党海龙，王小锋，段伟，王勃力，王谦

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安 710075）

鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏渗吸驱油研究

党海龙，王小锋，段伟，王勃力，王谦

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安 710075）

裂缝性低渗透油藏储层岩性致密，裂缝发育，非均质性强，注水开发效果差，利用水的自发渗吸作用驱油是一种经济有效的开发手段。文中利用鄂尔多斯盆地延长油田西区采油厂的天然露头岩心，通过自发渗吸实验，研究了边界条件、润湿性、温度、原油黏度、界面张力及渗透率等因素对渗吸驱油作用的影响。实验结果表明：润湿性、黏度、界面张力及渗透率是影响渗吸驱油的主要因素，岩石越亲水，原油黏度越低，渗吸驱油效果越好。对于亲水岩心，渗透率相近时，界面张力为0.04 mN/m时渗吸效果最佳；岩石渗透率差异明显时，渗透率为2.94×10-3μm2时渗吸效果最佳。实验结果为鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏渗吸驱油提供了重要的指导作用。

低渗透油藏；渗吸；润湿性；界面张力；采收率

鄂尔多斯盆地广泛发育裂缝性低渗透油藏，裂缝既为原油提供了良好的流出通道，也使得注水通道畅通，从而导致过早水淹，开发效果比较差［1-2］。渗吸驱油是裂缝性低渗透油藏水驱采油的重要机理。渗吸是指多孔介质在毛细管力驱动下，自发地吸入某种润湿液体的过程。如果油藏亲水，通过渗吸作用，原油将被吸入的水驱替并置换到裂缝中来，以此达到驱油目的，因而研究低渗透油藏渗吸机理显得尤为重要［3］。国内外许多学者和专家对渗吸驱油机理及规律均作了一定的研究［4-15］，但是，截至目前，利用天然露头岩心研究鄂尔多斯盆地渗吸驱油机理鲜见报道。基于此，本文利用延长油田西区采油厂的天然露头岩心开展渗吸驱油实验，分析不同因素对渗吸驱油效果的影响，为鄂尔多斯盆地低渗透油藏渗吸驱油提供一定的参考依据。

1 实验

1.1 实验材料和设备

实验岩心来自延长油田西区采油厂的天然露头岩心；实验用水为矿化度62 g/L的地层水；实验用油为地层原油与煤油配制而成，模拟油在室温下的黏度为2.23MPa·s；表面活性剂为阴离子表面活性剂（十二烷基苯磺酸钠）和阳离子表面活性剂（十二烷基溴化铵）。实验设备主要有玻璃渗吸仪、岩心抽真空饱和装置、润湿角测定仪、恒温箱、烘箱电子天平、游标卡尺等。

1.2 岩心处理和模拟油配置

将岩心编号，并用游标卡尺量取各岩心的几何尺寸——长度和直径；将天然岩心用苯+酒精（3∶1）清洗，清洗残留在岩心中的原油，直到溶剂颜色不发生明显变化为止；清洗晾干后，用烘箱在88℃左右烘烤岩心8 h以上，让其冷却后，取出称重，直到前后两次质量差小于0.01 g为止，取平均值为岩心干重。对现场原油进行脱气处理，并按煤油∶原油=4∶1的比例配置模拟油。

1.3 实验方法及步骤

本实验采用体积法计算渗吸采收率。将饱和好模拟油的干燥岩心放入玻璃渗吸仪中，并加入配置好的模拟地层水，进行自发渗吸实验。每隔一段时间记录液体体积变化，通过记录液体体积随时间的变化计算渗吸采收率，直至液面稳定。然后，不断改变渗吸条件，研究不同因素对渗吸驱油规律的影响。

2 实验结果分析

实验所用岩心取自延长油田西区采油厂烟雾峁区块的天然岩心，共19块，岩心基本参数见表1。利用自然渗吸驱油实验，研究了不同边界条件、润湿性、黏度、界面张力、岩心渗透率条件下的渗吸驱油效果。

