趙振鐸，閆百泉

(東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

大慶F儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征對(duì)油水相滲曲線形態(tài)特征的影響

趙振鐸，閆百泉

(東北石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

為研究孔隙結(jié)構(gòu)特征對(duì)油水相滲曲線的影響，選用大慶F儲(chǔ)層59塊巖樣，在相同的條件下分別進(jìn)行毛管壓力曲線和油水相滲曲線測(cè)定。發(fā)現(xiàn)根據(jù)形態(tài)特征的差異，毛管壓力曲線和油水相滲曲線均可分為三類，且二者之間具有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系。第Ⅰ類毛管壓力曲線屬于細(xì)歪度，孔隙分選差，毛管壓力曲線中間平緩段排驅(qū)壓力均大于1 MPa。對(duì)應(yīng)水相下凹型相滲曲線，在三類曲線中，其束縛水飽和度最大，兩相共滲區(qū)展幅和水相端點(diǎn)滲透率最小。第Ⅲ類毛管壓力曲線屬于粗歪度，孔隙分選好，毛管壓力曲線中間平緩段排驅(qū)壓力均小于0.1 MPa。對(duì)應(yīng)水相上凹型相滲曲線，其束縛水飽和度最小，兩相共滲區(qū)展幅和水相端點(diǎn)滲透率最大。第Ⅱ類毛管壓力曲線對(duì)應(yīng)水相下凸型相滲曲線位，所有參數(shù)均介于前兩類之間。說明同一儲(chǔ)層中，孔隙結(jié)構(gòu)特征對(duì)油水相滲曲線的形態(tài)特征具有重要影響。

大慶F儲(chǔ)層 孔隙結(jié)構(gòu)特征 毛管壓力曲線 油水相滲曲線 形態(tài)特征

油水相對(duì)滲透率曲線反映了油水相互作用的動(dòng)態(tài)過程，是進(jìn)行油田開發(fā)和數(shù)值模擬中預(yù)測(cè)開發(fā)指標(biāo)、采收率必需的基礎(chǔ)曲線[1]。不同性質(zhì)巖心的水相相滲曲線形態(tài)不同，張玄奇、王國先等將同一儲(chǔ)層的相滲曲線分為水相上凹型、水相直線型、水相下凹型、水相上凸型和水相靠椅型[2,3]，高超等根據(jù)相滲曲線函數(shù)的凸凹性，將儲(chǔ)層相滲曲線分為水相凹型、水相凸型、水相直線型[4]，但已有研究并沒有解釋相滲曲線形成不同形態(tài)的原因。本文通過對(duì)毛管壓力曲線形態(tài)分類來表征儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征的差異，然后分別繪制不同毛管壓力曲線類型所對(duì)應(yīng)的相滲曲線，并探討各類相滲曲線的形態(tài)和特征值，發(fā)現(xiàn)孔隙結(jié)構(gòu)特征差異對(duì)相滲曲線形態(tài)差異的重要影響。

1 實(shí)驗(yàn)過程

1.1實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備

實(shí)驗(yàn)巖心是大慶F儲(chǔ)層59塊天然巖樣，所用油為脫氣原油與煤油配置模擬油，粘度9.712 mPa·s。注入水為油層地層水，相滲曲線測(cè)定實(shí)驗(yàn)溫度為地層溫度67 ℃，壓汞曲線實(shí)驗(yàn)溫度為室溫20 ℃。

1.2實(shí)驗(yàn)步驟

①將每個(gè)巖樣截成兩段并分別編號(hào)a，b。②用甲苯將巖樣抽提、烘干，用空氣測(cè)定滲透率和孔隙度。③將編號(hào)為a的巖樣在室溫下進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn)測(cè)定毛管壓力曲線。④在恒溫67℃下，將編號(hào)為b的巖樣充分飽和地層水。用模擬油驅(qū)水，建立束縛水飽和度。用地層水進(jìn)行水驅(qū)油，記錄不同時(shí)刻巖樣兩端壓差、產(chǎn)水量、產(chǎn)油量，直至含水率達(dá)到98%以上結(jié)束。⑤計(jì)算含水飽和度、油水相對(duì)滲透率。

