聚驅相對滲透率曲線變化規(guī)律實驗研究

程大勇，李彥來，房 娜，鄭 華，朱志強

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）

聚合物驅是一種建立在水驅基礎上改善開發(fā)效果的三次采油技術，目前已成為中國主要的三次采油方法之一[1-2]。海上油田經(jīng)過聚合物驅應用的探索與實踐，取得了明顯的增產(chǎn)效果[3]。聚合物驅相對滲透率曲線是描述多孔介質中多相滲流動態(tài)及聚驅油田開發(fā)指標計算和預測的重要基礎資料[4]。在數(shù)值模擬預測中，模擬計算結果與現(xiàn)場實際試驗結果的吻合程度取決于數(shù)學模型對這一物理過程描述的真實性和輸入數(shù)據(jù)的準確性，應根據(jù)聚合物驅的不同階段，分別使用相應驅油過程的相對滲透率曲線[5-6]。目前海上油田有關聚合物驅相對滲透率研究方面的資料較少，相對滲透率研究基本局限于水驅階段[7-8]，在歷史擬合過程中，單井整體擬合效果并不理想。針對上述問題，基于海上L油田注聚區(qū)C1井鉆取的巖心，利用行業(yè)內廣泛應用的非穩(wěn)態(tài)法[9-10]測定聚驅相對滲透率曲線，進而研究不同巖心滲透率、不同聚合物濃度下聚驅相對滲透率曲線的變化規(guī)律，具有重要的理論意義與實用價值。

1 實驗

1.1 實驗條件

L油田注聚區(qū)C1井實鉆巖心七組，按照石油行業(yè)標準巖心分析方法[11]進行預處理。將L油田油樣在原油電脫水儀中脫水后與煤油以4∶1的比例混合，混合后的油樣在65℃條件下黏度為46.1 mPa·s。根據(jù)L油田實測數(shù)據(jù)配制注入水和地層水，其中注入水為CaCl2型，總礦化度8 856 mg/L；地層水為NaHCO3型，總礦化度6 132 mg/L。聚合物為AP—P4型疏水締合聚合物干粉，采用注入水配制兩種不同濃度的聚合物溶液，濃度分別為1 750 mg/L、2 250 mg/L（表1）。

表1 巖心基礎參數(shù)及對應的聚合物溶液濃度Table1 Core basic parameters and corresponding polymer solution concentration

實驗儀器主要包括原油電脫水儀、烘箱、電子調溫加熱套、電動攪拌器、化學驅模擬實驗裝置、巖心洗油儀。

1.2 實驗流程

①巖心抽真空飽和地層水；②測巖心孔隙度。根據(jù)抽真空飽和水前后質量之差，以及飽和地層水密度，計算得到巖心孔隙度；③測巖心水相滲透率。將巖心放入巖心夾持器內，恒速注入模擬注入水，待前端壓力表示數(shù)穩(wěn)定后，計算巖心滲透率；④巖心飽和油；⑤聚驅相滲曲線測試實驗裝置連接如圖1所示；⑥選取1 mL/min的驅替速度進行聚合物驅油實驗，見聚合物溶液初期，加密記錄，根據(jù)出油量的多少選擇時間間隔，隨出油量的不斷下降，逐漸加長記錄的時間間隔，注聚合物30倍孔隙體積后（或含水率到99.95%時），測殘余油時的水相滲透率；⑦進一步研究巖心在聚合物高驅替倍數(shù)下相滲曲線油相端點值的變化規(guī)律，對完成水驅相滲曲線測試的編號I-2巖心重新處理后，采用2 250 mg/L的聚合物溶液進行驅替實驗，驅替至400 PV，測水相相對滲透率及殘余油飽和度。

1.3 數(shù)據(jù)處理

按照行業(yè)標準巖石中兩相流體相對滲透率測定方法[10]中式（1）～式（3）計算水相、油相滲透率和含水飽和度。

式中：Kro(Sw)為油相相對滲透率，小數(shù)；Sw為巖樣含水飽和度，小數(shù)；fo(Sw)為含油率，小數(shù)；(t)為量綱一的累積注水量（V/Vp），無因次，Vp代表巖樣的有效孔隙體積；I為流動能力比；Krw(Sw)為水相相對滲透率，小數(shù)；μw為在測定溫度下水的黏度，mPa·s；μo為在測定溫度下油的黏度，mPa·s；fw(Sw)為含水率，小數(shù)；Swe為出口端水飽和度，小數(shù)；Vˉo(t為)累積采油量（Vo/Vp），無因次；Swi為束縛水含水飽和度，小數(shù)。

