濮　御， 王秀宇， 濮　玲

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249； 2.青海民族大学，青海 西宁 810007)



静态渗吸对致密油开采效果的影响及其应用

濮御1， 王秀宇1， 濮玲2

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249； 2.青海民族大学，青海 西宁 810007)

致密油储层的孔喉细小、渗透率低，使得开发难度较大，但是以毛管力为基础的静态渗吸作用对致密油的开采十分有利。利用自行研制的静态渗吸实验测量装置，进行了大量室内实验，研究出致密储层的渗吸规律及其影响因素。实验结果表明，温度升高，静态渗吸采出程度明显增加；静态渗吸采出程度受边界条件的影响；降低地层水的矿化度，渗吸采出程度增加。另外，对实验结果进行无因次化处理，曲线归一性较好，可用于估计实际致密储层的渗吸开采效果，这对提高致密储层的采收率具有重要的指导意义。

致密储层；静态渗吸；影响因素；无因次时间

致密油是指以吸附或游离态赋存于生油岩中，或者与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的油气聚集[1]。致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一热点，被石油工业界誉为“黑金”。我国致密油资源非常丰富，但是其勘探开发及相关研究处于起步阶段[1]。与常规油藏相比，致密储层孔喉细小、渗透率低，使得常规注水很难取得良好的开发效果[2]。致密砂岩储层通常为水湿储层，充分发挥以毛细管力作用为基础的静态渗吸作用可有效开采这类储层。因此，加强致密储层的渗吸排驱机理及影响因素的研究，对提高该类储层采收率有着重要的指导意义。本文选取新疆油田致密砂岩储层的天然岩心，利用自行研制的高精度静态渗吸实验测量装置进行室内实验，研究了边界条件、矿化度、温度等因素对静态渗吸采出程度及速率的影响，分析不同条件下的渗吸排驱规律及其影响程度，为新疆致密砂岩的大规模开发提供理论依据。

1　致密储层静态渗吸驱油机理

渗吸作用在低渗、特低渗、裂缝性油藏注水开发中的作用越来越明显。所谓渗吸是指在多孔介质中，润湿相流体依靠毛细管力作用进入岩石孔隙，并置换出其中的非润湿相流体的过程[3-6]。静态渗吸是油藏在静态条件下依靠毛细管力的作用润湿相驱替非润湿相[7]。致密储层进行注水开发时，通常注入水在毛细管力作用下优先进入小孔道，而这些较大的孔道在毛细管力和重力的作用下，驱出岩心孔隙中的原油。因此，小孔道吸水大孔道排油是致密水湿砂岩储层静态渗吸驱油的主要机理，其渗吸驱油的动力主要是相互连通的大小孔道的毛细管力之差和重力。根据油水交换方向的不同而将静态渗吸分为以下两种[8-10]：反(逆)向渗吸和同(顺)向渗吸。当吸入的润湿相(水)和被排出的非润湿相(油)的流动方向相反时，则为反(逆)向渗吸，如图1(a)所示。反(逆)向渗吸时，毛管力为主要的驱油动力，这使得水相从与孔隙相连的小孔道吸入，置换出来的原油将从大孔道中排出。如果界面张力足够低，重力的作用就会越来越突出，进而成为渗吸的动力，此时渗吸将在较大的孔隙中发生，吸入的润湿相(水)与被排出的非润湿相(油)的流动方向相同，称之为同(顺)向渗吸，如图1(b)所示。同(顺)向渗吸时在重力作用下使得水从岩心底部吸入，而油则从岩心的顶部析出。通常反向渗吸效果更好， 对油水交换效率也更高。

图1　反(逆)向渗吸与同(顺)向渗吸示意图

Fig.1Schematic of countercurrent imbibition and cocurrent imbibition

2　静态渗吸实验方法

静态渗吸实验常用的测量方法有两种：分别为体积法和质量法[8]。体积法，只能测量出已经脱离岩样的原油体积，无法计量出附着在岩心壁上的油珠体积，使其测定的原油体积不准确，致使静态渗吸驱油效率存在较大的误差[11]。另外，致密岩心孔隙体积有限，渗吸过程中的体积变化量极小，所以这也加剧了体积法的误差。因此致密油藏不适合应用体积法。传统质量法是人工手动称量静态渗吸过程中的岩样质量的变化量，由于渗吸初始阶段岩样质量变化快，因而无法称量出该变化过程中所有的质量，加之渗吸实验周期长，实验员劳动强度高，所以该方法具有一定的局限性[12-13]。为了克服上述问题，设计了一种新型高精度电子式全自动静态渗吸测量装置，高精度电子天平计量静态渗吸时岩样的质量变化量，其计量精度可达到0.000 1 g，测量装置具有数据自动记录系统，能24 h不间断地记录岩样的质量变化情况，并能够自动保存数据，大大降低了用户操作的复杂性，提高了实验效率和精度，其装置简图如图2所示。