2 毛管壓力曲線分類及特征

將59塊巖心毛管壓力進(jìn)汞曲線進(jìn)行對(duì)比后，根據(jù)曲線形態(tài)劃分三類。第Ⅰ類毛管壓力曲線(見圖1)，初始段長(zhǎng)而陡，使曲線位于右上方，屬于細(xì)歪度。中間平緩段最短且位置最高，因此孔隙大小分布分散，排驅(qū)壓力均大于1 MPa，最大孔隙半徑很小。末尾上翹段坡度居中，最小濕相飽和度最大，平均約為40%，說明微小孔隙及其所控制的孔隙空間較大。其所對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層滲透率均小于1×10-3μm2，平均為0.384×10-3μm2，孔隙度平均約為11.829%，屬于特低滲儲(chǔ)層，該類樣品有17塊，占總體的28.8%。巖性主要是泥質(zhì)粉砂巖。

圖1 第Ⅰ類毛管壓力曲線 圖2 第Ⅱ類毛管壓力曲線 圖3 第Ⅲ類毛管壓力曲線

第Ⅱ類毛管壓力曲線(見圖2)，初始段較短，曲線位于中上方，屬于較粗歪度。中間平緩段較長(zhǎng)但略有坡度，則孔隙大小分布較集中，其排驅(qū)壓力在0.1～1 MPa之間，平均0.638 MPa，最大孔隙半徑較小，但大于第Ⅰ類型。末尾上翹比較平緩，與中間平緩段沒有明顯界限。最小濕相飽和度平均約為30%。其所對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層滲透率在(1～10)×10-3μm2之間，孔隙度平均約為12.141%，屬于低滲儲(chǔ)層，該類樣品有23塊，占總體的39%。巖性主要是粉砂巖。

第Ⅲ類毛管壓力曲線(見圖3)，初始段最短，曲線位于左下方，屬于粗歪度。中間段長(zhǎng)而且最為平緩，幾乎平行于X軸，所以孔隙大小分布最為集中，而且其位置最低，排驅(qū)壓力均小于0.1 MPa。末尾上翹段最陡，與中間平緩段有明顯的分界點(diǎn)，約在累積汞飽和度60%處。最小濕相飽和度最小，平均約為20%，說明細(xì)小的孔隙及其控制的孔隙體積最少。其所對(duì)應(yīng)的儲(chǔ)層滲透率均在(50～1 000)×10-3μm2之間?？紫抖容^大，平均約為22.792%，屬于中、高滲儲(chǔ)層，該類樣品樣品有19塊，占總體的32.2%。巖性主要是較粗的粉砂巖和細(xì)砂巖。

3 三類毛管壓力曲線所對(duì)應(yīng)的油水相滲曲線特征

3.1油水相滲曲線分類

油水相滲曲線形態(tài)取決于孔隙結(jié)構(gòu)特征、潤濕性、原油性質(zhì)和地層水性質(zhì)等，對(duì)于大慶F儲(chǔ)層，其潤濕性為弱親水、親水，本實(shí)驗(yàn)中原油和地層水相同，因此孔隙結(jié)構(gòu)特征是同一儲(chǔ)層油水相滲曲線形態(tài)差異的主要原因。

分別繪制圖1～圖3三類毛管壓力曲線對(duì)應(yīng)巖樣的油水相滲曲線(見圖4～圖6)。第Ⅰ類毛管壓力曲線對(duì)應(yīng)水相下凹型相滲曲線，第Ⅱ類對(duì)應(yīng)水相下凸型相滲曲線，第Ⅲ類對(duì)應(yīng)水相上凹型相滲曲線。

圖4 水相下凹型相滲曲線(弓形)[5]圖5 水相下凸型相滲曲線 圖6 水相上凹型相滲曲線(標(biāo)準(zhǔn)型)[5]

毛管壓力曲線的形態(tài)對(duì)油水相滲曲線形態(tài)有決定性的影響，即每類毛管壓力曲線對(duì)應(yīng)巖樣的相滲曲線形態(tài)極為相似，而不同類型毛管壓力曲線對(duì)應(yīng)巖樣的相滲曲線形態(tài)有較大的差異，主要體現(xiàn)為水相相滲曲線之間的差異。由圖4～圖6可知，三種油水相滲曲線中，油相相滲曲線形態(tài)基本一致，均表現(xiàn)為在初期下降較快，隨著含水飽和度的增加，下降速度逐漸減緩。在水相下凹型相滲曲線中，水相相滲曲線在初期上升較快，隨著含水飽和度的增加逐漸變緩，最后趨于水平。在水相下凸型相滲曲線中，Sw<60%時(shí)，Krw隨含水飽和度的增加而緩慢增加，在Sw>60%時(shí)，Krw隨含水飽和度的增加陡然增加。在水相上凹型相滲曲線中，水相相滲曲線隨著含水飽和度增加而平緩增加，與水相下凸型相滲曲線最大的區(qū)別在于Sw較小，共滲范圍較大，Krw較大。

