低渗透油藏油水渗流规律研究

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中国石油大学（华东）硕士学位论文低渗透油藏油水渗流规律研究姓名：刘敏申请学位级别：硕士专业：油气田开发工程指导教师：李爱芬20080401 摘要低渗油藏孔隙细小，渗流不符合达西定律，流体在其中流动存在启动压力。目前，国内外对低渗渗流规律的研究基本都集中在理论研究层面，实验规律很少。本文在前人的研究基础上，利用胜利油区某油田低渗透油藏的天然岩心，通过大量的渗流实验以及对实验数据的分析，对低渗透油藏的渗流规律做了进一步深入的研究。在分析低渗油藏单相渗流启动压力产生机理及渗流规律的基础上，设计了单相渗流启动压力及渗流规律的测定方法。通过对实验数据的回归，分别得出了油相与水相最小启动压力梯度、拟启动压力梯度、最大启动压力梯度及描述流量压差的曲线参数同岩石气测渗透率、流体粘度之间的经验公式，建立了确定最小、最大启动压力梯度的图版。得到了单相渗流启动压力的规律、特点及渗流特征的描述方法；在分析低渗油藏中两相渗流启动压力产生的机理和变化规律的基础上，设计了两相渗流启动压力及渗流规律的测定方法。通过实验研究了两相启动压力的特征及影响因素，建立了两相启动压力同渗透率和饱和度之间的函数关系式。建立了描述两相渗流规律的经验方法。通过单相及两相启动压力及渗流规律的研究，使低渗．特低渗油藏渗流规律的描述更加的系统化、定量化。低渗岩心流速与压力梯度曲线不过原点且不是直线，基于达西公式的不稳定相渗曲线测定方法已不再适应。本文用稳定法测定低渗岩心相渗曲线，并分析了影响相渗曲线的因素；通过分析测定的相渗曲线的特点，得出了平均及反求相渗曲线的新的归一化方法。研究表明：低渗岩心的启动压力及渗流规律与岩石的性质、渗透率和流体的性质有关；两相渗流启动压力与岩心渗透率、含水饱和度有关；低渗岩心相渗曲线参数与岩心渗透率、粘度都有很好的定量描述关系。本文在这些研究的基础上建立了一系列的定量描述低渗渗流规律的预测模型。关键词：低渗油藏，渗流机理，启动压力，两相启动压力，相渗曲线，实验 ThestudyofflowinglawofoiJIandwaterinlow-permeabilityreservolrl_⋯·●LiuMiIl(Oil&GasFieldDevelopmentEngineering)DirectedbyProfessorLIAi—fenAbstractporeandthroatoflowpermeablereservoirareverysmall，andthefluidsflowinginitdonotabideDarcy’Slaw,andthereisthresholdpressurewhenfluidsbegintoflow．Nowthestudiesaboutthresholdpressurearemainlyintheorybutlittleinlaboratory．Onthebaseofthestudyofpredecessor,thispaperdoagreatdealofflowingexperimentsandanalysisbyusingthenaturallowpermeabilityrockofShenglioilfield，andmakeingmorestudiesintheflowinglawofthelowpermeabilityreservoir．Onthebaseoftheresearchofsingleflowinglawandthereasonofthethresholdpressureinthelowpermeabilityreservoir，thispaperdesigntheequipmenttostudysingleflowinglawandthethresholdpressure．Byregressiontheexperimentaldata,therelationshipsbetweenthethresholdpressuresandtheratioofgaspermeabilityofrocktotheviscosityoffluidsareobtained．Theparametersmodifyingtheshapeofvelocity-pressuregradientarealsoobtained．Thentheempiricalfigurefordeterminingtherain·andmax-thresholdpressuresarebuilt．thefeatureofthethreshoIdpressuresandthedepictingwayofsingleflowingarealsoobtained．Onthebaseoftheresearchoftwo·phaseflowingthresholdpressureinthe10wpermeabilityreservoir,thispaperdesigntheequipmenttostudytwo-phaseflowinglawandthethresholdpressure，andstudythefeatureandtheinfluentialfactorofthetwo-phaseflowingthresholdpressure，buildthefunctionalrelationshipofthetwo-phaseflowingthresholdpressureVS．permeabilityandsw，andbuildtheempiricalmethodtodepicttheruleofm，．o-plmseflowing．Bytheseresultsthedescriptionofthefluidsflowinginlow-permeabilityreservoirarequantitativelyandmoreaccurately．curveofvelocity-pressuregradientisnotstraightlineorpassesthroughorigin．Sotheformulausedtocalcula把relativepermeabilitybynon—steadystatemethodbasedontheDacy’Slowisnotsuitable．Thesteadstatemethodofdeterminingtherelativepermeabilityii curve(RPC)isimprovedbasedonthestudyofthecharacteristicoflowpermeableresel"Voirrock(LPRR)．TheunitaryOrstandardizationmethodisputforwardtoaverageandcalculateI冲C．Thestudyshowsthatthethresholdpressuresandtheflowinglawaleinconnectionwiththerocknatureandpermeabilityandfluidl诅tU／'O，thetwo．phasethresholdpressureisinconnectionwithrockpermeabilityandtheSMtherelativepermeabilitycurveparametershavegoodrelationshipwiththerockpermeabilityandthefluidvelocity．Thispaperbuildaseriesofforecastingformulasforquantitativelydepictingtheflowinglawofthelowpermeabilityreservoir．Keywords：lowpermeabilityreservoir,flowingmechanism，thresholdpressure，two—phasethresholdpressure，relativepermeabilitycurve，experiment 关于学位论文的独创性声明本人郑重声明：所呈交的论文是本人在指导教师指导下独立进行研究工作所取得的成果，论文中有关资料和数据是实事求是的。尽我所知，除文中已经加以标注和致谢外，本论文不包含其他人已经发表或撰写的研究成果，也不包含本人或他人为获得中国石油大学(华东)或其它教育机构的学位或学历证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对研究所做的任何贡献均已在论文中作出了明确的说明。若有不实之处，本人愿意承担相关法律责任。学位论文作者签名：童：l圣羔日期：∥6年∥月厂日学位论文使用授权书本人完全同意中国石油大学(华东)有权使用本学位论文(包括但不限于其印刷版和电子版)，使用方式包括但不限于：保留学位论文，按规定向国家有关部门(机构)送交学位论文，以学术交流为目的赠送和交换学位论文，允许学位论文被查阅、借阅和复印，将学位论文的全部或部分内容编入有关数据库进行检索，采用影印、缩印或其他复制手段保存学位论文。保密学位论文在解密后的使用授权同上。学位论文作者签名：童：l塾羔指导教师签名：汐刁≥荔扯日期：汐g年歹月等’日日期：夕g年莎月jEl 中国石油大学(华东)硕士学位论文1．1研究目的及意义第一章绪言油藏工程和渗流力学研究中一直以达西定律为主要基础，达西定律的假设条件为：流体为牛顿流体，液流为层流状态，流体与孔隙介质不起反应。低渗透油层的许多特点和现象与达西定律所假设的条件相差很大，受固体表面影响边晃层在孔隙中所占的比例很大。因此，达西定律不适用于描述低渗透油藏的渗流规律。早在20世纪50一60年代，国外就有非达西渗流的提法。我国西安石油学院阎庆来等最先用地层水和原油通过天然岩心进行渗流试验，试验结果表明，在渗透率较低时，无论是水，还是原油都有较为明显的启动压力梯度显示，即产生非达西渗流现象。低渗透油藏由于渗透率低，孔隙结构复杂，渗流环境复杂，因而其油、水渗流特点、规律要比中高渗透储层复杂得多。油田开发实践表明：与中高渗油田相比，低渗透油田在开发效果上存在很大差异：(1)绝大部分低渗油藏天然能量不足，产量下降快，注水井吸水能力差：(2)注水压力高，而采油(气)井难以见到注水效果；(3)见水后含水上升快，采液指数和采油(气)指数急剧下降；(4)油田最终采收率低等特征。其原因在于低渗透油气藏渗流规律有着不同于中高渗油气藏渗流规律的特殊性，二者在油田开发效果上存在的差异正是这种渗流规律的特殊性引起的。