驱替实验
（一）实验简介
实验用油为现场脱水原油，黏度为4.19mPa·s。为避免产生水敏，饱和岩心以及水驱油过程均用矿化度为30×104mg/L的NaCl水溶液。实验温度为70℃。实验岩心取自东濮凹陷深层高压低渗砂岩油藏。实验 *** 及实验装置采用岩石中两相相对渗透率测定 *** （SY/T 5345-2007）中的非稳态法测定油水相对渗透率及开展水（气）驱油驱替实验[153]。按模拟条件，在油藏岩石上进行恒速（水驱）或恒压（气驱）驱油实验。水驱油实验中，驱替速度分别为0.5,0.8,1.0,1.2mL/min，净覆压分别为2,10,20MPa。岩样出口端记录每种流体的产量和岩样两端压力差随时间的变化，整理实验数据、绘制相对渗透率曲线、计算驱油效率和采收率。实验过程如下：①将岩心抽真空饱和NaCl水溶液，计算饱和水量及孔隙体积。②用原油驱替含水岩心，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。③水（氮气）驱油，用NaCl水溶液（氮气）驱替含油岩心，驱替时以恒速（水驱）或恒压（气驱）的方式进行。驱替开始前，在岩样入口建立一定的压力（压差值小于测油相渗透率时的压差值）。记录见水（气）前的油、水量（油、气量）以及注入压差和驱替时间，记录见水（气）时的累积产油量、累积产液量，岩样两端的压力差及驱替时间。④当不再出油时，测定水相（气相）渗透率，结束实验。
气驱油过程及相对渗透率的计算 *** 与水驱油类似。相对于水驱油，气驱中氮气开始流动的端点意义不同，气体开始流动前达到的最小饱和度值称为气体平衡饱和度，气体饱和度大于此平衡饱和度时开始流动。气驱油采用气驱完毕后的气体渗透率作为基准渗透率，水驱油采用束缚水状态下的油相渗透率作为基准渗透率。
（二）实验结果
选择低渗、特低渗岩心样品共5块，按上述 *** 进行水（气）驱油实验。实验数据整理如表6-3-1，表6-3-2所示。
表6-3-1 气驱综合数据表
表6-3-2 水驱综合数据表
水合物渗透率的测定
渗透率是反映多孔介质的渗流能力的参数，是影响天然气水合物分解后的产气速度的重要因素。因此，在天然气水合物的开采利用阶段，含水合物沉积层的渗透率以及初始天然气水合物饱和度、生产压力等都将对天然气水合物的开采效果产生重要影响。
实验装置
实验装置的水合物生成与驱替部分采用同一个容器，即水合物生成后可以立即进行驱替试验，测定该种状态下的渗透率。容器的温度由外部夹套中的冷却水控制，温度范围为-30℃至室温。容器的更高工作压力为30MPa，工作温度范围为-30～30℃，内径为60mm。驱替压差采用高静压差压变送器，同时采用压力传感器测量两端的压力，以便在压差超出差压传感器的测量范围时，可以直接测量两端压力以求出压差。由于压力传感器的精度等级为0.05，所以在30MPa的量程下，其最小分辨率为15kPa，差压传感器的量程应取150kPa。趋替动力采用MOSTB精密平流泵，在双机轮替的工作模式下，可以确保驱替压力波动小于0.01MPa，同时，通过计算机控制系统设定泵的控制参数及取回数据。图75.12为整个装置系统的示意图:
图75.12 水合物渗透率测定装置示意图
实验技术与 ***
在实验装置内可模拟低温高压环境下在沉积物中生成天然气水合物，实验过程中使用TDR技术测量沉积物中的含水量，以此确定沉积物中天然气水合物的饱和度，在不同天然气水合物饱和度情况下，测量水的渗透率。水合物与容器内壁间采用导热橡胶套隔开，目的是阻断水合物与容器内壁间可能的流道，以确保驱替液体确实是通过水合物的内部通道。考虑到TDR的测量精度，确定的反应区长度取为150mm，TDR探针同时作为热电阻的载体。在测定的反应区外，考虑到不能产生管道阻塞的现象，两端必须保持有不生成水合物的区域，这两个区域设定为50mm，具体试验中的长度由TDR测试结果实测计算得出。具体实验步骤如下:
1)反应容器内预先装填好沉积物并压实;系统抽真空后，在饱和水容器中，制备指定压力下的饱和水。此时的压力将在整个水合物生成过程中稳定不变。
2)背压阀全开，启动平流泵，使饱和水在系统中循环流动，以便饱和水充分浸润沉积物。
3)关闭平流泵，同时关闭反应容器两端的阀门以稳定容器内压力，启动制冷，开始水合物的生成。同时采集温度及TDR数据。
4)水合物生成结束后，可开始水渗透率的测试。设定驱替压力差，动态控制平流泵出口压力，保持压差恒定。纪录压差、流量，以及温度和TDR数据。
5)通过下列公式计算含水合物样品的水渗透率:
岩石矿物分析第四分册资源与环境调查分析技术
式中:ka为水渗透率，μm2;qw为水的流量，mL/s;μw为测定温度下水的黏度，mPa·s;L为试样的长度，cm;A为试样截面积，cm2;p1为试样进口压力，MPa;p2为试样出口压力，MPa。
6)同时，根据TDR波形，计算多孔介质中水合物的饱和度，由此得出不同水合物饱和度情况下试样的水渗透率，了解水渗透率随水合物饱和度的变化趋势。
地层条件下油藏岩石渗流特征研究
王建 孙志刚
摘要 介绍了地层条件下测定油水相对渗透率的流程与 *** 。实验研究了压力、温度和流体性质对油水相对渗透率测定结果的影响。以胜坨油田2-3-J1503井为例，给出了地面条件及地层条件下的典型相渗透率曲线，并对测定结果的差异进行了讨论。
关键词 地层条件 渗流特征 测定 *** 影响机理
一、引言
室内实验得到的岩石渗透率、油水两相相对渗透率等参数广泛应用于油藏数值模拟、最终采收率和含水量上升率计算中。目前，这类参数都是在地面条件下测定的，存在着地面条件和油藏条件的差异。本次研究的目的就在于探索油藏条件下渗流参数测定 *** ，深入研究其影响机理，提高室内实验成果的整体水平。
二、影响因素研究
1.压力对岩石渗流的影响
目前，对上覆地层压力的影响问题看法不一。Wilson等人的研究表明，在地层温度和上覆压力为34.5MPa时，测得的油水有效渗透率比常温、常压下要低；Merliss等人则认为上覆压力对相对渗透率的影响主要是由于界面张力的变化所引起[1]。
为研究压力对油水相对渗透率的影响，进行了地层压力和常压条件下的油水相对渗透率对比实验。使用两组平行样品，分别在净上覆压力为2MPa（地面条件）和20MPa（地层条件）条件下测定其油水相对渗透率。为得到有代表性的相对渗透率曲线，将同组样品所测定的相对渗透率曲线先进行标准化处理，后求取平均相对渗透率曲线（图1）。
图1 两种条件下的平均相渗曲线图
由图1可见，在地层压力条件下，由于上覆压力的增大，使得相渗曲线中束缚水饱和度增大，油水两相区宽度减小；高压下的水相相对渗透率上升较快，油相相对渗透率下降较快，这是由于上覆压力改变了岩心的孔隙结构，在上覆压力的作用下，岩心的非均质性增强，油水前缘分布更加不均，造成水相的上升和油相的下降都增快的结果。
2.温度对岩石渗流的影响
针对油藏温度与常温条件下油水相对渗透率是否存在差别，进行了两类实验研究。一类使用同一种油水在不同温度下测定油水相对渗透率；另一类是使用不同油水，保证在不同的温度时具有接近的油水粘度比条件下测定油水相对渗透率。所用岩心都是胶结好、均质程度高的平行样。
图2 不同温度和不同油水粘度比条件下的油水相渗曲线图
（1）相同种油水，不同温度和油水粘度比条件下的相渗曲线对比
用自配油－3%KCl水分别在20℃、70℃和90℃条件下进行了油水相对渗透率测定。随着温度的升高，束缚水饱和度增大，残余油饱和度减小（图2）。这是由于温度的升高使得油水粘度比减小，从而改变了样品中油水两相的分布。高油水粘度比时，油更易将水驱出，因此束缚水较低，而水较难将油驱出，因此残余油较高；相反，在低油水粘度比时，就会出现高束缚水饱和度，低残余油饱和度的现象。
（2）不同温度相同油水粘度比的油水相渗曲线对比