3.2三類油水相滲曲線特征值對(duì)比

由表1可見：①束縛水飽和度、等滲點(diǎn)飽和度按照下凹型、下凸型、上凹型依次減小。束縛水飽和度均大于25%，等滲點(diǎn)飽和度均大于55%，說明該儲(chǔ)層是水濕儲(chǔ)層。②兩相共滲區(qū)展幅、水相端點(diǎn)滲透率按照下凹型、下凸型、上凹型依次增大，儲(chǔ)層的滲流條件逐漸變好。

表1 三類油水相滲曲線特征值對(duì)比

4 結(jié)論

(1)大慶F儲(chǔ)層毛管壓力曲線可以分為三類，第Ⅰ類毛管壓力曲線位于右上方，屬于細(xì)歪度，孔隙半徑分布分散，毛管壓力曲線中間平緩段排驅(qū)壓力均大于1 MPa。第Ⅲ類位于左下方，屬于粗歪度，孔隙半徑分布集中，毛管壓力曲線中間平緩段排驅(qū)壓力均小于0.1 MPa。第Ⅱ類毛管壓力曲線位于中部偏上，屬于較粗歪度，所有參數(shù)均介于前兩類之間。

(2)大慶F儲(chǔ)層油水相滲曲線中，油相相對(duì)滲透率曲線形態(tài)基本一致。水相相滲曲線可以分為三類：水相下凹型型、水相下凸型和水相上凹型。束縛水飽和度、等滲點(diǎn)飽和度按照下凹型、下凸型、上凹型依次減小。兩相共滲區(qū)展幅、水相端點(diǎn)滲透率按照下凹型、下凸型、上凹型依次增大。

(3)第Ⅰ類、第Ⅱ類、第Ⅲ類毛管壓力曲線分別對(duì)應(yīng)水相下凹型、水相下凸型和水相上凹型相滲曲線，說明同一儲(chǔ)層中，油水相相滲曲線形態(tài)特征由儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)特征決定。

[1] 張楓,王振升,程巖，等.油藏?cái)?shù)值模擬中油水相對(duì)滲透率曲線處理方法[J].天然氣地球科學(xué),2010,21(5):859-862.

[2] 張玄奇.油水相對(duì)滲透率曲線的實(shí)驗(yàn)測(cè)定[J].石油鉆采工藝,1994,16(5):87-90.

[3] 王國先,謝建勇,李建良，等.儲(chǔ)集層相對(duì)滲透率曲線形態(tài)及開采特征[J].新疆石油地質(zhì)，2004,25(3):301-304.

[4] 高超,楊滿平,王剛.注水開發(fā)油藏油水相對(duì)滲透率曲線特征評(píng)價(jià)[J].復(fù)雜油氣藏,2013,6(1):46-49.

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(編輯 王建年)

Effect of pore structure characteristics on the featuresof oil-water relative permeability curves in F Formation of Daqing Oilfield

Zhao Zhenduo ,Yan Baiquan

(CollegeofEarthSciences，NortheastPetroluemUniversity，Daqing163318,China)

To investigate the effect of pore structure characteristics on the features of oil-water relative permeability curves，59 pieces of natural cores were used to measure the capillary pressure curves and oil-water relative permeability curves under the same conditions.According to the feature of the curves，the capillary pressure curves and oil-water relative permeability curves can be divided into three types.The type Ⅰ capillary pressure curve，with fine skewness and poor pore sorting，has a drive pressure greater than 1 MPa，corresponding to water -downward-concave relative permeability curves.The Type III capillary pressure curve，with coarse skewness and perfect pore sorting，has a drive pressure smaller than 0.1 MPa，corresponding to water-upward-concave relative permeability curves.The Type II capillary pressure curve is corresponding to water-downward-convex，of which all the parameters are between the former two types.Therefore，for a certain formation，the characteristics of pore structure have great influences on the features of oil-water relative permeability.

F Formation of Daqing Oilfield；pore structure characteristic；capillary pressure curves；oil-water relative permeability curve；features

TE321

A

2013-12-30；改回日期2014-04-03。

趙振鐸(1992—)，東北石油大學(xué)在校本科生，電話：13936839532，E-mail：zhaomingguo63@163.com。

河道砂體構(gòu)型控剩余油物理模擬國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(41172135)。