因此，必须加快特低渗油气藏渗流机理研究，为低渗油气藏稳产增产奠定基础。目前对低渗透渗流机理的研究，已取得一些进展和认识，但存在一定的局限性。表现在：其一，对低渗透储层流体渗流机理没有进行过系统、全面的研究；其二，还没有一套完整的、系统的描述低渗透油藏渗流规律的模型；其三，对低渗透引起的开发动态的异常无法定量或定性描述。因此，对低渗透油藏的渗流规律需要进一步的完善和系统化。因此，对低渗透油层而言，研究其渗流机理、渗流规律、渗流特征，并在此基础上建立低渗透油藏渗流规律描述方法，对低渗透油田的开发动态进行正确和合理的预测具有重要意义。1．2低渗透油藏渗流特征及国内外研究现状1．2．1低渗透油藏非达西渗流的特点及研究现状达西定律作为一个基本定律一直被广泛的应用于油藏工程计算中，然而在生产实践中 第一章绪言很多情况下涉及非达西渗流问题，当流体渗流速度很低或很高时，流体渗流规律会偏离达西线性渗流规律。在低渗透油气田开发中，流体渗流会出现低速非达西渗流，典型的非达西渗流曲线如图1．1所示。这种非达西渗流的特征是：当压力梯度小于某一个值时，流体不会流动，这样就会存在一个小于最小启动压力梯度A的静止区、大于最大启动压力梯度C的线性渗流区和二者之间的非线性区【11。Figl。。1Typicalnon·’Darcyflowingcurve曲线中，A点对应的压力梯度为最小启动压力梯度，压力梯度小于此点对应的值，流体不流动；C点对应的压力梯度为最大启动压力梯度，压力梯度大于此点对应的值，渗流呈现线性渗流(EF段)；B点为直线段EF的延长线与压力梯度轴的交点，称为拟启动压力梯度。在国外，前苏联学者H．JI．布兹列夫斯基在1924年首先指出：在某些情况下，多孔介质中只有在超过某个起始的压力梯度时才发生液体的渗流，1951年，B．A．弗洛林在研究土壤中水的渗流问题时指出：在小压力梯度条件下，因岩石固体颗粒表面分子的表面作用力俘留的束缚水在狭窄的孔隙中是不流动的，并且它还妨碍自由水在与之相邻的较大孔隙中流动，只有当驱动压力梯度增加到某个压力梯度值后，破坏了束缚水的堵塞，水才开始流动。1963年，Miller等人【2】研究了水在粘土中渗流时考虑启动压力梯度的问题，1977年，马尔哈辛网从微观结构阐述了启动压力梯度产生的机理。1980年，Pascal[41等人应用有限差分法求解考虑启动压力梯度的岩土工程固结问题。我国对低渗透砂岩储层单相渗流的研究开展于二十世纪八十年代，，西安石油大学、中国科学院渗流流体力学研究所、西南石油大学、中国石油大学、大庆石油学院、长江大学等相继开展了类似的研究。阎庆来等人【5】[61总结了低渗透油层中单相和油水两相渗流的实验结果，提出在较低渗流速度下为非达西渗流，渗流曲线存在非线性段，渗透率越低，非线性段延伸越长，曲线2 中国石油大学(华东)硕士学位论文曲率越小，启动压力梯度值越大；在较高渗流速度下为具有启动压力梯度的拟线性渗流。低渗透油层中油水两相渗流，油水过渡带比高渗透层要长，渗透率越低，过渡带越长，这与高渗透油层不同，也说明低渗透油层中油水两相渗流规律与高渗透层不同。黄延章等人【7】通过对大量实验资料的分析，总结给出了低渗透油层中油水渗流的基本特征。当压力梯度在比较低的范围时，渗流曲线呈下凹型非达西渗流曲线；当压力梯度较大时，渗流速度呈直线增加，直线段的延伸与压力梯度轴的交点不经过坐标原点，该点称为平均启动压力梯度；渗流特征与渗透率和流体性质有关，渗透率越低或原油粘度越大，下凹型非达西曲线段延伸越长，启动压力梯度越大。他还提出了渗流流体的新概念。姚约东和葛家理网对低速渗流条件下的非线性渗流问题进行了研究。指出在低速渗流条件下，渗流速度与压力梯度呈三次方的幂函数关系，给出了非线性运动方程。在此基础上，研究了这种非线性渗流的稳定和不稳定渗流规律，建立了不稳定试井分析模型，并给出了解析解，绘制了用于试井分析的压力和压力导数曲线，分析了理论压力曲线的特征。葛家理【ll】等人对低速非达西渗流规律进行了系统研究，提出了力学判据。尚根华㈣对低渗透油层的渗流做了大量的实验工作，分析了影响低渗低速非达西渗流规律的各种因素。九十年代陆续有许多学者就低渗透砂岩储层固液相界面上的分子力作用机理及渗流特征进行了较详细阐述。二十一世纪初，就低速非达西渗流的产生机理又有了更进一步的认识，但是这些认识基本集中在理论层面，还没有非线性渗流影响因素的规律性的描述。综合前人的研究成果，对低渗透砂岩储层的渗流特点总结如下：(1)渗流时存在启动压力梯度；(2)在一定驱替压力梯度范围内，渗流规律呈非线性特征、岩石的渗透率不是常数，随压力梯度变化；(3)当驱替压力梯度大于一定值后，渗流规律呈拟线性渗流特征，并且线性段的延长线不过坐标原点；(4)低渗透砂岩储层中流体流动的横截面积是可变的。1．2．2启动压力研究现状黄延章认为，孔隙中的流体分为边界层流体和体相流体，边界层流体受固体分子场作用，物性不同于体相流体。AlexanderPertsin[321等从理论上证明了圆柱孔隙中的流体存在密度剖面，越靠近壁面密度越高。徐绍良【1q等通过测定毛细管中不同压力梯度下的流量， 第一章绪言证实了边界层厚度随压力梯度的增加而减小。杨正明【15】等用核磁共振方法测定了岩心中可动流体百分数，实验证明岩心渗透率越高可动流体百分数越大。．关于启动压力的求取方法，前人已经有很多的研究。归纳起来包括IPR方法、试井解释方法、实验方法及数值实验方法，最常用的是实验方法。(1)实验测定法启动压力梯度的测试在理论上需要测试流体从静止到渗流发生的瞬间岩心两端的压力差值，但在目前技术条件下，渗流瞬间启动的控制和测量难以达到，为此大多数研究者采用了稳定法，稳定法测量启动压力梯度的方法是在实验中采用流体恒速驱替岩心，并逐次降低流量【161^{181，测定不同流量下岩心两端的压力差值，绘制流量(或流速卜—压力梯度实验曲线，拟合曲线(如图1．1)在压力梯度坐标上的截距B，此拟合值为岩心的视启动压力梯度，但用此法的缺陷是很难得到最小启动压力梯度。由于实验仪器精度的原因，也未能反映低速渗流的非线性段。为测的最小启动压力梯度，吕成远等人【l_7】提出了毛细管平衡法，实验的原理是在岩心的两端利用毛细管内液体的高度差建立岩心两端的压差，如图1．2所示，经长时间的稳定后岩心上下游的高度差即为最小启动压力。但对于特低渗岩心此法受到限制。图1-2毛细管平衡法测定最小启动压力示意图Fig．1-2Thecapillaryporebalanceequipmenttomeasurethemin-thresholdpressure宋付权等人(01年)【181提出了测定最小压力梯度的不稳定方法：岩心饱和流体(岩心一端封闭，另一端有开关控制)，从封闭注入流体建立高压，稳定后使另一端压力突然降至大气压力，测量封闭端压力随时间的变化，通过数值模拟得出的封闭端压力变化与实测压力拟合，从而求得最小启动压力。但不足之处是建立数学模型还是用达西渗流模型，因此计算方法有待改善。(2)视启动压力梯度的试井分析确定法不稳定试井方法复杂耗时，且由于动边界的存在，求解也有难度，为准确、简洁地求4 中国石油大学(华东)硕士学位论文得启动压力梯度，不同学者通过不同途径进行了求解。①压力恢复试井资料稳态测压法求解启动压力梯度1999年1月，宋付权、刘慈群‘191在“用压力恢复试井资料求油藏启动压力梯度’’一文中以质量守恒定律为基础，在已知油藏物性参数条件下，推导出用平衡法求解启动压力梯度的公式：G：型竺!墼丝生∑l1+2q。Bl西南油气分公司勘探开发研究院谭雷军【2川等于2000年12月在“低速非达西渗流启动压力梯度的确定"一文中研究建立了无因次数学模型并求解得出相应的求解启动压力梯度的公式。基本数学模型：d2p．D+一1堡+旦：0％rD％rD㈥0小。m2，昂I恤嘞=o名l如越=％②稳定试井法求解启动压力梯度如果未知油藏参数(h，①，C。)，可以通过两次开井生产、测量稳态井底压力的方法来推算．宋付权、刘慈群【21】等以质量守恒为基础推导出两次测压法的启动压力梯度计算公式为：‘(1-3)Ⅸ=精c，川Qc．一匕、③非达西渗流试井典型曲线拟合法求解启动压力梯度1996年江汉石油学院程时清【9】【1伽建立了无因次试井模型，根据实测压力数据计算压力导数，绘制压力双对数曲线和压力导数曲线，选则典型曲线图版，进行曲线拟合，用下式反求启动压力梯度： 第一章绪言㈨斟2川。3筹KhrPs慨书)Mm5，删～，I’1结论：试井分析方法只能求得视启动压力梯度，不能求得图1所示非线性流动阶段参数，另外该法确定视启动压力梯度的精度受地层参数的不确定性影响较大。(3)其他方法阮敏圈等在大量实验研究的基础上，采用蒙特卡洛数值解法来确定临界点，同时，提出一种临界参数判别法，用于判定低渗透多孔介质中的渗流形式，为确定低渗透油田开发渗流计算方法提供了理论依据；在实验研究的基础上，针对引起非达西渗流的主要作用机制，如流体粘度、介质渗透率、孔隙几何结构等进行了讨论，运用因次分析方法，提出了一个综合判据；根据实验并结合微分原理，提出了低渗透复杂介质系统内非线性渗流的微分线性描述方法。(4)关于启动压力描述的研究现状98年孙黎娟【l纠根据低渗岩心流速表达式：y：墨f，华一6夕，通过实验测量中原油田11pL块没有速敏现象的低渗岩心的流速与压力梯度的关系，回归出启动压力梯度的表达式：b：O．0023旦K．’吕成远【1刀(胜利油田地科院)测定了不同渗透率级别的低渗透砂岩油藏样品的非达西渗流曲线，通过二次函数曲线切线的斜率和截距的变化来描述低速非达西渗流中岩心渗透率和启动压力梯度的变化，探讨了启动压力梯度与空气渗透率、流体粘度、驱替压力梯度的关系以及低速非达西渗流段的渗透率变化与驱替压力梯度的关系，并回归得到了经验公式。结论：上述两种方法首次比较详细地研究了启动压力、非线性渗流段与岩石渗透率及流体粘度的关系，但是没能将影响启动压力最主要的因素——渗透率和流体粘度结合起来考虑，没有建立流度尼g／／z的概念，所建立的数学模型不具备推广意义。1．2．3两相渗流启动压力的研究现状t目前关于两相渗流启动压力的定义、启动压力产生的原因、影响因素、油水两相视启动压力的确定方法目前研究的很少，如何提高特低渗地层的驱油效果也没有引起足够的重视。6 中国石油大学(华东)硕士学位论文程时清等人团】对低速非达西油水两相渗流的数值模拟问题进行了研究，建立了数学模型，并采用有限差分法对数学模型求解，通过实例计算发现，非达西渗流情况下的产油量远小于达西渗流；相同含水率下，非达西渗流时的采油指数较达西渗流时小；降低表皮系数可提高油井产量和采油指数，减缓产水量上升速度。