疏松砂巖密閉取芯井新鮮樣品和洗油樣品相對滲透率曲線差異性研究

李金宜，陳丹磬，周鳳軍，朱文森，信召玲，張旭東

(1.中海石油天津分公司 渤海石油研究院，天津 300459； 2.中海油實驗中心 渤海實驗中心，天津 300452)

引 言

油水相對滲透率曲線是油氣田開發過程中油藏工程研究的重要基礎數據。目前國家標準GB-T 28912-2012《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》對油水相對滲透率實驗巖心樣品提及新鮮巖心樣品(即含油樣品，通常疏松巖心含油樣品需封蠟后冷凍保存)和洗油后巖心樣品兩種類型，但標準本身對兩種實驗巖心樣品類型的適用條件和范圍并未嚴格限定。國內科研院所大多采用洗油后巖心樣品進行油水相對滲透率實驗，未過多考慮洗油過程巖心潤濕性改變對實驗結果的影響。國外Morgan[1]和Mungan[2]較早開展的研究表明，巖心洗油后，潤濕性會發生變化并對相滲實驗結果產生影響，需采用儲層液體恢復潤濕性來降低影響。而Wendell[3]和Morrow[4]進一步研究表明，將清洗干凈的巖心用原油恢復其潤濕性后再用精制油進行油水相對滲透率實驗，其潤濕性將由洗油后的強親水恢復為弱親水，恢復潤濕性后的油水相對滲透率實驗能準確反映油層實際。目前國內針對此類基礎研究起步較晚，相關分析文獻也較少[5-8]。江義容[5]在國外學者[1-4]研究結論基礎上開展實驗，分析認為，洗油過程將改變巖心潤濕性，由弱親水變為強親水，如不恢復潤濕性，實驗結果將不準確。李武廣[6]和孫曉旭[7]采用較低滲透率的巖心分析了新鮮含油巖心樣品和洗油后巖心樣品做出的油水相對滲透率曲線實驗差異，認為冷凍保存的含油巖心樣品相滲曲線等滲點對應的含水飽和度低于洗油后的常規巖心等滲點飽和度，同時兩相滲流區變窄，驅油效率更高，建議優先考慮用冷凍巖心實驗。目前國內針對較高滲透率的疏松砂巖巖心開展此類基礎研究幾乎是空白。為分析此類膠結疏松巖心樣品洗油過程對油水相對滲透率曲線的影響，同時考慮儲層水淹因素，針對渤海某典型高孔高滲疏松砂巖稀油油藏密閉取芯井在東營組未水淹層段和中水淹層段的巖心樣品按照國家標準規定同時開展新鮮巖心樣品油水相對滲透率實驗和洗油后樣品油水相對滲透率實驗，用以分析此類儲層在不同水淹級別下的巖心實驗樣品的適用條件。

1 實驗方案設計

以渤海典型高孔高滲疏松砂巖稀油油藏LD油田某密閉取芯井為例，在該井未水淹層段和中水淹層段分別鉆取3塊直徑2.5cm的新鮮巖心樣品，每塊樣品先按照國家標準規定開展新鮮巖心樣品油水相對滲透率實驗，實驗驅替結束后，樣品洗油洗鹽測孔隙度和滲透率，然后重新飽和流體，在樣品洗油后重復一次油水相對滲透率實驗。通過對比分析同一塊樣品分別在新鮮樣狀態和洗油后的油水相對滲透率曲線參數的差異性，確定高孔高滲疏松砂巖稀油油藏在水淹和未水淹層段應該選擇哪種狀態的巖心樣品進行油水相對滲透率實驗。

1.1 實驗設備及流程

實驗采用非穩態恒壓法。恒壓法測定油-水相對滲透率實驗設備及流程如圖1所示。

1.2 實驗條件及參數

實驗采用6塊天然巖心，參數及實驗基礎條件如表1所示。

1.3 實驗步驟

對每一塊樣品均采取下列步驟進行實驗：

①對樣品完成端面加持雙層不同目數濾網、柱體錫套包封等前處理；

②采用白油驅替新鮮樣品，直至出口端不再出水；

③采用注入水驅替樣品，出口端計量采出液，直12.74 mP·s。

表1 巖心樣品信息及實驗基礎條件Tab.1 Information of core samples and experimental conditions

注：表中各樣品實驗條件：恒壓法，實驗溫度61 ℃；標準鹽水注入，注入水黏度0.487 9 mP·s；白油模擬，模擬油黏度

至出口端不再出油；

④樣品浸泡在甲苯及甲醇混合溶液中洗油洗鹽，蒸餾法測量含水量，烘干后測量氦孔隙度和空氣滲透率，計算新鮮樣品相滲曲線束縛水飽和度值，整理新鮮樣品油水相對滲透率曲線數據；

