一種改進的油水相滲實驗末端效應校正方法*

雷 霄 查玉強 姜 平 張喬良 李鳳穎

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

一種改進的油水相滲實驗末端效應校正方法*

雷 霄 查玉強 姜 平 張喬良 李鳳穎

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

雷霄，查玉強，姜平，等.一種改進的油水相滲實驗末端效應校正方法[J].中國海上油氣，2016,28(5)：49-53.

Lei Xiao，Zha Yuqiang，Jiang Ping,et al.An improved correction method for end-effect in oil-water relative permeability experiment[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):49-53.

油水相對滲透率測試過程中，巖心出口端的末端效應影響巖心中流體飽和度的分布，對實驗結果產生較大的影響。從末端效應形成機理出發，對南海珠江口盆地文昌A油田ZJ1-4M油組巖心油水相滲實驗中末端效應進行了研究，提出了改進的相滲曲線校正方法，并據此對油藏早期相滲曲線的形態和飽和度端點進行了校正，提高了油水相滲曲線的精度，得到了更準確的驅油效率。通過開展文昌A油田ZJ1-4M油組巖心末端效應校正實驗，并將校正后的油水相滲曲線應用于油藏數值模擬研究中，明確了末端效應對該油藏剩余油分布的影響，為油田開展調整挖潛奠定了基礎。

油水相對滲透率；末端效應；校正實驗；油藏數值模擬；剩余油；驅油效率；文昌A油田

文昌A油田位于珠江口盆地珠三坳陷瓊海凸起中部，主力油藏中新統珠江組一段ZJ1-4M油組為水驅海相砂巖油藏，屬高孔高滲儲層，天然邊水能量充足。目前ZJ1-4M油組油藏采出程度53%，綜合含水87%，處于開發后期高含水階段。文昌A油田早期開展巖心油水相對滲透率曲線測試時均使用單塊巖心法，實驗過程中未考慮消除末端效應，因此測試得到的油水相對滲透率曲線存在一定的偏差，使得對油田驅油效率及開發潛力的認識不準確。本文對油水相對滲透率曲線測試過程中末端效應的形成機理、影響大小和校正方法等進行研究，以提高文昌A油田油水相對滲透率曲線的精度，得到相對更準確的驅油效率值，為開展油藏數值模擬研究提供更加可靠的基礎數據。

1 方法原理

1.1 末端效應基本原理

油水兩相在親水性巖心中滲流過程中，水相到達出口端時由于多孔介質突然消失，毛管孔道突然失去連續性，使得彎液面發生反轉，毛管壓力指向入口端而成為水驅油的阻力(圖1),水相在出口端出現滯后現象，導致出口端含水飽和度局部增高。這種油水兩相流動在多孔介質出口端出現的毛管力效應就是末端效應[1-5]。

圖1 巖心末端效應示意圖

研究表明，油水相滲實驗必須考慮末端效應對實驗結果產生的影響，出口端出現末端效應后巖心中流體飽和度剖面的分布將遵從以下的末端效應邊界方程[6]：

(1)

其中

(2)

利用式(1)可以計算出考慮末端效應的親水性巖心中的飽和度剖面，以判斷末端效應對飽和度分布的影響范圍和程度。國內外大量的研究成果[6-10]表明，對于親水性巖心，通過提高驅替流速可以起到克服端面毛管壓力、減小末端效應的作用，但會增大入口端效應；通過間斷性驅替方式可以使油水在出口端重新分布，減小末端效應；利用三段巖心法進行實驗，也可以減小末端效應。

1.2 改進的相滲曲線校正方法

Qadeer[10]通過大量的實驗研究及統計，提出了針對末端效應的油水相對滲透率曲線校正公式(式(3)～(5))，其思路是先求出末端效應無因次比，再進一步求得相對滲透率的校正系數。其中,無因次比為

(3)

Kro校正為

Krw校正為

但以上公式僅是對相滲曲線形態進行校正，不能對端點進行校正。本文在以上公式基礎上提出了利用水相分流量方程確定校正后相滲曲線的飽和度端點的方法，其思路是先通過擬合形態校正后的相滲曲線，得到校正末端效應后的相滲曲線參數a和b，再根據水相分流量方程對殘余油飽和度端點進行重新標定，而束縛水飽和度端點保持不變，從而對油水相對滲透率曲線的形態和端點進行完整校正，形成了一套針對末端效應的油水相對滲透率曲線校正公式。