邓英尔等人【24】125]研究了具有启动压力梯度的油水两相渗流时开发指标的计算方法、垂直裂缝井两相非达西椭圆渗流的开发指标计算方法及启动压力梯度对低渗透油田注水开发的影响。宋付权等人也研究了低渗油藏水驱油两相渗流问题。04年苏法卿f26]提出，将油水按一定比例泵入岩心，然后逐渐降低总流量，分别测定油、水流速与压力梯度的关系。其结论是：同一饱和度下油水的启动压力相同，随S。增加，启动压力梯度开始增加，然后减小。实验过程没有在两相共渗饱和度区间内进行，没有分析启动压力产生的原因和机理，没能建立启动压力与其影响因素之间的定量描述关系，并在测定过程中也没有考虑低渗岩心末端效应的影响。04年中原油田勘探院邹兴、吴凡等人[271，提出了一套求取两相启动压力的间接方法。他们认为两相渗流时单相仍遵循各自的渗流规律，所以可以依据已建立的单相启动压力梯度规律来描述两相启动压力规律的表达形式。对于特定的岩心，首先通过实验确定它的单相启动压力同岩心渗透率和流体粘度之间的关系。然后根据各饱和度下每相的相对渗透率及粘度计算各自的启动压力。这种方法计算出来的两相启动压力具有的特点是：在某一特定饱和度下，由于油水相对渗透率的不同，所求得的各相的启动压力也是不同的。这种方法的缺点在于片面和孤立的看待油水两相渗流过程，将两相渗流的过程简单化，没有考虑两相渗流启动压力产生的机理以及影响因素。从调研情况看，油水两相渗流的启动压力梯度问题己经引起研究人员的注意，并且将该因素加入到低渗透两相渗流的研究中。但油水两相渗流的启动压力梯度的量化和规律研究，目前开展的很少。主要原因是存在着测定难度大，对设备要求高，测定时间长，至今还没有没有得出满意的规律性的结论。即使是如此，油水两相渗流的启动压力梯度的研究必将成为低渗透渗流规律研究的一个重点。1．2．4低渗透油藏相对渗透率规律研究现状目前求取两相渗流相对渗透率的方法，主要有稳定法和不稳定法两种【28】，对于稳定法，因为测试时间长、受限于实验仪器设备的精密度还未被大部分学者所采纳。对于不稳定法，7 第一章绪言仍然是以采用JBN方法的为多，但J-BN方法也存在严重的局限性，首先它为了避免岩心末端效应的影响，所需要的驱替速率比较高。另外，在计算过程中，为了达到简化计算的目的，它没有考虑毛管力和重力的影响，也没有考虑启动压力的影响。据此，国内外很多学者发表了很多有关JBN方法的修正文献。渗流所宋付权、刘慈群等人【29】探讨了启动压力对两相渗流的影响，为了详细的表述这一影响结果，推导过程中忽略了重力和毛管力的影响，直接把启动压力值代入运动方程，然后按JBN方法的思路求得两相的相对渗透率。这种方法的缺陷是实验过程中自始自终的将启动压力值作为定值来考虑，没有考虑启动压力随饱和度变化而变化的情况。虽然如此，这种方法在启动压力对相对渗透率产生的影响方面还是作出了积极的尝试。邓英尔等人f30】发展了刘慈群等人利用不稳定法求低渗油藏相渗曲线的思路，在推导过程中加入了考虑毛管力和重力的因素，并分别推导了水湿油藏和油湿油藏的计算公式。但仍然没有考虑考虑启动压力随饱和度变化而变化的情况，也没有对毛管力大小的定量描述。大庆油田兰玉波、肖鲁川等人【31】引入了非达西常数来描述低渗透油藏两相渗流。具体的做法是在运动方程中加上非达西常数C值，并且认为油相和水相的C值是不相同的，具体C值的确定分别由油水单相渗流实验或单相渗流经验方程获得。改进后的运动方程代入JBN方法计算油水相对渗透率。葛家理等人【13】在研究中从避开低渗启动压力、毛管力等因素的角度，重新建立了一套低渗油藏两相渗流的运动方程。研究首先根据实验建立了低渗岩心渗流阻力系数f同渗透雷诺数I沁之间的关系曲线。在关系曲线上找到低渗岩心低速非达西渗流区，依据曲线回归出非达西渗流运动方程。低渗相渗曲线的测量问题至今仍然是个值得研究的问题。在此基础上，目前虽然有不少学者对低渗相渗曲线的特点做了描述，指出了低渗相渗曲线与高渗相渗曲线在形状上的区别。但是，这些大都是建立在不稳定法实验的基础上所得出的结论。稳定法实验求取低渗相渗曲线几乎没有研究，低渗相渗曲线的影响因素以及表征相渗曲线的参数与影响因素之间的变化关系至今也鲜有研究报道。，1．2．5存在的问题从目前的文献来看，近几年来在低渗透油藏渗流规律方面取得了较大的进展，但总结起来仍存在以下几方面问题：8 中国石油大学(华东)硕士学位论文(1)目前国内外对低渗油藏启动压力梯度的研究基本都集中在理论研究层面，实验规律很少。目前还没有系统研究最小、最大启动压力梯度及描述渗流曲线的参数与岩石渗透率、流体性质相结合的关系表达式。’(2)对于两相渗流产生启动压力的原因及机理目前鲜有进展，还没有一套成熟的实验方法测得两相启动压力，也没有一套定量的方法描述两相启动压力随渗透率、饱和度的变化规律。(3)对于低渗相渗曲线的特征及影响因素，目前还没有较为理想的定量描述方法。关于低渗相渗曲线的测定与求取，目前还没有一个满意的解决方案。1．3本文研究内容及技术路线1．3．1研究内容针对上述问题本文将研究以下几方面内容：(1)利用“毛细管平衡法"与“稳定法"相结合的实验测定方法，研究地层水、束缚水下油在岩心中的最小启动压力及流量压差关系。通过对实验数据回归，分别求得最小启动压力梯度、拟启动压力梯度、临界启动压力梯度及描述渗流曲线的参数的经验表达式。通过求得的油水启动压力、渗流曲线的参数与|j}。／∥之间的函数表达式建立低渗油藏油水渗流统一的渗流区间图版，全面系统定量的描述低渗油藏油水渗流规律。(2)探讨低渗油藏两相渗流启动压力的产生机理以及实验求取方法，并依据实验结果对两相渗流启动压力的规律及影响因素进行分析，建立一套两相启动压力与含水饱和度及岩心渗透率的定量描述方法。(3)探讨测定低渗油藏相渗曲线的方法。通过实验研究分析低渗油藏相渗曲线的特点及影响相渗曲线的因素；找出表征相渗曲线的参数随影响因素之间的变化规律；根据已有实验结果进行拟合分析，寻求一套适合于求取低渗油藏相渗曲线的新方法。9 1．3．2技术路线单相渗流启动压力及非线性渗流产生的机理研究最大最小启动压力图版第一章绪言低渗透油藏油水渗流规律研究两相渗流启动压力产生机理及影响因素研究油水两相相渗规律及测定方法研究为低渗油藏的渗流规律描述提供一套定量的预测方法lO稳定法求取相渗曲线的实验及结果讨论油水两相启动压力的实验测量利用稳定法的实验结果，提出归一法确定低渗相渗曲线的新方法两相启动压力与其影响因素之问的数学描述束缚水下油相启动压力与流量压差曲线的实验测定及数学描述地层水启动压力与流量压差曲线的实验测定及数学描述 中国石油大学(华东)硕士学位论文第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究低渗透油藏的油层一般具有渗透率低、孔隙度低、孔隙类型复杂的特点。孔道细小，孔喉作用增强，微观孔隙结构影响增强，比表面高等特点对流体流动产生明显影响。流体在多孔介质中的流动特征和机理受到流体性质、多孔介质性质以及二者之间的相互作用等因素的影响和控制，使低渗油藏有着不同于中高渗油减的渗流规律。本章首先对低渗透油藏启动压力产生机理、影响因素及非线性渗流特征做了定性的描述，然后结合大量的实验，摸索出了一套的描述低渗油藏渗流规律的经验公式，使低渗油藏渗流规律的描述更加的定量化、规范化。2．1低渗透油藏启动压力产生的原因及影响因素理论研究表明，流体在低渗介质中渗流时往往因伴随一些物理化学作用而对渗流规律产生很大影响。油、水在低渗油藏中渗流时除粘滞阻力外，还需要克服另外一种附加阻力后，液体才能流动，即启动压力【11。启动压力是低渗透油藏的标志性特征。大量的研究表明，启动压力梯度的存在将影响低渗透油田的注水压力界限和开发井网井距的大小，同时对油田的开发指标也存在影响，因此系统研究启动压力梯度对于低渗透油田的高效开发具有重要意义。由于固、液表面分子的相互作用，油藏岩石表面吸附有一层起物理化学性质有别于体相原油性质的薄液体层，称之为原油边界层【11，如图2．1，，0为孔隙半径，h为边界层厚度。!图2—1渗流边界层示意图Fi92-1Thechartofflowingboundlayer 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究在油藏中，边界层流体多为重质组分和胶质沥青质，其密度和粘度都比体相原油大，因此具有较高的粘度和剪切应力；同时，固液分子间的作用力还能产生另一附加阻力即流体与岩石之间吸附阻力或水化膜的吸引阻力。因此，边界层流体需要较高的驱动压力梯度来克服以上的两种阻力后才能流动。边界层的厚度与流体性质和孔隙介质结构有关。中高渗地层流体边界层厚度相对较小，对渗流影响不大。而低渗及特低渗地层喉道半径细小，边界层相对厚度较大，甚至影响到孔隙的中部。渗流边界层是低渗透油藏产生启动压力和渗流曲线非线性段的最主要原因。因为渗流边界层的存在，可以将岩石孔隙中的流体分为体相流体(位于孔隙中间不受边界影响)和边界流体(位于边界，受孔隙壁面影响)。低渗透油藏孔隙细小，边界层流体在孔隙中所占的比例较大。当边界层厚度达到孔隙中间时，只有当孔隙两端的压力达到一定值，克服了边界层流体的粘滞阻力和固液界面的吸附阻力后，孔隙内的流体才开始流动，、这就是启动压力。启动压力梯度为启动压力与岩石长度的比值。而当边界层厚度小于岩石最大孔隙半径时，是不存在启动压力梯度的，这时启动压力梯度为零。我们可以用图2．2来形象的描述启动压力产生的机理。图中，岩心1即为边界层厚度达到孔隙中间时的情形，此时渗流存在启动压力；而岩心2的边界层厚度小于岩石最大孔隙半径，此时渗流不存在启动压力。影响启动压力大小的主要因素有：地层渗透率、流体性质(包括粘度、成分)、岩石性质等几个方面。图2．2启动压力产生的原因示意图Fj92-2thecausechartofthethresholdpressure12 中国石油大学(华东)硕士学位论文2．2低渗油藏非线性渗流机理2．2．1非线性渗流产生的原因从以上关于启动压力的叙述中，我们知道，岩石孔隙中的流体分为体相流体和边界层流体：体相流体不受孔隙壁面影响；边界层内流体受到孔隙壁面固体分子作用力的影响，其粘度、密度均高于体相流体。不同渗透率的岩心体相流体所占孔隙体积的百分数不同，流速压差呈现不同的形式，如图2．3所示：(1)遵守达西定律(曲线1)：此时岩石渗透率较高，岩石孔隙半径较大，边界层流体与孔隙体积相比可以忽略，渗流符合达西定律，流速．压差曲线为通过原点的直线。(2)启动压力梯度为零，存在非线性渗流段(曲线2)。此时岩石渗透率较低，但边界层厚度小于最大孔隙半径，油藏岩石最小启动压力梯度为0。随压力梯度增加，每个孔隙中参与流动的流体数量增加；整个岩心参与流动的孔隙数量增多。因此，渗流速度随压力梯度呈非线性规律增加，宏观上岩石渗透率逐渐增加。