2009-7-29 16:48:05 bl
在非穩態法油水相對滲透率試驗過程中，經常會遇到油水相滲透曲線異常的現象，這些異常曲線形態各異，與岩心空氣滲透率大小和岩心的非均質性過程無明顯的關係，從表面上看似乎毫無規律。在試驗中這些異常曲線一般只佔一批測試樣品中相當少的一部分，但有時也會遇到整批樣品（同一口井同一層位的取樣）的油水相滲曲線表現出比較一致的異常特徵。這些異常現象長期以來一直困擾著試驗工作者，也給油田開發工作人員正確使用油水相滲資料帶來了很大的困難。
導致油水相滲曲線異常的原因極其複雜，在整個相對滲透率試驗過程中，從最初的巖樣鑽切前期處理到最後的試驗資料計算處理要經過十幾道工序，其中任何乙個環節或某幾個環節處理不當都可能引起相滲曲線異常，同時岩心及試驗流體自身的某些固有特性也可能導致相滲曲線異常，對於後一類因素引起的異常曲線在一定程度上反映出礦場開發的實際情況，我們稱之為「合理異常曲線」。但無論相滲曲線異常是否「合理」，在試驗討卸家×考跎僖斐ｇ叩牟ｒ韉秸庖壞悖紫缺匭肱逡斐ｇ叩鬧苯佑跋煲蛩兀緩蟛拍苡姓攵孕緣厝ソ餼鑫侍狻１疚墓檳沙雋思鋼殖＜囊斐ｏ嗌擼⒗檬的ｄ獾姆椒ㄑ芯苛說賈錄鋼忠斐ｇ叩目贍艿撓跋煲蛩亍ｎ餼魷嗌匝櫓械囊斐ｏ窒笞鞽鮃恢鐘幸嫻某⑹浴?典型的異常油水相對滲透率曲線形態我們知道，油水相對滲透率是岩石的空氣滲透率、孔隙結構、孔隙度、潤濕性、油水粘度比及上覆壓力等變數的函式，不同井不同層位，或同一口井同一層位的巖樣，其油水相對滲透率均會有所不同，甚至用同一塊巖樣進行兩次「同樣」的試驗，也很難得到兩條完全相同的油水相滲曲線，因為我們根本無法找到兩塊影響相對滲透率函式諸多變數完全相同的巖樣。
但無論這些曲線如何千差萬別，在正常情況下都具有圖1的基本形態，與這種形態有明顯差異的，我們就稱之為異常現象。目前，我們所遇到的比較有代表性的異常油水相滲曲線有五類：１、「ｓ」型曲線水相滲透率和油相滲透率均呈現「ｓ」形，這類曲線經常會表現為相關巖樣曲線的一致性異常。
２、「駝背」曲線曲線表現為在水驅替前期，油相滲透率下降緩慢，水相滲透率則快速上公升，驅替一段時間（一般在見水點附近）油相滲透率迅速下降，水相滲透率則上公升緩慢甚至呈下降趨勢。３、曲線末端點突變曲線主體形態正常，只是在最後一點（主要是水相）明顯明顯偏離主體曲線趨勢，突然變大或變小。４、曲線「低爬」在整個驅替過程中，油水兩相滲透率都很低，水相
滲透率呈微弱的上公升趨勢；束縛水狀態下的油相滲透率就很低，水驅後又迅速下降。此類異常現象一般常見於低滲巖樣試驗中。５、無曲線驅替過程中見水後再無油或極少有油產出，只能計算端點相對滲透率，沒有過程點，無法繪製相滲曲線。
當油水粘度比太低時極易出現這種情況。異常油水相對滲透率曲線絕大部分可以歸納到以上五種情況或同時具有其中某幾類曲線的異常特徵。此外，還有少數的油水共滲點嚴重偏離正常位置，油水同採區間過窄等異常現象，在此就不一一枚舉。
異常曲線的影響因素通過對試驗方法、計算方法以及大量有關的岩石物性和油水相對滲透率資料進行分析研究，我認為導致岩心相對滲透率曲線形態異常的因素主要有三個方面：１、試驗資料的計算處理存在一定的缺陷主要是計算過程中對邊界值的處理不太合理。非穩態法進行油水相滲透試驗所測得的試驗資料通常是採用ｊｂｎ方法進行處理，這裡所指的邊界條件有兩種情況：
一是從擬合的直線上取值計算油水相滲時初始值的確定（左邊界值），二是試驗終期油水相滲的確定（右邊界值）。２、測試條件不滿足（1）超出了試驗流程設計的測試範圍非穩態法油水相滲試驗流程沒有統一的組建標準，因此，每一套流程因其壓力源的穩壓範圍（或恆流範圍）、恆溫裝置的控溫精度、油水計量裝置的測量精度、夾持器死體積的大小等因素的不同而具有不同的測試範圍，超出此測試範圍就會使測試結果超出試驗允許誤差，測試條件也不能滿足試驗要求。（2）超出了達西定律的使用範圍一般認為達西定律比較適用於空氣滲透率在５×10-3μm2—１０×10-3μm2之間砂岩岩心油水相滲的測定，在低滲透特低滲油水相滲試驗中，油水滲流易表現出非牛頓滲流特徵。
