温度和测试方法影响相同油水黏度比相渗曲线的实验研究

黄时祯 石 美 郭 平 张 娟

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500;2.中石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000;3.中石油西南油气田分公司，成都 610051)

国内外研究发现，油水黏度比会对相对渗透率曲线产生明显的影响。随着温度升高，油水黏度比下降，束缚水饱和度Swi增加，残余油饱和度Sor降低，油相渗透率Kro升高，水相渗透率Krw的变化则比较复杂;但也有人认为温度对相渗曲线基本无影响，曲线出现差异是由误差所引起［1－7］。由于非稳态法具有所需实验设备少、测试时间短等特点，因此研究者广泛采用非稳态法，而较少将稳态法用于相渗测试，且研究中也并未考虑油水黏度比对相对渗透率曲线的影响，实验结论较为片面。

中国西部某油藏TⅠ油层含油面积为11.2 km2，平均孔隙度为18.4%，平均渗透率为227×10－3μm2，原始含油饱和度平均为69%，属中高孔、中高渗的构造层状边水背斜油藏，地层温度为120℃，原始地层压力为51.87 MPa，体积系数为1.18，原始溶解气油比为65 m3t。1989年6月该层位投入试采，短期天然能量开采后，由于能量不足进行注水开采。截至2009年底，共有注水井11口，生产井26口，采出程度为34.7%，地层压力降至约为46 MPa。

本次研究以该层位岩心为例，取相同油水黏度比的脱气模拟油及地层水，在50℃和120℃(地层温度)温度下，分别开展稳态法与非稳态法相渗实验。最后分析造成稳态法与非稳态法相渗结果差异的原因，讨论在油水黏度比一致的情况下温度对两种方法测试结果的影响。

1 研究思路

岩石孔隙结构及黏土矿物成分、渗透率、孔隙度、油水黏度比、润湿性以及实验流体的杂质等是影响相对渗透率曲线的主要因素［8－9］。首先，为尽量减小实验过程中的误差并分析岩石性质、岩石润湿性变化对相渗曲线的影响，选取与实验岩心孔渗相近的人造岩心进行相渗验证性实验，每组实验进行之前均对岩心作润湿性恢复。然后，利用取自地层中不同渗透率的9块岩心和按相同黏度比原则配置的模拟油水，在50℃和120℃温度下进行分别开展稳态法与非稳态法的相渗测试。对不同测试方法、不同温度条件下测得的相渗曲线进行比较，并分析曲线的主要影响因素。

2 实验方法

表1中给出相渗测试岩心参数。实验岩心按渗透率高低分为高、中、低3组，每组3块 。实验所用地层水按原始地层水矿化度配制，油样为脱气模拟油，50℃和120℃温度下油水黏度比均为6.5。相渗实验参照标准SYT 5345－2007执行，按照稳态法和非稳态法进行实验，实验流程图分别见图1与图2。

第一步，开始2组验证实验:(1)选用与实验岩心孔渗相近的人工岩心，在相同条件下进行稳态、非稳态法相渗测试，本文以4号岩心为例进行分析;(2)任选两块岩心(如4、9号岩心)，恢复润湿性前后分别进行相渗测试。

第二步，分别在50℃和120℃温度下对所选9块岩心进行稳态法与非稳态法相渗测试。

3 实验结果对比分析

3.1 验证实验结果及分析

在相同条件下进行相渗测试，4号岩心和与之孔渗相近的人造岩心测得的相渗曲线如图3所示。4号岩心采用稳态法与非稳态法测得的相渗曲线差异很大，特别是稳态法相渗曲线出现“低爬”现象，而人造岩心在相同实验条件下测得的相渗曲线差异很小，说明岩石本身性质是造成稳态法与非稳态法测得相渗曲线差异的一个重要因素。

4号、9号岩心润湿性恢复前后分别测得的相渗曲线如图4所示。对于本油藏所取岩心，润湿性恢复对相渗曲线的影响很小，可以忽略不计。

表1 相渗测试岩心参数

图1 高温高压稳态法相渗测试实验装置图

图2 高温高压非稳态法相渗测试实验装置

图3 稳态法与非稳态法所测相对渗透率曲线

图4 润湿性恢复前后的相对渗透率曲线

3.2 两种测试方法对比

在温度不同但油水黏度比一致的情况下，测得9块岩心分别用稳态法与非稳态法所测的残余油饱和度以及驱油效率随渗透率变化曲线(图5、图6)。

图5 残余油饱和度与渗透率关系曲线

在油水黏度比一致的情况下，与非稳态法相比，稳态法测得的残余油饱和度较小，整体趋势为残余油饱和度随渗透率增大而略有增大，随温度的升高而降低;驱油效率分布区间为55% ～65%，稳态法测得的驱油效率高于非稳态法;驱油效率随温度的升高而略有增大，渗透率对驱油效率的影响不明显。