当所有孔隙的流体都参与流动时，流速与压力梯度呈线性规律增加；(3)启动压力梯度不为零，存在非线性渗流段(曲线3)。此时岩石渗透率很低，边界层厚度达到最大孔隙的中间，所有孔隙都存在启动压力，孔隙越小启动压力梯度越大。外加压差只有克服岩石最大孔隙的启动压力时流体才开始流动。随流动压力梯度的增加，参与流动的孔隙数目增加，流速随压力梯度呈非线性规律增加，待所有孔隙中的流体都参与流动，流速随压力梯度呈线性增加。因此岩石渗透率越低，非线性段持续的压力梯度范围越大。B2B。告图2．3不同渗透率岩心流速．压力梯度关系Fi92-3Velocityvs．pressuregradientofdifferentrock总之，低渗岩心流速与压力梯度曲线的形式与岩石的渗透率、流体性质、岩石的孔隙大小分布都有关系。 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究2．2．2低渗油藏渗流运动方程与启动压力的数学表述低渗岩心渗流规律的描述方法很多，本文通过大量实验得出了比较复合实验规律的数学描述方法：v：0ap≤A(2．1)⋯(尝]2+6(针c肛a缸p≤cc2乏，1，：生f，垒一B]c≤ap(2-3)pL血／缸式中：，r流体的渗流速度，cm／mim印／出一外加压力梯度，MPa／cm：A．一最小启动压力梯度，MPa／cm；B一拟启动压力梯度，MPa／cm；C一临界(最大)启动压力梯度，MPa／cm：ke一线性渗流段岩石的有效渗透率，由图1-1所示直线段的斜率求出，10弓lain2；∥一流体粘度，mPa．s；口、b、r与岩石渗透率、流体粘度有关的常数。目前低渗渗流计算中基本没有考虑非线性渗流段，多数用(2．3)式描述低渗油藏的渗流规律，即：1，=0望≤B(2-4)缸1，：蔓r垒一B、1垒>曰(2-5)∥L缸／缸即认为压力梯度大于B时，流体才开始流动，与实际有一定的出入。本文选用式(2-1)-(2—3)描述渗流规律。2．3低渗透油藏启动压力及渗流规律实验研究目前国内低渗透非达西渗流启动压力梯度的实验测定方法分为稳定法和不稳定法两种【17】。不稳定法：岩心饱和流体(岩心一端封闭，另一端有开关控制)，从封闭注入流体建立高压，稳定后使另一端压力突然降至大气压力，测量封闭端压力随时间的变化，通过数值模拟得出的封闭端压力变化与实测压力拟合，从而求得最小启动压力。稳定法是在岩心两端建立一定压差，待整个系统稳定后测定该压差下的流量，依次测定不同压力下的渗流速度，获取该岩心的流体渗流曲线，通过数学处理方法来求取启动压力梯度。该方法存在稳定时间长，精确测量流量困难等问题，并且最小启动压力梯度点(图14 中国石油大学(华乐)缺士字位论文1-1中的A点)只能由实验数据外推得到，但它却是目前常用的启动压力梯度测定方法。经过大量的分析研究，本文建立了一种新的同时测定启动压力及流量压差关系的方法，即：“毛细管平衡法”与“稳定法’’相结合，如图2-4所示(与常规毛细管平衡法【17】的不同在于用汞柱压差计记录上游压力，可使渗透率测量范围大大增加)。研究单相流体(单相油或水)渗流时，用“毛细管平衡法”测定最小启动压力，用稳定法测定驱替速度与压力梯度的关系，从而得出不同渗透率地层中单相流体在不同流动速度下的渗流规律；而且研究流体粘度对启动压力梯度的影响。(1)实验条件实验用水：用矿化度为18000ppm的标准盐水(Nacl：CaCl：：MgCl：．6H：0=7：0．6：0．4)；实验用油：50"C下粘度为1．59mPa·S和2mPa·S的模拟原油(用胜利油田某油区脱气原油与煤油混合配制)；实验温度：稳定法为50"C，毛细管平衡法为室温；实验岩心：胜利油田某油区的低渗天然岩心，气测渗透率范围为0．049-35md；实验仪器：长岩心多功能驱替系统、U型管。(2)实验流程图启动压力与流量压差测定装置如图2_4所示。图中虚线部分放在恒温箱中，泵的排量及压力点的测试通过计算机控制与记录。最小启动压力梯度用“毛细管平衡法”获得，流量一压差曲线由“稳定法”获得。图2-4启动压力及流量压差测定原理图Fi92-4theequipmenttomeasurethethresholdpressureandthevelocity-pressurerelationship 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究2．3．1地层水单相渗流启动压力及流量压差关系实验研究(1)单相水最小启动压力测定步骤①将岩心抽真空饱和18000ppm标准盐水24小时以上；②将岩心装入岩心夹持器中，加围压(比驱替压力高0．5-1．0MPa)，用泵以0．005ml／min的驱替速度驱替岩心，当出口端刚刚有水出来，迅速关泵；③记录不同时间差计两侧水柱高度彪及汞柱高度办』；④直至水柱高度彪及汞柱高度力门急定，根据力，、彪计算最小启动压力梯度。(2)单相水流量一压差实验步骤①岩心测完水相最小启动压力后，置入岩心夹持器，加环压(环压高于入口压力0．5～1．0MPa)；②恒定泵的流量(从低到高0．0l，0．02，0．04，0．06，0．08，0．1，0．2，O．4，0．6ml／min，气测渗透率低于0．5mdc的岩心，最高排量从0．1ml／min开始)，将标准盐水泵入岩心，每个流量下，记录不同时间进出口压力，直至稳定；③改变流量，重复步骤②；④改变岩心渗透率重复实验步骤①一③；⑤绘制流量—压力梯度实验曲线。(3)水相启动压力实验结果岩心实验测定结果见表2-1和图2-5。表2-1不同渗透率岩心水相启动压力梯度实验结果TaMe2-1Themm-thresholdpressuregradientofwMerflowingthroughrockcorewithdifferentpermeabiH哆气测渗透率岩心长度出液压差稳定时间最小启动最小启动压岩心号力梯度／10-3pr02／cm瓜低'am医力fIVlPa／MP酊cm83-4-10．0215．4540．0814560．07940．01456834-40．0496．390．081527．70．07810．0122289-5．10．0874．558O．05961200．04740．0104089．5．30。1774．7460．0629152．50．05920．0124783．5-100．2785．666O．051118．830．04560．00805834．90．3576．6060．0846400．580．03520．00533894．70．374．5180．059471．830．05830．0129016 中国石油大学(华东)硕士学位论文表2-1不同渗透率岩心水相启动压力梯度实验结果(续)Table2-1Themin-thresholdpressuregradientofwaterflowingthroughrockcorewithdifferentpermeability气测渗透率岩心长度出液压差稳定时间最小启动最小启动压岩心号力梯度／lO'3ttm2／em瓜皿'a／ll匿力}MPa／Mpa／cm83-4石0．4395．8160．0358116．330．00810．0013983．7．10．4617．190．017634．80．01580．0022083．4．80．5426．3780．052771．830．04880．0076583．3．20．5564．5160．0852254．370．00160．0003583．5．111．845．5880．048355．080．00270．0004883．5．72．3024．9l0．0457115．690．0055O．0011289．3—43．5565．7560．040724．570．00580．0010183．4．53．6844．6580．0228200．00480．00103吞0．015＼∞o一皇一0．010＼山q0．0050．0000．01．0Z．O3．O(k|／|I．)／(10—3lIm2／mPa．s)图2_5最小启动压力梯度与流度的关系Fi92-5Therelationshipofmin-threshoidpressuregradientvs．kslu。由图中曲线走向可看出，最小启动压力梯度随流度增大而降低。早期迅速降低，当流度增大到某一值后，从图上看值为O．5，最小启动压力梯度随流度的变化不大。(4)水相单相渗流流量一压差实验结果实验用岩心基础数据见表2-2。 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究表2_2岩心基础数据Table2—2Thebasedateofrockcore气测渗透率岩心号长度／cm直径／cm孔隙度／％K／IO’3m283—5．105．6662．58．80．27883-4-65．8162．511．510．43983．7．17．192．56．9l0．46183．5．115．5882．511．971．8483．5—4．9l2．512．442．30289．3．1l5．3732．514．334．12389-3．125．8242．514．895．257所有实验岩心流量一压差实验结果见表2-3及图2-6。表2—35012下地层水在样品中在不同渗流速度下的驱替压力梯度Table2—。3Thewaterdrivedpressuregradientatdifferentflowingvelocityin50celsiusdegree驱替速度岩心号O．002040．004070．00815O．0122O．01630．020370．04070．0815cm／min83．5．100．065890．1219O．245740．357970．50310．58630．65790．8404183-4-6O．042980．063620．122080．170220．237280．299170．613820．8319883．7．10．040820．058350．103530．158440．215350．278520．573840．72320驱替压力83．5．1l梯度0．011810．021470．032930．045450．055120．06532O．114890．1781283．5．7MPa／cra0．012020．017110．026270．035640．04420．060290．071080．1248589．3．11O．003170．006330．008750．010610．012480．014340．02272O．0409789．3．120．002580．00378O．005490．00721O．008590．00944O．016480．