根據相滲曲線的定義，油水兩相相對滲透率和飽和度符合:

(6)

形態校正后的相滲曲線參數a和b可以通過以下線性關系式擬合得到:

(7)

在不考慮重力和毛細管力影響的條件下，含水率可以表示為

(8)

將式(7)代入式(8)，得

(9)

由式(9)得殘余油飽和度端點標定方法為

(10)

式(10)中的fw(end)為相滲曲線的極限含水，可利用未經校正時的相滲曲線并由式(9)求得，即

(11)

而束縛水飽和度端點保持不變，即

(Swi)true=Swi

(12)

2 文昌A油田相滲曲線末端效應校正實驗

2.1 末端效應對相滲曲線的影響

2.1.1 實驗條件

測試條件為地層溫度87 ℃；所用油為模擬油，黏度0.83 mPa·s；所用地層水取自高含水采油井，黏度0.52 mPa·s，礦化度32 932mg/L;所用巖心取自文昌A油田A3P1井ZJ2-4M油組同一深度點鉆取的3塊平行樣巖心A、B和C，經打磨、清洗、烘干后對巖心的基本物性參數進行了測試，孔隙度分別為31.25%、31.11%和31.30%，滲透率分別為115、112和118 mD，物性相近。

2.1.2 實驗內容

為了明確提高驅替流速及三段巖心法在減小末端效應中的作用，分別開展了3組油水相對滲透率曲線測試。為減小末端效應，使所得相對滲透率曲線能代表油層內油水滲流特征，驅替速度應該滿足[1-2]:

Lμwvw≥1

(13)

根據式(13)計算得克服末端效應的驅替速度應大于等于1.2mL/min，為此制定了如下實驗方案：第1組實驗是利用巖心A的單巖心法，低流速驅替(驅替流速0.8mL/min)；第2組實驗是利用巖心B的單巖心法，高流速驅替(驅替流速1.3mL/min)；第3組實驗是利用巖心A、B和C組成三段巖心法，高流速驅替(驅替流速1.3mL/min)。

2.1.3 實驗結果

如表1、圖2所示，從第1組到第3組實驗，得到的油水相對滲透率曲線的水相滲透率和油相滲透率逐漸抬高，殘余油飽和度端點逐漸向右移動，計算得到的驅油效率值逐漸增大。可見，末端效應的存在使得測試得到的油水相對滲透率更低、驅油效率更小，而提高驅替流速和三段巖心法可以較好地減小末端效應。

表1 文昌A油田ZJ1-4M油組巖心末端效應實驗參數

圖2 文昌A油田ZJ1-4M油組巖心末端效應實驗油水相滲曲線對比

為了進一步探究末端效應對于巖心飽和度分布的影響，利用末端效應邊界方程(式(1))分別對第1組和第3組實驗水驅后的飽和度剖面進行了計算，結果見圖3。從圖3可以看出，受末端效應的影響，第1組實驗的單塊巖心A在距出口端3 cm范圍內含水飽和度急劇上升，而利用三段巖心法開展的第3組實驗在出口端含水飽和度變化不大；在入口端附近，第1組實驗的含水飽和度比第3組更低，驅替至殘余油飽和度時，第1組實驗平均含水飽和度為69.3%，而第3組實驗平均含水飽和度為70.9%。由此可見，末端效應使得巖心測試殘余油飽和度偏高、水驅油效率更低，為了得到準確可靠的油水相對滲透率曲線，就必須對存在末端效應的相滲曲線進行校正。

圖3 文昌A油田ZJ1-4M油組巖心末端效應實驗含水飽和度剖面對比

2.2 相滲曲線末端效應校正效果

文昌A油田在1999年開展了ZJ1-4M油組短巖心的油水相對滲透率曲線實驗(單塊巖心法)，巖心取自油藏中深，長度7 cm，滲透率256 mD，得到了該油組的油水相對滲透率曲線(圖4)，計算驅油效率為65.4%。利用本文提出的改進的相滲曲線校正方法對該測試結果進行校正，計算得巖心末端效應無因次比RD為15.6，油相和水相的相對滲透率校正系數分別為0.82和0.79，校正后的水相滲透率曲線和油相滲透率曲線均有所抬高，殘余油飽和度端點由82%提高到84%，計算驅油效率也由65.4%提高到68.7%。校正后的相滲曲線在形態和驅油效率上均有所變化，且整體上變化規律與末端效應影響實驗研究成果基本一致。通過末端效應校正，提高了文昌A油田ZJ1-4M油組油水相對滲透率曲線的精度，為油田開展調整挖潛研究提供了更加準確的實驗基礎資料，對生產過程中完井方式優化、生產制度優化及增產措施優選提供了依據。

