绝对渗透率对相对渗透率及其应用的影响

高旺来

(1.石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学(北京)，北京 102249)



绝对渗透率对相对渗透率及其应用的影响

高旺来1，2

(1.石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学(北京)，北京 102249)

针对低渗透、致密油藏储层评价过程中，岩心分析、测井、试井得到的渗透率可比性差，不同资料相对渗透率曲线特征差别大的问题，以华庆地区长6油藏为例，进行了渗流机理实验研究和不同相对渗透率曲线特征分析。研究表明，致密油藏气测渗透率、水测渗透率、束缚水下油测渗透率差别大，由此计算的相对渗透率曲线具有不同的特征。测井、试井得到的渗透率渗流条件不同，相对渗透率曲线在动态预测过程中应根据绝对渗透率的取值方法进行相应转换。研究结果对正确评价致密油藏、提高致密油藏生产动态预测结果可靠性具有重要意义。

致密油；绝对渗透率；相对渗透率；误差；华庆地区长6油藏

0 引 言

储层岩石的渗透率测量方法有气测渗透率、水测渗透率和束缚水下油测渗透率。目前，在储层评价、测井解释、试井解释、油藏工程、数值模拟等[1-3]研究过程中使用或得到的渗透率代表何种条件的渗透率没有文献进行系统叙述和规范，往往造成不同条件下得到的渗透率参数缺乏可比性[2]，在应用中具有随意性。由于绝对渗透率有多种测量方法，相对渗透率计算过程中绝对渗透率的取值也有多种方法[4-5]，导致同一相对渗透率实验可能出现多种实验结果。因而可发现不同文献甚至同一文献上使用的相对渗透率曲线特征上存在明显差异[6-10]。在数值模拟使用过程中如果不考虑这些因素或根据需要进行转换，将可能会产生错误的动态预测结果。

目前，中国探明的低渗透储量逐年上升，尤其是特低渗、致密油储量的比例越来越大。长庆油田已探明而未动用的储量中，渗透率小于5×10-3μm2的储层约占90%以上。以华庆地区长6油藏为例，渗透率只有0.47×10-3μm2，是一个典型的超低渗透油藏，该油藏由于储层物性较差，地层能量补充不足，油层压力下降速度快，注水维持地层能量的难度较大。为了准确评价低渗透油藏的渗流能力，同时提高低渗透油藏生产动态预测结果的可靠性，有必要通过实验研究和理论分析认识不同条件测量的绝对渗透率差别、不同绝对渗透率测量方法计算得到的相对渗透率曲线特征及对数值模拟生产动态预测结果的影响，以规范不同条件下得到的绝对渗透率和相对渗透率参数的使用方法，进而提高数值模拟生产动态预测结果的可靠性。

1 不同绝对渗透率取值得到的相对渗透率曲线特征

1.1 用不同测量方法得到的绝对渗透率差别

同一块岩心样品用水测、气测或在束缚水下用油测得到的渗透率是有差别的(表1)。由表1可知，一般岩心样品的气测渗透率大于用地层水测量得到的渗透率，地层水测量的渗透率大于束缚水下油相渗透率。这是因为用地层水测渗透率时，地层水在岩石孔隙表面存在吸附[6]，吸附边界层的存在使得有效流动喉道减小，这对低渗透储层的渗透率影响尤为明显。图1为华庆地区长6储层部分岩心气测渗透率和水测渗透率关系曲线，从数据回归方程系数可以看出，水测渗透率约为气测渗透率的30%。在束缚水条件下，由于毛管力作用及水和原油之间的相互干扰，得到的油相绝对渗透率比单相水测量的渗透率更小。实际生产过程中，测井得到的渗透率一般根据气测孔隙度和渗透率模型计算得到，代表的是气测渗透率，但误差较大。油藏试井得到的渗透率为束缚水下油相有效渗透率，而油藏数值模拟过程地质建模的渗透率以测井渗透率为主。

表1 某区块样品不同方法测量的渗透率结果

图1 水测与气测渗透率关系曲线(延长组长6油层)

1.2 用不同绝对渗透率表达的相对渗透率曲线特征

相对渗透率定义为多相流体共存时，每一相流体的有效渗透率与绝对渗透率的比值[5]。由于用不同流体测量的绝对渗透率数值存在差异，用不同绝对渗透率计算的相对渗透率也是不同的。图2为华庆地区长6油层岩心样品分别根据Kg和Ko(Swi)计算得到的相对渗透率曲线。图3为由Jones等人[11]于1978年在J.P.T上发表的水驱油实验数据计算得到的Kw和Ko(Swi)为基准渗透率计算的相对渗透率曲线。

