注水开发油藏润湿性变化及其对渗流的影响
2013-10-30马明学鞠斌山王书峰
马明学， 鞠斌山， 王书峰
(1.中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，河北三河 065201；2.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083；3.中国石化胜利油田分公司河口采油厂，山东东营 257200)
◀油气开采▶
注水开发油藏润湿性变化及其对渗流的影响
马明学1， 鞠斌山2， 王书峰3
(1.中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，河北三河 065201；2.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083；3.中国石化胜利油田分公司河口采油厂，山东东营 257200)
为提高水驱开发油藏采收率预测精度，研究了油藏岩石润湿性与相对渗透率之间的变化规律及其对两相渗流的影响。采用室内润湿性实验测定方法，对水驱开发油藏润湿指数与含水饱和度的关系进行了定量表征，导出了适合润湿性变化型油藏的两相渗流方程，建立了变润湿性水驱开发油田的采收率预测方法。润湿实验结果表明：所测岩心的润湿指数的对数与取心油层的含水饱和度呈近似线性关系。相对渗透率实验所测的代表低含水期到高含水期岩心的油水两相等渗点对应的含水饱和度由41%增加到53%，亲水程度增强。一维模型计算结果表明，含水率达到98%时，油润湿和强水润湿性油藏的预测采收率分别为52.7%和73.3%。研究揭示的水驱油藏岩石润湿性变化规律和建立的数学模型，可为更加准确地预测水驱油采收率提供参考。
采收率 两相流动 润湿性变化 相对渗透率 数学模型
影响油层岩石润湿性的主要因素有岩石的矿物组成、油藏流体的组成、原油中的极性物质和矿物表面的粗糙度等[1-2]。油层岩石孔隙中的流体是多种成分组成的混合物，既有极性物质[3]，也有非极性物质。在提高采收率过程中，与油藏流体性质不同的注入流体[4-5]冲刷岩石孔隙表面，不仅改变原油黏度[6]，还改变岩石表面的物理和化学性质[7-10]，引起岩石润湿性的变化[11]，进一步影响油水渗流特征[12]。郭莉等人[13]在分析注入水对港东地区油层润湿性影响时，发现注水后岩石的亲水性增强。赵跃华等人[14]对下二门油田、邓玉珍等人[15]对胜坨油田的研究结果表明，随着含水升高，油层岩石的润湿性由偏亲水转化到强亲水。
油藏岩石的润湿性控制着油层孔隙内部流体的分布和流动，润湿性变化对相对渗透率和毛管力均产生影响。其中，相对渗透率的变化对驱油效率和采收率的影响是非常敏感的。虽然关于润湿性和相对渗透率的室内测定属于常规性研究，但是对油田开发过程中岩石润湿性和相对渗透率变化规律研究还不够深入。目前也没有定量预测水驱油藏岩石润湿性变化对驱油效率影响程度的数学模型。笔者采用实验方法对水驱开发油藏的润湿性变化规律及其对油水相对渗透率的影响进行了定量研究，以预测润湿性变化对驱油效果的影响。
1 岩石润湿性变化及其对相对渗透率的影响
1.1 润湿性测定
1.1.1 实验方法
实验岩心取自某油田不同开发阶段的沙3段储层，以体现岩心在油藏条件下长期水驱造成的润湿性变化。为了最大限度地保证岩心所测得的饱和度能代表储层的饱和度，采用了密闭取心、密闭保存岩心的方法。实验所用岩心取自油田不同开发阶段的2口井，由于层间非均质等原因，不同层位的岩心含水饱和度不同，代表了水驱程度的差异。
在做润湿性实验之前，用蒸馏方法[2]测定岩心的含水饱和度，该饱和度代表该岩心所在油层的含水饱和度。
润湿性测定实验采用自吸吸入方法，实验原理和步骤见标准SY/T 5153—2007和文献[2]。
1.1.2 结果分析
岩石的润湿性通常用水或油湿指数来判断，水湿指数和油湿指数的定义为[2]：
(1)
(2)
其中，0≤Iw≤1.0，0≤Io≤1.0。
引入Amott指数Ia：
Ia=Iw-Io
(3)
当Ia=0时，属于中性润湿；当0
实验测得所取岩心的Ia为0.25～0.88，对数据回归分析可以看出，润湿指数的对数和取心所在的油层含水饱和度存在近似直线关系(见图1)。
图1 含水饱和度与润湿指数的关系Fig.1 Relationship between water saturation and wetting index
1.2 水驱开发油藏岩石相对渗透率变化实验
测定了 H1-139井的岩心的润湿性和相对渗透率曲线，得到了代表油层不同含水阶段岩心的相对渗透率特征参数，见表1。
表1 相对渗透率特征参数Table 1 Characteristic parameters of relative permeability
从表1可以看出，油层岩石的冲洗程度由低变高，油水相对渗透率等渗点含水饱和度增大，表明岩石的亲水性增强。
2 数学模型建立及求解
2.1 数学模型
相对渗透率是油藏渗流理论建立的基础之一，是油藏数值模拟的基础数据，是影响预测油田开发指标的敏感参数，而岩石的润湿性是影响相对渗透率的最主要因素，因此润湿性的变化对油田含水率上升规律、采收率等开发指标有明显影响。油田开发过程中，由于流体和岩石的相互作用，岩石孔隙表面润湿性产生连续变化。根据油水两相渗流解析理论，研究油藏润湿性渐变对油藏开发动态的影响。
如果不考虑重力、毛管力、岩石和流体的压缩性，一维油水两相的物质守恒方程为：
(4)
(5)
2.2 求解方法
假定内边界定注水速度，外边界定产液量，初始含水饱和度为束缚水饱和度Swc，注水速度为Q，地层模型截面面积为A，任意截面的含水率为fw，则式(4)可以转换为[16]：
(6)
其中
(7)
M.Honarpour等人[17]提出的油水相对渗透率公式为：
(8)
(9)
将式(8)、(9)代入式(7)，得：
fw=
(10)
对式(10)求导数，得：
(11)
因为含水饱和度Sw=Sw(x,t)，所以对含水饱和度求全导数并整理，得：
(12)
(13)
对式(13)积分,取初始位置xo=0得：
(14)
注入水体积为：
(15)
如果初始含油饱和度为1-Swc，水驱前缘到达出口端之前的采出程度为：
(16)
水驱前缘到达出口端之后的采出程度为：
(17)
3 应用实例分析
图2 相对渗透率关系变化曲线Fig.2 Changes in relative permeability curves
可以在含水饱和度区间[Swc，1-Sor]内求下面函数的最大值，确定水驱前缘含水饱和度。
(18)
令F′(Sw)=0，求出的含水饱和度Sw为水驱前缘含水饱和度，记作Swf。
油水黏度比取4.0，用代表初期(油润湿型)、后期(水润湿性型)和实际开发过程中(润湿性转化型)的相对渗透率曲线求得的前缘饱和度分别为：Swfi=0.385，Swfe=0.652，Swf=0.543，再根据式(14)可以计算含水饱和度的空间分布。图3为注水0.2倍孔隙体积时，用3种类型的相对渗透率计算的含水饱和度分布情况。
