秦 军 张宗斌 崔志松 巴忠臣 于 岐

（ 1中国石油新疆油田公司勘探开发研究院；2克拉玛依华信能源技术服务有限公司 ）

昌吉油田吉7井区位于准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东南侧，目的层二叠系梧桐沟组发育特深层普通稠油油藏，目前研究区主要为注水开发，但由于采收率较低，仅为10%～20%，急需调整开发方式以提高采收率，所以开展了稠油热采实验。稠油与水的相对渗透率是稠油热采中的重要参数，不仅需要据此描述多孔介质中的多相渗流特征，也是稠油油藏开发方案设计、开发动态指标预测、动态分析以及油水分布关系研究的基础数据[1-5]。但对于以热采方式开发的稠油油藏，在向油层注入热流体后，油层温度发生明显变化[6-8]，但是温度对稠油与水相对渗透率的影响一直难以确定，尽管国内外学者开展过相关实验研究，但结论并不一致，部分学者认为温度对油水相对渗透率没有明显影响，也有部分学者认为随温度升高，油水相对渗透率明显增大[9-16]。分析认为存在上述差异的主要原因有以下几个方面：一是实验材料并非实际地下材料，如应用填砂管等；二是实验温度较低，大部分均没有达到200℃，而实际热采稠油油藏的井下温度甚至高于200℃；三是实验渗透率单一，没有代表性。本文应用昌吉油田吉7井区J008井实际地面脱气原油和J008井3个不同级别渗透率（56.38mD、126.54mD、224.98mD）的岩心开展了50℃、100℃、150℃、200℃等温度条件下的稠油/水相对渗透率实验，研究了温度对稠油/水相对渗透率的影响，并对影响机理进行了分析[17-19]。本文旨在通过实验研究确定相对渗透率的变化规律，为昌吉油田吉7井区稠油油藏开发提供指导，并为其他地区类似研究提供借鉴。

1 稠油/水高温相对渗透率实验

1.1 实验装置

实验装置为高温相对渗透率测试装置，岩性夹持器为橡胶筒外压密封的三维轴向加压模型，实验装置如图1所示，主要由恒速泵、气体流量计、氮气气源、回压调节器、数据采集系统、压力传感器、岩心夹持器、加热盘管、电压调节器、保温油缸、恒温烤箱、围压容器、烧杯、湿式气体流量计以及出口回压调节器组成。整个实验在恒温绝热条件下用恒速驱替法进行，压力由回压调节器保持稳定。

图1 稠油高温相对渗透率实验装置图

1.2 实验材料

实验用岩心为吉7井区J008井岩心，采用抽提洗油方法将岩心清洗干净之后烘干待用。研究区渗透率范围在5.07～2749.00mD之间，平均渗透率为80.80mD，但考虑到渗透率区间主要集中在50～200mD之间，所以本次实验准备了56.38mD、126.54mD、224.98mD 3种不同渗透率的岩心，以研究在不同渗透率条件下，温度对稠油/水相对渗透率的影响。岩心物性参数见表1。

表1 实验岩心物性参数表

实验所用原油为吉7井区J008井地面脱气原油，在使用之前进行脱水及过滤处理，然后测定脱气原油黏度与温度关系（图2）。由图2可以看出，当温度从50℃分别升至100℃和200℃时，地面脱气原油黏度从1538mPa·s分别降至102.3mPa·s和8.2mPa·s，降黏率分别为93.3%和99.5%；油水黏度比从2799分别降至362和60。实验用水按照实际地层水资料配制。

1.3 实验方法

本次稠油/水高温相对渗透率实验采用非稳态法进行，整个实验均是在恒温绝热条件下用恒速驱替法进行，实验过程如下：

（1）实验之前，根据地层压力对系统进行试压，5小时系统不漏为合格。

（2）将制备好的称重岩心放入岩心夹持器。根据地层压力加围压，抽真空3.0～10.0MPa之后连续抽5小时，然后饱和水，将内压加至2.0MPa，根据岩心的吸水量，计算岩心孔隙体积和孔隙度，最后再快速驱替2倍孔隙体积的水保证岩心出口无气泡为止。

图2 原油黏度、油水黏度比与温度关系曲线

（3）饱和水后，测100%水饱和度时岩心的水相渗透率，然后升温至实验温度并恒温5小时（升温过程中确保围压高于内压1.5～2.0MPa）再次测定岩心的水相渗透率。

（4）将烘箱升至设定的温度，打开实验仪器，恒温5小时，开动给水泵，当压力升到2.0MPa时，打开出口阀门，保持内压为2.0MPa，从旁通放出盘管体积1.5倍的油后关旁通阀，打开岩心入口阀门，再打开岩心出口阀门，并保持内压为2.0MPa，用3～5倍孔隙体积的原油驱替岩心中的饱和水，建立束缚水饱和度。为了保证得到束缚水，待压差曲线平稳后，再提高注入速度后驱替1.0～1.5PV饱和水，同时测定束缚水条件下的原油有效渗透率。