图2　静态渗吸实验装置图

Fig.2Schematic of apparatus for the spontaneous imbibition experiment

3　静态渗吸规律研究

3.1实验材料

岩心——采用新疆油田的天然致密水湿砂岩岩心，岩心长度为2.614～7.614 cm，直径为2.472～2.510 cm，孔隙度为5.35%～28.62%，气测渗透率为(0.101 7～24.240 0)×10-3μm2。岩心基础数据见表1。实验用油为煤油，室温下煤油黏度为3.0 mPa·s，密度为0.765 g/cm3。实验用水按新疆油田的地层水配方配置而成，水型为NaHCO3水型，矿化度为30 000 mg/L。

表1　实验岩心基础数据

续表1

3.2实验步骤

(1) 将岩心清洗干净，烘干至恒重，并测量其几何尺寸、干重、孔隙度和空气渗透率等参数；

(2) 将岩心抽真空100%饱和煤油，然后老化24 h，最后将其浸没于煤油中待用；

(3) 配置地层水，抽真空2～3 h，以除去水中的溶解气；

(4) 打开自行研制的实验装置，调试相关软件；

(5) 将饱和油的岩心取出，除去表面的浮油后放入烧杯中，然后加入准备好的模拟地层水直至浸没岩心。将溶液接触岩心底部的时间作为渗吸时间的起点，记录不同时刻下岩心的质量的变化情况。

注：实验方法参照中国石油天然气行业标准SY/T 5336—2006设计[14]。

由于油水之间的密度差异，岩样自吸水排油，因此岩样的质量不断增加。静态渗吸的采出程度计算式为：

(1)

式中：Δm为t时刻岩样质量的增加值，g；ρw为润湿相流体(注入水)的密度，g/cm3；ρo为非润湿相流体(实验用油)的密度，g/cm3；Vo为岩样饱和油的体积，cm3；R为t时刻岩样的渗吸采出程度，%。

3.3实验结果

3.3.1边界条件对岩心静态渗吸的影响当饱和油的岩心一部分被地层水包围，另一部分被气包围时，在致密储层中将发生驱替现象，如图3所示。在岩心的上部，由于气体的膨胀作用而呈现出气侵现象；在岩心下部，由于水层的膨胀而发生水侵。岩心中所饱和进去的油将与侵入的不同流体相接触而发生驱替过程。在岩心部分地或全部浸在气体的情况下，不同类型的渗吸过程将控制原油的采出[7]。

岩心其他参数相近的情况下，不同边界条件下的渗吸采出程度并不同，如图4所示。造成这一现象的原因是，气—液界面能高于液—液界面能，1/4液体+3/4气体的总体界面能高于1/2+1/2气体的总体界面能，其毛管力作用强，导致1/4位置岩心的渗吸采出程度明显高于1/2位置的岩心，全开放岩心的采出程度最低。

图3　圆柱型岩心的边界条件示意图

Fig.3Boundary condition of cylindrical cores

图4　不同边界条件下岩心渗吸采出程度与时间的关系

Fig.4Relationship between imbibition recovery factor and time by different boundary conditions

3.3.2温度对致密岩心静态渗吸的影响岩心基本参数相近的情况下，温度不同，渗吸采出程度存在较大差异。由图5可知，随着温度的升高，渗吸采出程度增加。所以，升高温度有利于改善渗吸作用，增加最终采收率。

图5　温度对渗吸采出程度的影响

Fig.5Effect of temperature on imbibition recovery factor

事实上，温度对静态渗吸采出程度的影响是多方面综合作用的结果。升高温度时，岩石受热膨胀，孔隙体积减小，增加了弹性能量，有利于渗吸排驱过程。同时，高温在岩心内部的热传导作用降低了原油黏度，黏滞力减小，增加了流动性，也有利于渗吸排驱过程。另外，升高温度，润湿系数增大，岩石亲水性增强，将会降低残余油饱和度，对渗吸有利。但是，温度升高，油水界面张力减小，渗吸的毛细管力减小，这不利于渗吸排驱过程[7]。

3.3.3地层水矿化度对致密岩心静态渗吸的影响

如图6所示，选取Z6岩心，实验从开始时一直置于30 000 mg/L的地层水中，一段时间后，渗吸采出程度几乎不变。在10 000 min时，将地层水稀释到3 000 mg/L，可以发现渗吸采出程度增加了2%左右。实验表明，降低地层水的矿化度有利于改善渗吸作用，增加最终采收率。

图6　地层水矿化度对渗吸采出程度的影响

Fig.6Effect of formation water salinity on imbibition recovery factor

低矿化度水之所以能够提高采收率，这是因为岩心中的流体在低矿化度水的作用下发生了变化。P. L. McGuire等[15]发现注入低矿化度水后地层产出水的pH值会上升，原油的酸组分或极性组分发生皂化反应，产生表而活性剂，起到乳化剂的作用，促使原油向水中扩散，增强了原油的流动性，有利于渗吸作用的发生。另外，注入低矿化度水，原来吸附在岩石表面的钙离子被低矿化度水中的氢离子及其他离子取代，造成局部pH升高，扩散双电层发生膨胀，氢氧根和原油组分发生反应，原油在粘土矿物表面解吸附，岩石表面的带电性被改变，岩石变得更水湿，正是润湿性的改变增加了渗吸采收率[16]。