⑤重新飽和地層水；

⑥采用白油驅替洗油后巖心樣品，直至出口端不再出水；

⑦采用注入水驅替巖心樣品，出口端計量采出液，直至出口端不再出油，整理洗油巖心樣品油水相對滲透率曲線數據。

2 實驗結果

6組巖心油水相對滲透率實驗結果如表2所示，相滲曲線如圖2—圖3所示：

表2 新鮮和洗油后巖心樣品油水相對滲透率實驗結果Tab.2 Experimental results of oil-water relative permeability of fresh samples and washed samples

注：Φ-氦孔隙度；Ka-空氣滲透率；Swi-束縛水飽和度；Sor-殘余油飽和度；Sw(Krw=Kro)-等滲點含水飽和度；Swmax-最大含水飽和度；

Sw-含水飽和度；(Swmax-Sw)-兩相區間大??；Koc-束縛水下油相滲透率；Kwc-殘余油下水相滲透率；Krwc-殘余油下水相相對滲透率；η-驅油效率。以下各表均同。

圖2 未水淹層段巖心樣品洗油前后油水相對滲透率曲線對比Fig.2 Comparison of oil-water relative permeability curves of core samples from non waterflooded layer before with after oil being washed

圖3 中水淹層段巖心樣品洗油前后油水相對滲透率曲線對比Fig.3 Comparison of oil-water relative permeability curves of samples from moderate waterflooded layer before with after oil being washed

從圖2和圖3油水相對滲透率曲線整體對比可知，與中水淹層段樣品實驗結果相比，未水淹層段樣品在洗油前后，相對滲透率曲線的束縛水飽和度、殘余油飽和度、等滲點飽和度、束縛水下油相相對滲透率和殘余油下水相相對滲透率等關鍵端點值均差異明顯，洗油后，油相和水相曲線均表現出整體右移的趨勢。

3 實驗數據分析

3.1 潤濕性變化

由表2及圖3結果可知，在中水淹層段巖心的3組實驗中，同一塊樣品在新鮮樣狀態和洗油后的束縛水飽和度、殘余油飽和度、等滲點飽和度、兩相區跨度以及驅油效率等關鍵參數值幾乎一致，表明對于高孔高滲疏松砂巖油藏中水淹層段的密閉取芯，巖心樣品類型對最后的油水相對滲透率實驗結果影響不大，無論是采用新鮮狀態巖心還是洗油巖心，其相滲實驗結果均能代表儲層流體真實滲流規律。

但在未水淹層段鉆取樣品的3組實驗中，由表2及圖2結果可知，同一塊巖心樣品在新鮮樣狀態和洗油后的相滲參數對比中，洗油后相滲曲線的束縛水飽和度均明顯高于新鮮狀態下的相滲曲線束縛水飽和度值，但是兩相區跨度值接近。兩相區跨度接近說明兩種巖心狀態實驗中流體在微觀孔隙中的可流動空間范圍是相同的，區別在于新鮮樣品中殘余油占據的部分喉道空間在洗油后因潤濕性改變逐漸被束縛水所替代。同時可以看到新鮮樣品經歷洗油后，等滲點飽和度均不同程度右移，顯示親水性增強，驅油效率提高。

分析認為，潤濕性改變是造成未水淹層段兩種巖心狀態下油水相滲曲線參數差異的主要原因。未水淹層段樣品經歷洗油后，樣品潤濕性從新鮮樣狀態的弱親油-弱親水逐步轉變為親水，而中水淹層段樣品在洗油前后一直保持親水狀態。因此，對于該類型疏松砂巖油藏未水淹層段，采用新鮮狀態巖心樣品更能代表儲層巖心真實潤濕性，其油水相對滲透率實驗結果更能代表儲層流體真實滲流規律。

