低渗油藏渗流机理研究概要

1、低渗油藏渗流机理研究孤东米油厂新滩试米矿 王林明摘 要：根据低渗透油田和中高渗透油田的不同，本文对低渗透油田的启动压力和渗流规律进行了 研究，提出了一种建立低渗透油田两相启动压力曲线的方法，并对两相启动压力，水驱油和气驱油 特征的影响，油水两相渗流规律进行了分析与研究；提出了低渗透非达西渗流相对渗透率计算方法,并进行了非稳态流动实验，计算了相对渗透率曲线，分析了其特征，讨论了非达西渗流对相对渗透 率特征的影响。结果表明：油水、油气各相的启动压力梯度与驱替相的饱和度间均呈指数变化规律， 气驱、水驱后期指数变化规律遭到破坏；在低渗油层中，油井见水后，产油量会迅速下降，水驱低 渗油藏采收率较低；考虑

2、非达西流后，计算的油相相对渗透率增大，水相相对渗透率减小，等渗点 右移；在相同的含水饱和度下，非达西流使产水率增大，并得到了非达西渗流油水两相渗流数学模 型，相对渗透率的计算公式，并进行了非稳态试验，对低渗油田的开发有指导意义。关键词：启动压力；压力梯度；渗透率；驱替1引言同中高渗透率油层相比，低渗透油层具有以下几个特点：低渗透油层一般连续性差、采收率 与井网密度关系特别密切；低渗透油层存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大;低渗透油层见水后，采液和采油指数急剧下降，对油田稳产造成急剧影响；低渗透油田一般裂 缝都较发育，注入水沿裂缝窜进十分严重。为了更好地开发利用低渗透率油藏，本文

3、将从启动压力 与渗流规律着手，对影响低渗透砂岩油藏开发的一些重要问题进行分析研究。2低渗透砂岩油藏启动压力研究2.1低渗砂岩油藏启动压力梯度研究2.1.1测定方法及原理室内实验测定低渗透砂岩单相渗流启动压力梯度大都是测定不同驱替压差流体通过低渗透砂岩 岩心的渗流速度，求得流量与压力梯度的关系，描述流体在岩心中的渗流过程再用数学的方法获得 压力梯度，又称作“压差流量法” 。“毛在测定最小启动压力梯度值时，采用“毛细管平衡法”与“压差-流量法”相结合的方法， 细管平衡法”应用的是连通器原理。图2-1毛细管平衡法原理示意图图2-2典型非达西渗流曲线示意图测定时毛细管和岩心中充满实验流体，使进口端液面

4、高于出口端。重力作用使进口端流体通过 岩心流向出口端，进口端液面下降，出口端液面上升，如果是一个普通的连通器两端液面会持平。 由于低渗透岩心启动压力的存在，两端液面经过充分平衡后，最终会保持一个高度差，该高度差就 是该样品的最小启动压力值。夹持器两端采用毛细管，一是能精确灵敏的反映液面变化，二是减少 渗流总量缩短测定周期。该方法不仅证明了低渗透岩心启动压力梯度的存在而且可以直接测定出最 小启动压力梯度值。见图 2-2中的a点，用“毛细管平衡法”获得，实线def为“压差一流量法”获得。2.1.2实验方法的特点如何通过实验的方法准确、完整的描述低速非达西渗流规律，成为启动压力梯度研究的关键， 由于

5、流体在岩心中的低速非线性渗流段的渗流速度和驱替压差非常小，即使使用先进的进口设备也 无法实现流量和压差的准确采集，图2-2中a-d-e段可能占整个渗流段一半的数据无法准确采集到，在缺少数据点的情况下很难用数学的方法描述流体渗流的非线性特征。但本实验方法能准确完整的 测定出整个非线性渗流段，“毛细管平衡法”对硬件要求不高且操作简便，且测定周期短，可以安装 多套测定装置同时测定多个岩样。2.2 一种两相启动压力曲线的建立方法为探讨两相流体渗流时的启动压力变化规律，对天然岩心进行水驱油和气驱油实验，计算出各 自的相对渗透率，然后按单相启动压力梯度公式推算出相对启动压力梯度，绘制油水、油气相渗曲 线。

