实际油藏条件下毛管力曲线测定方法

李爱芬, 付帅师, 张环环, 王桂娟

(中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580)



实际油藏条件下毛管力曲线测定方法

李爱芬, 付帅师, 张环环, 王桂娟

(中国石油大学石油工程学院,山东青岛 266580)

研发高温高压毛管力曲线测定仪,使用地层水和含有溶解气的地层油,模拟油藏温度和压力条件,测定渗透率不同的3块岩心的地下毛管力曲线,并与压汞法得到的地下毛管力曲线进行对比。结果表明:由压汞毛管力曲线按照常规转换方法得到的地下毛管力曲线均比实测毛管力曲线低,两种曲线在曲线平缓段有较大差别,渗透率为(0.3～1.3)×10-3μm2的岩心,润湿相饱和度70%时毛管力差值为0.08～0.12 MPa;通过压汞毛管力曲线与实际毛管力曲线拟合,渗透率为(0.3～1.3)×10-3μm2的岩心实际转换系数为4～5(常规转换系数为7.26),渗透率越高的岩心拟合系数越低。

毛管力曲线; 油藏条件; 半渗隔板法; 油驱水; 转换方法

引用格式:李爱芬，付帅师，张环环，等. 实际油藏条件下毛管力曲线测定方法[J].中国石油大学学报(自然科学版)，2016,40(3)：102-106.

LI Aifen, FU Shuaishi, ZHANG Huanhuan,et al. A capillary pressure measurement method at real reservoir conditions[J].Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science)，2016,40(3)：102-106.

毛管力曲线应用广泛[1-5],是油藏开发方案设计的重要基础资料。目前常用的测定方法有压汞法、半渗隔板法和离心法等。这些方法是将岩心中饱和润湿相流体用非润湿相流体驱替得到毛管力曲线[6-11]。地层条件下毛管力曲线是将室内测试条件及油藏条件下岩石的润湿角及流体界面张力代入转换公式得到[1,12]。近几年虽然很多学者对毛管力曲线的测试方法进行了大量研究,但都不是在油藏条件下直接测试的。转换公式中用到的油藏条件下的界面张力和岩石润湿角目前都难以准确获得。油水界面张力的主要测试方法有悬滴法、静滴法和旋滴法等[13],脱气油-水界面张力测试容易实现,而含有溶解气的地层油-水界面张力目前难以测定。润湿角的测定主要应用光学投影法[1,14],测试时必须使用光滑的矿物薄片代替岩石(不能使用含有孔隙的真实岩心[10]),常用表面磨光的石英、方解石分别代表砂岩及碳酸盐岩。矿物薄片成分与真实岩石有差别,一般又不能使用含气原油测试润湿角,因此测得的润湿角与实际油藏条件下的润湿角有一定的误差。由于试验得到的界面张力、岩石润湿角与实际油藏条件下的数值差别较大,使由常规方法测得的数据转换得到的地下毛管力曲线与真实地下毛管力曲线有较大差别,给油藏储量及动态预测造成较大误差。笔者利用高温高压油藏条件下毛管力曲线测定仪[12],使用地层水、含有溶解气的地层油及天然岩心,在油藏温度、压力及围压条件下测定不同渗透率岩心的油驱水毛管力曲线,并将压汞法转换得到的地下毛管力曲线与实际测得的地下毛管力曲线进行分析对比。

1　毛管力曲线测试

1.1试验岩心

选取红河油田3块渗透率不同的均质天然岩心,每块岩心截成两段,分别用于地层条件下油驱水毛管力曲线测试及压汞毛管力曲线测试。岩心基础数据如表1所示。

表1岩心基础数据

1.2油藏条件下毛管力曲线测定方法及结果

1.2.1试验测试流程及条件

图1为高温高压条件下油藏毛管力曲线测定仪的主要流程,岩心饱和地层水,用地层油恒压逐级驱替。

模拟红河油田条件:地层温度65 ℃,地层油(溶有天然气,泡点压力6.5 MPa),地层水(矿化度43.428 g/L),岩心出口端回压7 MPa(保证驱替过程中压力高于泡点压力);岩心环压及轴向压力为9 MPa。

图1　高温高压油藏条件下毛管力曲线测定仪示意图Fig.1　Sketch map of capillary pressure curve measurement apparatus under reservoir conditions