圖4 文昌A油田ZJ1-4M油組巖心油水相滲曲線末端效應校正效果

2.3 在油藏數值模擬中的應用

油水相滲曲線是數值模擬研究中至關重要的基礎數據，決定了數值模擬中油水滲流規律和驅油效率。為了研究末端效應對開發潛力的影響，開展了油水相滲曲線末端效應校正前后的數值模擬對比研究，將校正后的文昌A油田ZJ1-4M油組油水相對滲透率曲線應用于油藏數值模擬研究中，建立了新的數值模擬模型。通過對比校正前后的目前該油藏剩余儲量豐度圖(圖5)，可以看出，油水相對滲透率曲線末端效應校正后，相滲曲線整體抬高，油藏有效滲透率增加，水驅油能力變好；校正后的相滲曲線驅油效率增加，油藏水驅油效果變好，最終使得數值模擬中油藏高部位目前剩余油更加富集。因此可見，末端效應對數值模擬剩余油分布和開發潛力的認識有著較大的影響。

圖5 文昌A油田ZJ1-4M油組油水相滲曲線末端效應校正前后油藏數值模擬剩余儲量豐度對比

3 結論

在傳統的相滲曲線校正方法的基礎上，引入了水相分流量方程，利用改進的校正方法對相滲曲線形態和飽和度端點進行了校正。并開展了文昌A油田ZJ1-4M油組巖心末端效應校正實驗及其在油藏數值模擬中的應用，研究成果為油田調整挖潛提供了更加準確的實驗基礎資料，對生產過程中完井方式優化、生產制度優化及增產措施優選提供了依據。

符號說明

L—巖心長度，cm；

vw—驅替速度，cm/min；

A—巖心橫截面積，cm2；

r—巖心半徑，cm；

qo、qw—油相和水相的流速，cm3/s；

μo、μw—油相和水相的黏度，mPa·s；

ko、kw—油相和水相的有效滲透率，mD；

Kro、Krw—末端效應校正前油相和水相的相對滲透率；

(Kro)true，(Krw)true—末端效應校正后油相和水相的相對滲透率；

Swi、Sor—末端效應校正前束縛水含水飽和度和殘余油含水飽和度；

(Swi)true，(Sor)true—末端效應校正后束縛水含水飽和度和殘余油含水飽和度；

a′、b′—末端效應校正前相滲曲線參數；

a、b—末端效應校正后相滲曲線參數；

fw(end)—極限含水率；

pc—毛管壓力，MPa；

σ—界面張力，mN/m；

θ—潤濕角，(°)；

RD—末端效應無因次比。

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(編輯：張喜林)

An improved correction method for end-effect in oil-water relative permeability experiment

Lei Xiao Zha Yuqiang Jiang Ping Zhang Qiaoliang Li Fengying

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

In oil-water relative permeability experiments, the core end-effect influences fluid saturation distribution in the cores and the experimental results. Based on the formation mechanism of end-effect, the end-effect in oil-water relative permeability experiments of Wenchang A oilfield in Pearl River Mouth basin is studied and a new method to correct oil-water relative permeability curve is put forward, based on which the relative permeability curve shape and end-point saturation are improved, thus enhancing the precision of oil-water relative permeability curve and getting a more accurate oil displacement efficiency. By applying the corrected oil-water relative permeability curve of Wenchang A oilfield on the reservoir numerical simulation, the effect of end-effect on the residual oil is clarified, which can provide a foundation for the oilfield adjustment.

oil-water relative permeability; end-effect; calibration experiment; reservoir numerical simulation; residual oil; oil displacement efficiency; Wenchang A oilfield

*中海石油(中國)有限公司綜合科研項目“南海西部海域水淹層動態評價技術及開發潛力研究(編號：YXKY-2014-ZJ-01)”部分研究成果。

雷霄，男，教授級高級工程師，主要從事油氣田開發方面的研究工作。地址：廣東省湛江市坡頭區22號信箱南海西部石油研究院(郵編：524057)。電話：0759-3900550。E-mail：leix@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)05-0049-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.05.008

TE311

A

2016-02-03 改回日期：2016-05-31