6、研究结果表明，在两相启动压力曲线上，各相的启动压力梯度与驱替相的饱和度之间均呈指数 变化规律；气驱、水驱后期指数变化规律遭到破坏，是驱替后期驱油效率急剧变小的主要原因。 2.2.1驱替试验方法实际油气藏的开发过程中，一般是两相（油水、油气、气水）或三相（油、气、水）同时流动，在渗流过程中，各相间会发生相互干扰和影响。描述相间的相互影响程度一般用相对渗透率的概念。测 定相对渗透率有3种方法：非稳态驱替、稳态法和离心法，用非稳态驱替法测定油水（气）相对渗透率 仍是最普遍的，在国内外得到广泛的应用，本文也采用非稳态驱替法测定油水（气）相对渗透率“文献报道，在常温常压条件下，用洗净岩心和精制油所测得的

7、相对渗透率结果与地层条件下使用地层流 体测的结果相差很大”，因此，现在采用以下实验条件和步骤进行有关实验。实验流体：现场脱水原油；饱和及驱替均用矿化度为300g/L的NaCI溶液，避免产生水敏。实验温度：70C。实验步骤：将岩心抽空，饱和矿化度为300g/L的NaCI盐水，计量饱和水量，计算孔隙体积；建立束缚水，用原油驱替含水岩心，当不再出水时，计量驱出的水量，计算束缚水饱和 度和油相渗透率；水（气）驱油，用矿化度为300g/L的NaCI盐水（氮气）驱替含油岩心，注入以恒速（气 驱以恒压）方式进行，计量排出的油、水量（油、气量）以及注入压差和试验时间；当不再出油（气）时，测定水相（气相）渗透率

8、，结束实验。2.2.2两相启动压力曲线的建立气驱油或水驱油的渗流过程中，两相的存在造成互相干扰和影响，均减少了本身相的渗流通道,导致各相的相渗透率有所降低。因此，两相渗流时的启动压力规律必将对驱替特征产生明显的影响，如果直接在驱替过程中测定各相的启动压力梯度，非常费时、费工且精细，这里采用间接法：因两 相渗流时单相仍遵循各自的渗流规律，依靠已建立的单相启动压力梯度规律来描述两相启动压力规 律的表达形式，据此分析与研究两相启动压力规律对驱替特征的影响，以中原油田天然岩心为例， 中性煤油与饱和盐水虽然液体性质不同，但启动压力具有统一的表现形式。0.0032K(r=0.9831)(2-1)式中-为启

9、动压力梯度，MPa/m ； J为流体黏度，mPa?s; K为液体渗透率，D(2-2) =0.007/ Ka 0.0039(r =0.993)式中 K为岩心平均空气渗透率， md首先采用前述驱替实验方法进行水驱油和气驱油实验，计算出各自的相对渗透率，然后按照液 体和气体启动压力梯度公式推算出相对启动压力梯度，绘制曲线，以下分述油水、油气两相启动压 力曲线的建立以及对驱替特征的影响。2.2.3油水两相启动压力对水驱油特征的影响在水驱油过程中，未见水前是单相的流动，无法计算两相启动压力梯度，因此将无水期的启动 压力梯度认同为单相原油的启动压力梯度，即水驱油时其驱动压力梯度必须克服油相的启动压力梯 度

10、后水、油才能发生流动；只有见水后，油水才按本身的渗流规律进行水驱油流动，其相对渗透率 见表2-1。4C3020O图2-3含水及含气饱和度因油水启动压力规律具有相同的表达式，换算油、水相对渗透率值，可分别计算出各相的绝对渗透率值，根据油水粘度值，就可计算出单相的绝对渗透率，按（2-1）式，可分别计算出油、水两相2-1。在不同驱替相饱和度条件下的启动压力梯度值，其实验数据和计算结果见表表2-1油水相对渗透率表禽水饱和度（%）相对启动压力梯度油相水相油相水相29. 3L 000Q (XX)1,000L (XX)37. 7L 0000. OflO1.000L (MX)43. 90. 3S50. 126

11、2,6010. 79945. 40r沁0, 1573,4270r 48447. 00r 2240, 1K74,740.剂34Kr 50. 730, 2155+79l0r 21050. 10. LU0 2427.4350. 1455L 60. 1060. 2709.4740. 10253. 20. 0S 30.1 1,9S50. 07354. 70, 06632615,0610” 053S6r 30r 0530, 3551K,0r 03957, 80. 0430, 38523. 3400,02959. 40. 0230. 41743.478C. 014g 90. 0060. 449166, 66

