粘度变化对稠油相对渗透率曲线的影响机制研究

Heavy oil resource plays an important role in the world petroleum industry, and the study on heavy oil development technology is of important applications and strategic significance. Numerous experimental results have shown that the oil-water relative permeability function changes in both thermal and non-thermal production processes. However, no systematic study, both theoretically and experimentally, of the phenomena has been reported. Therefore, there is a lack of a theory for predicting heavy oil-water relative permeability as a function of heavy oil phase viscosity in production assessment, forecasting, and optimization. This project will systematically study the heavy oil-water relative permeability functions by conducting both laboratory experiments and two-phase flow simulations. Both steady-state and unsteady-state methods will be used to investigate the effects of oil viscosity, temperature, solvent concentration and interfacial tension on heavy oil-water relative permeabilities. From the results of this study the variations of residual oil saturation, irreduciable water saturation, and relative permeabilities during the displacement in oil reservoirs as functions of oil phase viscosity, interfacial tension and wettability will be obtained. The pressure balanced capillary bundle model will be used to analyze and simulate the experimental results to derive mathematical models of heavy oil-water relative permeabilities. The results of this study will provide a solid theoretical basis for heavy oil reservoir simulations.

稠油资源在世界石油工业中占有重要的地位，稠油开发技术的研究具有重要的应用价值和战略意义。大量的实验结果表明稠油-水两相的相对渗透率在热采、非热采等实际生产过程中是变化的，但目前没有这方面系统的实验和理论研究。因此，尚未有随生产条件变化的稠油-水相对渗透率函数可供油藏模拟和生产过程评价、预测和优化使用。本课题采用实验和多孔介质两相流动模拟相结合的方法，系统地研究稠油-水两相流动相对渗透率。结合稳态和非稳态两种实验方法，考察油相粘度、温度、溶剂浓度以及界面张力等因素对稠油-水两相渗透率的影响，揭示稠油油藏驱替过程中残余油饱和度、束缚水饱和度、油水相对渗透率与油相粘度、油水界面张力以及润湿性的变化规律；应用压力平衡-毛管束模型对实验结果进行模拟分析，建立稠油-水两相相对渗透率随上述参数变化的数学模型，为稠油油藏数值模拟提供坚实的理论基础。

油藏相对渗透率作为描述多孔介质中多相渗流的重要参数，通常可由室内实验获得，但实验条件的不同对其测定结果有很大影响。稠油作为重要能源，由于组成复杂且粘度很高，使得其在多孔介质中的渗流机理相当复杂，其相渗曲线测定的实验设计和操作的难度较大。目前能够结合稠油自身特点进行实验研究的较少，使得该领域尚且处于初级阶段。.本课题采用实验和多孔介质两相流动模拟相结合的方法进行稠油-水两相渗透率研究。基于对胜利油田草桥区块三种稠油基本性质及其油-水界面性质的详尽研究，采用稳态法研究了各因素对相对渗透率曲线的影响机制，结合玻璃刻蚀模型探讨了油水粘度比对相渗曲线的影响机理，并应用Comsol软件模拟和补充了油水粘度比和界面张力对相渗曲线的影响。 .结果表明：温度、原油组成/稀释程度等因素均对相渗曲线有显著影响，且当温度达到一定值时，等渗点含水饱和度随实验条件改变的变化幅度明显比较低温时的小，故认为存在一个最佳敏感温度，使得极性物质在岩石表面的吸附和脱附达到动态平衡，且同等条件下，原油粘度越大敏感温度越高。此外，油水粘度比是影响相渗曲线的根本因素，当油水粘度比相同时，相渗曲线不因实验条件的不同而改变。微观机理研究表明：当油水粘度比较小时，油相、水相在多孔介质中的渗流阻力较小，两相均有较好的渗流通道，使得两相的相对渗透率均较高，水驱波及体积大也使得残余油较少。而当油水粘度比很高时，注入水在注入井和采出井连线上迅速形成优势通道，后续注入水基本沿优势通道运移，使得水相渗流通道十分局限，水相相对渗透率值极低，而指进现象的发生也导致大面积油区未被波及，残余油饱和度骤增，其以柱状和簇状残余油为主。Comsol软件模拟的结果表明：油水粘度比对相渗曲线有着显著影响，且当油水粘度比一定时，界面张力的降低使得油相在多孔介质的渗流能力得以改善，油相相对渗透率明显升高，而水相相对渗透率在端点以内的部分基本不变，仅残余油饱和度处的数值有所增大。