低滲透油藏滲吸作用及其影響因素研究

崔鵬興，劉雙雙，黨海龍 .

(陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

低滲透油藏滲吸作用及其影響因素研究

崔鵬興，劉雙雙，黨海龍 .

(陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西西安 710075)

本文對(duì)低滲透油藏滲吸作用動(dòng)力、滲吸判別參數(shù)、滲吸機(jī)理進(jìn)行了分析，同時(shí)對(duì)國內(nèi)外滲吸作用的研究方法進(jìn)行了闡述。在此基礎(chǔ)上，通過中溫靜壓和脈沖中壓兩組滲吸實(shí)驗(yàn)，對(duì)低滲透巖心滲吸驅(qū)油規(guī)律進(jìn)行了分析。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在54℃時(shí)，滲透率為0.2 mD、10 mD、20 mD、100 mD級(jí)別巖心的滲吸驅(qū)油效率基本都可達(dá)20%以上，且隨著滲透率的增加，滲吸驅(qū)油效率先增加后降低。低滲透巖心滲吸驅(qū)油主要發(fā)生在實(shí)驗(yàn)開始階段，滲吸速度在5 h以內(nèi)達(dá)到最高，而后大幅降低；滲吸驅(qū)油效率先大幅增加，隨時(shí)間推移，增加幅度減緩。脈沖壓力的幅值和次數(shù)的增加都可以對(duì)滲吸效果有較好的促進(jìn)作用，滲吸驅(qū)油效率明顯高于常壓條件，在0.2 mD和4 mD級(jí)別的巖心中，2 MPa、4 MPa、6 MPa的脈沖壓力下4 h時(shí)巖心的滲吸驅(qū)油效率是常壓下的1.7～2.9倍。

低滲透油藏；滲吸；毛細(xì)管力；影響因素

低滲透油藏注水開發(fā)時(shí)，裂縫中的原油較容易被水驅(qū)替，而基質(zhì)中的原油被水驅(qū)替較難。研究發(fā)現(xiàn)，裂縫—基質(zhì)之間存在滲吸作用，使基質(zhì)中的原油被注入水置換到裂縫中，進(jìn)而被水驅(qū)替出去，所以滲吸作用是低滲透油藏開發(fā)的一種有效手段。認(rèn)識(shí)滲吸作用及其影響因素對(duì)合理開發(fā)低滲透油藏、提高采收率和增加經(jīng)濟(jì)效益具有重要意義[1-4]。

1 滲吸的有利條件及判別參數(shù)

1.1 滲吸動(dòng)力分析

油田中有親水、弱親水等性質(zhì)的油藏，不管其是孔隙型還是裂縫—孔隙型，在有注入水時(shí)均可發(fā)生滲吸作用。滲吸不僅受毛細(xì)管力作用，還受重力和浮力的影響(圖1)。

圖1a中，在單純水平等半徑的毛孔中，左右毛細(xì)管力大小一致，方向相反，所以毛細(xì)管力無效；圖1b中左孔徑大于右孔徑，即右邊的毛細(xì)管力大于左邊的，毛細(xì)管力可將孔隙中的原油向左驅(qū)替；圖1c和圖1d中，原油受毛細(xì)管力、重力和浮力的共同影響。

圖1 滲吸動(dòng)力分析圖Fig.1 Imbibition driving force analysis

1.2 低滲透巖心滲吸的有利條件

1.2.1 巖心的潤濕性

巖心的原始潤濕性影響水相的吸入量與吸入速度，制約著滲吸驅(qū)油過程；水潤濕巖心容易發(fā)生滲吸驅(qū)油，油潤濕巖心很難發(fā)生滲吸驅(qū)油。因此，潤濕性是低滲透油藏滲吸驅(qū)油的關(guān)鍵性因素，水潤濕是滲吸驅(qū)油的有利條件。

1.2.2 滲吸水相的界面張力

毛細(xì)管力隨著界面張力的降低而減小，特別低的界面張力不利于滲吸，但界面張力的增大又會(huì)使黏附功增大，因此改善裂縫性低滲透油藏的滲吸驅(qū)油效果應(yīng)該選擇適宜的界面張力。

1.3 滲吸機(jī)理的判別參數(shù)

(1)

式中σ——油水界面張力，mN/m；φ——多孔介質(zhì)孔隙度，%；g——重力加速度，cm/s2；H——多孔介質(zhì)的高度，cm；k——多孔介質(zhì)的滲透率，mD；Δρ——油水密度差，g/cm3；C——與多孔介質(zhì)的幾何尺寸有關(guān)，對(duì)于圓形毛細(xì)管模型，C=0.4。