12、70. 00362. 50. 0020. 48354JO.OOO0. 001正如油水相渗是以油相渗透率为基准一样，其油水两相启动压力梯度曲线是以束缚水时的油相 启动压力梯度为基准，根据油水两相启动压力梯度实验数据（相对启动压力梯度曲线），油水两相相对 启动压力梯度具有以下规律（见图2-3）:见水后，油水两相相对启动压力梯度开始发散，随着含水饱和度的增加，水相启动压力梯度逐渐变小，油相启动压力梯度逐渐变大；在大部分水驱阶段，油、 水均按自己的规律随含水饱和度的增加而规律性地增大和减小，后期油水两相的启动压力梯度变化 均偏离直线而急剧增大和减小。这充分揭示出水驱油后期的强水洗阶段驱油效率急剧变小的

13、原因。2.2.4油气两相启动压力规律对气驱油特征的影响在气驱油的过程中，当气体尚未突破即未见气阶段，两相启动压力梯度其实就是单相原油的启 动压力梯度，处理方法同油水两相，即气驱油时，驱动压力梯度必须克服油相的启动压力梯度后， 油、气才能发生流动。当气驱阶段见气后，油、气即按本身的渗流规律进行流动，将气、油相对渗 透率转换成各自的绝对渗透率，并根据油的启动压力梯度规律（2-1）式和气的启动压力梯度规律（2-2）式分别计算出不同气饱和度下的油、气启动压力梯度。为便于对比与研究，按照相渗曲线的处理方 法，以气驱结束后的气相的渗透率、启动压力梯度为基数，分别计算油、气相对渗透率、相对启动 压力梯度与含

14、气饱和度的数据（见表2-2）。表2-2油气相渗实验及相对启动压力梯度计算数据表栢对i* ifi牢Hl in sjj h- 7j 卿.隹r怙)rf tl汕1丹汕ftl0. oO. 4702 UbW. Ol2 UHK.U13. 7O. 4702门畑m2 tflS8aO14, 1O. K)IO . 420514. JO2 33*.58J5 9Or 158a a 583 746 2O64020. 70. 274O. U8U2 5b12外2玉，9O, K34O, 49I . 9019 38.XI25, 5O, 438O. C35IL 6627 885sJ7Z7 5542O. J231, 4342 tig

15、62少.5o. 141. 23丹冈974.4()IO . 7785O. uuR3L 1 RS.2131, 5O, 9工右O.1041 70 577r563k 51. 1XJ0. UW1. 1XJ9HI MZ.2由图2-3可见，见气后，油气两相相对启动压力梯度具有以下明显特征：气相相对启动压力梯 度即急剧变小，随着含气饱和度的增加，其气相相对启动压力梯度呈规律性地减小，气相相对启动 压力梯度与含气饱和度之间为指数关系，在单对数坐标中为一直线，随着含气饱和度的进一步增加,气相相对启动压力梯度偏离直线规律而略有减少。油相相对启动压力梯度增大，随着含气饱和度的 增加，油相相对启动压力梯度呈规律性地增大

16、，与气相一样，与含气饱和度之间为指数关系。随含 气饱和度的进一步增加，油相相对启动压力梯度偏离规律而急剧增大，在相同驱动压力梯度条件下,气相渗流相对更加容易，因此高气油比的气驱阶段很长是气驱油过程中最为显著的特征。在气驱油 后期，油相启动压力梯度急剧增大，因岩石孔道的非均质性，部分细小孔道中的原油在同一驱动压 力梯度条件下不可能流动，以原始状态残留于细小孔道内，因此气驱油效率低是其驱替又一重要特 征。3低渗非达西渗流相对渗透率计算方法及特征现有的相对渗透率计算公式是基于达西定律的，而低渗油层渗流为非达西类型。建立了低渗非 达西渗流相对渗透率计算方法，导出了计算公式，并进行了非稳态流动实验。结果

17、表明：在低渗油 藏相对渗透率曲线中，束缚水和残余油饱和度较高，两相渗流区范围较窄；随含水饱和度增大，油 相对渗透率递减较快，水相对渗透率递增较慢；非达西渗流使油相相对渗透率增大，使水相相对渗 透率减小，使产水率增大；油井见水后，产油量会迅速下降，水驱低渗油藏采收率不高。达西定律一直作为一个基本定律被广泛应用于油气田开发渗流计算中，作为制定开发方案和分 析预测开发动态的重要基础资料 -相对渗透率的计算就是建立在达西定律基础上的；然而，低渗油层 渗流不符合达西定律。因此，改进相对渗透率计算以获得准确反映油层实际情况的相对渗透率资料 就显得十分重要。本文研究了低渗两相非达西非稳态渗流相对渗透率理论，