3.3.4致密油藏静态渗吸等比例关系在静态渗吸过程中，通常用特征长度反映岩心形状和边界条件的影响[17]。特征长度的计算公式如式(2)所示。

(2)

式中，Vb为岩心体积，cm3；Ls为岩心特征长度，cm；Ai为i方向的静态渗吸面积，cm2；l为静态渗吸面到非渗透边界之间的距离，cm；n为参与渗吸的表面的数量。

为了能将室内实验结果与实际油田开发相结合， Rapoport在1955年提出了把实验数据标度到油田条件下的基本理论。之后，Mattax和Kyte提出了适用于裂缝性水湿油藏渗吸采油的标度方程(MK模型)[18]，后来Mattax考虑到原油黏度、渗透率、孔隙度、表面张力等参数对渗吸的影响，把描述静态渗吸的无因次时间参数tD定义为[17-19]：

(3)

式中：σ为油水界面张力，mN/m；φ为多孔介质的孔隙度；K为多孔介质的渗透率，mD；μw为水相黏度，mPa·s；μo为油相黏度，mPa·s；t为渗吸时间，s；Ls为岩心特征长度，cm。

根据相似准则，可以得到：

(4)

将实验结果代入式(1)和式(3)，计算得到岩心渗吸采出程度与无因次时间，并绘制出二者的关系曲线，如图7所示。利用相似准则(式(4))，把实验室的岩心渗吸结果放大到油藏条件下，可间接预测和评价任意尺寸油藏实际渗吸采油量、采油速度以及采出程度等开发指标，使得室内实验更具有应用价值，也为致密储层的开发提供了理论基础。

图7　无因次采出程度与无因次时间之间的关系

Fig.7Relationship between imbibition recovery factor and dimension time

4　结论

(1) 由于致密岩心渗吸出来的油量很少，前人体积法和传统质量法测量装置略有不足，所以本文设计了全自动高精度静态渗吸测量装置，实验效果良好。

(2) 当饱和油的岩心一部分被地层水、一部分被气包围时，在致密储层中将发生驱替现象。岩心其他参数相近的情况下，不同边界条件下的渗吸采出程度并不同， 1/4液体+3/4气体的总体界面能高于1/2+1/2气体的总体界面能，其毛管力作用强，导致1/4位置岩心的渗吸采出程度明显高于1/2位置的岩心，全开放岩心的采出程度最低。

(3) 室温下静态渗吸的采出程度可达到13.5%。将地层水稀释10倍后，渗吸采出程度可提高到15.3%。实验表明，降低地层水的矿化度有利于改善渗吸作用，增加最终采收率。岩心中的流体在低矿化度水的作用下发生了变化，地层产出水的pH会上升，原油的酸组分或极性组分发生皂化反应，产生表而活性剂，起到乳化剂的作用，促使原油向水中扩散，有利于渗吸作用的发生。岩石变得更水湿，润湿性的改变也增加了渗吸采收率。

(4) 实验选取若干块新疆致密水湿砂岩心，按照Mattax提出的方程计算出了无因次时间，并绘制出渗吸采出程度与无因次时间之间的关系曲线，曲线归一性较好。

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(编辑王亚新)

Effect of Spontaneous Imbibition on Tight Reservoirs

Pu Yu1, Wang Xiuyu1, Pu Ling2

(1.ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China； 2.QinghaiNationalitiesUniversity，XiningQinghai810007，China)

The tight oil resource is extremely abundant in China, but the production and researches of tight oil is just at the beginning stage. There are great challenges in developping the tight reservoirs. Although small pore size and low permeability can greatly increase the development difficulty, spontaneous imbibition mostly resulted from the capillary pressure is a very important and useful way for tight oil production. In the laboratory experiments through the homemade imbibition apparatus and the effects of different parameters on the imbibition recovery factor was investigated. The results show that the imbibition recovery factor is significantly increased with the increasing of temperature. For rocks with similar parameters ,the recovery factor is increased as the formation water salinity decreases within a certain range. The recovery factor by imbibition varied due to the different boundary conditions. In addition, the curves show good normalization character after processing the data with dimensionless, which can be used to estimate the actual production efficiency of the field. Undoubtedly, the research is of great significance for effectively developing the tight oil reservoir.

Tight sandstone; Spontaneous imbibition; Affecting factor; Dimension time

1006-396X(2016)03-0023-05

2016-03-08

2016-04-11

国家“973课题”——提高致密油储层采收率机理与方法研究(2015CB250904)。

濮御(1989-)，女，硕士研究生，从事油气田开发方面研究; E-mail：dongyoupuyu@126.com。

TE377

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.03.005

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn