稠油蒸汽驱中温度对岩石润湿性的影响研究

【摘要】在油藏岩石中，润湿性是决定和控制油水微观分布的重要因素，是油藏评价的一个重要参数，它描述的是一种流体在另一种不相溶流体存在时对固体的相对吸引力，无论是油田开发动态计算、驱油机理研究还是提高采收率等研究，都必须掌握油层岩石的润湿性。而相对渗透率曲线是影响流体在岩石孔道内渗流多种因素的综合反映，它主要取决于岩石孔隙结构、岩石表面润湿性、流体的分布、饱和顺序、毛细管力等。油藏岩石润湿性在很大程度上决定了束缚水饱和度、终期驱油效率以及油水两相的流动能力，是油水相对渗透的主要影响因素，不同润湿性的相渗曲线有其特有的形态及特征值，目前国内外有许多种测定岩石表面润湿性的方法，如接触法、Amott法（自吸法）、离心机法、液滴实验法、染料吸附法、核磁松驰法等。但目前应用较多的评价方法主要有Amott法和相对渗透率曲线法。

【关键词】相对渗透率曲线法 润湿性

相对渗透率曲线法是实验室科研人员在大量实验的基础上提出的评定润湿性的方法。即用相对渗透率曲线特征值评定润湿性，用残余油饱和度下的水相渗透率与束缚水饱和度下油相渗透率的比值变化评定储层岩石润湿性，因此本文采用相渗曲线法来评定稠油油藏蒸汽驱过程中温度对储层岩石润湿性的影响。

1 主要研究内容

由于目前有关温度对润湿性影响的研究还不多，而相对渗透率法是实验室科研人员在大量实验基础上提出的评定润湿性又一重要方法。因此本文采用相对渗透率曲线特征值法来评定稠油油藏在蒸汽驱油过程中温度是否对油藏岩石的润湿性产生影响，具体采用非稳态恒压法测定油水相对渗透率，以蒸汽驱油机理为出发点，按照模拟条件的要求在油藏岩样上进行恒压蒸汽驱油实验，在岩样出口端记录油水两种流体的产量和岩样两端的压力差随时间的变化，利用岩样蒸汽驱油的实验资料，经数学方法处理，求得相对渗透率，绘制油水相对渗透率与含水饱和度的关系曲线，从而得出蒸汽驱油过程中合理的蒸汽温度，进而提高蒸汽驱油效果。

2 实验研究2.1 实验原理

以一维两相水驱油基本理论为出发点，描述稠油油藏的松散岩心在蒸汽驱油过程中水、油饱和度在多孔介质中的分布随距离和时间而变化的函数关系。按照模拟条件的要求，在油藏岩心模型上进行恒速度蒸汽驱油实验，在模型的出口端记录两相流体的产量和模型两端的压力差随时间的变化。用最优化历史拟合的数值模拟方法整理实验数据得到相对渗透率。绘制出油水相对渗透率与含水（液相）饱和度的关系曲线。

2.2 实验流程及装置图

2.3 蒸汽驱油实验步骤

（1）将填装模型接入驱替流程中，启泵将锅炉内压力提高，当压力升至5MPa以上后开始烧锅炉，直到温度和压力恒定时，切入模型，开始驱油。

（2）出油后开始记录时间并称出量筒的质量和每一个接完油后的总质量，并记录下该时刻的压力差、加热量，过热蒸汽温度以及饱和蒸汽温度。

2.4 数据处理

对于水湿砂岩石渗吸过程的油水相对渗透率，Prison提出的相关经验公式为：――分别是油相和水相的相对渗透率；

Sw―含水饱和度；

Swi―是束缚水饮和度；Sor―残余油饱和度；

2.5 评价标准（表1）2.6 实验结果与分析

从图2可以看出在温度相同渗透率不同的情况下，通过计算Kw（Sor）/Ko（Swe）比值表2，参照表1可以得出，在相同温度下，亲水岩石随渗透率的增大，相渗曲线右移，且变化明显，岩石润湿性由强亲水变为亲水。由此可以得出，相渗曲线形态的变化与岩石渗透率有着密切关系。因此研究温度对储层岩石润湿性的影响，前提必需保证岩石渗透率基本相同。

由图3可以看出在渗透率相同情况下，通过改变蒸汽驱温度，相对渗透率曲线发生变化，通过计算Kw（Sor）/Ko（Swe）比值表2，参照表1可以得出岩石润湿性随着温度的升高由亲水逐渐变为亲油。由此可以得出温度对储层岩石润湿性能够产生影响，亲水岩石随着蒸汽驱温度的升高，逐渐由亲水变为亲油。

（1）相渗曲线形态的变化决定岩石润湿性的变化。在汽驱温度相同情况下，渗透率越高，岩石润湿性变化越大。

（2）温度能够对储层岩石润湿性产生影响，在保证渗透率相同情况下，随着蒸汽温度的增加，岩石润湿性由亲水变为亲油。

（3）在蒸汽驱油过程中，当蒸汽温度达到临界温度时，岩石润湿性将发生改变，从而影响驱油效果。

作者简介

王滨，工程师，1971年出生，2006年毕业于大庆石油学院石油工程专业。