（3）油水粘度比過低在水驅替過程中形成「活塞」驅替，得不到過程試驗點。一般認為非穩態法相滲試驗要求油水粘度比不低於４。３、岩石孔道阻塞外部侵入的微粒、內部分散脫落向粒、礦物沉澱、微小液珠等顆粒隨流體運移阻塞孔道，造成滲透率下降，產生的原因主要有：
鑽井取心岩心損害；前期處理不當，巖樣被汙染；試驗用油中存在微小砂粒或因氧化形成有機沉澱；水化膨脹；速度敏感；水鎖；注入水與地層水不配伍形成沉澱等等。每一型別的相滲曲線異常現象可能僅由某種單一的影響因素所致，也可能是幾種因素共同影響的結果，單從異常曲線的形態或相關資料分析很難確定直接原因。表１列出了幾類相滲透曲線異常現象產生的可能原因。
模擬計算正如前面所說，導致油水相滲曲線的原因是極其複雜的，而且許多影響因素在試驗過程中難以克服或難以控制模擬，所以很難用試驗的方法找出導致曲線異常的直接原因，應用數值模擬則可以很好地解決這一問題。在這裡重點針對水化膨脹、微粒運轉等因素對相滲曲線的影響進行**。數學模式仍然採用推演的ｊｂｎ方法，即在忽略重力和毛管壓力的條件下，油和水的相參滲透率
分別用下列公式計算：k roμofo2/[ak△p/（ql）-qid（ak△p/（ql））/]（１）k rwμwfw2/[ak△p/（ql）-qid（ak△p/（ql））/]（２）為了使問題間化，採用一種簡單的兩相流動管狀模型來描述孔隙堵塞變化情況，孔道阻塞只對毛管數的產生影響，在保持流量不變的情況下，驅替壓力與孔道阻塞程度成正比變化。按中等傷害程度情況（傷害率７０％）進行模擬。
岩心的傷害率可由式（１）計算：s=（kl-k*）/kl（３）又達西公式k=lqμ/a△p（４）根據假設，傷害前後流量保持不變，這樣（lqμ/a△p1-lqμ/a△p2）/ lqμ/a△p1=70%於是△p2 =△p1 /30%（5）其中ｓ－傷害率，ｋｌ－液相滲透率，ｋ*－岩心損害後的液相滲透率△p1—損害前驅替壓力，△p2—損害後驅替壓力式（３）表明，當岩心傷害率為７０％時，水驅替試驗的驅替壓力要上公升到原來的10／３倍。分析試驗過程，孔道阻塞大致分為四種情況：
１．測定基礎滲透率時巖樣喉道已阻塞；２．水驅替過程逐漸阻塞；３．水驅替中後期產生阻塞；４．只在測定基礎滲透率時發生「阻塞」一基礎滲透率測定值偏小。對以上四種情況分別進行模擬計算，得出四條異常的油水相滲曲線（見圖2－圖５）。例項以下試驗研究水敏對相滲曲線產生哪些影響.
所謂水敏是指與地層不配伍的外來流體進入地層後引起的粘土膨脹、分散運移，導致滲透率下降的現象。試驗選用cb油田砂岩岩心。從室內敏感性評價情況來看，ｃｂ油田儲層只有中等水敏，傷害率３５％－７０％，考慮到室內評價試驗是將岩心清洗成強親水，與岩石不配伍的注入水可與岩石表面充分接觸，而實際儲層岩石表面吸附有極性物質，部分岩石表面被油膜所包裹，所以儲層的實際水敏性程度可能更弱一些。
試驗用水分別採用與儲層岩石配伍的地層水和與儲層岩石不配伍的地表水。採用非穩態法進行油水相滲試驗，試驗資料採用ｊｂｎ方法進行處理。試驗結果見圖７。
圖中為正常曲線為發生水敏的油水相滲曲線。儘管儲層的水敏程度不是很強，但對油水滲流特徵仍有很不利的影響。用未作防膨處理的地表水作驅替用水進行相滲試驗，得到的相滲曲線產生了明顯的異常現象。
對比正常曲線可以看出，試驗過程中發生水化膨脹，滲流特徵主要有以下幾個方面的變化：1.油相相對滲透率下降很快，水相相對滲透率則上公升緩慢。
這一滲特徵岩心的水化膨脹過程主要發生在水驅過程前期。2.水相相對滲透率曲線出現嚴重的駝背現象；3.