3.2 相對滲透率變化

新鮮樣品在經歷洗油后無論是束縛水飽和度下的油相滲透率還是殘余油飽和度下的水相滲透率均有不同程度增大，且水淹層段樣品的增大幅度整體上要高于未水淹層段，如表3所示。

對于海上此類高孔高滲疏松砂巖油藏，已有文獻研究[9-13]發現，此類疏松砂巖骨架顆粒膠結程度較弱，水驅開發過程中儲層普遍存在微粒運移情況。該疏松巖心由地下取出時，巖心的膨脹作用比固結巖心嚴重得多，某些顆粒甚至脫離了原來的相互支撐狀態，因此洗油過程中清除孔隙中作為膠結物質的原油以后，顆粒之間的相互位置有可能發生變化。在此次樣品洗油過程中，同樣可觀察到微粒在端面金屬濾網內微量聚集[14]。實驗結果也表明，微粒運移對相滲透率的影響隨著水淹程度增大而增大。

3.3 考慮水淹影響的相滲曲線重構

對于此類高孔高滲疏松砂巖油藏，水淹程度不僅影響油水相對滲透率實驗對巖心樣品的選擇，同樣影響相滲透率本身在實驗中的變化程度。在實際油藏注水開發過程中，儲層從未水淹、低水淹、中水淹到強水淹，其水淹級別的變化是一個緩慢的長期過程，這同時也是儲層潤濕性和微觀孔喉結構不斷變化的過程。因此，代表實際儲層流體滲流規律的油水相對滲透率曲線本身同樣應該隨水淹程度加劇而不斷動態調整[15-16]。因此結合實驗數據，開展考慮水淹影響的“全壽命”油水相對滲透率曲線重構。

表3 水淹與未水淹巖心在新鮮狀態和洗油后的相滲透率增幅Tab.3 Increase of oil-water relative permeability of cores after oil being washed

注：表中各字符物理意義分別為：ΔKoc-束縛水下油相滲透率增幅；ΔKwc-殘余油下水相滲透率增幅。

相對滲透率曲線標準化模型采用指數法[17]。首先，進行標準化處理，即

(1)

(2)

(3)

然后對每條標準化曲線分別進行線性回歸，即

(4)

(5)

以未水淹層段2-005A新鮮樣品實驗數據為例，結果如圖4所示。

各巖心洗油前后相對滲透率曲線標準化過程中回歸系數a、b值如表4所示。

圖4 2-005A新鮮樣品實驗數據處理Fig.4 Processing of experimental data of fresh sample 2-005A

樣品號SwiSorKrwcab未水淹1-009A洗油樣0．2370．2200．2955．34542．9636未水淹1-009A新鮮樣0．1650．3010．2373．63403．1033未水淹1-013A洗油樣0．2400．2000．1723．50073．2978未水淹1-013A新鮮樣0．1640．2750．1953．93633．4348未水淹2-005A洗油樣0．2540．2140．2664．63962．9879未水淹2-005A新鮮樣0．1760．2950．2795．78442．9195中水淹3-013A洗油樣0．2640．1790．2433．94142．8148中水淹3-013A新鮮樣0．2740．1730．2345．01593．0008中水淹4-005A洗油樣0．2600．2250．2686．26872．9052中水淹4-005A新鮮樣0．2650．2320．3013．02563．1717中水淹4-010A洗油樣0．2720．2230．2614．39952．8621中水淹4-010A新鮮樣0．2500．2400．2874．92482．8695

(6)

(7)

將各樣品的Swi、Sor、Kro(Swi)及Krw(Sor)特征值分別進行算術平均作為歸一化后相對滲透率曲線的特征值，然后求取歸一化油水相對滲透率，即

(8)

(9)

(10)

根據以上計算結果，可以繪制出歸一化油水相對滲透率曲線。

根據實驗數據并結合LD油田水淹級別劃分確認相滲重構原則：重構相滲的束縛水飽和度值采用未水淹層段3條新鮮巖心油水相對滲透率曲線歸一化得到，同時在含水低于40%的未水淹、低水淹階段，重構相滲的水相和油相指數分別采用該歸一化相滲水相和油相指數；重構相滲的殘余油飽和度值及其對應下的水相相對滲透率采用中水淹層段6條油水相對滲透率曲線歸一化得到，同時在含水高于40%的中水淹、高水淹階段，重構相滲的水相和油相指數分別采用該歸一化相滲水相和油相指數，如表5所示。

