汪偉英，喻高明，柯文麗，王 雨，戈 月

(1.長江大學(武漢) 石油工程學院，武漢 430100；2.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室(長江大學)，武漢 430100)

稠油非線性滲流測定方法研究

汪偉英1,2，喻高明1,2，柯文麗1,2，王 雨1,2，戈 月1,2

(1.長江大學(武漢) 石油工程學院，武漢 430100；2.油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室(長江大學)，武漢 430100)

稠油由于其非牛頓特性，在多孔介質(zhì)中的滲流特征與常規(guī)原油不同，一般表現(xiàn)為非線性滲流，其特征之一是可能存在啟動壓力梯度，只有當驅(qū)替壓力梯度超過啟動壓力梯度時稠油才開始流動，且滲流規(guī)律偏離達西定律。通過室內(nèi)實驗研究，設計了合理測量啟動壓力梯度的方法。利用天然巖心與實驗室配制的模擬油，設定不同的驅(qū)替流量來測量啟動壓力梯度，研究實驗測量啟動壓力梯度過程中驅(qū)替流量對測量結(jié)果的影響。結(jié)果表明，當驅(qū)替流量超過某一臨界值時，測量得到的啟動壓力梯度會受到驅(qū)替流量的影響。因此，在測量巖心真實啟動壓力梯度的過程中，實驗方法和驅(qū)替流量的選擇不容忽視。

稠油；非線性滲流；啟動壓力梯度；實驗研究

隨著常規(guī)原油儲量的逐年遞減，稠油資源越來越受到人們的關(guān)注，如何有效和高效開發(fā)稠油油藏也成為當今石油行業(yè)的熱門話題，正確認識地層流體在多孔介質(zhì)中的滲流規(guī)律是開發(fā)好油藏的基礎(chǔ)。稠油由于其非牛頓特性[1]，在多孔介質(zhì)中的滲流特征與常規(guī)原油不同，一般表現(xiàn)為非線性滲流，其特征之一是可能存在啟動壓力梯度，只有當驅(qū)替壓力梯度超過啟動壓力梯度時稠油才開始流動，且滲流規(guī)律偏離達西定律[2]。

由于巖石真實啟動壓力梯度的大小與巖石、流體本身的性質(zhì)有關(guān)，所以在巖心與流體性質(zhì)一定的條件下，巖石的真實啟動壓力梯度為一恒定值。但在實驗過程中，測量得到的啟動壓力梯度值往往會受到實驗方法的影響，導致對于同一巖心、同一流體，用不同實驗方法所測量得到的啟動壓力梯度不同。為了能夠測量得到巖石的真實啟動壓力梯度，通過對以往的實驗方法對比分析，選取合適的方法加以改進。另外，筆者認為除了實驗方法對于啟動壓力梯度的測量結(jié)果會有直接的影響以外，驅(qū)替流量也很有可能會影響測量結(jié)果的準確性，因此，本文重點研究驅(qū)替流量對啟動壓力梯度測量結(jié)果的影響，測定不同粘度原油、不同滲透率巖心下的啟動壓力梯度以及滲流曲線。

1 非線性滲流實驗研究現(xiàn)狀

1.1穩(wěn)態(tài)法

在非線性滲流實驗研究中，穩(wěn)態(tài)法是最為常見的測量滲流曲線的方法，其中包括恒壓法與恒流法。恒壓法是通過設定巖心入口端的壓力，測量該壓力下巖心出口端的液體流量，直至流量達到一穩(wěn)定值；然后逐漸增加巖心入口端的壓力，測量不同壓力下的穩(wěn)定流量，根據(jù)穩(wěn)定時的流量與壓差，繪制滲流曲線[3]。恒流法則是通過設定巖心入口端的流量，記錄穩(wěn)定時巖心出口端的流量，繪制滲流曲線[4]。之后，利用曲線在壓差坐標軸上的截距來求取巖心的啟動壓力梯度[3-5]。利用該方法得到的啟動壓力梯度并非巖石的真實啟動壓力梯度，且不能對流體進行正確的描述[5]。

1.2非穩(wěn)態(tài)法

非穩(wěn)態(tài)法是在非穩(wěn)態(tài)滲流中測量壓力的實驗方法，該方法在研究非線性滲流規(guī)律時，主要用于確定啟動壓力梯度。通過建立不穩(wěn)定滲流方程，并用有限差分方法進行數(shù)值求解，得到巖心封閉端的不穩(wěn)定無量綱壓力曲線。在雙對數(shù)坐標圖上，用實測壓力數(shù)據(jù)和理論無量綱壓力曲線擬合，求出巖心的啟動壓力梯度[6-8]。非穩(wěn)態(tài)法是通過試井解釋的方法來確定啟動壓力梯度，測出的啟動壓力梯度認為是擬啟動壓力梯度，要大于巖石的真實啟動壓力梯度。

1.3毛細管平衡法、穩(wěn)態(tài)法

利用“毛細管平衡法”測量啟動壓力梯度，“穩(wěn)態(tài)法”確定流量—壓差曲線的方法保證了非線性滲流曲線的完整性。其中，呂成遠[9]所采用的“毛細管平衡法”應用的是連通器原理，測量啟動壓力梯度時在巖心進出口端連接毛細管，重力的作用會使進口端流體通過巖心流向出口端。兩端液面經(jīng)過充分平衡后，最終會保持一個高度差，該高度差即是該樣品的最小啟動壓力值。這種方法測量過程耗時，明顯降低了實驗的效率。之后，李愛芬[10]建立了一種新的“毛細管平衡法”，以小流速進行驅(qū)替至巖心出口端液面開始流動，關(guān)閉進液開關(guān)，記錄不同時刻汞柱壓差計上的液柱高度，直至液柱高度穩(wěn)定，由此計算巖心的啟動壓力及啟動壓力梯度。

1.4非穩(wěn)態(tài)驅(qū)替—毛細管法、穩(wěn)態(tài)法

“非穩(wěn)態(tài)驅(qū)替—毛細管計量法”是通過在巖心夾持器出口端充滿液體，然后以微流量注入液體，待巖心出口端液面開始移動，此時的壓力即為最小啟動壓力[11]。也有研究人員認為觀測毛細管中液面向前移動瞬間難度很大，因此，通過記錄液面發(fā)生單位刻度位移來判斷巖心中流體的流動。當液面發(fā)生單位位移，停泵并關(guān)閉入口端閥門，最終通過平衡法求出最小啟動壓力，即當毛細管中液面不再移動且精密儀表讀數(shù)不變時，此時讀取的儀表壓力值就是此巖心最小啟動壓力[12]。該方法能夠明顯縮短測量啟動壓力梯度的時間，但對于微流量的選擇并沒有一定的說明，驅(qū)替流量很可能會直接影響到測量得到的啟動壓力梯度的結(jié)果[13-18]。

2 稠油滲流規(guī)律實驗研究

實驗首先研究驅(qū)替流量對啟動壓力梯度測量結(jié)果的影響，之后研究不同粘度原油、不同滲透率巖心稠油單相滲流規(guī)律，包括啟動壓力梯度以及滲流曲線的測定。

2.1啟動壓力梯度測定方法

2.1.1 實驗方法與條件

1)實驗方法：首先將天然巖心完全飽和模擬油，靜置24 h，讓模擬油在巖心內(nèi)有足夠的時間老化。采用設定特低流量逐漸建立巖心兩端壓差的方法來直接測定巖石真實啟動壓力梯度，即在特低速條件下將液體驅(qū)替到巖心入口端，逐漸建立入口壓力，觀察巖心出口端有液體出現(xiàn)時，記錄此時的壓力(為了更加精確的測量巖心兩端的壓差，以液柱高度作為壓差計)。之后將巖心靜置老化8 h，換不同的驅(qū)替流量進行啟動壓力梯度測量。最后，換不同粘度模擬油、不同滲透率巖心，測量不同驅(qū)替流量下的啟動壓力梯度。

2)實驗條件：采用與QHD32-6油田、SZ36-1油田滲透率級別相近的天然巖心，以機油與煤油混合配制的模擬油作為實驗用油，在25 ℃時模擬油粘度分別為81.855 9,145.727 5,198.798 mPa·s。巖心基本參數(shù)見表1。

2.1.2 實驗結(jié)果及討論

針對同一塊巖心，測量不同粘度、不同驅(qū)替流量下的啟動壓力梯度(表2)。測量得到不同滲透率巖心、不同驅(qū)替流量下的啟動壓力梯度如表3所示。

由表2,3可以看出， 在不同滲透率、不同粘度模擬油條件下，驅(qū)替流量與啟動壓力梯度測量值有如下的規(guī)律：

1)由于巖石的真實啟動壓力梯度只與巖石的本身性質(zhì)和流體的性質(zhì)有關(guān)，而同一塊巖心、同一粘度模擬油條件下所測得的啟動壓力梯度為一定值，與驅(qū)替流量無關(guān)，認為當驅(qū)替流量小于等于臨界值時所測得的啟動壓力梯度不受驅(qū)替流量的影響，此時測得的啟動壓力梯度為巖石的真實啟動壓力梯度；當驅(qū)替流量超過臨界值時，由于巖心入口端壓力上升很快，導致所測得的啟動壓力梯度大于巖石的真實啟動壓力梯度，并隨著驅(qū)替流量的不斷增加，測量得到的啟動壓力梯度與真實巖石啟動壓力梯度的偏差越大。

表1 巖心基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of core

表2 不同粘度、不同驅(qū)替流量下測得的啟動壓力梯度(G43-21-20號巖心)Table 2 Threshold pressure gradient of differentviscosity and displacing rate (core sample G43-21-20)

表3 不同滲透率、不同驅(qū)替流量下測得的啟動壓力梯度(粘度為81.855 9 mPa·s)Table 3 Threshold pressure gradient of differentpermeability and displacing rate(viscosity: 81.855 9 mPa·s)

2)由表2,3可以看出，驅(qū)替流量的臨界值與

巖心的滲透率、原油粘度無關(guān)。所以可以認為，當驅(qū)替流量小于等于0.003 mL/min時，測量得到的啟動壓力梯度即為巖石的真實啟動壓力梯度。但由于流量過小時會導致測量啟動壓力梯度的時間過長，所以，為了保證實驗的精確度與實驗效率等，我們選用0.003 mL/min這一臨界流量作為以下測量啟動壓力梯度的驅(qū)替流量。

2.2稠油非線性滲流曲線測定

2.2.1 實驗方法與條件

采用與QHD32-6油田、SZ36-1油田滲透率級別相近的天然巖心，實驗溫度為25 ℃，進行不同滲透率相同原油粘度和不同原油粘度相同滲透率稠油滲流規(guī)律研究。用穩(wěn)態(tài)法測定稠油滲流曲線。

2.2.2 實驗結(jié)果及討論

不同滲透率相同粘度、不同粘度相同滲透率稠油滲流規(guī)律實驗結(jié)果見表4與圖1,2。

由不同滲透率相同粘度滲流實驗結(jié)果(圖1)可知：①巖心氣測滲透率越低，曲線越向右下方偏移。這是由于滲透率越低，巖石孔隙越小，在同樣的壓差下流速越低，使較細孔隙中的流體全部參與流動需要的壓力梯度越大，因此曲線右移；②巖心氣測滲透率越低，啟動壓力梯度越大。這是由于巖石喉道越細，固體表面對邊界層流體作用力越大，流體流動所需克服的阻力越大，從而導致滲透率越大，啟動壓力梯度越小。

圖1 不同滲透率相同粘度滲流曲線Fig.1 Seepage curve of fixed viscosity and changed permeability 表4 滲流規(guī)律實驗數(shù)據(jù)Table 4 Laboratory data of seepage rule

巖心號巖心長度/cm巖心直徑/cm氣測滲透率/10-3μm2模擬油粘度/(mPa·s)啟動壓力梯度/(MPa·m-1)G43-21-94．8462．535500．1581．85590．00206G43-21-204．2432．530361．9781．85590．00357G93-2-17．1172．535132．3581．85590．00562G93-9-27．8102．580120．16108．81220．00608G78-36．1852．530112．80145．72750．00647

圖2 相同滲透率不同粘度滲流曲線Fig.2 Seepage curve of fixed permeability and changed viscosity

由相同滲透率不同粘度滲流實驗結(jié)果(圖2)可知：①原油粘度越大，滲流曲線越向右下方偏移，非線性段越大。因此，在同一壓差下流量越小，流動所需的啟動壓力梯度就越大；②原油粘度越大，啟動壓力梯度越大。

3 結(jié)論

1)驅(qū)替流量的大小會影響啟動壓力梯度的測量結(jié)果，低流量下測得的啟動壓力梯度不受驅(qū)替速度的影響；流量過高時，由于巖心入口端壓力上升很快，此時的啟動壓力梯度受到驅(qū)替速度的影響。

2)由于驅(qū)替流量的臨界值與巖心的滲透率、原油粘度無關(guān)，因此選用0.003 mL/min這一臨界流量作為測量啟動壓力梯度的驅(qū)替流量。

3)稠油滲流規(guī)律研究表明，在相同原油粘度條件下，巖心氣測滲透率越低，曲線越向壓力梯度軸偏移，啟動壓力梯度隨滲透率的增加而減??；在相同滲透率條件下，原油粘度越大，滲流曲線越向壓力梯度軸偏移，非線性段越大，啟動壓力梯度隨流體粘度的增大而增大。

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(編輯黃 娟)

Experimentalstudyofnonlinearseepageforheavyoil

Wang Weiying1,2, Yu Gaoming1,2, Ke Wenli1,2, Wang Yu1,2, Ge Yue1,2

(1.PetroleumEngineeringInstitute,YangtzeUniversity(WuhanCampus),Wuhan,Hubei430100,China;2.KeyLaboratoryofExplorationTechnologiesforOilandGasResources(YangtzeUniversity),Wuhan,Hubei430100,China)

Due to the non-Newtonian behavior of heavy oil, the seepage characteristics in porous medium are different from conventional crude oil. They usually seep in nonlinear ways and there might exist threshold pressure gradients. Only when the displacement pressure gradient is greater than the threshold pressure gradient, heavy oil begins to flow, and the seepage rule deviates from Darcy’s law. Through laboratory experiments, this paper designs a method for measuring threshold pressure gradient appropriately. Natural core samples and simulated oil are used to measure threshold pressure gradient by setting different flow rates. In this way, the impact of flow rate on threshold pressure gradient is studied. The results show that the threshold pressure gradient would be affected when the displacing rate exceeds a critical value. Therefore, in the process of measuring real threshold pressure gradient of a core, the choice of experimental method and displacing rate can not be ignored.

heavy oil; nonlinear seepage; threshold pressure gradient; experimental study

1001-6112(2013)04-0464-04

10.11781/sysydz201304464

TE345

A

2012-09-03；

2013-05-02。

汪偉英(1959—)，女，教授，從事采油工程和油層物理的教學和科研工作。E-mail: WWY59@163.com。