表1 实验岩心基本参数

2.1 边界条件的影响

实验岩心为S1-1，S1-2，S1-3，取自同一块全直径岩心，孔隙度、渗透率等物性参数基本一致。岩心S1-1侧面用聚四氟乙烯胶条封闭，岩心S1-2两端用聚四氟乙烯胶条封闭，岩心S1-3完全裸露。

如图1所示：全部裸露的岩心渗吸驱油效果最好，渗吸最大采收率达到15.6%；两端封闭的岩心驱油效果次之，渗吸最大采收率11.9%；侧面封闭的岩心驱油效果最差，渗吸最大采收率为11.0%。这表明渗吸驱油效果受接触面积的影响，接触面积越大，驱油效果越好，采收率也相应越大。在低渗透裂缝性油藏中，微裂缝比较发育，裂缝与基质的接触面积比较大，有利于渗吸驱油。

图1 边界条件对渗吸采收率的影响

2.2 温度和原油黏度的影响

实验岩心为S2-1，S2-2，S2-3和S2-4，取自同一块全直径岩心，孔隙度、渗透率等物性参数基本一致。将饱和黏度为1.18MPa·s煤油的岩心S2-1和S2-2分别放置在50℃和30℃的环境下进行渗吸，实验结果如图2a所示；在40℃环境下，将岩心S2-3饱和黏度为1.10MPa·s的煤油，岩心S2-4饱和黏度为2.23MPa·s的模拟油，分别将岩心置入模拟地层水中进行渗吸，实验结果如图2b所示。

由图2a可以看出：温度50℃时，岩心S2-1的最大渗吸采收率为17.7%；温度为30℃时，岩心S2-2的最大采收率为14.4%。这表明温度越高时渗吸采收率越高。由图2b可以看出，饱和煤油的岩心比饱和模拟油的岩心渗吸驱油效果好，最大渗吸采收率高。这是因为：自然渗吸是由毛细管力与黏滞力引起的，黏度越大，黏滞力越大，渗吸效果越差；当温度升高时，毛细管力变化较小，流体黏度呈指数递减，黏滞力减小，渗吸采收率增大。因此，当裂缝性低渗透油藏填充高温流体时，原油黏度的降低，可以显著改善渗吸驱油效果。

图2 温度和黏度对渗吸采收率的影响

2.3 润湿性的影响

实验岩心为S3-1，S3-2，S3-3。其中：S3-1为水湿岩心，S3-2为中性岩心，S3-3为油湿岩心。

如图3所示：水湿岩心渗吸驱油效果最佳，渗吸采收率最大，达到16.6%；中性岩心渗吸采收率只有10.8%，而油湿岩心基本不发生渗吸。这是因为岩心的润湿性制约了水相的吸入速度和吸入量，岩心亲水时毛细管力为动力，岩心亲油时毛细管力为阻力。因而，岩心越亲水，作为渗吸动力的毛细管压力就越大，渗吸效果越好，渗吸采收率也就越高。

2.4 界面张力的影响

实验岩心为S4-1，S4-2，S4-3，S4-4，取自同一块全直径岩心，其孔隙度、渗透率等物性参数基本一致。

如图4所示，4种不同溶液情况下，当界面张力为0.04 mN/m时渗吸效果最好，渗吸采收率最大，达到19.1%。这说明并非界面张力越小渗吸效果越好，因为界面张力的增大虽然使得驱油的毛细管力有所增大，但也会导致乳化油滴增大，加大了排油的阻力。因此，对于亲水岩心，渗透率相近时应该存在一个最佳的界面张力，此时重力分异和毛细管力共同作用的贡献最大，最终采收率最高。由图4可以看出，最佳界面张力为0.04 mN/m。

图3 岩心润湿性对渗吸采收率的影响

图4 不同界面张力下渗吸采收率随时间的变化

2.5 渗透率的影响

实验岩心为S5-1，S5-2，S5-3，S5-4，S5-5，其渗透率分别为 8.32×10-3，2.94×10-3，1.86×10-3，1.22×10-3，0.23×10-3μm2。