歸一化后相滲及重構相滲數據如表6所示。

表5 考慮水淹影響的相滲重構原則Tab.5 Reconstruction principle of relative permeability curve considering the influence of waterflooded

表6 采用的歸一化相滲及重構相滲數據Tab.6 Normalization and reconstruction data of relative permeability curve

4 重構相滲曲線對礦場開發指標預測的影響

將重構相滲曲線與未水淹歸一化相滲曲線分別作含水上升規律理論曲線，如圖5。

從圖5(b)可以看出，未考慮水淹影響的相滲曲線在中高含水階段，其理論含水上升速度明顯高于考慮水淹影響的重構相滲曲線，可能會對實際礦場開發指標的預測帶來偏差。

以渤海典型厚儲層疏松砂巖L油田為例，該油田主要含油層系為東二下段，其主力油組在油田范圍內分布穩定，油層較厚，一般大于30 m。儲層孔隙度主要分布在24%～35%，滲透率分布范圍(50～5 000)×10-3μm2，具有高孔、高滲的儲集物性特征。L油田礦場水驅數值模擬模(圖6)型網格劃分上采取X方向劃分130個網格，Y方向60個網格，Z方向73個網格，角點網格，網格節點總數為130×60×73=569 400個。

礦場模型數值模擬結果如表7及圖7所示。

圖5 重構相滲曲線含水上升理論規律Fig.5 Theoretical laws of water-cut rise of reconstructed relative permeability curve

圖6 礦場數值模擬模型Fig.6 Typical field numerical simulation model

模型采用相滲采收率/%未水淹6條相滲歸一化28．19考慮水淹影響的重構相滲30．39

圖7 各模型采出程度與含水率關系對比Fig.7 Comparison of recovery degree-water cut relation curves of different models

從圖7可以看出，水淹因素在油田生產低含水期對開發指標影響較小，但在中高含水期對開發指標影響較大，且隨含水上升，采出程度指標差異越大?？紤]水淹影響的相滲曲線重構方案與不考慮水淹影響因素方案相比，在相同采出程度下，其含水率更低；在以含水98%預測采收率指標下，其最終采收率高出近2%?？梢?，對于此類高孔高滲疏松砂巖注水開發稀油油藏，應充分結合水淹因素對儲層流體滲流規律的影響，采用重構相滲曲線對開發指標進行預測。

5 結 論

(1)對于高孔高滲疏松砂巖稀油油藏，選用油水相對滲透率實驗的巖石樣品時，在未水淹層段，采用新鮮巖心樣品更能代表儲層巖石真實潤濕性，其油水相對滲透率實驗結果比采用洗油后巖心樣品更能代表儲層流體真實滲流規律；在中水淹層段，新鮮巖心樣品和洗油后巖心樣品的實驗結果相差不大。

(2)新鮮巖心樣品在洗油后無論是束縛水飽和度下的油相滲透率還是殘余油飽和度下的水相滲透率均有不同程度增大，且水淹層段樣品的增大幅度要遠高于未水淹層段。

(3)采用考慮水淹影響的重構相滲曲線，將對開發指標預測產生較大影響，應在注水開發過程中動態調整相滲曲線。

[1] MORGAN J T,GORDON D T.Influence of pore geometry on water-oil relative permeability[J].Journal of Petroleum Technology,1970,22(10):1199-1208.

[2] MUNGAM N.Relative permeability measurement using reservoir fluids[J].Society of Petroleum Engineers Journal,1972,12(5):398-402.

[3] WENDELL D T,ANDERSON W G,MEYERS J D.Restored-state core analysis for the Hutton reservoir[J].SPE Formation Evaluation,1987,2(4):509-517.

[4] MORROW N R,LIM H T,WARD J S.Effect of crude-oil-induced wettability changes on oil recovery[J].SPE Formation Evaluation,1984,1(1):89-103.

[5] 江義容.巖心潤濕性對相對滲透率的影響[J].石油勘探與開發,1992,19(6):71-78.

JIANG Yirong.The effect of wettability on water oil relative permeability in core analysis[J].Petroleum Exploration and Development,1992,19(6):71-78.

[6] 李武廣,楊勝來,李芳,等.冷凍與常規巖心油水相對滲透率實驗對比[J].中國海上油氣,2012,24(3):41-44.