2 結果與分析

2.1 巖心滲透率對聚驅相滲曲線的影響

圖2為不同巖心滲透率下聚驅相對滲透率曲線的對比。由圖2可以看出，隨著巖心滲透率增大，聚驅相滲曲線發(fā)生偏移，相同含水飽和度時的油相相對滲透率減小，水相相對滲透率增大；兩相之間跨度增大，束縛水飽和度降低，殘余油飽和度降低，等滲點左移。由于高滲巖心平均孔喉半徑較大，聚合物溶液在巖心孔隙中滲流阻力減小，流動能力增強，因此高滲巖心的水相相對滲透率較高。同時高滲巖心中聚合物溶液對油膜或油滴的拉伸作用更強，聚合物溶液降低兩相流度比的作用更加明顯，導致殘余油飽和度降低。

圖2 不同巖心滲透率下聚驅相對滲透率曲線對比Fig.2 Comparison of polymer drive relative permeability curves with different core permeability

2.2 聚合物濃度對聚驅相滲曲線的影響

圖3為相同滲透率級別的巖心，在不同聚合物濃度下相對滲透率曲線的對比。從圖3可以看出，隨著聚合物溶液濃度增大，相滲曲線發(fā)生偏移，相同含水飽和度時的油相相對滲透率增大，水相相對滲透率減小，兩相跨度減小；殘余油飽和度降低；等滲點右移。由于聚合物濃度的增加，聚合物分子相互纏繞的機會增多，能進一步降低油相在巖心孔隙中流動時的滲流阻力，增加水相的流動阻力，從而表現(xiàn)為油相相對滲透率增大。同時由于聚合物具有黏彈性，隨著聚合物溶液濃度的增加，流動比的控制能力增強，波及效率提高，能夠驅替出更多的殘余油，因此導致殘余油飽和度降低。

圖3 不同聚合物濃度下聚驅相對滲透率曲線對比Fig.3 Comparison of polymer drive relative permeability curves with different polymer concentration

2.3 聚驅倍數(shù)對油相相對滲透率曲線端點值的影響

圖4為編號I-2巖心油相相對滲透率曲線端點值隨聚驅倍數(shù)的變化曲線，當聚驅倍數(shù)達到25 PV時，殘余油飽和度為23.54%（出口端含水量達到99.95%），將此值視為油相相對滲透率曲線的初始端點值。由圖4可知，聚合物驅替前期，殘余油飽和度迅速下降，中后期殘余油飽和度下降速度明顯變緩，超過100 PV后，變化幅度已經(jīng)很小。驅替至400 PV時，相滲曲線的端點值為22.15%，相比于初始值減小了1.4%，降低幅度為5.95%。

圖4 聚合物驅替倍數(shù)對油相相對滲透率曲線端點值的影響Fig.4 Influence of polymer displacement multiple on endpoint value of oil-phase relative permeability curves

表2為相同滲透率級別的巖心，在不同聚合物濃度和聚驅倍數(shù)下殘余油飽和度、水相相對滲透率對比。由表2可知，繼續(xù)進行聚驅30 PV驅替后，殘余油飽和度降低0.05%，水相相對滲透率降低0.001。

表2 不同聚驅倍數(shù)下殘余油飽和度、水相相對滲透率對比Table2 Comparison of residual oil saturation and water relative permeability with different multiples of polymer flooding

3 應用效果

目前實驗研究結果已成功應用于渤海L油田油藏數(shù)值模擬研究，通過對比分析注聚試驗區(qū)共計49口開發(fā)井（其中采油井34口）擬合情況，平均單井擬合精度由70%提高到85%以上（表3），試驗區(qū)整體擬合效果得到明顯改善（圖5），開發(fā)指標預測結果更加符合實際情況，有效指導了油田剩余潛力挖潛。

表3 水驅相滲曲線與聚驅相滲曲線擬合情況對比Table3 Comparison of fitting of water flooding phase permeability curves and polymer flooding phase permeability curves

圖5 注聚試驗區(qū)不同相滲曲線含水率擬合情況對比Fig.5 Comparison of water content fitting of different phase permeability curves in polymer injection test area

4 結論

1）聚驅相滲曲線隨著巖心滲透率升高，油相相對滲透率降低，水相相對滲透率升高，兩相之間跨度增大，束縛水飽和度降低，殘余油飽和度降低，等滲點左移。

2）隨著聚合物濃度升高，油相相對滲透率升高，水相相對滲透率降低，兩相跨度減小，殘余油飽和度降低，等滲點右移。

3）聚驅沖刷后，水相相對滲透率小幅降低，殘余油飽和度降低；聚驅沖刷前期，殘余油飽和度迅速下降，中后期殘余油飽和度下降速度明顯變緩。