皮彥夫,宋考平,劉 麗,王洪衛(wèi)

(1.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室,黑龍江大慶 163318; 2.大慶油田有限責任公司第一采油廠,黑龍江大慶 163001)

水驅(qū)后聚驅(qū)全過程的相對滲透率曲線影響因素分析

皮彥夫1,宋考平1,劉 麗1,王洪衛(wèi)2

(1.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室,黑龍江大慶 163318; 2.大慶油田有限責任公司第一采油廠,黑龍江大慶 163001)

選用大慶油田一類、二類儲層天然巖心的平行樣,水測滲透率約1.0,0.6和0.2μm2,通過大量的恒速非穩(wěn)態(tài)法實驗,分別測定了水驅(qū)至含水率fw為90%,94%和98%時轉(zhuǎn)注聚合物溶液及后續(xù)水驅(qū)全過程的相對滲透率曲線,分析了不同滲透率、不同轉(zhuǎn)注聚時機對相對滲透曲線的影響.實驗結(jié)果表明:同等滲透率級別時,越早轉(zhuǎn)注聚其相對滲透曲線兩相區(qū)跨度越大,殘余油飽和度越低;轉(zhuǎn)注聚時機相同時,巖心滲透率越高,油相相對滲透率下降越緩慢,兩相區(qū)跨度越寬,殘余油飽和度降低.

室內(nèi)實驗;相對滲透曲線;非穩(wěn)態(tài)法;影響因素;聚合物驅(qū);全過程;滲透率;轉(zhuǎn)注聚時機

相對滲透率曲線是描述多孔介質(zhì)中多相對滲透流動態(tài)及油田開發(fā)計算和開發(fā)分析的一項重要基礎(chǔ)資料[1-2].獲得相對滲透曲線的方法很多,以室內(nèi)實驗測定最為常見,如穩(wěn)態(tài)法、非穩(wěn)態(tài)法、毛管壓力法等[3],均從巖心測試中得到,低滲透油藏相對滲透曲線的測定還需考慮啟動壓力[4].

大慶油田聚合物驅(qū)現(xiàn)已大面積推廣應(yīng)用,而目前關(guān)于聚合物溶液驅(qū)油的相對滲透率曲線研究,僅對單純聚驅(qū)的相對滲透曲線[5-6].而實際油田均為水驅(qū)至一定含水率才開始注聚,目前無對不同時機轉(zhuǎn)注聚合物全過程的相對滲透曲線研究.為了獲得符合油田實際情況的油水相對滲透率曲線,并分析滲透率與轉(zhuǎn)注聚時機等主要參數(shù)對相對滲透曲線的影響從而指導油田生產(chǎn),本文選取3種滲透率級別的天然巖心平行樣,利用非穩(wěn)態(tài)法測定了水驅(qū)后聚驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)全過程的相對滲透率曲線.研究結(jié)果對綜合分析聚驅(qū)開發(fā)效果和聚合物驅(qū)油田開發(fā)方案的編制有著重要的參考價值.

1 實驗部分

1.1 實驗材料

實驗用的聚合物為部分水解的聚丙烯酰胺,相對分子質(zhì)量為1.58×107,配成水溶液的質(zhì)量濃度為1.00 g/L;實驗用水為大慶油田聚驅(qū)回注污水,礦化度為6.77 g/L;實驗用油為過濾后的原油和煤油配制而成的模擬油,45℃條件下黏度為8.5 m Pa·s;巖心為大慶油田葡Ⅰ組與薩Ⅱ組的天然巖心的平行樣,具有可比性,水測滲透率在1.0,0.6和0.2μm2左右.

1.2 實驗儀器

星達平流泵,流量精度為1%;C80壓力傳感器,測量誤差為0.4%;SG-83-1型雙聯(lián)自控恒溫箱;直聯(lián)高速旋片式真空泵;FA 1604S型物理天平,測量精度為0.1%;玻璃油水分離器范圍為0～10 m L,分度值為0.1 m L.

