水敏性低渗透储层油水两相渗透率JBN计算方法的改进

马时刚：水敏性低渗透储层油水两相渗透率Ｊ　Ｂ　Ｎ计算方法的改进　Ｓ　ｓ　Ｎ０Ｐ　式中Ｓ　——岩石平均含水饱和度。　５１　就可计算水敏性低渗透岩石的相渗曲线。若水驱油过程　中岩石渗透率保持不变，即　一＝１，则成为常规的ＪＢＮ　ｉ　忽略重力和毛细管力的分流量方程为：　方法　。　，＝　＋！　常规ＪＢＮ解释方法的校正处理步骤为：　惫　（１）确定岩样的初始渗透率　，计算系统达到残　余油状态后不同时间的水相相对渗透　（　。　）；　（２）根据上述确定的岩石初始渗透率、残余油状　态下不同时间的渗透率，选择渗透率随时间变化关系；　（３）将ＪＢＮ方法中的相对注入能力　乘以　获得校正后的相对注入能力　；　式中　。——油相黏度；　＿７Ｋ相黏度；　Ｋ　——水相相对渗透率；　Ｋ　。——，即　油相相对渗透率　水驱油过程中，任一时刻岩石的注入压差为：　＝（４）若计算的含水率一采出程度关系与实验测定　的含水率一采出程度关系不相一致，则调节比值，重　去　㈩　新计算样品渗透率，校正新的相对注入能力，直到一　致为止。　式中Ｌ——实验岩心长度；　——岩石渗透率；　油率。　３　实例应用　利用Ｋ油田的岩心样品作水驱油实验（表１），样　将积分变量　换为含水饱和度后，式（７）变为：　＝　品１水驱油试验开始后，注入压力一直异常升高变化，　。　样品束缚水状态下油相初始渗透率为７．３３ｍＤ，水驱油　结束时渗透率下降到１．９ｍＤ，系统渗透率下降幅度为　７４．０８％。采用常规ＪＢＮ方法计算出的水相相对渗透率　对式（８）进行微分得油相相对渗透率：　ｄ—ｌ＿　：　曲线在含水饱和度较高时出现了“下掉”现象，应用　。　改进的ＪＢＮ方法对实验资料重新解释，获得了形态正　（９）　常的低渗透岩石油水相渗曲线（图１至图３）。　样品２在水驱油过程中，注入压差初期属于正常　式中　——相对注人能力。　‘ｒ—，一ｉｗ／Ａｐ　ＡＫ　下降变化，当试验达到６００ｓ后，注入压差开始出现　表１　低渗透砂岩样品水驱油试验参数表　（１０）　样品试验参数　孔隙度（％）　样品１　１４．６　样品２　ｌ１．３　Ｌ　水相相对渗透率：　Ｋ，ｏ　ｐ　ｗｆｗ　￣　。渗透率（ｍＤ）　２３．６　２．７８６　１．０７８　ＮａＨＣ０　５．８９　３．７７６　Ｏ．９８６７　ＮａＨＣＯ　，（１１）　原油黏度（ｍＰａ・Ｓ）　注入水黏度（ｍＰａ・ｓ）　２常规ＪＢＮ解释方法的改进　在水敏性低渗透岩石的水驱油实验中，由于受到　黏土膨胀、颗粒运移等水敏的影响，岩石的孔隙半径缩　小、渗透率降低，相对注入能力随渗透率下降而降低，　故需通过确定渗透率的变化对相对注入能力进行校正。　注入水水型　矿化度（ｍｇ／Ｌ）　１５０ｏｏ　１６６７９．５２　束缚水饱和度（％）　束缚水状态油相渗透率（ＩｎＤ）　残余油状态水相渗透率（ＩｎＤ）　残余油饱和度（％）　注入速度（ｃｍ３／ｍｉｎ）　３０－２　７－３３　０．３５６　３２．３　１．Ｏ　３６．９　１－３１　０．３４２　２１．９　１．０　在常规ＪＢＮ方法中，相对注入能力乘以渗透率下降的校　正系数（即　，　为实验测定的相对注入能力），　２０１４年第３期・石油科技论坛２５　一　２　５　２　０　一　１　５　、厂媸　１　Ｏ　Ｏ　５　０　Ｏ　２　０　◆　●◆◆●　◆　Ａ　＿　Ｊ　１　５　ｌ　Ｏ　０　５　Ｏ　０　▲　试验值　△　幂函数校正值　．．：　△△Ａ　ＡＡ　．　．　ｌ＋阶段驱油量　ｌ◆累计驱油量　ｌ△注入压差　＜　划　蠢　▲　　。Ａ△△△　Ａ　Ａ　Ａ　厶　■▲▲▲　▲▲▲　－　▲　ｈ　—　—　０　１０００　２ｏｏ０　３０００　４０００　５０００　６０００　驱替时间（ｓ）　驱替时间（ｓ）　图１　样品１水驱油试验驱油动态　１・Ｏ　图２　样品１相对注入能力校正图　２．０　●　’　－　●　●　Ｏ・８　０・　一Ｂｄ窆一　，　Ｏ・４　ｌ　ｉ＋改进的ＪＢＮ计算值　｜　Ｉ◆ＪＢＮ方法计算值　｜　、厂　▲．◆　●●◆●　●　●◆　一　１．５　◆’　岂　、－，　◆　△　‘。△　△　１．０　Ｏ・２　１　’◆●●　．—　幽　＜　划　丛Ａ　丛△△　—　阶段驱油量　・累计驱油量　△注入压差　一１　０　０．０　Ｏ　０．０　８　Ｏ　６　０．２　Ｏ　４　Ｏ　０　０．４　２　０．Ｏ　６　０．８　１．Ｏ　Ｏ．Ｏ　龟．．　．　．／夸一　驱替时间（ｓ）　图３样品１油水相渗曲线校正图　图４样品２水驱油试验驱油动态　１・０　０・８　Ｉ＋　的ＴＲＮ计筲信ｌ　＼　竺：　丛△△▲　厶　Ａ△　△　厶　△　一＜　霞　ｆ．ｒ０＝　Ｔ　腊　Ｉ　▲　▲　▲▲　▲　，　Ｉ　・　篡　一『　０．６　ｏ＿４　ｊ　’　．　ｌ－。Ｉ　Ｊｒ　幂函数校正值ｌｌ　０　１０００　２０００　３０００　４ｏ０Ｏ　５００Ｏ　６Ｏ０ｏ　０－２　０．Ｏ　０．０　０．２　０．４　Ｗ　０．６　０．８　１．Ｏ　驱替时间（ｓ）　图５样品２相对注入能力校正图　一Ｂｄ　一　、Ｙ，划　图６　样品２油水相渗曲线校正图　明显上升的反常变化，表明系统水敏效应已经上升　为主要因素。样品束缚水条件下油相初始渗透率为　１．３１ｍＤ，水驱油结束时渗透率下降为１．０ｍＤ，系统渗透　的异常现象。　（２）利用水敏性低渗透砂岩水驱油过程中渗透率　随时间的变化关系，对相对注入能力进行校正，改进　率下降了２３．６６％，下降幅度相对较小，ＪＢＮ方法改进　前后计算的油水相渗曲线差异较小（图４至图６）。　了常规的ＪＢＮ方法，消除了相渗曲线异常的现象，为　正确计算水敏性低渗透砂岩油水相渗曲线提供了依据。　４结论　（１）水敏性低渗透岩石水驱油过程中，岩石系统　渗透率受到颗粒的运移堵塞而下降，采用常规ＪＢＮ方　【参考文献】　【１］Ｊｏｈｎｓｏｎ　Ｅ　Ｆ，Ｂｏｓｓｌｅｒ　Ｄ　Ｐ，Ｎａｕｍａｎｎ　Ｖ　０．Ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｒｅｌａｔｉｖｅ　Ｐｅｒｍｅａｂｉｈｔｙ　ｆｒｏｍ　Ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ　Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓ．　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎ，ＡＩＭＥ，１９５９：２１６—３７０．　法计算的油水相渗曲线会出现“台阶”型或“下掉”型　２６石油科技论坛・２０１　４年第３期　马时刚：水敏性低渗透储层油水两相渗透率Ｊ　Ｂ　Ｎ计算方法的改进　［２】葛家理．油气层渗流力学【Ｍ】．北京：石油工业出版社，　渗流特征卟石油学报，２００４，２５（２）：５９—６４．　１９８２．　【５】邓英尔，刘慈群，庞宏伟．考虑多因素的低渗透岩石相　【３】黄延章．低渗透油层渗流机理【Ｍ】．北京：石油工业出版　对渗透率　新疆石油地质，２００３，２４（２）：１５２—１５４．　社，１９９８．　［６］孟继刚．低渗透油藏早期调控方法研究及应用ＩＤ１．南　【４］朱玉双，曲志浩，蔺方晓，等．油层受水敏伤害时水驱油　充：西南石油学院，２００５．　