图3 含水饱和度分布对比Fig.3 Comparisons of water saturation distribution
从图3可以看出：油润湿型储层水驱前缘推进速度最快，见水最快，前缘含水饱和度最低，驱油效果最差；亲水性储层水驱前缘推进速度最慢，前缘含水饱和度最高，驱油效果最好。
图4为原油采出程度与注入水体积之间的关系曲线。
图4 采出程度与注水孔隙体积倍数关系曲线对比Fig.4 Correlation of oil producing degree and time of injected water PV
图4表明，开采效果由差到好的顺序依次是油润湿型油藏、从初期的油润湿转化到后期的水润湿型油藏和水润湿型油藏。水突破时(见图4中曲线的拐点)原油采出程度分别为25.4%，47.5%和53.2%。利用式(14)和(17)，计算可得当含水率达到98%时，对应的采出程度为52.7%，67.5%和73.3%。假定实际油田的注水波及系数为0.6，则对应的采出程度分别为31.6%，40.5%和44.0%。
4 结 论
1) 随着开发的不断进行，水驱开发油藏岩石亲水性增强，油水相对渗透率曲线等渗点右移，Amott指数的对数与储层的含水饱和度呈近似线性关系。
2) 亲油性储层水驱前缘推进速度最快，前缘含水饱和度最低，驱油效果最差；亲水性储层水驱前缘推进速度最慢，前缘含水饱和度最高，驱油效果最好。实际油藏水驱前缘推进速度和含水饱和度介于二者之间。
3) 用油田开发初期油层岩石测定的相对渗透率曲线预测的采出程度偏低，用开发后期油层岩石测定的相对渗透率曲线预测的采出程度偏高。
符号说明
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WettabilityChangeandItsEffectonFlowinWaterfloodingReservoirs
MaMingxue1,JuBinshan2,WangShufeng3
(1.WellTech-ChinaOilfieldServicesLimited，Sanhe,Hebei,065201，China；2.SchoolofEnergyResource,ChinaUniversityofGeosciences(Beijing),Beijing，100083，China；3.HekouOilProductionPlant,ShengliOilfieldCom.,Sinopec,Dongying,Shandong,257200,China)
To improve the prediction accuracy of the oil recovery by waterflooding,the changes in wettability and relative permeability of reservoir rocks and their effects on two-phase flow had been researched.Wettability experimental measurements and applied mathematics were conducted to characterize the correlation between the wettability of reservoir rocks and water saturation during waterflooding.The governing equations of two-phase flow were derived to fit wettability changes in oil reservoirs.And the prediction method of oil recovery with wettability variation in waterflooding of oil fields was presented.Wettability experimental results showed that the relation between the logarithm of wetting index and water saturation of sandstone cores was approximately linear.Relative permeability experimental results showed that water saturation for the equal values of water and oil relative permeabilities increases from 0.41 to 0.53 in the cores from low water-cut to high water-cut reservoirs,which also indicated the rise in water wettability.Simulation results of one dimensional model showed that the predicted oil recoveries for oil and water wetting reservoirs were 52.7% and 73.3%,respectively.The wettability variation trend and mathematical model presented in this paper lay theoretic foundation for accurate prediction for oil recovery by waterflooding.
recovery factor;two phase flow in porous media;wettability variation;relative permeability；mathematical model
2012-11-26；改回日期2013-02-21。
马明学(1964—)，男，山东桓台人，1986年毕业于华东石油学院应用物理专业，1991年获石油大学(华东)应用地球物理专业硕士学位，高级工程师，主要从事地球物理测井和油田开发工程技术方面的研究工作。
联系方式：(010)84522439，mamx@cosl.com.cn。
国家科技重大专项“新一代油藏数值模拟器”(编号：2011ZX05009)和中央高校基本科研业务基金项目“提高原油采收率驱油对油层及流体物性的影响研究”(编号:53200959516)资助。
10.3969/j.issn.1001-0890.2013.02.016
TE343
A
1001-0890(2013)02-0082-05