1.3 實驗方法與數(shù)據(jù)整理

采用恒速非穩(wěn)態(tài)法測定油水相對滲透率,實驗過程和實驗步驟嚴格按照非穩(wěn)態(tài)法油水相對滲透率曲線測定的行業(yè)標準中的操作規(guī)程進行,用“J.B.N.”方法整理實驗數(shù)據(jù).

聚合物驅(qū)時驅(qū)替相的相黏度為聚合物的有效黏度μef,計算公式為[3]

式中:μw,μef分別為水和聚合物溶液的有效黏度,單位為m Pa·s;Rf,Rrf分別為聚合物溶液的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù),無因次.

阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)在實驗中通過分別測定平行樣中的一支,進行間接測定,即測定水驅(qū)穩(wěn)定壓力P1、聚驅(qū)穩(wěn)定壓力P2、后續(xù)水驅(qū)穩(wěn)定壓力P3,計算公式為

1.4 實驗方案

高、中、低滲3種滲透率級別的天然巖心,分別水驅(qū)至含水率為90%,94%和98%時轉(zhuǎn)注質(zhì)量濃度為1.00 g/L的聚合物溶液0.8倍的孔隙體積,再進行后續(xù)水驅(qū)直至不出油,測定全過程的相對滲透率曲線.具體巖心數(shù)據(jù)及實驗方案見表1.

表1 實驗用天然巖心參數(shù)及實驗方案

2 實驗結(jié)果及影響因素分析

2.1 不同滲透率巖心水驅(qū)相對滲透曲線

單純水驅(qū)的油水相對滲透率曲線見圖1.由圖1可見,單純水驅(qū)的油水相對滲透率隨著滲透率的增加,在相同含水飽和度時水相對滲透率Krw逐漸升高;曲線右端點逐漸向右移動,殘余油飽和度Sor逐漸降低,油水兩相跨度逐漸增大.

2.2 不同滲透率的巖心全過程的相對滲透曲線

不同滲透率的巖心,水驅(qū)至fw=90%,94%和98%時,轉(zhuǎn)注聚后續(xù)水驅(qū)至不出油,全過程的相對滲透曲線如圖2-4所示.

圖1 單純水驅(qū)的油水相對滲透率曲線

圖2 不同滲透率巖心f w=90%時轉(zhuǎn)注聚的全過程相對滲透曲線

由圖2可見,水驅(qū)至fw=90%時轉(zhuǎn)注聚以及后續(xù)水驅(qū),全過程的相對滲透率曲線形態(tài)與單純水驅(qū)、單純聚驅(qū)相比,發(fā)生了明顯變化[3]:油相相對滲透率Kro在注聚后先升后降,而水相(或驅(qū)替相)相對滲透率Krw在注聚后先降后升.分析該規(guī)律出現(xiàn)的原因是由于聚合物分子直徑遠大于水分子,分子鏈間纏繞聚結(jié),導致聚合物溶液黏度較高[7],滲流能力降低,所以,注聚后滲流速度減慢,這樣聚合物不但能夠進入巖心內(nèi)的大孔道,而且能夠進入水驅(qū)未波及區(qū)域,從而擴大了波及體積.從地面管道流動實驗可以觀察到,聚合物溶液的前端對其后邊及管道邊界處具有較強的“拉、拽”作用[8-10].以上兩方面作用使得巖心中分散的油相不斷聚集,逐漸形成新的“油墻”,使得油相對滲透流能力不斷增強,表現(xiàn)為Kro不斷增大,Krw不斷減小.

可是,聚合物前緣一旦在出口端突破,“油墻”被采出,巖心中的油將更少、更分散化,即使仍有聚合物注入,油相的滲流能力也在急劇降低.而隨著巖心中的聚合物溶液的增多,驅(qū)替相的滲流能力不斷增加,Krw不斷增大.

圖3 不同滲透率巖心f w=94%時轉(zhuǎn)注聚的全過程相對滲透曲線

圖4 不同滲透率巖心f w=98%時轉(zhuǎn)注聚的全過程相對滲透曲線

從圖2-4可以看出,在轉(zhuǎn)注聚時機(即含水率)一定的條件下,滲透率越高,油相相對滲透率Kro曲線上升幅度越大,曲線越向右移動,殘余油飽和度Sor越低;對應(yīng)的水相相對滲透率Krw下降幅度越大,最高含水飽和度時對應(yīng)的水相相對滲透率低于注聚前水平或與其相當.