如图5所示，当渗透率为2.94×10-3μm2时渗吸效果最佳，采收率最大，达到18.9%。这表明，并非渗透率越大渗吸驱油效果越好。因为裂缝性低渗透油藏中，渗透率越高，微裂缝和大孔隙发育越好，渗吸接触面积增大，驱油效果增加；但是，当渗透率越大时，微裂缝增多、增大，改变岩石渗透率的同时，也使得水相更容易形成通道，反而降低了渗吸驱油效果。因此，最佳渗吸驱油效果对应一个渗透率，这个渗透率条件下渗吸效果最佳，图5中最佳的岩石渗透率为2.94×10-3μm2。

3 结论

1）润湿性是影响渗吸驱油的最主要因素。岩石越亲水，驱油动力增加，驱油效果越好；边界条件对渗吸驱油的影响主要是因为改变了渗吸接触面积，渗吸接触面积越大，渗吸效果越好；黏度对渗吸的影响较大，随黏度的降低渗吸效果明显变好；温度不是影响渗吸的直接因素，它是通过改变原油黏度间接影响渗吸的。

图5 岩心渗透率不同对渗吸采收率的影响

2）裂缝性低渗透油藏中，对于亲水岩心，渗透率相近时，当界面张力为0.04 mN/m时，渗吸效果最佳；岩石渗透率差异明显时，当渗透率为2.94×10-3μm2时，渗吸效果最佳。

3）利用鄂尔多斯盆地延长油田天然露头岩心渗吸驱油实验，揭示了润湿性、温度和黏度、界面张力、边界条件、岩石渗透率等因素对裂缝性低渗透油藏渗吸驱油效果的影响。实验结果对于鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏进行渗吸驱油开发具有一定的指导作用。

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（编辑 王淑玉）

Study on imbibition flooding in fractured low-permeability reservoir of Ordos Basin

DANG Hailong,WANG Xiaofeng,DUAN Wei,WANG Boli,WANG Qian
(Research Institute,Shaanxi Yanchang Petroleum(Group)Co.Ltd.,Xi′an 710075,China)

Because the lithology of fractured low-permeability reservoir is compact,crack-developed,strongly heterogeneous,the water flooding is poor.Thus oil displacing by spontaneous imbibition of water is an economic and effective means of development.In this paper,the natural outcrop cores from the west oil production plant of Yanchang Oilfield were used to study the effects of boundary condition,wettability,temperature,viscosity,interfacial tension,and permeability on the oil displacing function by spontaneous imbibition experiments.The result shows that the wettability,viscosity and interfacial tension are the main factors that affect the oil displacement.The more hydrophilic the rock is,the lower the viscosity of crude oil is,the higher the recovery ratio is; the spontaneous imbibition with hydrophilic core and similar permeability reaches the highest when interfacial tension is 0.04 mN/m; spontaneous imbibition is best when the permeability is greatly different and 2.94×10-3μm2.The experimental results provide an important guidance for the spontaneous imbibition in the fractured low-permeability reservoir in the Ordos Basin.

low permeability reservoir;imbibition;wettability;interfacial tension;recovery

TE312

A

陕西省科技新星项目“延长油田西部长7油层组储层特征研究”（2016KJXX-42）

10.6056/dkyqt201705020

2017-03-23；改回日期：2017-07-26。

党海龙，男，1971年生，高级工程师，长期从事低渗油藏开发技术研究。E-mail：danghl71@qq.com。

王小锋，男，1985年生，博士，主要从事油藏数值模拟和渗流理论方面的研究。E-mail：511420356@qq.com。

党海龙，王小锋，段伟,等.鄂尔多斯盆地裂缝性低渗透油藏渗吸驱油研究［J］.断块油气田，2017，24（5）：687-690.

DANG Hailong，WANG Xiaofeng，DUAN Wei，et al.Study on imbibition flooding in fractured low-permeability reservoir of Ordos Basin［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（5）：687-690.