LI Wuguang,YANG Shenglai,LI Fang,et al.An experimental comparison of oil-water relative permeability between frozen and conventional cores[J].China Offshore Oil and Gas,2012,24(3):41-44.

[7] 孫曉旭,楊勝來,李武廣,等.疏松砂巖油藏冷凍巖心與常規巖心相滲曲線研究[J].斷塊油氣田,2012,19(4):477-480.

SUN Xiaoxu,YANG Shenglai,LI Wuguang,et al.Study on relative permeability curves of frozen core and conventional core in unconsolidated sandstone reservoir[J].Fault-Block Oil & Gas Field,2012,19(4):477-480.

[8] 黃柱花,楊麗華,張金,等.含油巖樣注水敏感性試驗評價方法研究[J].石油鉆采工藝,2000,22(6):55-59.

HUANG Zhuhua,YANG Lihua,ZHANG Jin,et al.Study of evaluation method in water flooding sensitive testing with oil rock sample[J].Oil Drilling & Production Technology,2000,22(6):55-59.

[9] 陳丹磬,李金宜,朱文森,等.海上疏松砂巖稠油油藏水驅后儲層參數變化規律實驗研究[J].中國海上油氣,2016,28(5):54-60.

CHEN Danqing,LI Jinyi,ZHU Wensen,et al.Experimental research on reservoir parameters variation after water flooding for offshore unconsolidated sandstone heavy oil reservoirs[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):54-60.

[10] 何偉,王勇,張旭東,等.疏松砂巖儲層速敏臨界流速判斷新方法探討[J].石油天然氣學報,2013,35(8):117-120.

HE Wei,WANG Yong,ZHANG Xudong,et al.A new method to judge critical flow rate of unconsolidated sandstone reservoirs with speed sensitivity[J].Journal of Oil and Gas Technology,2013,35(8):117-120.

[11] 呂廣忠,張建喬,孫業恒.疏松砂巖油藏出砂機理室內試驗研究[J].石油鉆采工藝,2005,27(5):63-66.

LYU Guangzhong,ZHANG Jianqiao,SUN Yeheng.Experiment of sanding production mechanisms in unconsolidated sandstone reservoir[J].Oil Drilling & Production Technology,2005,27(5):63-66.

[12] 謝一婷,陳朝暉.疏松砂巖氣藏滲透率敏感性實驗研究[J].斷塊油氣田,2013,20(4):488-491.

XIE Yiting,CHEN Zhaohui.Experiment study on permeability sensitivity in loose sandstone gas reservoir[J].Fault-Block Oil & Gas Field,2013,20(4):488-491.

[13] 馮其紅,王相,韓曉冬,等.多孔介質流動微粒沉積規律研究[J].水動力學研究與進展,2015,30(4):401-405.

FENG Qihong,WANG Xiang,HAN Xiaodong,et al.Study of the deposition laws for particles flowing in porous media[J].Chinese Journal of Hydrodynamics,2015,30(4):401-405.

[14] 汪利文.稠油油藏松散巖心分析方法的評價[J].石油勘探與開發,1991,18(3):64-72.

WANG Liwen.An evaluation of the core analysis technique of unconsolidated cores from a heavy oil reservoil[J].Petroleum Exploration and Development,1991,18(3):64-72.

[15] 馬明學,鞠斌山,王書峰,等.注水開發油藏潤濕性變化及其對滲流的影響[J].石油鉆探技術,2013,41(2):82-86.

MA Mingxue,JU Binshan,WANG Shufeng,et al.Wettability change and its effect on flow in waterflooding reservoirs[J].Petroleum Drilling Techniques,2013,41(2):82-86.

[16] 劉中云,曾慶輝,唐周懷,等.潤濕性對采收率及相對滲透率的影響[J].石油與天然氣地質,2000,21(2):148-150.

LIU Zhongyun,ZHEN Qinghui,TANG Zhouhuai,et al.Effect of wettability on recovery and relative permeability[J].Oil & Gas Geology,2000,21(2):148-150.

[17] 繆飛飛,劉小鴻,張宏友,等.相對滲透率曲線標準化方法評價[J].斷塊油氣田,2013,20(6):759-762.

MIAO Feifei,LIU Xiaohong,ZHANG Hongyou,et al.Evaluation on standardized methods of original relative permeability curves[J].Fault-Block Oil and Gas Field,2013,20(6):759-762.