2017, Vol. 39
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2. 中国石油大学 (华东) 地球科学与技术学院, 山东 青岛 266580
2. School of Geosciences, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266580, China
稠油的黏度大，在油层中的流动阻力大，国内稠油油藏一般采用热力开采的开发方式[1-3]。稠油热采开发时，注入的热流体会使油藏温度发生变化，从而降低原油黏度[4]，使储层岩石和流体性质发生改变，最终影响稠油油藏流体渗流的规律[5]。国内外许多专家、学者在这方面进行了实验研究[6-10]，部分学者认为，随着温度的升高，油相和水相相对渗透率都显著增大，也有部分学者认为，温度对相对渗透率的影响较小[11]。但是这些实验研究的实验温度在200 ℃以下，没有达到目前热采稠油油藏的最高温度（井下温度可达到300 ℃），不能完整地认识热采稠油油藏不同温度带的油水渗流特征。
本文在不同温度（100~280 ℃）条件下，进行了稠油/热水相对渗透率实验，研究了温度对相对渗透率曲线各个特征点的影响规律，并从微观角度对其规律进行了机理分析。不同温度下的稠油/热水相对渗透率变化规律，明确了热采稠油油藏不同温度带的油水渗流特征，将提高同一区块不同开发阶段和不同温度带的数值模拟历史拟合精度，也是指导下一步开发方案调整的基础[12]。
1 稠油热水驱实验 1.1 实验装置和材料（1）实验装置
实验装置为自主研发的稠油高温相对渗透率实验装置[7]，如图 1所示，主要由驱替动力系统、压力控制系统、温度控制系统、出口回压控制系统和数据采集系统组成[13-14]。
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| 图1 稠油高温相对渗透率实验流程示意图 Fig. 1 Experimental flow diagram on heavy oil relative permeability under high temperature |
（2）实验材料
实验用填砂管：采用不同目数的石英砂制成[15]，共5支，物性参数见表 1。实验用水：模拟地层水，矿化度为4 261 mg/L。实验用油：西部某井的原油。凝固点为33.1 ℃；含硫0.45%，含蜡3.13%，属于特超稠油。经脱水及过滤处理后，测定黏温曲线如图 2所示。
| 表1 填砂管模型物性参数表 Table 1 Physical parameter of unconsolidated sand model |
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| 图2 原油黏度与实验温度关系曲线 Fig. 2 Curve of relation between crude oil viscosity and experimental temperature |
稠油/热水相对渗透率曲线的测定采用非稳态驱替法，并采用最优化历史拟合法进行相对渗透率计算[16]，具体见《中华人民共和国天然气行业标准SY/T6315-2006》[17]。实验步骤如下：
（1）干样称重，将填砂管抽真空2 h，饱和模拟地层水，采用体积法计算孔隙体积和孔隙度（ϕ)。
（2）建立模型压力并升温至实验温度。设定恒温箱温度为实验温度。根据实验温度设定出口回压，并高于该温度下水的饱和压力0.5 MPa。
（3）不同实验温度下，建立束缚水并测定油相渗透率。将填砂管模型分别在100，150，200，250，280 ℃下饱和稠油建立束缚水饱和度 ($S_{{\rm{wi}}}$)，并测定相应温度下的油相渗透率 ($K_o({S_{{\rm{wi}}}})$)。
（4）恒速法热水驱油。设定驱替速度为0.3 mL/min。分别在100，150，200，250，280 ℃条件下进行热水驱，记录时间、产油量、产液量、进出口压力、压差等实验数据。当含水率达到99.9%以上且压差稳定后测定残余油条件下的水相渗透率（$K_{\rm{w}}\left ({{S_{{\rm{or}}}}} \right)$），实验结束。
2 实验结果及分析 2.1 温度对束缚水饱和度的影响如图 3所示，束缚水饱和度随温度升高呈现先增大后减小的趋势。100 ℃时，原油黏度高，油水黏度比很大，高黏度的原油活塞式驱替低黏度的水，使得束缚水饱和度较低。随着温度升高，油水黏度比降低且降低的幅度逐渐减小，导致束缚水饱和度增大但增大的幅度减小。当实验温度高于200 ℃后，束缚水饱和度明显减小。280 ℃时的束缚水饱和度小于100 ℃的束缚水饱和度。主要原因是温度越高，岩石颗粒向孔道空间膨胀越强，模型中的水体积膨胀越大[18]。实验温度达到250 ℃时，模型中水的膨胀压力明显高于该温度下水的饱和压力，使模型中的水从模型中膨胀出来。实验证明：较低温度时，温度主要通过改变油水黏度比影响束缚水饱和度。随着温度升高，高温引起体积膨胀对束缚水饱和度的影响逐渐占主导地位。温度通过改变黏度比和体积膨胀作用影响束缚水饱和度。
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| 图3 $S_{{\rm{wi}}}$与实验温度关系曲线 Fig. 3 Curve of relation between $S_{{\rm{wi}}}$ and experimental temperature |