1.2.2地层流体的配制

(1)地层水配制。地层水矿化度为43.428 g/L,地层水组成见表2,按此组成配制地层水。

表2　地层水组成

(2)地层油的配制。根据原始溶解气油比39.9,将一定体积的脱气油(800 mL)加入配样筒中,根据气油比计算所需天然气在标准条件(20 ℃,101 325 Pa)下的总体积,计算各组分天然气在配样压力下的体积或质量(在实验室条件下是液体的按其物质的量计算质量),如表3所示。按照配样压力由小到大的顺序,将各组分依次加入到配样仪中。加热到地层温度,使压力高于泡点压力,即得到地层油样。

1.2.3试验步骤

(1)岩心气测渗透率、孔隙度后,称岩心干重,将岩心抽空饱和地层水,称岩心湿重,计算岩心孔隙体积;同时将半渗隔板抽空饱和地层水,待用。

(2)将饱和地层水的岩心及半渗隔板依次放入岩心夹持器中,加环压,给岩心出口加回压;恒温箱温度升至地层温度65 ℃。用地层水小流量驱替岩心,将岩心内流体压力维持在7 MPa(与回压相同);用油填充夹持器内岩心上游死体积。

(3)油相压力逐级由低压升到高压(压差为0.01,0.05,0.1,0.15,0.20,…,0.7 MPa),每一压力下每隔12 h记录一次排出水量,待两次读的排出水量不再变化,改换下一个压力。试验过程中保持回压不变。

(4)所需压力点全部测完后结束试验,取出岩心和半渗隔板。

表3　地层油配样计算结果(800 mL脱气油)

1.2.4数据处理方法

毛管压力为岩心入口端驱替压力与岩心出口端回压之差;任意压力下岩心排出累积液量为此压力下计量管液量与初始时刻计量管液量的差。

(1)

式中,Swet为岩心中润湿相流体饱和度;Vw为岩心累积出水量;Vp为孔隙体积。

绘制毛管压力与岩心中润湿相流体饱和度的关系曲线,即油藏条件下的油驱水毛管力曲线。

1.2.5试验结果

3块岩心的油藏条件下真实油驱水毛管力曲线如图2所示。可以看出,随岩心渗透率升高,毛管力曲线整体降低,束缚水饱和度降低。

图2　油藏条件下岩心真实油驱水毛管力曲线Fig.2　Real oil-water drainage capillary pressure curves under reservoir conditions

1.3压汞毛管力曲线测定结果

按石油行业测试标准[10],用常规压汞法测定3块不同渗透率岩心的压汞法毛管力曲线,测试结果如图3所示。

图3　岩心压汞法毛管力曲线Fig.3　Mercury injection capillary pressure curves

由图3看出,随着岩心渗透率增大,压汞曲线整体降低,最大含汞饱和度增大。由于所测岩心渗透率较低,故压汞曲线都较高。

2　压汞与实测油藏毛管力曲线对比

2.1常规方法转换系数计算

将压汞法毛管力pcHg转换成油藏条件下毛管力pcwo的转换系数为

(2)

式中,C为压汞毛管力与油藏条件下油水毛管力比值或转换系数;σHg为汞的表面张力,mN/m;θHg为汞对岩石的润湿角;σwo为油水界面张力,mN/m;θwo为油水系统对岩石的润湿角。

在大气压力、65 ℃下,用旋滴法测定脱气油和地层水的油水界面张力值为55.6 mN/m;用光学投影法测定石英片[1]和地面油水系统润湿角为24.5°。将上述油水界面张力、油水系统润湿角、汞的表面张力480 mN/m及汞对岩石的润湿角140°代入式(2),计算得到转换系数C值为

(3)

2.2常规方法与实测方法得到的地下毛管力曲线的对比

常规方法一般根据式(3)将压汞法得到的毛管力曲线转换成油藏条件下的毛管力曲线,由于不能精确测得高温高压下岩石-油-水系统的润湿角和油水系统的界面张力,由式(3)得到的油水毛管力曲线只能近似代表油藏条件下的油水毛管力曲线。图4为由式(3)得到的油藏条件下的近似油水毛管力与真实地下油水毛管力曲线的对比。

