两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律.doc

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两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律
两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律

摘要：胜坨二区水冲刷前后岩心的粘土含量分别为7%和4%；车排子地区排2-2井选取岩心的粘土含量也是7%和4%。对这两类两种不同粘土含量岩心的油水相对渗透率曲线，进行了常规特征参数和分形维数的分析和研究。结果看出，当粘土含量从7%下降到4%时，可流动油范围变大，无水、最终采收率增高，相对渗透率曲线交点饱和度略偏右、交点相渗略偏高，油相、水相分形维数增大，这些都说明油水在岩心中的渗流条件变好。同时还看出，在两种不同油水粘度比条件下，油水相对渗透率曲线的变化特征是一致的，随着岩心粘土含量的下降，其渗流条件均变好。这充分说明，粘土及其含量是影响渗流规律的重要因素。lgKro与lgSw和lgKrw与lgSw它们的相关非常良好，油水相对渗透率曲线具有良好的分形特性，并在本文对比分析中得到了应用，说明其分形维数可以作为描述油水相对渗透率曲线一个新的特征参数。

关键词：粘土；油水相对渗透率曲线；采收率；油相与水相相对渗透率分形维数
中图分类号：TE311；TE345文献标识码：A文章编号：1009-8631（2013）02-0024-03
油层物理学研究表明，不仅砂岩孔隙结构具有分形特征[1-5]，而且岩心中油水运动规律也具有分形特征[1、5、6]。
众所周知，油水相对渗透率是流体在多孔介质中饱和度大小及其分布状况的函数，而流体的分布状况是与多孔介质的孔隙形状、大小及胶结程度、胶结物含量、类型等有关，故油水相对渗透率是流体、介质及其它们之间相互关系的函数。
本文企图从两种不同粘土含量的岩心中，对油水相对渗透率曲线常规特征参数与分形维数的变化规律进行分析研究，探讨粘土含量对其影响程度，以便加深对粘土和油水渗流规律之间关系的认识。
1胜坨油田二区岩心注水冲刷前后，造成两种不同粘土含量岩心的油水相对渗透率曲线的变化规律
1.1胜坨二区12、83层水冲刷前后粘土的变化情况
为了模拟胜坨二区初、中、高、特高含水期四个开发阶段的动态情况，进行了室内注水冲刷模型实验，选用综合含水40%、80%、90%、98%代表不同开发期，换算成相应的注入倍数。具体说，一块岩心，进行水冲刷不同倍数，分别测其前后的各项物性参数的变化，本文用水冲刷前后得到的不同粘土含量的岩心，分别测其油水相对渗透率曲线，来研究粘土含量对渗流特征的影响程度。
胜坨二区12、83层水冲刷前后粘土的变化情况见表1。统计表明水冲后，粘土矿物的种类虽未发生变化，但粘土的总量由7%下降到4%，绝对含量降低了42.9%；伊利石、高岭石、蒙脱石的绝对含量12层中分别降低了87%、83%、67.8%，83层分别降低了71.4%、72.7%、50%。这说明在水驱油过程中，粘土矿物在注水冲刷下，发生了大量的微粒运移，随着注入倍数的增加而冲出岩心。这样就得到了7%和4%两种不同粘土含量的岩心。
1.2注水冲刷前后油水相对渗透率曲线的特征
对注水冲刷即水驱前后7%和4%两类不同粘土含量的岩心，分别进行了油水相对渗透率曲线的测试，实验温度50℃，油水粘度比42.7。为了全面地描述油水相对渗透率曲线的特征，本文着重从它们的常规特征参数和分形特征资料这两个方面来进行分析和研究。其结果分述如下。
1.2.1注水冲刷前后12、83层油水相对渗透率曲线的常规特征参数
本文对12层3块岩心和83层2块岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数进行了平均统计，注水冲刷前后12、83层油水相对渗透率曲线的常规特征参数见表2，2-2-g18井14（12/28）-1号岩心注水冲刷前后的油水相对渗透率曲线见图1。
（1）从图1看出：由于粘土的减少，油水相对渗透率曲线注水冲刷后比注水冲刷前向左偏移。即在相同的水饱和度下，注水冲刷后与注水冲刷前相比，油相相对渗透率偏低，相反水相相对渗透率偏高。其交点饱和度略偏右、交点相渗略偏高。造成这样情况的原因是由于水冲刷后束缚水饱和度偏低所致。
（2）从表2看出：注水冲刷前后岩心的两个主要特性参数变化不大，即孔隙度基本不变，渗透率12层注水冲刷后略偏高一点，83层注水冲刷后反而变低一些。
（3）从表2还看出：随着粘土的减少，12层注水冲刷后与注水冲刷前相比，其渗流特性变好，可流动油的范围增加，由0.542增至0.594；无水采收率由31.12%上升到33.08%；最终采收率由69.58%上升到73.00%。83层注水冲刷后与注水冲刷前相比，其渗流特性变化不明显，可流动油的范围由0.450上升到0.461，最终采收率由63.65%上升到64.64%，数值变化在误差范围之内，可以说基本不变；而无水采收率反而变小，这点有待继续探讨。
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