低孔低渗油藏基于毛细管末端效应的相渗曲线校正方法.pdf
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1、收稿日期 作者简介 吴秀英()女山东广饶人中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院工程师主要从事油气田开发研究:./.低孔低渗油藏基于毛细管末端效应的相渗曲线校正方法吴秀英(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院山东 东营)摘 要近年来低孔低渗油藏的开发逐渐引起人们的关注 研究低孔低渗储层的渗流规律已成为当前研究的热点 由于低孔低渗油藏具有较强的毛细管压力因此毛细管末端效应显著 针对低孔低渗岩心中存在的毛细管末端效应问题着重对毛细管末端效应引起的润湿相聚集现象进行校正 根据含水饱和度和毛细管压力的最佳拟合模型建立考虑毛细管末端效应的低孔低渗岩心饱和度剖面方程 利用饱和度剖面方程得到校正后的含水饱和
2、度数据和油水两相相对渗透率数据从而达到精确校正低孔低渗油藏相对渗透率曲线的效果关键词毛细管末端效应最佳拟合模型饱和度剖面方程中图分类号 文献标识码 文章编号()根据储层物性分类标准将孔隙度为 、渗透率为()的储层划分为低孔低渗储层 近年来通过不断开发和技术突破创新低孔低渗油藏得到大规模有效开发 在油气开采中低渗透油气开采所占比例逐渐增大其地位越来越重要 随着勘探程度的提高和对油气资源需求的增加无论从剩余油气资源分析还是未来发展趋势来看低孔低渗储层都将成为未来油气勘探开发的主要目标也是未来油气工业发展的主流 由于低孔低渗油藏渗流环境复杂孔隙喉道小储层整体渗透率很低油水通过的渗流通道很小表现为整体
3、渗流阻力大毛细管压力很大 毛细管末端效应是指由于毛细管压力的中断而导致湿相的聚集(图)在测量岩心相对渗透率的驱替实验中由于岩心出口端湿相的积累使得测得的相对渗透率数据经常出现偏差 研究表明在岩心驱替实验中毛细管末端效应使相对渗透率曲线产生的误差可达 严重降低相对渗透率曲线的准确性给后续的储层动态模拟造成重大影响 相对渗透率曲线在油气田开发中的重要性体现在它能够表征储层的油水渗流特征 相对渗透率曲线是油田开发方案设计、油田开发动态分析、油藏数学模拟必不可少的基础数据 针对毛细管末端效应引起的相对渗透率曲线不准确的问题多年来许多研究人员对岩心实验测得的相对渗透率曲线中毛细管末端效应的修正进行不断的
4、探索 和 提出通过毛细管压力与饱和度的关系来校正毛细管末端效应但该方法计算复杂误差大尚未得到广泛应用 和 提出通过在不同流速下进行稳态实验来校正毛细管末端效应的技术 等进一步研究发现以 种不同流速进行相对渗透率测试可以用来估算未受毛细管末端效应影响区域的岩心长度、流体相对渗透率、流体饱和度和压降 该方法比以往的方法精度更高但需要进行大量的稳态实验工作量大大增加给实际应用带来很大困难 等通过对利用稳态法测定的不同流速下相同油水比对应的渗流压力进行校准消除毛细管末端效应的影响但该方法仅适用于特定地区的岩心不具普遍性 通过对国内外研究者在岩心相对渗透率实验 年 月山东石油化工学院学报.第 卷 第 期
5、 .中采用的末端效应校正方法进行总结发现低孔低渗岩心相对渗透率曲线的末端效应校正方法不存在 在前人成果的基础上研究孔隙度在 、渗透率在()的低孔低渗岩心相对渗透率毛细管末端效应校正方法 该方法根据低孔低渗岩心的毛细管压力特征优化毛细管压力表征模型建立低孔低渗岩心驱替实验的饱和度剖面方程从而达到校正低孔低渗岩心毛细管末端效应的目的图 毛细管末端效应的 成像示意图 相对渗透率校正方法为研究低孔低渗岩心的渗流问题首先需要建立一维两相油水渗流方程 在低孔低渗岩心中渗流过程遵循达西定律 渗流方程为()()式中为油相流量/为水相流量/为绝对渗透率是油相相对渗透率是水相相对渗透率 为岩心截面积为油的黏度为水
6、的黏度为岩心两端油相的压差为岩心两端水相的压差 为岩心长度 为到岩心出口的距离范围为 当 时它是岩心的入口当 时它是岩心的出口多孔介质可以看作是由多根毛细管组成的 当毛细管内存在油水两相时油水界面通常不是平面的而是曲面的 在水湿岩心中弯液面向油相侧凹陷或向水相侧凸起 油相压力高于水相压力油水相压差与毛细管压力完全相等从而保证油水界面的平衡 表征毛细管压力的公式为()当低孔低渗岩心中存在油水两相时其渗流方程如式()()所示将其带入式()整理得到沿 的毛细管压力梯度变化的公式它描述毛细管压力梯度、流体流速、流体黏度、渗透率之间的关系为()在油水两相渗流过程中毛细管压力不仅是 的函数同时也是含水饱和
7、度的函数因此毛细管压力沿 的梯度变化可以表示为毛细管压力沿润湿相饱和度的梯度变化公式()将毛细管压力梯度沿润湿相饱和度的变化公式与一维两相油水渗流方程结合得到以下公式()在油水两相渗流方程中饱和度是时间 和距离 的函数 在驱替实验中当时间 趋于无穷大时位移系统不再随时间变化因此式()可以改为/()在整个岩心上由于 的值从 到 变化因此将式()从 到 积分饱和度从 到 积分是岩心出口端的含水饱和度 /()式()是距岩心入口不同距离处的饱和剖面方程 右边积分的上限是岩心出口端的含水饱和度由于考虑毛细管压力的影响在岩心出口端可能会积聚较多的水相 因此在允许的误差范围内可以假设为 在剩余油的情况下可以
8、假设为 因此式()变成 /()式()是当渗流状态不随时间变化时岩心含水饱和度从入口端开始随长度 变化的截面方程该式考虑毛细管压力的存在 在岩心相渗实验中可以得到岩心长度、渗透率、截面积、水相流量、油相流量、水相黏度 和油相黏度 在式()中油相相对渗透率 和水相相对渗透率 是与饱和度有关的函数毛管压力 也是与饱和度吴秀英:低孔低渗油藏基于毛细管末端效应的相渗曲线校正方法有关的函数 由于毛管压力与含水饱和度之间关系复杂在岩心相渗实验过程中如果要准确地利用低孔低渗岩心的含水饱和度剖面方程来校正毛细管末端效应对油水相对渗透率的影响就必须通过实验准确获取毛管压力与含水饱和度的函数关系在岩心驱替实验中当时
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