0266118 中国石油大学(华东)硕士学位论文2·一巳＼置o＼磺薅O．10O．08O．060．04O．02O．000．OO．20．40．60．8L0压力梯度／(MPa／em)图2-6水相渗流速度与压力梯度关系曲线Fi醇·6Therelationshipofthewaterflowingvelocityw．pressuregradient由图2-6可以看出：aI流速与压力梯度的关系曲线开始不呈直线关系，而是弯曲上升的曲线。当压力梯度较大时才开始呈直线关系；b．岩心渗透率越低，渗流曲线越偏向横坐标；岩心渗透率越高，渗流曲线越偏向纵坐标。主要是由于渗透率越低的岩心在同样的压力梯度下流速越小。c．岩心渗透率越低，渗流曲线非线性段延伸越长，曲线曲率越小。因为岩石渗透率越低，孔隙越小，启动压力越大，全部孔隙中的流体参与流动时所需要的压力梯度越大。d．渗流曲线直线段的延长线与横坐标相交于某一点而不经过坐标原点，即存在启动压力梯度，渗透率越小启动压力梯度越大。(5)单相水渗流实验数据回归结果通过实验发现启动压力梯度与岩石的气测渗透率的大小有关，与岩心中流体的粘度有关，且启动压力梯度及描述渗流规律的大多数参数与气测渗透率／流体粘度比值都有很好的相关性。①水相最小启动压力相关式由图2—6知：水相最小启动压力梯度与气测渗透率／水的粘度比值的关系式为：19 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究(等)岫一o．咖倒m6734R2=0．587协6)式中：f竺1——水相最小启动压力梯度，MPa／cm；L△x／，曲后g——岩石的气测渗透率，10-3Ixrn2；心——水的粘度，mPa·s；R——相关系数，小数。②水的流速一压力梯度曲线相关参数经验公式将图2-6所示7块岩心的流速．压力梯度曲线中的非线性段与线性段分别按(2．2)式所表示的二次函数关系和(2．3)式所表示的线性函数关系进行回归，可得描述曲线段及直线段函数关系的参数，如表2-4所示。表2-4水相流量压差测定结果Table2-4TherelationshipofvelocityVS．pressuregradientofwater气测渗岩心流体非线性渗流段参数线性渗流段参数岩心号透率长度粘度kg加-／(10。3邮2，mPa．s)口6C斜率0【截距p／lo-3岫2／cmmPa·S83．5．100．2787．190．94640．48710．066O．OLO,1O．0003O．02990．000583-4．60．4395．6660．94640．32230．00510．0338-o．00020．03640。000983-7．10．4615．8160．94640．46390．07170．0614加．00020．08340．001983．5．111．845．5880．50243．66242．13020．178．0．00020．4110．006583-5．72．3024．910．50244．58205．8521O．1517。0．00080．75780．013l89—3．114．1235．370．50248．206646．2820．8549旬．00222．2326O．0189．3．125．2575．824O．502410．463839．3942．0813-o．004l4．02190．0256a、曲线段参数a,b,c的确定将每块岩心流速一压力梯度曲线段参数a,b,ckd／zw进行拟合作图，如图2．7、2．8、2-9所示： 中国石油大学(华东)硕士学位论文1000100lO∞lO．1O．010．0010．1(1叭．)(103u．10，0／10mZ／mPaS(kg／11．)(一3u．，图2-7非线性段参数口与七g／∥。关系曲线Fi92-7Therelationshipofthenonlinearityparametera、}s．ks|‰101．oO．10．010．00l0．1110100(kdltl)／(10一3llm2／mpa．s)图2-8非线性段参数6kI肛，关系曲线Fi92-8TherelationshipofthenonlinearityparameterbVS．k,／,u。0．0020o一0．002-0．004-0．006024681012(k。／II．)／(10—3llm2／mPa．s)图2-9非线性段参数c与七|肛。关系曲线Fi92-9Therelationshipofthenonlinearityparameterevs．I【t江．由以上三图可得出描述非线性段的参数咖，c与kg／1．．tw的关系为：2l 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究删力73时115R2=0．8973㈣舶6·鲥1423R2=0．8759c=_’ooooaf＼∥Ji}。,／l’+。．。。。4Rz=0．8809b、直线段参数0‘与p、及拟启动压力梯度B及水相有效渗透率后。的确定流速．压差关系的线性渗流段表达式为：～(芸卜一o．6鲁拦一B]式中，0【、p—分别为拟线性段的斜率和截距。(2．7)(2．8)(2-9)(2．10)则拟启动压力梯度为：(等)桕=B=号(2-⋯L△)c／损∥水的有效渗透率：七。=而a／2(10-3岬2)(2一12)将表2-4中的口、∥值代入(2．11)(2．12)两式，得出的每块岩心拟启动压力梯度、水相有效渗透率与气测渗透率一粘度的比值镌／∥w进行拟合作图，如图2-10、2-11所示：0．030乍0．025U＼星0．020冀R0．015幽需0．010但套0．0050．000O51015(kI／II-)／(10～11m2／mPa．s)图2一lo水相拟启动压力同吒／风关系曲线Fi92-10Therelationshipofwaterpseudo-thresholdpressuregradientvs．kg扭啊 中国石油大学(华东)硕士学位论文4．0O246气测渗透率kg／10—3um2图2-11水相有效渗透率同镌／‰关系曲线娶睁11Therelationshipofthewatereffectivepermeabilityvs．kg扭獬由上图回归公式可得：拟启动压力梯度：B：0．0238e．o．·“8(是]R：：0．8076(2．13)拟启动压力梯度：=u。J2=(2．)直线段有效渗透率：k。=o．141k；-0．130kg+o．112R2=o．998(2—14)c．最大启动压力梯度确定在流速．压差关系曲线上，最大启动压力梯度处予非线性渗流向线性渗流的过渡位置。因此，在最大启动压力梯度处，非线性渗流段与线性渗流段的斜率相同，即：2口(訇一班口．协㈣因此，最大启动压力梯低为：(訇础=等(2．16)将表2-4中各岩心的渗流参数值代入式2．16，我们可以得到每块岩心的最大启动压力值，将最大启动压力值与气测渗透率一粘度的比值气似进行拟合作图，如图2-12所示：O&210NE墨n，。．【＼。上诗鍪}鼋；5】；j}忙罂* 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究024681012(kg／lI．)／(io一3pm2／,．pa．s)图2-12最大启动压力梯度同也／‰关系曲线Fi92-12Therelationshipofwatermax-thresholdpressuregradientvs．kg江臀由上图回归公式可得：最大启动压力：(芸]，一=。．t-34(苦]m7115R2=0．9197c2．，7，由上述公式的相关系数可知，启动压力及描述非线性渗流规律的参数与气测渗透率、流体粘度之比有很高的相关性。只要知道地层条件下岩石的气测渗透率和水粘度，由上述公式可以求得启动压力、非线性渗流段的表达式。2．3．2束缚水饱和度下油相启动压力及流量压差关系实验研究(1)束缚水饱和度下油相最小启动压力测定步骤．①岩心抽真空100％饱和标准盐水，装入岩心夹持器，加围压(比驱替压力高0．5-I．OMPa)，用泵以0．Olml／min的速度油驱水至束缚水饱和度(40％～50％，岩石渗透率越低Swc越高)；②以0．005ml／min的驱替速度驱替岩心(48h)，然后迅速关泵，关闭六通阀上油容器开关；③记录不同时间U形管左右两边的液面高度差，计算岩心入口端压力，直至出口端无液体流出，U形管左右液面高度差恒定，计算此时的压力即为Swc下的最小油相启动压力。④更换不同岩心，重复步骤①～③。(2)束缚水饱和度下油相流量一压差实验步骤24绚∞加∞0O^目o＼∞山墨一一＼厶q 中国石油大学(华东)硕士学位论文①岩心测完最小启动压力后，放入岩心夹持器中，加环压(环压高于入口压力0．5～1．0MPa)；②恒定泵的排量(从低到高排量为：0．01，0．02，0．04，0．06，0．08，0．1，0．2，0．4，0．6ml／min，气测渗透率低于0．5mdc的岩心，最高排量为0．1ml／min，最大流量小于造束缚水时的流量)，每个流量下，记录不同时间进口压力(出口压力为大气压力)，直至进口压力稳定e---，口；③改变流量，重复步骤②；④改变岩心渗透率重复实验步骤①一③；⑤绘制流量一压力梯度实验曲线；(3)油相启动压力实验结果用上述方法测定了7块岩心的启动压力，实验所用岩心基础数据见表2—5。实验结果如表2—6所示。最小启动压力梯度与k。／g。(气测渗透率与油相粘度之比)的关系见图2一13。表2-5岩心基础数据Table2．5Thebasedateofgores岩心号长度／em直径／cm孔隙度／％束缚水饱和度气测K／IO。3“m283．5．105．6662．58．800．46880．30583-3．24．5162．59．28O．467180．556383．5一125．0622．511．870．4131．76283．5—115．5882．511．970．39961．8483．5．74．9l2．512．“0．39822．302489-3_45．7562．516．330．35483．555989．3．115．372．514．330．32934．1229表2_6不同渗透率岩心束缚水饱和度下油相启动压力实验结果Table2-6Themin·thresholdpressuregradientofoilatconnatewaterflowingthroughgoreswithdifferentpermeability气测渗透率流体粘度出液压差稳定时间最小启动岩心长度最小启动岩心号压力梯度／t0畸u0mPa．S／～tpa／h压力／MPa／cm／(Wa／cm)83．5．100．2782O．041224l0．22305．6660．0431583．3．20．55620．03561570．04854．5160．01074 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究表2峭不同渗透率岩心束缚水饱和度下油相启动压力实验结果(续)Table2—6Themin-thresholdpressuregradientofoilateonnatewaterflowingthroughcoreswithdifferentpermeability气测渗透率流体粘度出液压差稳定时间最小启动岩心长度最小启动岩心号压力梯度／io。3Ilm2mPa．S／Mpa／h压力／MPa／cm／(MPa／cm)83．5．121．7622O．01242lO0．04505．0620．0088983．5．111．8420．00831860．03104．9l0．0063183．5．72．30220．00421920．01905．7560．0033089．3-43．555920．00321860．01585．5880．0028289．3．1l4．122920．00271720．01205．370．00223O．100．08昌之0．06∞山=J0．04＼乱q0．02O．00Ol23(kg／II。)／(10一31．tm2／mPa．s)图2-13束缚水下油相最低启动压力梯度与七暑／以的关系Fi醇·13Therelationshipofrain-thresholdpressuregradientofoilateonnatewatervs·kg／风由图2-13中曲线走向可看出，最小启动压力梯度随渗透率增大而降低，当渗透率与原油粘度比值蔓>o．5后，最小启动压力梯度随渗透率的变化不大。po 中国石油大学(华东)硕士学位论文0．06O．05g0．04＼日垒0．03J＼参0．02q0．01O．OO0．00．51．01．52．O2．53．O(kg／lI)／(10—3pm2／mPa．s)图2-14油、水相最小启动压力与七g／,u。的关系比较图Fi92—14Thecomparisonofrelationshipofoilandwaterrain—thresholdpressuregradient’s．kI|弘。图2-14是束缚水下油相最小启动压力同地层水最小启动压力同流度j}。，∥的关系比较图，可以看出，在相同的流度下，束缚水下油相最小启动压力要明显大于地层水最小启动压力，说明，启动压力不仅与渗透率有关，同时还与流体的性质有关。油相由于粘度大，含有较多的胶质、沥青质等原因，使最小启动压力梯度明显大于水相。(4)油相单相渗流流量一压差实验结果及分析不同驱替速度下的压力梯度实验结果见表2—7及图2一15。表2吖50"(2下模拟油在样品中在不同渗流速度下的驱替压力梯度Table2-7Theblendingoildrivedpressuregradientatdifferentflowingvelocityin50celsiusdegree驱替速序号岩心号度0．000204O．00200．004070．008150．012220．01630．02037cm／min183．5．100．043150．】780O．319070．782891．305361．716892．128289283．3-2驱替O．01070．08830．12998O．193090．2582O．34078O．42294383．5．12压力0．00880．06750．116750．176800．265710．336980．41244483．5．11梯度0．00280．023970．044020．078380．113640．14924O．18199583—5．7N口a／0．0063O．0509l0．09409O．158040．21303O．26659O．32097689．3-4锄O．00330．009640．012940．018930．025190．035180．04412789．3．1lO．00160．00553O．008640。013590．017880．020850．02662 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究0．010O0．20．40．60．81压力梯度(MPa／em)图2-15束缚水下油相渗流速度与压力梯度关系曲线Fi92-15TherelationshipoftheoilatconnatewaterflowingvelocityVS．pressuregradient由图2．15可以看出：a．束缚水下油相流量压差规律总体上和地层水流量压差规律基本一致；b．由于含束缚水、粘度大等原因，油相的渗流阻力要大于水相。因此，油相的渗流曲线比水相更偏向横坐标；c．在同样的压力梯度下，油相与水相的渗流速度比小于水油粘度比。说明束缚水对油相的渗流能产生阻力作用。(5)束缚水下油相渗流实验数据回归结果①束缚水下油相最小启动压力相关式由图2-13知，束缚水下油相最小启动压力梯度与气测渗透率／油的粘度比值的关系式为：㈢口血=0．005(扩3R2=0．9034协m式中：f竺1——束缚水下油相最小启动压力梯度，1VIPa／cm；L△x上血七譬——岩心气测渗透率，10-3岬2；乜——油的粘度，mPa·S；似∞2；O(u—g／lIIQv越蝴遮璐 中国石油大学(华东)硕士学位论文卜相关系数(小于1)，小数。②束缚水下油相流速一压力梯度曲线相关参数经验公式将图2．15所示7块岩心的流速．压力梯度曲线中的非线性段与线性段分别按(2．2)式所表示的二次函数关系和(2．3)式所表示的线性函数关系进行回归，可得描述曲线段及直线段函数关系的参数，如表2—8所示。表2-8束缚水下油相流量压差测定结果Table2—8TherelationshipofvelocityVs．pressuregradientOfOnatconnatewater油相拟气测渗透曲线段参数直线段参数拟启动压最大启动绝对渗力B压力梯度岩心号率／10。3u斜率透率m2abC截距B好a／cmMpa／cmd／lO-311m283—5．100．2780．0488O．0028．8B．06O．0199-0．o007O．0663330．0351760．175204983．3．20．5560．04360．0523-9E．060．0578-0．00190．1926670．0328720．063073483—5．121．7620．09420．044．2E．050．049．0．00090．163333O．0183670．026539383．5．111．840．3640．0969-2E．05O．1169．0．00220．3896670．018820．027472583．5．72．3021．06920．371．3E．050．396-0．00241．320．00606lO．01169189-3．43．55592．5490．4784E．050．5371-0．00261．7903330．004841O．011592889．3．1l4．12293．77270．8407．5E．050．8859-0．00312．9530．0034990．0059904a．曲线段参数a,b,c的确定将每块岩心流速-压力梯度曲线段参数a,b,c与气测渗透率一粘度的比值七g／p。进行拟合作图，如图2．16、2．17、2．18所示：101日0．1O．Ol0123(kg／ll。)／(10—3lIm2／aPa．s)图2-16非线性段参数口与七g／∥。关系曲线Fi92-16Therelationshipofthenonlinearityparameteravs．kg／／z。 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究10·1D0．1O．010．0010．1l10(kg／Il。)／(10’3lIm2／mPa．s)图2—17非线性段参数6与后g／p。关系曲线Fi簖-17Therelationshipofthenonlinearityparameterbvs．‘kg／p。0．OE+00-2．OE-05-4．OE-05-6．OE-05300．511．522．5(kg／II。)／(10’3Jlm2／mPa．s)图2-18非线性段参数c与七g／儿关系曲线Fi92-18Therelationshipofthenonlinearityparametercvs．kg／／to由以上三图可得出描述非线性段的参数a,b，C与忌窖／／a。的关系为：a=0．0272e2·5022(矧R2：0．913=．k如J：Ⅷ舶7甜引3R2=0．851(2—18)(2．19)c=-,,xlo,l去ol一3×·。。6．R2=0．980c2．2。，b．直线段参数0c与p、及拟启动压力梯度B及束缚水下油相有效渗透率屯的确定同理，参照水相渗流直线段参数0【与D、拟启动压力梯度B及有效渗透率屯的确定方 中国石油大学(华东)硕士学位论文法，将表2-8中的眠∥值代入(2-11)(2-12)两式，得出的每块岩心束缚水下油相渗流拟启动压力梯度、有效渗透率与气测渗透率一粘度的比值kg／pw进行拟合作图，如图2—19、2．20所示：舍o＼∞凸_邑＼{趑嚣R幽臀但辑0．050．040302010．OOO0．5l1．522．5(ks／u。)／(10一3um2／mPa．s)图2-19束缚水下油相拟启动压力同七g／p。关系曲线Fi92—19Therelationshipofpseudo-thresholdpressuregradientofoilatconnatewatervs．kg／心O12气测3渗透率k94／lu3IIm≥气测渗透率k。／luII2图2-20束缚水下油相拟绝对渗透率同七g／p。关系曲线Fi92·20Therelationshipoftheeffectivepermeabilityofoilatconnatewatervs．kg／／z。由上图回归公式可得：拟启动压力梯度：B=0．0454e叫钏R2：0．9173=．＼鳓夕：．直线段有效渗透率：k。=0．198k：-0．158kg+o．128R2=o．93531(2．21)(2．22)O0O432lO嚣哪TI口-o_【＼。名辟蚪臻较怔 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究C．最大启动压力梯度确定参照水相渗流最大启动压力梯度的确定方法，将表2．8中各岩心的渗流参数值代入2．16式，我们可以得到每块岩心的最大启动压力值，将最大启动压力值与气测渗透率一粘度的比值七g／心进行拟合作图，如图2-21所示：go＼∞山考0．4恻器R卷o．z但斗<皤O．O0123(kI／p。)／(10—3IlmZ／mPa．s)图2—21束缚水下油相最大启动压力与后g／p。的关系Fi92-21Therelationshipofmax-thresholdpressuregradientofoilatconnatewaterVS．kg／／z。由上图回归公式可得：最大启动压力：(等)。嘲=。．。·8《去]。1。1∞1R2=0．949(2-23，2．3．3最大最小启动压力图版将以上实验所得的水及束缚水下油的渗流特性参数与流度之间的回归公式汇总，如表2．9所示表2-9低渗油藏水及束缚水下油的渗流特性参数回归公式汇总表Table2-9Regressionformulasofparametersdescribingwaterandoilateonnatewaterflowinginlowpermeabilityreservoir地层水渗流时束缚水下油渗流时描述参数回归公式及相关系数的平方最小启动压力梯度(訇。咖·任厂-ooo,(玎蝴’／(MPa／cm)R2=0．587R2=0．903 中国石油大学(华东)硕士学位论文表2-9低渗油藏水及束缚水下油的渗流特性参数回归公式汇总表(续)Table2—9Regressionformulasofparametersdescribingwaterandoilatconnatewaterflowinginlowpermeabilityreservoir地层水渗流时束缚水下油渗流时描述参数回归公式及相关系数的平方拟启动压力梯度(訇fo．0238e∽，1(等)枷一o．⋯彻3《鲁]／tMPa／cm)R2=O．81R2=O．917最大启动压力梯度吼一一o．Ⅲ甜7115(等)。一-o．呲彳k蔓floJ厂301／(MPa／cm)R2=0．920R2=0．949线性段有效渗透率k。=o．141k；一O．130kg+o．112k。=0．198k：一0．158kgx+0．128ke，10句tun2R2=0．998R2=O．935删mm甜n5口=o．027力2勉(渤R2=0．900R2=0．913非线性渗流段系数Ⅷ舶6饼1423㈣朐钳13R2：0．8"76R2：0．851c川oo吨卦o-o。似c=之捌o．5fk蔓／ao])礅-矿R2=O．881R2=0．980附注：表中kg—岩石气测渗透率，10-3二铆2；∥。、儿—水和油的粘度，mPa．s；删关系数．表2-9所示的最大、最小启动压力梯度可绘成图2-22所示图版。当已知油藏的气测渗透率和地层条件下流体的粘度，由表2-9所示公式或此图版可以确定该油藏流体的最小、最大启动压力梯度及非线性渗流参数。 第二章低渗透油藏油水单相渗流规律研究图2．22不同渗透翠地层水相及束缚水下油的最大、最小启动压力图版Fi92·22Theminimumandmaximumpressuregradientofwaterandoilatconnatewaterflowinginlowpermeabilityreservoir由图2．22所示图版，我们可以得到低渗油藏油水单相渗流时所具有的特点，总结如下：(1)低渗油藏流体渗流可分为三个区域：不流动区、非线性渗流区、拟线性渗流区，油和水具有不同的区域划分界限。(2)束缚水下油相的最小启动压力梯度高于地层中纯水流动时的最小启动压力梯度，与图2．14所示结果一致。(3)束缚水下油相最大压力梯度小于纯水流动时的最大启动压力梯度，这是由于低渗岩石多数亲水，岩石对边界层中的水具有较大的束缚力。要使边界层中的水全部参与流动需要较大的压力梯度。．(4)油比水的最小启动压力梯度递减快。因此当后2／∥大到一定程度，两者接近，且其数值小到可以忽略。马尔哈辛嘲通过研究指出：原油边界层内胶质、沥青质和重油成分的含量随着孔道表面的距离增加而减小，并给出了关系曲线，它们呈较好的幂函数关系。当距孔道壁的距离h<1．5pan时，胶质、沥青质和重油含量随h的减小迅速增加；当距孔道壁的距离h>1．5lain时，胶质、沥青质和重油含量随h的增大变化不大并且几乎可以忽略。因此，岩心渗透率越大，渗流最小孔道半径越大，油相渗流所需克服的边界层粘滞阻力越小。当渗流最小孔道半径大于1．5lain后，原油中的重质成分几乎对最小启动压力不存在贡献。这也就解释了为什么当kg／∥大到一定程度后，油相和水相的最小启动压力值相接近34 中国石油大学(华东)硕士学位论文的现象。由2．22所示图版，结合油田现场实际，我们可以得到如下认识：地层中油井(或注水井)生产时，从井底到地层远处压力梯度逐渐减小。因此，根据压力梯度将渗流区域分成三部分：近井地带压力梯度高于最大启动压力梯度的拟线性渗流区；离井较远处的压力梯度界于最低、最高启动压力梯度范围的非线性区；离井最远的压力梯度低于最小启动压力梯度的不流动区。针对具体的低渗油藏，当已知岩石气测渗透率和流体粘度时，由表2-9求出非线性渗流段的参数口、b、C，拟启动压力压力梯度即油水相有效渗透率也，其渗流规律可由公式(2．1)～(2．3)描述，即可以进行渗流动态的计算，为合理井距的计算提供了有力的理论支持。2．4小结(1)特低渗地层中当气测渗透率与流体粘度的比值后。／／a<0．5xlO。3岬2／rnPa·S时，地层水及束缚水下油的最小启动压力梯度随k。／∥的降低而急剧增加；(2)低渗透油藏渗流表达式中的参数与气测渗透率、流体粘度有很好的相关性；根据油层岩石的气测渗透率和地下流体的粘度可以确定低渗地层渗流公式中的相关参数；(3)特低渗地层中，最大最小启动压力梯度随七。／／a成乘幂规律降低；拟启动压力梯度随k。／∥成指数规律降低；(4)流速．压差曲线直线段对应的拟绝对渗透率与岩石的气测渗透率成二次曲线关系；(5)在相同的k。／／a下，束缚水下油的最小启动压力梯度高于纯水的最小启动压力梯度，最大启动压力梯度小于纯水的最大启动压力梯度；(6)井周围分为三个渗流区域：拟线性渗流区、非线性渗流区和不流动区，根据岩石气测渗透率和地下流体粘度可以确定这三个区域对应的压力梯度。 第三章低渗透油藏油水两相渗流启动压力研究第三章低渗油藏油水两相渗流启动压力研究由于在低渗透油田的开发过程中，大多数情况下流体是以油水两相共存。在上一章所得出的结论中，我们知道，尤其是对于低渗透油藏，渗透率越低，两相共渗的范围越大。因此，研究油水两相启动压力的作用机理和大小更具有实际意义。两相渗流启动压力的特点及产生的原因相对于单相渗流来说将更为复杂。本章首先在前人的研究基础上，对两相渗流启动压力的特点及产生的机理做了一定的阐述：然后在实验的基础上，利用胜利油田某油区实际地层资料与样品，对两相启动压力梯度的特征及影响因素做了详细的研究，并结合实验结果建立了该油区地层两相渗流启动压力与渗透率及含水饱和度之间的数学描述经验公式。3．1两相启动压力产生的机理部分前人所做的实验表明：两相渗流时启动压力梯度是随着含水饱和度的改变而变化的【2田。这是由于在水驱油两相渗流过程中，随着含水饱和度的不断增大，油水两相各自所占据的孔隙空间在不断的改变，其流动的通道也在不断的改变。因而，各种阻力也在不断改变，所以启动压力梯度也在不断变化。黄延章【1】认为，油水共渗时存在一个综合粘度的概念，由于启动压力在渗透率一定的情况下主要与流体的粘度有关，那么含水饱和度不断增加的过程，就相当于地层流体不断被稀释的过程。阎庆来等人【33】认为：油水两相启动压力梯度包含两个部分，一部分是由于流体与孔隙介质表面作用产生的粘滞阻力(即渗流边界层的影响)，另一部分是由两种流体间的相互作用产生的毛管阻力。第一部分和油水单相渗流启动压力产生的机理相同。油水两相为不混融流体，在渗流过程中，油水沿各自占据的孔隙空间流动。在各自的孔隙空间内，油水分别与孔隙壁面产生作用，产生各自的边界层流体和体相流体。这一点与单相渗流启动压力的产生机理是完全相同的。但是由于油水两相渗流是一个动态的过程，地层中的含水饱和度随渗流过程的进行在不断的变化，油层中各点的饱和度也在不断的发生变化。而油相与水相由于粘度和所含极性物质量的不同，各自与孔隙壁面的作用力以及所产生的渗流边界层的厚度也存在很大差异。在这一前提下，由于油水占据孔隙壁面空间比例的变化，油相与水相所产生的 中国石油大学(华东)硕士学位论文启动压力的总和也一定是发生变化的。．以上针对油水两相启动压力的论述是基于渠道流态假设成立的前提下得到的认识。但两相渗流过程中不可避免产生的毛管阻力是否对启动压力值也有所影响呢?秦积舜、李爱芬【28l等人系统的对两相流体通过多孔介质所产生的毛管力进行了分析。认为，在等直径的毛管孔道中，存在着三种类型的毛管力作用，一是流体静止时球形弯液面与柱面所产生的毛管力之差为第一类毛管力；二是流体流动时球形弯液面变形所产生的第二类毛管力；三是非湿相流体通过喉道克服变形所产生的第三类毛管力。流体在多孔介质中渗流时需要克服以上三种毛管力的阻力作用。低渗岩心因孔道细小，毛管力的作用已经不能忽略，对启动压力值的大小也存在一定的贡献。黄延章【l】在多孔介质特征及其对渗流影响的论述中，结合油水在毛细管中的运动特点，系统地对低渗透油藏中的毛管力进行了分析。分析认为第三种毛管力(贾敏效应)是增加渗流阻力的主要因素，贾敏效应是分散的非润湿相堵在喉道处所产生的附加渗流阻力，相当于增加了流体的粘滞力。当施加的驱动力尚未克服贾敏效应所表现出的阻力时，非湿相是不流动的。但微观渗流实验表明，在这种条件下，湿相是可动的，它的流动形式为薄膜流，即湿相沿多孔介质孔隙壁液膜层流动。这就说明了，在低渗岩心中，当有足够的含油饱和度，没有分散的油滴时，不存在贾敏效应给启动压力提供贡献；而当存在分散的油滴时，存在的贾敏效应也不能阻止水相的启动，而水相的流动是能带动其他不在喉道处的油滴的。因此，能够给两相启动压力提供贡献的主要是第一类和第二类毛管力。3．2低渗透油藏油水两相启动压力实验研究两相启动压力的测定实验采用稳定法，稳定法的具体操作是固定油水体积比、多次改变总流量的方法驱替岩心，实验的目的是为了研究不同油水饱和度下两相渗流启动压力的变化规律，当每一次的流量、压力稳定后，记录压力和流量，测定岩心中的含水饱和度(本文用称重法)，可以得到某一个饱和度下的油水总的流量压差曲线。把流量压差曲线经拟合并延长至与压力轴相交，则交点所代表的压力值即为该饱和度下的两相启动压力。改变油、水的比例，重复以上步骤，就可以测得不同含水饱和度下，油水两相渗流启动压力，观察启动压力值随含水饱和度的变化规律。37 第三章低渗透油藏油水两相渗流启动压力研究3．2．1实验条件(1)岩心：胜利油田某油区低渗天然岩心；(2)实验用油：为了便于和束缚水下单相渗流启动压力对比，按胜利油田某地层天然原油与煤油体积比为1：4，时粘度为2mPa．s．