两种方法均忽略了毛管压力和重力作用，但由于测试理论与方法以及岩心内流体的运动过程不同，所测的油水相对渗透率曲线有一定差异，导致计算结果也存在一定差异。目前普遍认为，与非稳态法相比，稳态法更具有可靠性，并可在较宽的饱和度范围内测定相对渗透率，其计算公式是基于可靠的达西定律［10－11］。非稳态法在计算上由于不严格的简化假设，得到的值只能认为是定性的。与稳态法相比，非稳态法的主要优点是所需仪器设备较少，所需的测量时间大幅减少。在见水前使用非稳态法进行测试，见水后使用稳态法进行测试，这样更符合油藏实际情况。

图6 驱油效率与渗透率关系曲线

3.3 温度对相渗曲线的影响

以渗透率为349×10－3的岩心为例，分析温度对相渗曲线变化趋势的影响。图7、图8为不同温度下2种方法所得的相对渗透率曲线。

分析发现，相同油水黏度比情况下，温度对2种测试方法的相对渗透率曲线影响规律一致。测试方法不同、温度不同时的残余油饱和度与驱油效率变化如表2所示。

图7 稳态法所测岩心相渗曲线

图8 非稳态法所测岩心相渗曲线

表2 不同温度下的残余油饱和度与驱油效率

可以看出，在油水黏度比一致的情况下，随温度升高油相渗透率而增大，稳态法水相渗透率略变大，非稳态法水相渗透率变小。对此现象的可能解释是，温度达到100℃以上时，温度使得岩石水湿性增大，由于两种方法驱替过程不同，水湿程度的大小与界面张力降低共同作用引起的水相渗透率的变化不定。稳态法残余油饱和度下的Krw(Sor)变化不大，仅0.15左右;非稳态法残余油饱和度下的水相相对渗透率随温度升高，而Krw(Sor)略有降低，50℃时为0.37，120 ℃时为0.35。

4 结语

不同测试方法的原理及岩性是造成稳态法与非稳态法测得相渗曲线差异的重要因素。稳态法比非稳态法测得的残余油饱和度相对较小，而驱油效率相对较高。建议在见水前对油藏岩样使用非稳态法测试，见水后使用稳态法进行测试，因为这样更符合油藏实际情况。随着温度的升高，稳态法、非稳态法测得相渗曲线的残余油饱和度均降低，驱油效率增大。

［1］杜利，陈清华.应用油水相对渗透率曲线和动态数据确定水驱波及状况［J］.油气地质与采收率，2003(4):45-47.

［2］洪世铎，韩锦文.温度对相对渗透率影响的探讨［J］.石油大学学报:自然科学版，1988，12(4-5):63-67.

［3］周光辉.温度影响油水相对渗透率的机理［J］.石油学报，1992，13(3):62-69.

［4］刘文章.稠油注蒸汽热采工程［M］.北京:石油工业出版社，1997.

［5］杨宇，周文.计算相对渗透率曲线的新方法［J］.油气地质与采收率，2010(2):105-107.

［6］Sufi A S，Ramey H J Jr，Brigham W E.Temperature Effects on Relative Permeability of Oil-water Systems［G］.SPE 11071，1982.

［7］Miller M A，Ramey H J J r.Effect of Temperature on Oilwater Relative Permeability of Unconsolidated and Consolidated Sands［G］.SPE 12116，1985.

［8］沈平平.油层物理实验技术［M］.北京:石油工业出版社，1995.

［9］杨胜来，魏俊之.油层物理学［M］.北京:石油工业出版社，2004.

［10］李克文，戴志坚，江义容.稳定流方法与非稳定流方法的对比研究［J］.石油勘探与开发，1995，22(1):47-51

［11］何建明.油水相对渗透率曲线异常影响因素探讨［J］.油气地质与采收率，2009(2):74-75.