（收稿日期：２０１４—０２—１９）　Ｉｍｐｒｏｖｅ　ＪＢＮ　Ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ　Ｍｅｔｈｏｄ　ｏｆ　Ｏｉｌ　ａｎｄ　Ｗａｔｅｒ　Ｔｗｏ－ｐｈａｓｅ　Ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ　ｏｆ　Ｗａｔｅｒ　Ｓｅｎｓｉｔｉｖｅ　Ｌｏｗ．ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ　Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　Ｍａ　Ｓｈｉｇａｎｇ　（Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ａｎｄ　Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ　Ｄｅｐａｒｔｍｅｎｔ　ｏｆ　ＣＮＯＯＣ　Ｌｔｄ．）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｗｈｅｎ　ｔｈｅ　ｗａｔｅｒ　ｓｅｎｓｉｔｉｖｅ　ｌｏｗ．ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｃｏｍｅｓ　ｕｎｄｅｒ　ｈｔｅ　ｗａｔｅｒ—ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｐｒｏｃｅｓｓ．ａｂｎｏｒｍａｌ　ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ｍａｙ　ａｐｐｅａｒ　ｏｗｉｎｇ　ｔｏ　ｗａｔｅｒ　ｓｅｎｓｉｔｉｖｅ　ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ，ｓｕｃｈ　ａｓ　ｅｘｐａｎｓｉｏｎ　ｏｆ　ｃｌａｙ，ｍｉｇｒａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｐａｒｔｉｃｌｅｓ　ａｎｄ　ｐｌｕｇｇｉｎｇ．　Ｔｈｅｒｅｆｏｒｅ，ａｄｏｐｔｉｏｎ　ｏｆ　ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ　ＪＢＮ　ｍｅｔｈｏｄ　ｔｏ　ｃａｌｃｕｌａｔｅ　ｏｉｌ　ａｎｄ　ｗａｔｅｒ　ｔｗｏ—ｐｈａｓｅ　ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ　ｍａｙ　ｌｅａｄ　ｔｏ　ａｂｎｏｒｍａｌ　ｐｈａｓｅ　ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ　ｃｕｒｖｅ．Ｏｎ　ｔｈｅ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ　ｔｈａｔ　ｗａｔｅｒ－ｓｅｎｓｉｔｉｖｅ　ｉｎｆｌｕｅｎｃｅ　ｉｓ　ｔａｋｅｎ　ｉｎｔｏ　ａｃｃｏｕｎｔ　ｉｎ　ｈｔｅ　ｗａｔｅｒ－ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｐｒｏｃｅｓｓ　ｏｆ　ｗａｔｅｒ．　ｓｅｎｓｉｔｉｖｅ　ｌｏｗ—ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ，ｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔ　ｉｓ　ｍａｄｅ　ｏｎ　ｈｔｅ　ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ　ＪＢＮ　ｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎ　ｍｅｔｈｏｄ　ｔｏ　ｍｅｅｔ　ｈｔｅ　ｄｅｍａｎｄ　ｆｏｒ　ｃｏｒｒｅｃｔ　ｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｏｉｌ　ａｎｄ　ｇａｓ　ｗａｔｅｒ　ｔｗｏ．