由图2、3可知，以Ko(Swi)计算的相对渗透率曲线，在束缚水饱和度下的油相相对渗透率为1.0。以Kg和Kw计算的相对渗透率曲线在束缚水饱和度下的油相相对渗透率一般小于1.0，且整个油相和水相相对渗透率曲线数据均小于以束缚水下油相渗透率计算的相渗曲线数据。

图2 气测和油测基准渗透率计算的相对渗透率曲线比较

图3 水测和油测渗透率计算的相对渗透率曲线比较

1.3 用不同绝对渗透率表达的相对渗透率曲线转换方法

油藏数值模拟是目前油藏开发方案设计和动态分析的主要手段，在油藏数值模型建立过程中，模型的渗透率一般来源于测井数据或岩心气测渗透率数据，而动态模拟运算过程中要使用有效渗透率，其为相对渗透率与绝对渗透率的乘积。因此，油藏数值模拟中的相对渗透率曲线应使用以气测绝对渗透率计算的相对渗透率曲线。但在两相流体相对渗透率测量行业标准[10]中规定，相对渗透率实验过程中，绝对渗透率取束缚水下油相渗透率，因此，根据标准测量的相对渗透率曲线在油藏数值模拟中必须进行转换。

若相对渗透率计算过程使用的基准渗透率为束缚水下油相渗透率，相对渗透率按式(1)、(2)转换：

Kg-ro=Kowi-roKo(Swi)/Kg

(1)

Kg-rw=Kowi-rwKo(Swi)/Kg

(2)

若相对渗透率计算过程使用的基准渗透率为水测渗透率，相对渗透率按式(3)、(4)转换：

Kg-ro=Kw-roKw/Kg

(3)

Kg-rw=Kw-rwKw/Kg

(4)

式中：Kg-ro、Kg-rw分别为用气测渗透率计算的油相相对渗透率和水相相对渗透率；Kw-ro、Kw-rw分别为用水测渗透率计算的油相相对渗透率和水相相对渗透率；Kowi-ro、Kowi-rw分别为用束缚水下油相有效渗透率计算的油相相对渗透率和水相相对渗透率。

2 不同相对渗透率曲线对油藏模拟结果影响分析

为分析不同绝对渗透率表示的相对渗透率对数值模拟结果的影响，以华庆地区长6油藏参数为基础建立油藏数值模型，模拟1口注水井和1口采油井生产。华庆地区长6油藏埋深为2 100 m，地层温度为70.6 ℃，原始地层压力为15.0 MPa，评价渗透率为0.47×10-3μm2。模拟过程分别用束缚水下油相渗透率表示的相对渗透率(条件1)和气测渗透率表示的相对渗透率(条件2)预测油藏生产动态。方案中采油井产液速度恒定，为发挥油藏弹性能，开采18个月后开始注水，注采比保持为1.0，预测注水井动态，模拟过程使用的相对渗透率曲线见图2，其他参数相同，模拟计算结果见图4。由图4可知，方案设计的采油井产液速度恒定，同时维持注采平衡，2种条件下得到的注水速度差别不大；为达到要求的采液速度，2种条件下预测的注水压力差别较大，用束缚水下油相绝对渗透率表示的相对渗透率(条件1)预测的注水压力偏小。由此可见，采用不同条件下的绝对渗透率计算相对渗透率，使用时应根据条件进行转换，否则会影响模拟方案计算结果的可靠性。

图4 注水速度和注水压力曲线

目前，致密油藏开发越来越受到重视，从渗流机理出发，分析不同测试方法得到的渗透率参数代表的渗流条件，并建立相互转换方法，对正确认识致密油藏，提高参数的一致性和可比性，获取可靠的动态预测结果，制订合理的开发方案具有重要意义。

3 结 论

(1) 实验研究表明，储层岩石的气测渗透率、水测渗透率和油测渗透率具有明显差别，渗透率越低，差别越大。岩心分析、测井、试井得到的渗透率渗流条件不同，在储层评价过程只有明确渗透率参数的条件，才能保证储层评价结果的可靠性和可比性。

(2) 用不同流动条件下的渗透率计算的相对渗透率曲线具有不同的特征，油藏工程分析、数值模拟计算过程中使用相对渗透率曲线时，相对渗透率测量过程使用的绝对渗透率应与分析计算使用的绝对渗透率相互对应，否则会产生较大误差。

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[11] JONES S C，ROSZLEEL W O.Graphical techniques for determining relative permeability from displacement experiments[J].JPT，1978，30(5)：807-817.

编辑 王 昱

20151023；改回日期：20160126

国家“973”项目“致密油气开发系统评价理论与方法研究”(2015CB250905)

高旺来( 1968-)，男，副研究员，1990年毕业于石油大学(华东)采油工程专业，1998年毕业于石油大学(北京)油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事油气田开发教学和科研实验研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.030

TE312

A

1006-6535(2016)03-0126-03