温度和测试方法影响相同油水黏度比相渗曲线的实验研究

2013-09-21黄时祯

重庆科技学院学报(自然科学版) 2013年6期

关键词：实验

黄时祯石美郭平张娟

(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500;2.中石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000;3.中石油西南油气田分公司，成都 610051)

国内外研究发现，油水黏度比会对相对渗透率曲线产生明显的影响。随着温度升高，油水黏度比下降，束缚水饱和度Swi增加，残余油饱和度Sor降低，油相渗透率Kro升高，水相渗透率Krw的变化则比较复杂;但也有人认为温度对相渗曲线基本无影响，曲线出现差异是由误差所引起［1－7］。由于非稳态法具有所需实验设备少、测试时间短等特点，因此研究者广泛采用非稳态法，而较少将稳态法用于相渗测试，且研究中也并未考虑油水黏度比对相对渗透率曲线的影响，实验结论较为片面。

中国西部某油藏TⅠ油层含油面积为11.2 km2，平均孔隙度为18.4%，平均渗透率为227×10－3μm2，原始含油饱和度平均为69%，属中高孔、中高渗的构造层状边水背斜油藏，地层温度为120℃，原始地层压力为51.87 MPa，体积系数为1.18，原始溶解气油比为65 m3t。1989年6月该层位投入试采，短期天然能量开采后，由于能量不足进行注水开采。截至2009年底，共有注水井11口，生产井26口，采出程度为34.7%，地层压力降至约为46 MPa。

本次研究以该层位岩心为例，取相同油水黏度比的脱气模拟油及地层水，在50℃和120℃(地层温度)温度下，分别开展稳态法与非稳态法相渗实验。最后分析造成稳态法与非稳态法相渗结果差异的原因，讨论在油水黏度比一致的情况下温度对两种方法测试结果的影响。