选择在18℃、60℃和120℃条件下具有相近油水粘度比的三种自配油/3%KCl，进行油水相对渗透率测定。从测定结果看出，不再出现“随着温度的升高，束缚水饱和度增大，残余油饱和度减小”的现象，而是三条相对渗透率曲线基本接近。只是随着温度的升高，油水相对渗透率略有增大（图3）。这是因为在油藏温度下，精制油/盐水的毛管压力要低于常温条件的毛管压力。因此，在进行相对渗透率实验时，更好选用模拟油藏温度。实验条件达不到时，必须模拟油藏油水粘度比。
图3 不同温度、相同油水粘度比条件下的油水相渗曲线
3.流体对岩石渗流的影响
实验室进行岩石渗流研究大多采用精炼油。为了研究不同油品对两相渗流的影响，进行了精制油、脱气原油和含气原油的对比实验。实验结果看出，用三种油品所做的相对渗透率曲线基本接近（图4）。其原因是：①实验是在油藏温度下进行，原油中的胶质、沥青质不会析出阻塞孔道；②实验所用的样品是新鲜天然岩心，且样品清洗未破坏岩心原始润湿性；③三条相渗曲线是在相近的油水粘度比条件下测定完成的。
含气原油/盐水的油水两相相对渗透率要略高于脱气原油/盐水。这是含气原油在饱和压力以上随压力的升高界面张力降低所造成的[2]。
图4 精制油、脱气原油和含气原油的相渗曲线图
精制油/盐水与原油/盐水的相对渗透率曲线之间存在差别，但差别不大。其原因是原油降低了样品的相对润湿指数，使样品的润湿性从水湿趋向弱水湿[3]。
综上所述，研究油藏条件下的岩石渗流问题，应该使用油层压力和油层温度条件下的含气原油，也可以使用相同粘度的脱气原油来代替含气原油。在条件达不到时，使用精制油。
三、地层条件下岩石相对渗透率的测定
对岩石渗流影响因素的分析表明，在研究模拟地层条件下岩石渗流时，必须模拟油藏岩石的净上覆压力；模拟油藏油水粘度比的同时应该同时模拟地层温度并且使用含气原油，也可以使用相同粘度的脱气原油来代替含气原油；试验用水可使用现场地层水、注入水或由实验室根据水分析资料配制而成的盐水。
进行地层条件下油水相对渗透率测定的具体步骤如下。
之一，校对岩样清单，记录油藏压力、油藏温度、油水粘度比以及样品的井段、距顶。
第二，检查所有仪器设备。
第三，按SY/T5336标准，测定岩样的空气渗透率。
第四，测定岩样的孔隙体积和孔隙度：①将样品装入高压夹持器，围压加至地层净上覆压力，抽真空1h-2h；②将夹持器进口连接高精度计量泵，开泵，恒压方式建立一定压力；③待泵压稳定后，将泵出体积项清零，打开夹持器进口阀，待压力再次恒定后，读出泵的泵出体积数，此数即样品孔隙体积。
第五，测定岩样的含油饱和度和束缚水饱和度：①将夹持器的出口端与高压油水分离器连接，调节回压控制旋钮，将高压分离器出口回压加至含气原油泡点压力以上；②泵入盐水，直至回压阀出口流出液体，系统的流压高于泡点压力；③打开油容器出口，将高压油水分离器充满实验所用的油水，使油水界面处于分离器的中下部，关闭分离器下部出口，打开上部出口，待整个系统的压力平衡后，油水分离器清零，进行油驱水；④不断提高注入速度，直到分离器刻度不再增加，记下此点，减去饱和油死体积就是原始油体积，从而可计算出含油饱和度和束缚水饱和度。
第六，测定束缚水饱和度下油相渗透率：由低到高选择3个压力点进行测定，并在其压力、流速稳定后测定油相渗透率，测量值之间的相对偏差小于5%时，取其算术平均值。
第七，进行水驱油的油水相对渗透率测定（非稳态恒速法）：①关闭分离器上部出口，打开下部出口，待系统压力平衡后，将油水分离器清零，记下出口天平刻度；②注水驱油，记录各个时刻的驱替压力、分离器读数和电子天平读数。
四、地面条件下和地层条件下实验结果的对比和讨论
通过实验研究，分别就平行样（天然岩心）在地面条件下和地层条件下的渗流特征进行了对比分析，取得了一定的规律性认识。
1.单相渗流规律
研究 *** 是测定样品在不同净上覆压力下的有效渗透率，将测得的结果按二次多项式拟合，截距设定为地面渗透率。将得到的一系列系数进行数理统计，得到不同岩性的有效渗透率随净上覆压力变化的变化规律。表1为胜坨油田2-3-J1503井10块样品有效渗透率与净上覆压力关系式。
