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相对渗透率作为描述流体在油藏孔隙中渗流特征的重要参数及油藏工程计算中的基础数据,获取其准确数据是制定合理油藏开发方案的根本保证。目前,有关稠油-水相渗曲线影响机制的研究较为分散,也尚未有随生产条件变化的稠油-水相对渗透率函数可供油藏模拟和生产过程评价、预测和优化使用。因此,系统开展稠油-水相渗曲线影响因素的实验研究并建立适用于稠油油藏的经验公式,对稠油油藏开发具有重要意义。文中采用胜利油田草桥区块的三种稠油,系统开展了稠油相对渗透率曲线影响因素研究。首先,对稠油性质及油-水界面性质进行了评价,主要包括温度、稀释程度不同时的稠油粘度,稠油流变性,油-水界面张力及岩石润湿性等;然后,采用岩心驱替实验测量了改变上述参数后的油水相对渗透率曲线,从而揭示上述参数对油水相对渗透率、残余油饱和度和束缚水饱和度等的影响机制。此外,通过对大量实验数据的回归分析,建立了预测稠油相对渗透率曲线的经验公式。研究结果表明:温度、原油稀释程度对稠油性质和油-水界面性质具有显著影响,特别是其在低温、低稀释程度下。随温度升高、原油稀释程度增大,原油的粘度减小、非牛顿流体特性变弱,其中,原油由非牛顿流体转化为牛顿流体所需的温度与其粘度成正比;油水界面张力随之降低但变化幅度较小且其值均在2040mN/m。随温度升高,岩石水湿指数增大,岩石水湿性增强,但在本文的多孔介质条件下,当温度达到80℃时,岩石润湿性不再发生改变。稠油-水相渗曲线具有油相相对渗透率高而水相相对渗透率极低的特点。针对稠油-水体系,相比非稳态法,稳态法能够提供更可靠的稠油-水相对渗透率数据。地层油、地面油对油水相渗曲线几乎没有影响,但温度、油相组成、粘度比和界面张力等因素对稠油-水相渗曲线具有较大影响。随温度升高、原油稀释程度增大、粘度比减小,油、水两相相对渗透率增大,两相渗流区面积增加,束缚水饱和度和残余油饱和度减小。值得注意的是,上述参数变化的本质是流体粘度发生改变,当粘度比一定时,相渗曲线不随实验条件的变化而改变,其仅仅与粘度比呈定量关系。当油水界面张力值达10-1时,界面张力才对相渗曲线具有显著影响,随界面张力减小,油、水两相在油藏孔隙中的流动能力增强,残余油饱和度大幅降低,但束缚水饱和度变化较小。考虑相渗曲线的影响机制,文中建立了基于粘度比的稠油油藏油水相对渗透率曲线和端点值的预测经验公式。