18、并进行了非稳态流动实 验，计算了相对渗透率曲线，分析了其特征，讨论了非达西渗流对相对渗透率特征的影响。3.1低渗非达西相对渗透率理论与计算现有的非稳态相对渗透率计算方法JBN方法）是在一定的假设条件下推出的。本文研究低渗非达西流情形时仍假定：多孔介质是均匀的，驱动力和流体性质保持不变，相间无传质现象，油水不可 压缩，不计重力和毛管力的影响，则油、水相连续性方程分别为：480 _0次:t _（ 3-1）Vw(3-2)(3-3)(3-4)-X低渗油、水相非达西流运动方程分别为:管 p(1 一wkk p(1w、-p(15)总的渗流速度为:V _v = Vo Vw油、水两相分别为:fo可得岩芯出口端水

19、相分流量为:k1( 。- w) PqV+kroo krw得油水两相渗流微分方程：v Hf -1 （打，九）=ox ；t其特征线方程为：d = |_f _1 （Sw, 。, w）特征线上的相容关系为：dSw =0易得等饱和度面推进速度方程：（齐吒f 1w何，2）Sw其中f 为fw对含水饱和度的导数。岩芯两端的压差可表示为: wL卩八0由（12）式得:-1w 2将（3-3）、（3-14）式代入（3-13）式得:rodf(3-5)(3-6)(3-7)(3-8)(3-9)(3-10)(3-11)(3-12)(3-13)(3-14)(3-15)其中：v/(Ap-d ir,/( Ps - oL)(3-16

20、)可得:d(f 爲/lr)w2求导得 df w2kro(3-17)(3-18)将（3-18）式代入（3-8）:krwJw fw2Jo2 fo2krok(- w)(3-19)由物质平衡原理得:Swa =SwcAQo(3-20)(3-21)APL岩芯出口端含水饱和度为:Sw _ S/va - Q fo2由（3-18）、（3-19）、（3-21）式可计算出口端含水饱和度下的油水相对渗透率。当启动压力梯度为零 时，上述相对渗透率计算公式与常用的JBN方法计算公式相同。3.2油水相对渗透率非稳态实验（1 ）实验材料实验所用材料有：油层岩芯、抽提液、模拟地层油和地层水。岩芯和流体基本参数如表3-2所示:表

21、3-2岩心和流体参数A/0:cmk /10fU” / mPa*6. 3K2.55L 140. 14Ot34fi4. 10.5（2）实验装置流程实验装置流程如图3-2所示诫聊1；2 压力怙偉器* 3, Quuis 也4.庇I工水；5.模蛇用駅油池.岩心夬持建；丁.屮临垠；S.生样黠图3-2非稳态相对渗透率实验流程图（3）实验方法a. 将清洗、烘干的岩芯抽真空36h，饱和地层水。b. 将饱和地层水的岩芯置于岩芯夹持器，排气后在恒定的速度下用地层水驱替直到压力稳定， 再用模拟油驱替，建立束缚水饱和度，并测定束缚水条件下的油相渗透率。c. 用地层水驱替模拟油，记录见水时间、见水时的累积产油量及岩芯两端

22、的压差。见水初期加密记录，随出油量的不断下降，增大记录时间间隔，注水30倍孔隙体积后测定残余油饱和度下的水相渗透率。3.3实验分析根据上述相对渗透率计算公式，对实验结果进行计算，得到了油水相对渗透率曲线（图3-3）和非达西流与达西流油水相对渗透率值及其比较（表3-3）。表3-3油水相对渗透率值0. 7 (Mi001549O.OINa0. 1560,0726 (MH0.0940.012a, 300 1 10A* HrQ. 7伙0U . 5610.0120. 4140.出Q. 1枷0.0. 06o.aai0.0150. (W900.图3-3油水相对渗透率曲线（1）低渗相对渗透率曲线特征低渗岩芯油水相对渗透率曲线具有下列特征：1）束缚水和残余油饱和度较高2）两相渗流区范围较窄3）随含水饱和度增大，油相对渗透率递减较快，水相对渗透率递增较慢 由相渗特征还可推出低渗油层两相渗流具有以下特征：a. 油井见水后，产油量会迅速下降b. 水驱低渗油藏采收率较低（2）非达西流对油水相对渗透率曲线的影响考虑非达西流后，计算的油相相对渗透率增大，水相对渗透率减小，等渗点右移（3）非达西流对产水率的影响