油水等滲點左移，曲線形態上表現出一定的親油特性（並非岩石的實際潤濕性為親油）；4.油水同滲區間變窄；以上特點對開發生產極其不利，發生水敏後，儲層的油水滲流能力明顯降低，同時，採油很快進入高含水期。討論在這裡重點分別討論資料處理邊界值確立不當和岩石孔道阻塞兩因素所引起的相滲曲線異常現象。
１.試驗資料處理邊界值確立不當對
油水滲曲線的影響(1)左邊界值對油水相滲曲線的影響採用ｊｂｎ方法計算油水相滲首先對累計時間、累計產油量、累計產液量、驅替壓力等試驗資料進行處理，線形回歸求出直線方程lgφ=a1lg（φω）+b1（6）lgφ=a2lg（φγ）+b2（7）然後給出一系列的φ值，根據方程求出相應的φγ和ｙ值。所說的左邊界就是指初始值φ1。計算程度中確定初始φ值的通常作法是事先給定為６－８之間的某一值φ1（通常為１０），這樣作的結果有可能將實測點的油水滲流規律外延到見水點之前，從而導致曲線呈「ｓ」型。
合理的作法是將φ1定義為：φ1=v/vo1（8）(2)右邊界值對油水相滲曲線的影響右邊界值的確定習慣約定：連續測定出三個試驗點不出油則認為此時油相滲透率為０，水相滲透率則根據達西公式按單相流體滲流求取最後三點的平均值。
這裡存在兩個問題：其一，此時油相滲透率不可能為０，對於不同的岩心也不可能僅僅用驅替多少倍體積來保證試驗終期油相滲透率趨近於零，那麼以此為前提條件計算出的水相滲透率就存在一定的偏差；其二，根據體積流量試驗我們知道，有的岩心的單相流體滲流能力會隨驅替倍數的增加而發生較大的變化，在有油滴存在的情況下，這一現象將更為明顯，因此作為「孤點」計算出的邊界水相滲透率就可能偏離趨勢線。以上兩種因素所引起的異常曲線特徵是右端點突變。
根據以上缺陷和開發使用資料的實際需要，右邊界值確定為含水率９８％時的油水相對滲透率。２.利用模擬計算結果對異常曲線的影響因素作出初步的判斷測定基礎滲透率時巖樣喉道已阻塞主要有３方面的因素：
鑽井取心或鑽切樣過程中岩心被汙染；鑽井取心或鑽切樣過程發生水化膨脹；**中含有一定的固相顆粒或**脫氣後在試驗條件下存在析蠟現象，這些因素對相滲透試驗的影響具有一定的隱藏性，因為相滲曲線無明顯的異常特徵，只是油相相滲曲線略呈「ｓ」性（見圖2），但其油相有效滲透率特別低，一般不到空氣滲透率的１０％，若用空氣滲透率作為基礎滲透率，則異常現象十分突出，油水兩相滲透率曲線均低爬在座標橫軸上（見圖6）；水驅替中後期產生阻塞主要是水沖刷、水鎖等因素固液相顆粒堵塞喉道所引起，表現為油水兩相均產生一定的「駝背」現象（見圖4）；基礎滲透率測定值偏小主要是測定基礎滲透率時圍壓過高（遠高於水驅替壓力）或測定基礎滲透率時試驗溫度不恆定，使得試驗用油實際粘度偏高。異常現象突出地表現為油相相對滲透率曲線呈「ｓ」形，水相相對滲透率上公升較快，終點相相對滲透率過分偏高（見圖５）。要減少油水相滲曲線異常現象地產生，關鍵就在於找到引起異常的原因，根據以上辦法，再結合實際的相關資料（如岩心處理過程資訊、孔滲資料、試驗流體資料、敏感性評價試驗等），可以十分有效的找出引起異常的主要原因，從而油針對性地採取對策（見表１）。
結論１.採用jbn及其推演的方法處理油水相滲試
驗資料時,要確定合理的邊界值,否則將可能導致嚴重的異常曲線。２.採用模擬計算的方法可有效地幫助尋找一些異常相滲曲線的影響因素。
３.相滲曲線是乙個綜合因素的反應，岩心和試驗用流體的物性，試驗中從岩心的前期處理、試驗條件的確定、試驗測試直至最後的資料處理，每乙個環節都可能引起相滲曲線異常。４.
因岩心或試驗流體的固有特性所引起的異常現象，反映了儲層油水滲流的客觀情況，若試驗某環節處理不當造成相滲曲線異常則會提供錯誤資訊。但無論是哪種情況，在油水相滲試驗中都要儘量減少異常現象的產生。表1油水相滲曲線異常影響因素及減少異常現象產生的對策曲線特徵產生原因解決辦法「s「形液、，，如鑽井取心或室內取樣汙染；試驗用油過濾處理及儲存不當等從岩心中心部位鑽取巖樣柱塞；刷除巖樣柱塞端麵沙塵；使用新鮮油樣並經精細過濾，或使用成品油作為試驗用油速度敏感根據速敏結果合理控制驅替速度水敏試驗用水使用地層水或標準鹽水，或者在試驗用水中加入合適的防膨離子水鎖降低油水介面張力；；刷除巖樣柱塞端麵沙塵；使用新鮮油樣，並經精細過濾。
水敏試驗用水使用地層水或標準鹽水，或者在試驗用水中加入合適的防膨離子速度敏感根據速敏結果合理控制驅替速度試驗用油瀰散、乳化適當降低驅替速度或改用流變特性穩定的成品油，如正十四烷等。末端點突變水沖刷作用適當降低驅替速度；對突變點按曲線趨勢進行修正無曲線油水粘度比過低適當提高油水粘度比或改用穩態法進行試驗作者:劉柏林參考文獻：
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