ｐｈａｓｅ　ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ　ｏｆ　ｗａｔｅｒ－ｓｅｎｓｉｔｉｖｅ　ｌｏｗ．ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｙｔ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ａｃｔｕａｌ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　ｃｏｎｆｉｒｍｓ　ｃｏｒｒｅｃｔｎｅｓｓ　ａｎｄ　ｆｅａｓｉｂｉｌｉｔｙ　ｏｆ　ｈｔｅ　ｉｍｐｒｏｖｅｄ　ｍｅｔｈｏｄ．　ＫｅＹ　ｗｏｒｄｓ：ｌｏｗ．ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｙｔ　ｒｏｃｋ．ｐｈａｓｅ—ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ　ｃｕｒｖｅ．ＪＢＮ　ｍｅｔｈｏｄ　（上接第１９页）　【５］Ｒｅｂａｋａ．Ｕｓｅ　ｏｆＬｉｇｎｉｎ／Ａｍｉｎｅ／Ｓｕｒｆａｃｔａｍ　Ｂｌｅｎｄｓ　ｉｎ　Ｅｎｈａｎｃｅｄ　研究ＵＪ．应￣４ｋ：＿ｒ－，２０１０，３９（９）：１２８９—１２９２．　Ｏｉｌ　Ｒｅｃｏｖｅｒｙ．ＵＳ”５１　１４５９９，１９９０．　【８】吕伟峰，冷振鹏，张祖波，等．应用ＣＴ扫描技术研究低　［６］Ｊｏｈａｎ￣ｏｂｈｎ．Ｅｍｕｌｓｉｏｎ—Ａ　Ｆｕｎｄａｍｅｎｔａｌ　ａｎｄ　Ｐｒａｃｔｉｃａｌ　渗透岩心水驱油机理卟油气地质与采收率，２０１３，２０（２）：　ＡｐｐｒｏａｃｈＵ］．Ｍａｔｈｅｍａｔｉｃａｌ　ａｎｄ　Ｐｈｙｓｉｃａｌ　Ｓｃｉｅｎｃｅｓ，１９９２，６３：　８７－９０．　２９５－３１２．　［９］潘少伟，梁鸿军，李良，等．微观剩余油仿真研究进展Ｕ］．　【７１胡敏，徐晓慧，王金本．两亲高分子的乳化与降粘性质　岩性油气藏，２０１３，２５（１）：１６—２０．　（收稿日期：２０１４—０３—２８）　Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ａｎｄ　Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｈｅａｖｙ　Ｏｉｌ　Ａｃｔｉｖａｔｉｎｇ　Ａｇｅｎｔ　Ｘｕ　Ｘｉａｏｈｕｉ　，Ｚｈａｎｇ　Ｊｉａｎ　，Ｙａｎｇ　Ｇｕａｎｇ　，Ｓｈｉ　Ｘｕｅｆｅｎｇ　，Ｗａｎｇ　Ｊｉｎｂｅｎ　（１．Ｃｈｅｍｉｃａｌ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｃｈｉｎａ’ｓ　Ａｃａｄｅｍｙ　ｏｆ　Ｓｃｉｅｎｃｅｓ；２．ＣＮＯＯＣ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｏ　ｍｅｅｔ　ｈｔｅ　ｄｅｍａｎｄ　ｆｏｒ　ｈｅａｖｙ　ｏｉｌ　ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ　ｉｎ　Ｂｏｈａｉ　Ｏｉｌｆｉｅｌｄ，Ｃｈｅｍｉｃａｌ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｃｈｉｎａ’ｓ　Ａｃａｄｅｍｙ　ｏｆ　Ｓｃｉｅｎｃｅｓ　ａｎｄ　ＣＮＯＯＣ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｊｏｉｎｔｌｙ　ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ　ｈｅａｖｙ　ｏｉｌ　ａｃｔｉｖａｔｉｎｇ　ａｇｅｎｔ（ＩＣＡＪ）．