表1 有效渗透率与净上覆压力关系式以及三个系数的统计表
将2-3-J1503井样品作为反映该区块岩石性质的一个整体，将其有效渗透率与净上覆压力关系式中的系数进行数理统计，统计 *** 如图5、6所示。
统计后得到关系式：b=67.6a；Ko=42.88b。其相关系数分别为0.9924和0.9745。
将 a,b代换，有效渗透率与净上覆压力的统计规律如下：
胜利油区勘探开发论文集
式中：Kob——层上覆压力下的样品有效渗透率，10－3μm2；
pc——地层净上覆压力，MPa；
Ko——地面条件下的样品有效渗透率，10-3μm2。
图5 b—a关系图
图6 Ko—b关系图
利用公式（1），根据实际油藏的净覆盖压力以及地面条件下的有效渗透率可预测油藏的地层有效渗透率。而公式（2）反映的是油藏岩石无因次渗透率随净上覆压力的变化规律。
2.两相渗流规律
利用平行样品，分别测定它们在地面条件下和地层条件下的相对渗透率曲线，将每块样品的相对渗透率曲线进行标准化处理，求取平均相对渗透率曲线。以胜坨油田2-3-J1503井样品为例，结果见图7。
由图7可见，两种条件下的相渗曲线在束缚水饱和度、两相区宽度以及曲线形态上都存在一定的差异。为更加清楚地分析认识地层条件与地面条件的区别，绘制其平均分流量曲线（图8）。
由图8可以清楚地看出，地层条件下的束缚水饱和度（Swi）高于地面条件；地层条件下的油水两相的前缘含水饱和度（Swf）低于地面条件；地层条件下的油水两相区平均含水饱和度
低于地面条件，含水量上升变快。这是由于净上覆压力的增大改变了样品的孔隙结构，增加了岩心的微观非均质性，造成束缚水饱和度增大，使得水相渗透率上升变快，油水前缘分布更加不均，也就造成了前缘水饱和度的降低。
图7 地层条件下和地面条件下平均油水相对渗透率对比曲线图
图7中，地面条件下测定的最终水相相对渗透率要低于地层条件下测定的最终水相相对渗透率。其原因是实验条件中，温度的升高降低了毛管力的影响[4]，同时，含气原油改变岩心的润湿性，这两种影响都会造成最终水相渗透率的增高[3]。
图8 地层条件下和地面条件下水分流量对比曲线图
Swi—束缚水饱和度；Swf—前缘含水饱和度；
—平均含水饱和度
五、结论
净上覆压力是影响岩石渗流规律的主要因素。
对岩石有效渗透率与净上覆压力所做出的统计规律具有一定的推广应用价值。
与地面条件相比，地层条件下的相对渗透率曲线存在着“三高两低”的规律，即束缚水饱和度高，油水两相的前缘含水饱和度低，油水两相区平均含水饱和度低，含水量上升率高以及最终水相相对渗透率高。因此，在进行油水相对渗透率实验时，应该模拟地层条件。
通过对地层条件下油藏岩石渗流特征的分析研究，可以推断，在进行其他的开发试验时同样也存在地层条件下与地面条件下测量结果的差异，也存在如何再现油藏真实条件的问题。这将是开发试验研究需要认真研究解决的重大问题之一。
致谢 在研究过程中，得到院机关有关科室，尤其是计划科的领导提供了支持和帮助，本室的老专家宗习武、李树浓、涂富华等给予了悉心指导在此表示衷心感谢。
主要参考文献
[1]沈平平.油层物理实验技术.北京：石油工业出版社，1995:166.
[2]沈平平.油层物理实验技术.北京：石油工业出版社，1995:96.
[3]KKMohanty,A EMiller.影响混合润湿性储集层岩石非稳态相对渗透率的因素.见：Ccmattax,RMMckinley著.杨普华，倪方天译.岩心分析论文集.北京：石油工业出版社，1998:175～196.
[4]Fred Bratteli,Hans P Normann.油藏条件和润湿性对毛细管压力曲线的影响.见：C C Mattax,R M Mckinley著.杨普华，倪方天译.岩心分析论文集.北京：石油工业出版社，1998:246～257.
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