溫度對昌吉油田吉7井區(qū)稠油油藏油水相對滲透率的影響

秦 軍 張宗斌 崔志松 巴忠臣 于 岐

（ 1中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院；2克拉瑪依華信能源技術服務有限公司 ）

昌吉油田吉7井區(qū)位于準噶爾盆地吉木薩爾凹陷東南側，目的層二疊系梧桐溝組發(fā)育特深層普通稠油油藏，目前研究區(qū)主要為注水開發(fā)，但由于采收率較低，僅為10%～20%，急需調整開發(fā)方式以提高采收率，所以開展了稠油熱采實驗。稠油與水的相對滲透率是稠油熱采中的重要參數，不僅需要據此描述多孔介質中的多相滲流特征，也是稠油油藏開發(fā)方案設計、開發(fā)動態(tài)指標預測、動態(tài)分析以及油水分布關系研究的基礎數據[1-5]。但對于以熱采方式開發(fā)的稠油油藏，在向油層注入熱流體后，油層溫度發(fā)生明顯變化[6-8]，但是溫度對稠油與水相對滲透率的影響一直難以確定，盡管國內外學者開展過相關實驗研究，但結論并不一致，部分學者認為溫度對油水相對滲透率沒有明顯影響，也有部分學者認為隨溫度升高，油水相對滲透率明顯增大[9-16]。分析認為存在上述差異的主要原因有以下幾個方面：一是實驗材料并非實際地下材料，如應用填砂管等；二是實驗溫度較低，大部分均沒有達到200℃，而實際熱采稠油油藏的井下溫度甚至高于200℃；三是實驗滲透率單一，沒有代表性。本文應用昌吉油田吉7井區(qū)J008井實際地面脫氣原油和J008井3個不同級別滲透率（56.38mD、126.54mD、224.98mD）的巖心開展了50℃、100℃、150℃、200℃等溫度條件下的稠油/水相對滲透率實驗，研究了溫度對稠油/水相對滲透率的影響，并對影響機理進行了分析[17-19]。本文旨在通過實驗研究確定相對滲透率的變化規(guī)律，為昌吉油田吉7井區(qū)稠油油藏開發(fā)提供指導，并為其他地區(qū)類似研究提供借鑒。

1 稠油/水高溫相對滲透率實驗

1.1 實驗裝置

實驗裝置為高溫相對滲透率測試裝置，巖性夾持器為橡膠筒外壓密封的三維軸向加壓模型，實驗裝置如圖1所示，主要由恒速泵、氣體流量計、氮氣氣源、回壓調節(jié)器、數據采集系統(tǒng)、壓力傳感器、巖心夾持器、加熱盤管、電壓調節(jié)器、保溫油缸、恒溫烤箱、圍壓容器、燒杯、濕式氣體流量計以及出口回壓調節(jié)器組成。整個實驗在恒溫絕熱條件下用恒速驅替法進行，壓力由回壓調節(jié)器保持穩(wěn)定。

圖1 稠油高溫相對滲透率實驗裝置圖

1.2 實驗材料

實驗用巖心為吉7井區(qū)J008井巖心，采用抽提洗油方法將巖心清洗干凈之后烘干待用。研究區(qū)滲透率范圍在5.07～2749.00mD之間，平均滲透率為80.80mD，但考慮到滲透率區(qū)間主要集中在50～200mD之間，所以本次實驗準備了56.38mD、126.54mD、224.98mD 3種不同滲透率的巖心，以研究在不同滲透率條件下，溫度對稠油/水相對滲透率的影響。巖心物性參數見表1。

表1 實驗巖心物性參數表

實驗所用原油為吉7井區(qū)J008井地面脫氣原油，在使用之前進行脫水及過濾處理，然后測定脫氣原油黏度與溫度關系（圖2）。由圖2可以看出，當溫度從50℃分別升至100℃和200℃時，地面脫氣原油黏度從1538mPa·s分別降至102.3mPa·s和8.2mPa·s，降黏率分別為93.3%和99.5%；油水黏度比從2799分別降至362和60。實驗用水按照實際地層水資料配制。

1.3 實驗方法

本次稠油/水高溫相對滲透率實驗采用非穩(wěn)態(tài)法進行，整個實驗均是在恒溫絕熱條件下用恒速驅替法進行，實驗過程如下：

（1）實驗之前，根據地層壓力對系統(tǒng)進行試壓，5小時系統(tǒng)不漏為合格。

（2）將制備好的稱重巖心放入巖心夾持器。根據地層壓力加圍壓，抽真空3.0～10.0MPa之后連續(xù)抽5小時，然后飽和水，將內壓加至2.0MPa，根據巖心的吸水量，計算巖心孔隙體積和孔隙度，最后再快速驅替2倍孔隙體積的水保證巖心出口無氣泡為止。

圖2 原油黏度、油水黏度比與溫度關系曲線

（3）飽和水后，測100%水飽和度時巖心的水相滲透率，然后升溫至實驗溫度并恒溫5小時（升溫過程中確保圍壓高于內壓1.5～2.0MPa）再次測定巖心的水相滲透率。

（4）將烘箱升至設定的溫度，打開實驗儀器，恒溫5小時，開動給水泵，當壓力升到2.0MPa時，打開出口閥門，保持內壓為2.0MPa，從旁通放出盤管體積1.5倍的油后關旁通閥，打開巖心入口閥門，再打開巖心出口閥門，并保持內壓為2.0MPa，用3～5倍孔隙體積的原油驅替巖心中的飽和水，建立束縛水飽和度。為了保證得到束縛水，待壓差曲線平穩(wěn)后，再提高注入速度后驅替1.0～1.5PV飽和水，同時測定束縛水條件下的原油有效滲透率。