Ａｓ　ａ　ｓｉｎｇｌｅ　ｃｈｅｍｉｃａｌ　ａｇｅｎｔ，ＩＣＡＪ　ｉｓ　ｓｉｍｐｌｅ　ｉｎ　ｆｏｒｍｕｌａｔｉｏｎ　ｐｒｏｃｅｓｓ．ｃｏｎｖｅｎｉｅｎｔ　ｉｎ　ｕｓｅ　ｏｆ　ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ　ｆａｃｉｌｉｔｉｅｓ，ｅａｓｙ　ｏｆｒ　ｏｐｅｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ，ａｎｄ　ｃｏｓｔ．ｅｆｆｅｃｔｉｖｅ　ｉｎ　ｓｅｒｖｉｃｅ　ａｎｄ　ｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅ．Ｔｈｅ　ｔｅｓｔ　ｏｆｉｔｓ　ｏｉｌ　ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ　ａｂｉｌｉｙｔ　ｃｏｎｆｉｒｍｓ　ｈｔａｔ　ＩＣＡＪ　ｈａｓ　ａ　ｓｔｒｏｎｇ　ａｆｉｆｎｉｙｔ　ｏｆｈｅａｖｙ　ｏｉｌ　ａｎｄ　ｉｓ　ａｂｌｅ　ｔｏ　ｅｍｕｌｓｉｆｙ　ａｎｄ　ｄｉｓｐｅｒｓｅ　ｈｅａｖｙ　ｏｉｌ．Ｔｈｅ　ｃｏｒｅ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｓｈｏｗ　ｈｔａｔ　ＩＣＡＪ　ｃａｎ　ｅｎｌａｒｇｅ　ｓｗ印ｔ　ｖｏｌｕｍｅ　ａｎｄ　ｉｍｐｒｏｖｅ　ｏｉｌ—ｗａｓｈｉｎｇ　ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ．ｍｏｒｅ　ａｐｐｒｏｐｒｉａｔｅ　ｏｆｒ　ｈｅａｖｙ　ｏｉｌ　ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ．Ｔｈｅ　ｐｈｙｓｉｃａｌ　ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ　ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ　ｉｎｄｉｃａｔｅｓ　ｔｈａｔ　ｈｔｅ　ａｇｅｎｔ　ｃａｎ　ｒａｉｓｅ　Ｅ０Ｒ　ｂｙ　ａｂｏｕｔ　１５　ｐｅｒｃｅｎｔ　ａｓ　ｃｏｍｐａｒｅｄ　ｔｏ　ｗａｔｅｒ　ｌｆｏｏｄｉｎｇ．Ｉｔ　ｃａｎ　ｂｅ　ｐｕｔ　ｉｎｔｏ　ｗｉｄｅ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　ｉｎ　ｏｉｌｉｆｅｌｄｓ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：Ｂｏｈａｉ　Ｏｉｌｉｆｅｌｄ，ｈｅａｖｙ　ｏｉｌ　ａｃｔｉｖａｔｉｎｇ　ａｇｅｎｔ，ｏｉｌ　ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔ　ａｇｅｎｔ，ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ａｎｄ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　２０１　４年第３期・石油科技论坛２７