单一缝洞内油水相对渗透率及其影响因素

李爱芬,孙 强,张 东,付帅师

(1.中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580；2.中石化胜利油田地质科学研究院,山东东营 257015)

单一缝洞内油水相对渗透率及其影响因素

李爱芬1,孙 强2,张 东2,付帅师1

(1.中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580；2.中石化胜利油田地质科学研究院,山东东营 257015)

将复杂的缝洞系统简化为裂缝和溶洞的基本组合,从分析油水相对渗透率曲线着手探索其两相流动规律。在考虑实际油田碳酸盐岩储层特征的基础上,制作不同溶洞直径的单一缝洞有机玻璃模型,利用稳态法测定模型中的油水相对渗透率研究溶洞直径、缝洞倾角、油水黏度比、注入速度等因素对油水相对渗透率的影响。结果表明:对于单溶洞单裂缝的基本组合,随着溶洞直径的增大,油相相对渗透率曲线由直线型逐渐转变为下凹型,水相相对渗透率曲线呈上凹型且曲率越来越大；残余油饱和度随着溶洞直径、缝洞倾角、注入速度的增大和油水黏度比的减小而降低。

油藏；单一缝洞；溶洞直径；油水相对渗透率；残余油饱和度

裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏储渗空间主要由宽度不同的裂缝和大小不一的溶洞组成[1],由于缝洞大小及其分布极不规则,使得这类油藏的流动规律较为复杂[2-3]。就目前的技术条件,还没有能直接识别裂缝溶洞配比组合方式的手段,只能通过简化的物理模型来研究其油水两相流动规律[4-5]。在各种裂缝溶洞组合方式中,单一缝洞系统是最基本的组合方式。裂缝系统中的油水相对渗透率曲线与裂缝张开度有关,当裂缝张开度较大时,曲线形状接近于直线[6-9]；对于裂缝溶洞网络系统内的相渗曲线,其形状为水相下凹型[10]。笔者以塔河油田储层缝洞特征为基础,制作单一缝洞系统有机玻璃模型,利用稳态法测定油水相对渗透率曲线,研究溶洞直径、缝洞倾角、油水黏度比、注入速度等因素对油水相对渗透率的影响。

1 试验方法与步骤

1.1 试验模型

塔河油田奥陶系储层的岩心统计结果表明,储层岩石的润湿性为弱亲油且基质的储渗能力极低[11]；储层中的裂缝张开度为0.1～1.0 mm[12-13],其中垂直缝所占比例最大为54.92%[13-14]；溶洞与裂缝的尺度比为100～1 000[15]。考虑到模型制作的可操作性,采用润湿性为弱亲油的有机玻璃作为模型材料,制作3个不同溶洞直径的模型,模型实物如图1所示。模型DJ1、DJ2、DJ3的长度分别为79.30、79.60、79.60 cm,宽均为3 cm,高均为6 cm,溶洞宽均为2 cm,溶洞直径分别为2、3、4 cm。模型中的裂缝设计为1条纵向垂直缝,制作过程中用厚度为192.75 μm的不锈钢垫片控制裂缝的张开度,溶洞为圆柱形空间,溶洞与裂缝的尺度比与矿场实际有一定的相似性。

图1 有机玻璃模型照片Fig.1 Photograph of organic glass models

1.2 试验流体

试验中用的流体是蒸馏水和模拟油(煤油与真空泵油的混合物)。为了在试验中更好地区分水和模拟油,用苏丹红III把模拟油染成红色。试验中用到的3种模拟油的主要物性参数见表1。

表1 模拟油参数Table 1 Parameters of modeling oil

25℃时试验用蒸馏水的密度为0.997 g/cm3,黏度为0.805 mPa·s。

1.3 试验装置及试验步骤

稳态法油水相对渗透率测定试验装置见图2。

试验步骤:

(1)按图2连接试验装置,校准仪器,打开恒温箱保持试验温度25℃。

(2)称量模型质量Md,将模型饱和试验用油,称量模型质量Mo,计算模型中裂缝和溶洞的总体积。

(3)将试验用油注入模型,待压力稳定后记录进出口压力值和出口端油的流量,计算绝对渗透率。

图2 试验装置示意图Fig.2 Schematic diagram of experimental apparatus

(4)在油和水的总注入速度不变的情况下,将油和水分别以20∶1、10∶1、5∶1、1∶1、1∶5、1∶10和0∶1的注入速度比注入模型,分别记录压力稳定后的进出口压力值p1和p2,出口端油和水的流量qo和qw,用天平称量此时模型的质量Mi,计算油、水有效渗透率和模型含水饱和度。

(5)试验结束,关闭并整理试验设备。

1.4 试验数据处理

计算每个注入比例下油水相对渗透率,

式中,k为气测渗透率,μm2；qo为油流量,mL/s；μo为在测定温度下油的黏度,mPa·s；L为模型长度, cm；A为模型截面积,cm2；qw为水流量,mL/s；μo、μw分别为在测定温度下油、水的黏度,mPa·s；kw和ko分别为水相和油相有效渗透率,μm2；Krw和Kro分别为水相和油相相对渗透率。

利用油水之间的密度差确定模型中的平均含水饱和度,计算式为

式中,Sw为模型平均含水饱和度；Mi为任一油水注入比下稳定后的模型质量,g；ρw和ρo分别为蒸馏水、模拟油在试验温度下的密度,g/cm3；VP为模型中裂缝和溶洞的总体积,cm3。

表2为DJ3模型的一组试验数据,试验中油水两相的流速之和为10 mL/min,称得DJ3模型的质量为1871.97 g。

表2 DJ3模型相对渗透率数据Table 2 Data table of relative permeability of the model DJ3

2 试验结果分析

考察溶洞直径d、缝洞倾角θ、油水黏度比、注入速度vi对油水相对渗透率的影响。

2.1 溶洞直径

选用试验模型DJ1、DJ2、DJ3,1#模拟油,试验时流体总流速控制为10 mL/min,模型垂直放置(缝洞倾角90°)。

不同溶洞直径模型中油水相对渗透率曲线如图3所示。

图3 不同溶洞直径模型中油水相对渗透率曲线Fig.3 Oil-water relative permeability curves in models with different vuggy diameter

由图3可以看出,随着溶洞直径的增大,油相相对渗透率曲线由直线型逐渐转变为下凹型,油相相对渗透率增大,水相相对渗透率减小,残余油饱和度降低,等渗点向右移动。

不同溶洞直径下含水率与含水饱和度的关系曲线如图4所示。从图4中可以看出,含水率相同(即油水注入比例相同)时,溶洞越大的模型含水饱和度越高,即裂缝中的水越容易进入溶洞,溶洞中的油也就越容易被置换出来,故模型的残余油饱和度就越低。

2.2 缝洞倾角

对DJ2模型分别改变试验倾角进行试验。选用1#模拟油,试验时流体总流量控制为10 mL/min。

不同缝洞倾角下油水相对渗透率曲线如图5所示。

图4 不同溶洞直径模型含水率与含水饱和度的关系Fig.4 Relationship between water cut and water saturation in models with different vuggy diameter

图5 不同缝洞倾角下油水相对渗透率曲线Fig.5 Oil-water relative permeability curves at different fractured-vuggy dip

由图5可以看出,随着模型缝洞倾角的增大(由水平缝逐渐过渡到垂直缝),油水相对渗透率均增大,模型残余油饱和度逐渐降低,等渗点向右移动。因为当模型缝洞倾角较大(裂缝接近垂直缝)时,重力分异对油水的分层作用减弱了油水流动时的相互干扰和影响,致使油水相对渗透率均增大；当模型缝洞倾角较小(裂缝接近水平缝)时,由于重力分异作用,使得溶洞内位于缝洞交界面以上的位置存在少量的“阁楼油”,不易被采出,导致残余油饱和度较高。

2.3 油水黏度比

试验流体选用1#、2#、3#模拟油与蒸馏水,3种模拟油与蒸馏水的黏度比分别为2.4、4.4、8.6,试验模型选用模型DJ2,试验时流体总流量控制为10 mL/min,模型垂直放置(缝洞倾角90°)。

不同油水黏度比下测得的相对渗透率曲线如图6所示。不同油水黏度比下含水率与含水饱和度的关系曲线如图7所示。

图6 不同油水黏度比下油水相对渗透率曲线Fig.6 Oil-water relative permeability curves at different oil-water viscosity ratio

