǎng)期水驅(qū)沖刷實(shí)驗(yàn)研究

底水稠油油藏生產(chǎn)主要階段為特高含水期，該階段主流線區(qū)域內(nèi)孔隙體積沖刷倍數(shù)高達(dá)上千倍，因此基于優(yōu)化后的穩(wěn)態(tài)相滲實(shí)驗(yàn)方法，完成巖心油水相對(duì)滲透率曲線測(cè)試后，為模擬底水長(zhǎng)期水驅(qū)沖刷后儲(chǔ)層情況，將巖心注入500 倍孔隙體積模擬水，將連續(xù)沖刷后巖心重新進(jìn)行飽和實(shí)驗(yàn)，從而測(cè)得500 倍孔隙體積沖刷下的油水相滲曲線，按照上述方法將巖心再注入2 000 倍孔隙體積模擬水，再次進(jìn)行穩(wěn)態(tài)相滲測(cè)試，最終測(cè)得原始條件、500 倍孔隙體積和2 000 倍孔隙體積沖刷條件下相滲曲線。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

巖心測(cè)試結(jié)果（見表3、表4），由于穩(wěn)態(tài)法稠油相滲實(shí)驗(yàn)?zāi)壳皣?guó)內(nèi)研究比較少，為了確定相滲曲線的可靠性，采用非穩(wěn)態(tài)法相滲實(shí)驗(yàn)進(jìn)行驗(yàn)證（見圖4）。通過圖4 可以看出，兩種方法曲線形態(tài)基本一致，從而確定了該方法的可靠性。基于該實(shí)驗(yàn)方法，模擬底水油藏長(zhǎng)期水驅(qū)條件，開展不同滲透率、模擬油黏度的相滲規(guī)律研究（見表5、圖5）。

表3 巖心測(cè)試結(jié)果表

表4 1#巖心相滲實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

通過表5 和圖5 總結(jié)稠油油藏相滲規(guī)律如下：

（1）三組實(shí)驗(yàn)油水相滲曲線呈水相凸型，油水相滲曲線殘余油飽和度下的水相相對(duì)滲透率總體偏低，這是因?yàn)閹r心表現(xiàn)為親水性，注入的地層水更易占據(jù)滲流孔道，并且有利于注入水相對(duì)滲透率的增加。

（2）油相相對(duì)滲透率下降快，反映在不同滲透率大小巖心相滲測(cè)試中，因?yàn)樗嗾紦?jù)主要滲流通道，加之模擬油黏度較大，造成油相相對(duì)滲透率下降快速。

圖4 穩(wěn)態(tài)法與非穩(wěn)態(tài)法相滲曲線對(duì)比

圖5 1#、2#、3# 巖心不同驅(qū)替倍數(shù)下的相滲曲線

（3）共滲點(diǎn)低，原因是模擬油黏度大導(dǎo)致滲流阻力增大，而注入的地層水在巖心孔道驅(qū)替能力有限，殘余油飽和度高，分散油滴越多滯留在孔隙中形成較大滲流阻力，造成油水共滲點(diǎn)偏低。

（4）通過1#巖心不同驅(qū)替倍數(shù)條件下可以看出，隨著驅(qū)替倍數(shù)增加束縛水飽和度由27.5 %上升至2 000 PV 的35.8 %，束縛水飽和度逐漸增加；而殘余油飽和度由28.0 %下降至18.0 %，殘余油飽和度逐漸降低。2#巖心和3#巖心總體趨勢(shì)與1#巖心相同，即隨著驅(qū)替倍數(shù)增加，束縛水飽和度逐漸增加、殘余油飽和度逐漸降低，同時(shí)根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)計(jì)算驅(qū)油效率有所提升。實(shí)驗(yàn)認(rèn)為隨著水驅(qū)倍數(shù)增加，可以一定程度進(jìn)一步提高驅(qū)油效率。

（5）通過滲流曲線可以看出，油藏滲透率、流體黏度對(duì)相滲曲線形態(tài)及特征值影響較大。隨著驅(qū)替倍數(shù)增加，相滲曲線共滲點(diǎn)逐漸右移。

4 結(jié)論

（1）通過實(shí)驗(yàn)方法優(yōu)化，建立穩(wěn)態(tài)法稠油相滲實(shí)驗(yàn)方法，并采用非穩(wěn)態(tài)法相滲實(shí)驗(yàn)進(jìn)行對(duì)比，驗(yàn)證了該方法的可靠性。

（2）模擬底水稠油油藏條件，通過開展不同滲透率、模擬油黏度的相滲規(guī)律研究。認(rèn)為油藏滲透率、流體黏度對(duì)相滲曲線形態(tài)及特征值影響較大；油水相滲曲線殘余油飽和度下的水相相對(duì)滲透率總體偏低，油相相對(duì)滲透率下降快，共滲點(diǎn)低。

（3）模擬長(zhǎng)期水驅(qū)沖刷實(shí)驗(yàn)研究，認(rèn)為隨著驅(qū)替倍數(shù)增加，相滲曲線共滲點(diǎn)逐漸右移，束縛水飽和度逐漸增加、殘余油飽和度逐漸降低，驅(qū)油效率有所提升且隨著水驅(qū)倍數(shù)增加，可進(jìn)一步提高驅(qū)油效率。