（5）將烘箱升至實驗溫度，恒溫5小時，準備進行巖心驅替實驗。

為了消除末端效應，開展相對滲透率試驗時，必須滿足Rapoport和Leas提出的準則，對于水驅的注水速度要求見公式（1）：

式中 L——巖心長度，cm；

μ——驅替介質黏度，mPa·s；

vw——滲流速度，cm/min。

進行蒸汽驅替時，對注入速度要求見公式（2）：

式中 vg——氣體注入速度，cm3/min；

Vp——巖心孔隙體積，cm3。

（6）水驅油實驗：關閉原油進、出口閥門，開動給水泵，將水引到巖心入口，同樣從旁通放出盤管體積1.5倍的水后關閉旁通閥，打開巖心入口閥，接著再打開巖心出口閥，進行水驅油實驗，出口回壓保持在2.0MPa。出口計量無水期產油量及適當時間間隔的產油、產水量和壓差等。

（7）采用溶劑抽提蒸餾法計算產出油量、水量；

（8）用達西定律計算巖心絕對滲透率和原油有效滲透率，用Johnson(JBN)方法計算相對滲透率，計算的基數為束縛水條件下的原油有效滲透率。

2 實驗結果及分析

2.1 實驗結果

由于特深層稠油油藏熱采的井下溫度均低于200℃，所以本次實驗分別在50℃、100℃、150℃、200℃等4個溫度條件下應用不同級別滲透率（56.38mD、126.54mD、224.98mD）的巖心開展了稠油/水相對滲透率實驗，實驗結果見表2。

2.2 實驗結果分析

2.2.1 溫度對束縛水飽和度的影響

由溫度與束縛水飽和度關系曲線（圖3）可以看出，實驗溫度從50℃升高至200℃，束縛水飽和度逐漸升高，分析其原因認為是由于隨著溫度上升，分子運動加強，巖石孔隙表面對極性物質分子的束縛能力減弱，大量極性物質脫附，原來吸附極性分子的表面被水分子占據，導致束縛水飽和度上升[2]；而且隨著溫度升高，原油黏度和油水黏度比大幅下降（圖2），也會導致束縛水飽和度升高。應用滲透率分別為56.38mD、126.54mD和224.98mD的巖心進行實驗,束縛水飽和度分別升高27.2%、28.9%和23.0%，變化趨勢和增大幅度基本一致（圖3），說明在不同滲透率條件下，溫度對于束縛水飽和度的影響基本一致。

表2 稠油/水相對滲透率實驗結果

圖3 溫度與束縛水飽和度關系曲線

圖4 溫度與殘余油飽和度關系曲線

2.2.2 溫度對殘余油飽和度的影響

由溫度與殘余油飽和度關系曲線（圖4）可以看出，實驗溫度從50℃升高至200℃，殘余油飽和度逐漸降低，分析原因是溫度升高導致原油黏度和油水黏度比大幅下降（圖2），驅替波及面增大，更多的原油被驅替出來，進而導致殘余油飽和度降低。應用滲透率分別為56.38mD、126.54mD和224.98mD的巖心進行實驗,殘余油飽和度降低幅度分別為34.8%、33.4%和34.6%，變化趨勢和降低幅度基本一致（圖4），說明在不同滲透率條件下，溫度對于殘余油飽和度的影響基本一致。

2.2.3 溫度對稠油/水相對滲透率的影響

由不同溫度稠油/水相對滲透率曲線形態(tài)（圖5）可以看出：隨著溫度升高，在相同含水飽和度條件下，稠油相對滲透率（Kro）明顯增大，隨著含水飽和度增大，稠油相對滲透率增大的幅度減小，水相對滲透率（Krw）基本保持不變；而且不同滲透率（56.38mD、126.54mD和224.98mD）的巖心取得的實驗結果基本一致，說明在不同滲透率條件下，溫度對稠油/水相對滲透率的影響基本一致，即滲透率對不同溫度下的稠油/水相對滲透率特征沒有影響。分析認為，在高溫潤濕性實驗中，隨著溫度升高，巖心潤濕性逐漸轉為親水，而稠油中膠質、瀝青質等極性物質含量較多，當溫度升高時，這些極性分子逐漸接觸吸附，增強了巖心的親水性，使更多的水吸附于孔壁上，而“剝離”效應使更多的原油被驅趕出來，殘余油飽和度降低，油相相對滲透率增大[20-22]。

圖5 不同溫度稠油/水相對滲透率曲線

3 結論

溫度在50～200℃之間時，束縛水飽和度隨溫度升高而增大，增大幅度為23.0%～28.9%；殘余油飽和度隨溫度升高而減小，減小幅度為33.4%～34.8%。

在同一含水飽和度條件下，油相對滲透率隨溫度升高而明顯增大，隨著含水飽和度增加，油相對滲透率增加的幅度逐漸減小。

當滲透率在56.38～224.98mD之間時，不同滲透率的實驗巖心所取得的實驗結果是一致的，即滲透率的改變對實驗結果沒有影響，說明該實驗結論在滲透率為56.38～224.98mD之間時具有普遍性。