由图6可以看出:随着油水黏度比的增大,油相相对渗透率减小,水相相对渗透率增大；油水黏度比越大,残余油饱和度越高。这是因为随着油水黏度比的增大,油水共流时裂缝中水相的指进现象加剧,在含水率随饱和度变化曲线(图7)上表现为含水率上升速度加快,水相的指进阻碍了油相的流动,使得油相相对渗透率减小,水相相对渗透率增大。

图7 不同油水黏度比下含水率与含水饱和度的关系曲线Fig.7 Relationships between water cut and water saturation at different oil-water viscosity ratio

由于有机玻璃模型亲油,油水黏度比越大,油相流动性越差,因而更容易在模型边角处聚集形成残余油,致使残余油饱和度升高。

2.4 注入速度

对DJ2模型改变注入总流速进行试验。选用1#模拟油,试验温度下其黏度为1.932 2 mPa·s,蒸馏水的黏度为0.805 mPa·s,模型垂直放置(缝洞倾角90°)。

不同注入速度下油水相对渗透率曲线如图8所示。由图8可以看出:随着注入速度增大,油水相对渗透率都略有增大；注入速度越大,残余油饱和度越低。这是因为注入速度越大,滞留在模型内壁边缘处的残余油更容易被驱替出来。

图8 不同注入速度下油水相对渗透率曲线Fig.8 Oil-water relative permeability curves at different injection rate

3 结 论

(1)随着溶洞直径的增大,油相相对渗透率曲线由直线型逐渐转变为下凹型,水相相对渗透率曲线呈上凹型且曲率越来越大,油相相对渗透率增大,水相相对渗透率减小。溶洞越大的模型,裂缝中的水越容易进入溶洞,使模型的残余油饱和度越低。

(2)模型缝洞倾角越大(裂缝越接近垂直缝),重力分异对油水的分层作用就越明显,从而减弱了油水流动时的相互干扰和影响,致使油水相对渗透率均增大。模型缝洞倾角越小(裂缝越接近水平缝),“阁楼油”含量越多,残余油饱和度越高。

(3)随着油水黏度比的增大,油水共流时裂缝中水相的指进现象加剧,使得油相相对渗透率减小,水相相对渗透率增大,残余油饱和度升高。

(4)随着注入速度的增大,油水相对渗透率都略有增大,残余油饱和度降低。

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(编辑 李志芬)

Oil-water relative permeability and its influencing factors in single fracture-vuggy

LI Ai-fen1,SUN Qiang2,ZHANG Dong2,FU Shuai-shi1
(1.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Qingdao 266580,China；
2.Geological Scientific Research Institute of Shengli Oilfield,SINOPEC,Dongying 257015,China)

The complex fracture-vuggy system can be simplified as basic combination of fractures and caves.The two-phase flow laws were researched by analyzing water-oil relative permeability curves.Based on the reservoir characteristics of the carbonate rock of practical oilfield,single fracture-vuggy organic glass models with different vuggy diameter were made.Oilwater relative permeability curves were measured by using steady-state method.The influence of vuggy diameter,fracturevuggy dip,oil-water viscosity ratio and injection rate on oil-water relative permeability curves was studied.The results show that in the models composed of single fracture-vuggy,the shape of oil relative permeability curve changes from linear type to down-concave type with the increase of vuggy diameter.The shape of water relative permeability curve is up-concave type, and the curvature of the curve increases with the vuggy diameter increasing.Residual oil saturation decreases with the increase of vuggy diameter,fracture-vuggy dip and injection rate,and the decrease of oil-water viscosity ratio.

reservoir；single fracture-vuggy；vuggy diameter；oil-water relative permeability；residual oil saturation

TE 344

A

1673-5005(2013)03-0098-05

10.3969/j.issn.1673-5005.2013.03.017

2012-06-19

国家“973”课题(2011CB201004)；国家科技重大专项(2011ZX05014-003-006HZ)

李爱芬(1962-),女,教授,博士,博士生导师,从事油气渗流、提高采收率机制方面的研究。E-mail:aifenli@upc.edu.cn。