图4　转换系数为7.26时压汞转换后的曲线与实测曲线对比Fig.4 Comparison of converted oil-water capillary pressure curves and real oil-water curves with conversion factor of 7.26

由图4可以看出,当转化系数为7.26时,由压汞毛管力曲线转换得到的地下毛管力曲线主体部分明显低于实测的油藏条件下的油驱水毛管力曲线。润湿相饱和度为70%时,渗透率分别为0.325×10-3、0.869×10-3和1.321×10-3μm2的岩心,实测油藏毛管力与转换得到的油藏毛管力差值分别为0.1、0.08和0.12 MPa,说明常规方法的转换系数C偏大,使由压汞法得到的的地下毛管力数值较低。这是由于公式(2)所用的地层油-水界面张力和地层油-水-岩石系统接触角不是试验温度、压力下的真实数值所致。

2.3压汞与实测地下毛管力曲线拟合系数

将压汞毛管力曲线和实测油藏条件下油驱水毛管力曲线进行拟合,可以得到两种毛管力曲线的最佳比值(最佳转换系数),如图5所示。

图5　压汞和实测油藏条件下油驱水毛管力曲线对比Fig.5　Comparison of mercury injection capillary pressure curves and oil-water capillary pressure curves under reservoir conditions

由图5可以看出,对于试验所用岩心,曲线主体部分完全拟合时压汞毛管力曲线和实测油藏条件下毛管力曲线拟合转换系数为4～5(常规转换系数为7.26)。不同岩心毛管力曲线的转换系数不尽相同,渗透率较低的岩心转换系数偏大,渗透率较高的岩心转换系数偏小,但差别不大。两种曲线拟合时,曲线的最后陡峭段有一定差别。这是由于低渗岩心在进行压汞试验时,汞难以进入微细孔隙,由于应力敏感,压力增加细小孔隙半径进一步减小。在高压阶段测试的压汞毛管力大于实际毛管力值,两曲线偏差较大。

3　结　论

(1)利用研发的高温高压毛管力曲线测试仪,可以直接测得油藏条件下的油水毛管力曲线,避免了转换公式中界面张力、润湿角测试不准确带来的误差。

(2)用常规转换方法(本例转换系数为7.26)将压汞毛管力曲线转换得到的地下毛管力曲线明显低于实测油驱水毛管力曲线,转换系数偏大,使转换后的毛管力曲线偏低。

(3)对于试验所用岩心(气体渗透率(0.325～1.321)×10-3μm2),毛管力曲线的最优拟合转换系数为4～5,曲线主体段拟合较好;由于高压下细微孔隙进一步变形缩小,曲线的最后陡峭段压汞毛管力偏大。

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(编辑李志芬)

A capillary pressure measurement method at real reservoir conditions

LI Aifen, FU Shuaishi, ZHANG Huanhuan, WANG Guijuan

(SchoolofPetroleumEngineeringinChinaUniversityofPetroleum,Qingdao266580,China)

A high temperature and high pressure capillary pressure measurement apparatus was developed in this study, and the capillary pressure curve of rock samples with different permeability at reservoir condition was measured and compared with that converted from a mercury injection method. Live oil containing solution gas and real reservoir water were used in these measurements. The results show that the reservoir capillary pressure converted from the mercury injection method was lower than that measured using the new apparatus.There is a significant difference on the flat section of the capillary pressure curves measured by the two methods, which is about 0.08-0.12 MPa at wetting saturation of 70% for the cores with permeability of (0.3-1.3)×10-3μm2. When the real capillary curves with those measured using the mercury injection method fit well, the ratio of the capillary pressures from the two methods (the conversion factor) is about 4-5, lower than the conventional value of 7.26. The higher the permeability of the rock is, the lower the conversion factor.

capillary pressure curves； reservoir condition； diaphragm method； oil-water drainage； converting method

2015-06-25

国家自然科学基金项目(51274226)；山东省自然科学基金联合专项(ZR2014EL017)；国家重大专项(2008ZX05014-003-006HZ)；长江学者和创新团队发展计划(IRT1294)

李爱芬(1962-)，女，教授，博士，博士生导师，研究方向为油气渗流、提高采收率机制。E-mail：aifenli@upc.edu.cn。

1673-5005(2016)03-0102-05doi:10.3969/j.issn.1673-5005.2016.03.013

TE 344

A