从图 4看出，束缚水条件下油相渗透率随温度的升高逐渐减小。分析认为：温度低于200 ℃时，由于束缚水饱和度随温度升高而增大，使得岩芯中油相的渗流面积减小，以及岩石受热引起岩芯空隙减小，油相渗透率大幅度减小。温度高于200 ℃后，虽然束缚水饱和度减小，但是岩石受热对降低岩芯绝对渗透率作用明显，导致油相渗透率继续减小。结果表明：温度越高，高温引起的热感应应力对油相渗透率的影响越明显[6]，而束缚水饱和度对油相渗透率的影响是有限的[19]。
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| 图4 $K_{\rm{o}}\left ({{S_{{\rm{wi}}}}} \right)$与实验温度关系曲线 Fig. 4 Curve of relation between $K_{\rm{o}}\left ({{S_{{\rm{wi}}}}} \right)$ and experimental temperature |
从图 5的变化曲线看，温度越高，残余油饱和度越低，但降低的幅度减小[20]。其原因是：温度升高，油水黏度比呈幂函数大幅度降低。黏性指进得以改善。热水驱的波及面积增大，更多的原油被驱替出来[21]。在高倍显微镜下观察产出液中油水的形态（如图 6）：100 ℃热水驱产出液中，稠油以连续的絮状形态为主；200 ℃热水驱的产出液中，有部分稠油成油珠分散在水中；250 ℃以上热水驱的产出液中，形成大量的水包油和油包水的乳状液。说明温度越高，油水的乳化作用越明显，洗油效果越好。实验证明：降低油水黏度比和油水乳化作用是温度降低残余油饱和度的主要作用机理。
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| 图6 不同温度下热水驱产出液中油水形态 Fig. 6 Oil and water forms in hot water flooding output liquid under various temperatures |
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| 图5 $S_{{\rm{or}}}$与实验温度关系曲线 Fig. 5 Curve of relation between $S_{{\rm{or}}}$ and experimental temperature |
从图 7可以看出，残余油条件下水相渗透率随温度升高而不断增大。随着温度升高，黏性指进减少，残余油减少，水相渗流面积增大，残余油条件下的水相渗透率增大。以相应温度的$K_o\left ({{S_{{\rm{wi}}}}} \right)$为基准渗透率，计算得到不同温度的残余油条件下水相相对渗透率端点值$K_{{\rm{rw}}}\left ({{S_{{\rm{or}}}}} \right)$，如图 7所示。
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| 图7 $K_{\rm{w}}\left ({{S_{{\rm{or}}}}} \right)$和$K_{{\rm{rw}}}\left ({{S_{{\rm{or}}}}} \right)$与实验温度关系曲线 Fig. 7 Curves of relation between experimental temperature and $K_{\rm{w}}\left ({{S_{{\rm{or}}}}} \right)$、$K_{{\rm{rw}}}\left ({{S_{{\rm{or}}}}} \right)$ |
和常规稀油相渗相比[22]，不同温度的残余油条件下的水相相对渗透率端点值较低（$K_{{\rm{rw}}}\left ({{S_{{\rm{or}}}}} \right) < 0.3$）。主要原因是：低温热水驱的黏性指进发展严重，残余油饱和度较高，水相的渗流面积小，导致$K_{{\rm{rw}}}\left ({{S_{{\rm{or}}}}} \right)$很低。随着温度升高，残余油饱和度降低，水湿性增强，$K_{{\rm{rw}}}\left ({{S_{{\rm{or}}}}} \right)$增大。但是高温降低了岩芯的油测渗透率，造成高温时的$K_{{\rm{rw}}}\left ({{S_{{\rm{or}}}}} \right)$仍然较低。
2.5 温度对稠油热水相对渗透率曲线形态的影响从曲线形态看（图 8），温度升高，油相相对渗透率曲线下降变缓，水相相对渗透率曲线向上移，两相渗流区域变宽，油水等渗点对应的含水饱和度变化不大，等渗点对应的渗透率大幅上升。水相相对渗透率和油相相对渗透随温度升高而增大。
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| 图8 不同温度的稠油热水相对渗透率曲线 Fig. 8 Relative permeability curve on heavy oil and hot water under different temperatures |
（1）束缚水饱和度随温度的变化和常规认识不同。束缚水饱和度随温度升高，呈现先增大后减小的趋势。受束缚水饱和度和岩石颗粒受热膨胀的影响，束缚水条件下的油相渗透率随温度的升高而不断降低。
（2）残余油饱和度随温度的升高而降低，其主要作用机理是降低油水黏度比和油水乳化作用。残余油条件下的水相渗透率随温度升高不断增大，但是受黏性指进和模型受热渗透率降低的影响，残余油条件下水相渗透率端点值都很低。
（3）稠油/热水相对渗透率曲线随温度升高有以下变化规律：①油相相对渗透率曲线下降变缓，水相相对渗透率曲线向上移；②两相渗流区变宽，油水等渗点对应的含水饱和度变化不大，等渗点对应的渗透率大幅上升。
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