2.3 不同轉(zhuǎn)注聚時機的全過程的相對滲透曲線

在滲透率級別相同時,不同轉(zhuǎn)注聚時機下的水驅(qū)+聚驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)的全過程相對滲透曲線如圖5-7.

圖5 高滲巖心不同轉(zhuǎn)注聚時機的全過程相對滲透曲線

圖6 中滲巖心不同轉(zhuǎn)注聚時機的全過程相對滲透曲線

由圖5-7可見,在滲透率級別一定的情況下,轉(zhuǎn)注聚時機越早,殘余油飽和度越低,兩相對滲透流區(qū)域越大.分析認為,這是由于越早轉(zhuǎn)注聚,巖心中含油飽和度越高,聚驅(qū)后新的“油墻”越易于形成,使更多的油處于“動”的狀態(tài),表現(xiàn)為油相相對滲透率Kro提高幅度大,從而使得殘留在巖心中的油更少.

具體實驗數(shù)據(jù)與統(tǒng)計結(jié)果見表2.由表2可見,滲透率越高,轉(zhuǎn)注時機越早,兩相區(qū)跨度越大.同等滲透率巖樣轉(zhuǎn)注時機越早,殘余油飽和度越低.

圖7 低滲巖心不同轉(zhuǎn)注聚時機的全過程相對滲透曲線

表2 全過程油水相對滲透率曲線各項指標數(shù)據(jù)

3 結(jié)論

(1)水驅(qū)至不同含水率時機轉(zhuǎn)注聚以及后續(xù)水驅(qū)全過程的相對滲透率曲線與單純水驅(qū)、單純聚驅(qū)相比,曲線形態(tài)發(fā)生明顯變化,油相相對滲透率Kro在注聚后先升后降,而水相(或驅(qū)替相)相對滲透率Krw在注聚后先降后升.

(2)滲透率和轉(zhuǎn)注聚時機對全過程的相對滲透曲線影響均較大.同等滲透率級別下,越早轉(zhuǎn)注聚其相對滲透率曲線兩相區(qū)越大,殘余油飽和度越低,因此,提早注聚有利于提高最終采收率;轉(zhuǎn)注聚時機一定時,巖心滲透率越高,兩相區(qū)越大,殘余油飽和度Sor越低.因此,普通的聚合物驅(qū)更適合于中高滲透油藏.

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Affecting factor analysis of the relative permeability curve of full term polymer flooding after water drive

PI Yan-fu1,SONG Kao-ping1,L IU Li1,WANG Hong-wei2

(1.Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery of Ministry of Education of China, Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China; 2.Oil Recovery Plant No.1,Daqing Oilfield Corp.Ltd.,Daqing 163001,China)

Considering the actual situation w hich polymer is injected w hen the water-cut of water flooding is up to a certain degree during the development of oilfields,select three kinds of rep resentative parallel natural co re samp les from first and second degree reservoirs in Daqing Oilfield, w hich water permeability are about 200,600,1 000 millidarcy,and through large of the unsteady-state method of constant injection rate;measure the relative permeability curves of the w hole p rocess of water flooding up to water-cut 90%,94%,98%,then polymer flooding,sequentwater flooding;analyze the effect of permeability and transfer time of polymer flooding to the relative permeability curves.The results show that w ith the same permeability level,the earlier transferred to polymer flooding,lead to the larger of the span of two-phase region in relative permeability curves,the low er of the residual oil saturation;w ith the same transfer time,the higher the core permeability is,the slower the oil-phase relative permeability decreases,the broader of two-phase region,the lower of the residual oil saturation.

laboratory experiment;relative permeability curve;unsteady-state method;affecting factor; polymer flooding;full term;permeability;transfer time of polymer flooding

TE357

530·11

A

1000-1832(2010)04-0087-05

2010-05-16

國家自然科學基金資助項目(50634020);黑龍江省杰出青年基金資助項目.

皮彥夫(1976—),男,碩士,主要從事提高采收率與物理模型制作研究.

(責任編輯:石紹慶)