（5）将烘箱升至实验温度，恒温5小时，准备进行岩心驱替实验。

为了消除末端效应，开展相对渗透率试验时，必须满足Rapoport和Leas提出的准则，对于水驱的注水速度要求见公式（1）：

式中 L——岩心长度，cm；

μ——驱替介质黏度，mPa·s；

vw——渗流速度，cm/min。

进行蒸汽驱替时，对注入速度要求见公式（2）：

式中 vg——气体注入速度，cm3/min；

Vp——岩心孔隙体积，cm3。

（6）水驱油实验：关闭原油进、出口阀门，开动给水泵，将水引到岩心入口，同样从旁通放出盘管体积1.5倍的水后关闭旁通阀，打开岩心入口阀，接着再打开岩心出口阀，进行水驱油实验，出口回压保持在2.0MPa。出口计量无水期产油量及适当时间间隔的产油、产水量和压差等。

（7）采用溶剂抽提蒸馏法计算产出油量、水量；

（8）用达西定律计算岩心绝对渗透率和原油有效渗透率，用Johnson(JBN)方法计算相对渗透率，计算的基数为束缚水条件下的原油有效渗透率。

2 实验结果及分析

2.1 实验结果

由于特深层稠油油藏热采的井下温度均低于200℃，所以本次实验分别在50℃、100℃、150℃、200℃等4个温度条件下应用不同级别渗透率（56.38mD、126.54mD、224.98mD）的岩心开展了稠油/水相对渗透率实验，实验结果见表2。

2.2 实验结果分析

2.2.1 温度对束缚水饱和度的影响

由温度与束缚水饱和度关系曲线（图3）可以看出，实验温度从50℃升高至200℃，束缚水饱和度逐渐升高，分析其原因认为是由于随着温度上升，分子运动加强，岩石孔隙表面对极性物质分子的束缚能力减弱，大量极性物质脱附，原来吸附极性分子的表面被水分子占据，导致束缚水饱和度上升[2]；而且随着温度升高，原油黏度和油水黏度比大幅下降（图2），也会导致束缚水饱和度升高。应用渗透率分别为56.38mD、126.54mD和224.98mD的岩心进行实验,束缚水饱和度分别升高27.2%、28.9%和23.0%，变化趋势和增大幅度基本一致（图3），说明在不同渗透率条件下，温度对于束缚水饱和度的影响基本一致。

表2 稠油/水相对渗透率实验结果

图3 温度与束缚水饱和度关系曲线

图4 温度与残余油饱和度关系曲线

2.2.2 温度对残余油饱和度的影响

由温度与残余油饱和度关系曲线（图4）可以看出，实验温度从50℃升高至200℃，残余油饱和度逐渐降低，分析原因是温度升高导致原油黏度和油水黏度比大幅下降（图2），驱替波及面增大，更多的原油被驱替出来，进而导致残余油饱和度降低。应用渗透率分别为56.38mD、126.54mD和224.98mD的岩心进行实验,残余油饱和度降低幅度分别为34.8%、33.4%和34.6%，变化趋势和降低幅度基本一致（图4），说明在不同渗透率条件下，温度对于残余油饱和度的影响基本一致。

2.2.3 温度对稠油/水相对渗透率的影响

由不同温度稠油/水相对渗透率曲线形态（图5）可以看出：随着温度升高，在相同含水饱和度条件下，稠油相对渗透率（Kro）明显增大，随着含水饱和度增大，稠油相对渗透率增大的幅度减小，水相对渗透率（Krw）基本保持不变；而且不同渗透率（56.38mD、126.54mD和224.98mD）的岩心取得的实验结果基本一致，说明在不同渗透率条件下，温度对稠油/水相对渗透率的影响基本一致，即渗透率对不同温度下的稠油/水相对渗透率特征没有影响。分析认为，在高温润湿性实验中，随着温度升高，岩心润湿性逐渐转为亲水，而稠油中胶质、沥青质等极性物质含量较多，当温度升高时，这些极性分子逐渐接触吸附，增强了岩心的亲水性，使更多的水吸附于孔壁上，而“剥离”效应使更多的原油被驱赶出来，残余油饱和度降低，油相相对渗透率增大[20-22]。

图5 不同温度稠油/水相对渗透率曲线

3 结论

温度在50～200℃之间时，束缚水饱和度随温度升高而增大，增大幅度为23.0%～28.9%；残余油饱和度随温度升高而减小，减小幅度为33.4%～34.8%。

在同一含水饱和度条件下，油相对渗透率随温度升高而明显增大，随着含水饱和度增加，油相对渗透率增加的幅度逐渐减小。

当渗透率在56.38～224.98mD之间时，不同渗透率的实验岩心所取得的实验结果是一致的，即渗透率的改变对实验结果没有影响，说明该实验结论在渗透率为56.38～224.98mD之间时具有普遍性。