(3)实验用水：为18000ppm标准盐水，50℃是粘度为0．61mPa．so(4)实验温度：50℃。(5)实验器材：两台高精度微流量恒速泵(最小流量为O．001ml／min)，电脑控制高精度压力传感器(精度5％)。3．2．2实验步骤：(1)将岩心烘干后称干重，岩心抽空饱和地层水，称湿重，确定各岩心的孔隙体积；(2)饱和水的岩心放入岩心夹持器中，加围压1．5MPa，50℃下恒温2小时以上；用模拟油以0．02ml／min的排量驱替，直至达到束缚水饱和度，记录排出水量(开始用小排量驱替，不出水后可以加大排量，直至束缚水饱和度与地层条件相近)。累计注入油量约为15倍岩心孔隙体积。注意：始终保持环压比注入压力高1MPa。(3)用模拟油以不同的微流量速率驱替岩心，测定束缚水下油相的流量压差曲线，并回归出束缚水下油相启动压力。(4)采取保持油水的比例不变、改变总流量的方法以油水两相同时驱替岩心，实验过程中始终保持围压比进口压力高1．5MPa，每一个流量下待压力、流量稳定后记录岩心两端的压力差以及油、水的流量，测定4次不同总流量下的流量压差值后，绘制出在此油水比例下的流量压差曲线，并回归出启动压力值。关闭岩心上、下游开关，卸环压，取出岩心称重，计算含水饱和度。(5)改变油水的比例，重复步骤(4)，就可以得出不同饱和度下，油水两相渗流的启动压力值。图3-1为稳定法两相启动压力实验流程。 中国石油大学(华东)硕士学位论文图3-1稳定法油水两相启动压力实验流程图油水分离器Fi93—1Equipmentfordeteminingtwo-phasethresholdpressureofwater-oilbysteadystatemethod3．2．3实验结果及分析(1)实验结果表3-1实验岩心基础数据表Table3-1Thebasedateofcores气测总体积孔隙体称重法实验模拟油地层水岩心号测孔隙温度粘度密度粘度密度K00‘3Wn2)(cm3)积(cmD度℃mPa．Sg／mlmPa．Sg／ml83．3-20．55622．1685．1610．2335020．84O．6l1．00983．5．121．76224．8484．1230．166502O．84O．611．00983．5．72．30224．1022．9990．124502O．84O．611．00989．3．114．12326．3603．7770．1435020．84O．611．00983-4．57．39621．8543．6610．168502O．840．611．009以下以岩心89．3．1l实验数据为例，对两相启动压力的实验求取过程作一详细的阐述。表3-2岩心89-3-11在不同油水驱替比侈i下的实验结果Table3．2Theresultsofoilandwaterflowingthroughcore89．3-11withdifferentvelocity油水驱替速率实验温水粘油粘油流速水流速总流速进口压含水饱和回归启动压度ml／minm1／minml／,,,in力度力MPa比50O．6l20．oolO．0010．0020．0272500．6120．0050．010．07021：l0．5521O．009950O．6l20．01O．0l0．02O．13150O．612O．020．020．04O．17939 第三章低渗透油藏油水两相渗流启动压力研究表3．2岩心89-3．11在不同油水驱替比例下的实验结果(续)Table3··2Theresultsofoilandwaterflowingthroughcore89-3··11withdifferentvelocity油水驱实验温水粘油粘油流速水流速总流速进口压含水饱和回归启动压替速率比度ml／min力度力MPa50O．6l20．001O．01O．0110．066550O．6120．0lO．10．1l0．572l：100．64140．008250O．6l2O．02O．2O．221．06350O．6l20．040．40．441．85350O．6120．0010．02O．0210．093550O．6l2O．010．2O．2l0．782l：200．68420．007650O．6120．020．40．421．375500．6l20．04O．8O．842．Oll50O．610．001O．013650O．610．0050．0303纯水驱0．74110．0068500．61O．010．056250O．61O．020．020．0861根据以上实验结果，结合2mPa．S模拟油在50℃下单相驱替含束缚水岩心所得的启动压力，汇总得出如下曲线：00．0050．010．0150．020．025流量(cm3／s)图3—2油水驱替速率比为l：1时的流量一压差曲线Fi93-2VelocityVS．pressuregradientatratioofoHtowateris1：1262840．1lO0C●■●O0O^签篙v裥龃Ⅱ毋街 中国石油大学(华东)硕士学位论文2，、1．6∞乱至、，1．2jIIl3营o．8丑捌0．400．1O．20．30．40．5流量(cm3is)图3_3油水驱替速率比为l：10时的流量一压差曲线Fi93-3VelocityVS．pressuregradientatratioofoiltowateris1：102．5，、2∞a-邑1．5制兽1丑|封0．500．20．40．60．81流量(cm3／s)图3-4油水驱替速率比为1：20时的流量一压差曲线Fi93-4Velocityw．pressuregradientatratioofoiltowateris1：20O．1，、O．08∞a一量。O．06j|115軎0．04L上羽稍0．020O0．0050．010．0150．020．025流量(cm3／s)图3—5残余油下纯水驱时的流量一压差曲线Fig．3-5VelocityVs．pressuregradientatirreducibleoil41 第三章低渗透油藏油水两相渗流启动压力研究以上各图中每条曲线经回归后，所得的二次函数的常数项值及为该饱和度下油水两相渗流启动压力，我们将饱和度值同启动压力值汇总，结合上章实验所测定的岩心89-3-11在束缚水下油相启动压力，整理后如图3-6：信o＼时A弓倒爨R幽稃但0．003．00250．002．00150．001．000500．20．4O．60．81含水饱和度图3-6两相启动压力梯度随含水饱和度变化趋势Fi93-6Thetwo-phasethresholdpressuregradientVS．watersaturation&将五块岩心的两相启动压力实验结果汇总，如下表所示：表3-3两相启动压力实验结果汇总表Table3-3TheexperimentalsummarizingresultTableoftwo。‘phasethresholdpressure束缚水残余油下气测K(毫实验结果＼下油驱1：11：101：20水驱岩心号达西)含水饱和度0．46710．54780．63050．66530．701183．3．20．556启动压力梯度0．010700．008410．007090．005980．00465(Mpa／cm)含水饱和度0．45750．52240．5929O．66060．721783．5．121．762启动压力梯度0．008870．006240．005080．004320．00356(Mpa／cm)含水饱和度0．45010．53170．61820．67380．735283．5-72．302启动压力梯度0．0063lO．004“0．003950．003240．00230(Mpa／cm)含水饱和度O．444l0．55210．64140．68420．741189．3．114．1229启动压力梯度0．002230．001840．001530．001420．00132(Mpa／cm)含水饱和度0．43510．50370．62010．67110．750283-4．57．396启动压力梯度0．001530．001370．001190．001080．O0092(Mpa／cm)42 中国石油大学(华东)硕士学位论文分别在直角坐标系中做出五块岩心两相启动压力随饱和度的变化曲线，并加以拟合，得到两相启动压力随饱和度变化的函数关系式，如下图所示g名o＼帕△邑恻墨R甚臀理翼窿0．0120．0100．0080．0060．0040．0020．000OO．60．8l含水饱和度图3-7不同渗透率岩心两相启动压力梯度随含水饱和度变化曲线图Fi93—7Theshapeoftwo—phasethresholdpressuregradientVS．s-rofdifferentcores(2)实验结果分析：从以上实验数据和曲线所反映的规律可以看出，水驱油两相渗流启动压力有如下特点：①油水两相共同参与渗流时，在同一个饱和度下，油相和水相的启动压力值是相同的。这是因为在两相共渗的含水饱和度区间内，当压力梯度升高到一定值后，其中一相的流动必然影响和带动另一相的流动。这一点从油相和水相的流量压差曲线能回归到压差轴上的同一点上也能得到证实。②两相渗流启动压力在两相渗流区间内是随饱和度的增大而逐渐减小的，并呈现出较好的线性关系，在束缚水饱和度处启动压力值达到最大，在残余油饱和度处启动压力值为最小。这说明当渗透率一定时，粘度相对于毛管力来说是影响两相启动压力的主要因素。油相因为粘度大，含有较多的胶质、沥青质等极性物质的原因，产生的边界层厚度要远大于水相。因此，油相对两相启动压力的贡献值也将远大于水相。含水饱和度增加的过程，同时也是油相饱和度逐渐减小的过程，那么，主要由油相贡献的两相启动压力也将逐渐减小。③在相同含水饱和度时，渗透率越低的岩心，两相启动压力越大。这一点和单相启动压力与渗透率之间的规律一致。43 第三章低渗透油藏油水两相渗流启动压力研究④渗透率越低的岩心，两相启动压力随饱和度增大而下降的趋势越明显。在本文第二章图2—22所示的图版中，在流体粘度一定时，束缚水下油相启动压力随渗透率增加而下降的趋势是明显大于水相的。因此，对于两块不同渗透率的岩心，渗透率高的岩心在油相单相渗流时产生的启动压力与水相单相渗流时产生的启动压力的差值是小于渗透率低的岩心的。在这一认识的基础上，我们考察两相启动压力随饱和度变化的曲线端点，高渗透率岩心在束缚水下油相的启动压力与残余油下水相启动压力的差值也是一定小于低渗透率岩心的。因此，低渗透率岩心的两相启动压力随饱和度增大而下降的趋势要大于高渗透率岩心是显而易见的了。3．3两相渗流启动压力的描述方法从以上实验所测的结果可得知，两相渗流启动压力梯度与含水饱和度呈很好的线性关系，可以用以下函数关系式描述两相启动压力梯度一含水饱和度之间的关系：G=a×S。+b(S弧