李繼山[6]考慮了潤濕性對(duì)滲吸的影響，認(rèn)為潤濕性影響毛細(xì)管力的方向和大小，決定了水能否自發(fā)進(jìn)入巖心，其在Schechter的基礎(chǔ)上引入潤濕性參數(shù)：

(2)

式中θ——接觸角，°。

(2)E——黏附功降低因子。

黏附功是衡量將原油剝離巖石表面所需要的功，黏附功與接觸角有關(guān)，關(guān)系式為：

W黏=σ油水(1-cosθ)

(3)

式中W黏——油在巖石表面的黏附功，J；

σ油水——油水界面張力，mN/m。

表面活性劑能降低油水界面張力，也能改變潤濕角，考慮到這兩點(diǎn)，引入黏附功降低因子E：

(4)

式中σ1——表面活性劑溶液與原油的界面張力，mN/m；

σ0——初始條件下油水的界面張力，mN/m；

θ1——表面活性劑在巖石表面的接觸角，°；

θ0——初始條件下水在巖石表面的接觸角，°。

黏附功降低因子用來衡量表面活性劑對(duì)滲吸采油的作用大小，黏附功降低使油滴、油膜與巖石表面分離變得較為容易，從而提高滲吸效率。

2 滲吸方式與研究方法

2.1 滲吸方式

裂縫—孔隙型雙重介質(zhì)的巖石中可存在順向滲吸和逆向滲吸。順向滲吸指水或水溶液吸入的方向與油被排出的方向相同，逆向滲吸指水或水溶液吸入方向與油被排出的方向相反(圖2)。

圖2 滲吸方式圖Fig.2 Imbibition method

2.2 滲吸研究的實(shí)驗(yàn)方法

諸多學(xué)者通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)?zāi)M研究滲吸現(xiàn)象，目前主要的實(shí)驗(yàn)方法有體積法[8]和稱重法。

(1)體積法：通過測(cè)量原油或滲吸體系溶液的體積來計(jì)算溶液與巖心之間的液體置換量。該方法適用于巖心孔隙體積較大的滲吸，可以很好地觀察滲吸結(jié)果。但該方法易受溫度影響，因?yàn)闇囟鹊淖兓瘯?huì)使?jié)B吸體系溶液蒸發(fā)，給實(shí)驗(yàn)帶來誤差。

(2)稱重法：通過測(cè)量巖心或滲吸體系溶液的重量變化情況來計(jì)算滲吸結(jié)果。其中電子自動(dòng)稱重精度較高，可隨時(shí)記錄重量的變化。

兩種方法都在常溫常壓下進(jìn)行，都能取得較好的結(jié)果，且能觀察到滲吸的動(dòng)態(tài)。

3 低滲透巖心滲吸驅(qū)油規(guī)律

3.1 實(shí)驗(yàn)試劑及儀器

(1)實(shí)驗(yàn)試劑：地層水(原始地層抽取的經(jīng)過濾處理后的水，見表1)、注入水(根據(jù)地層配伍性配置的滲吸體系溶液，見表2)、長6原油(溫度為54℃，地面原油密度為0.8535 g/cm3，黏度為6.82 mPa·s)。

(2)實(shí)驗(yàn)儀器：滲析瓶(圖3上部的細(xì)長玻璃管用來觀察滲析現(xiàn)象)、恒溫箱、中間容器。

(3)巖心：人造親水巖心。

圖3 滲吸瓶Fig.3 Imbibition bottle

樣品數(shù)層位陽離子/(mg/L)陰離子/(mg/L)Na++K+Ca2+Mg2+Cl-SO42-HCO3-pH值總礦化度/(g/L)水型2長61206847977．090948130．0544184．06．0078．43CaCl25長622068610229．065551421．0464181．45．9083．65CaCl2平均206859585．678250480．7504486．85．9582．20CaCl2

表2 注入水水質(zhì)分析表

3.2 常壓下的滲吸實(shí)驗(yàn)

3.2.1 實(shí)驗(yàn)條件及現(xiàn)象描述

本實(shí)驗(yàn)所用人造親水巖心尺寸為2.5 cm×8 cm，滲透率分別為0.2 mD、4 mD、10 mD、20 mD、100 mD級(jí)別，實(shí)驗(yàn)溫度為54℃。在實(shí)驗(yàn)條件下，5組巖心都發(fā)生了原油的滲吸，0.5 h后巖心表面上出現(xiàn)油珠，隨著時(shí)間的延長，油珠會(huì)變大并上浮至細(xì)管液面。

3.2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

由表3可見，5組實(shí)驗(yàn)中都有較大量的原油被置換出來，驅(qū)油效率基本上都超過了20%，1-3號(hào)巖心滲吸驅(qū)油效率最高，達(dá)到28.75%。說明滲吸在低滲透油藏驅(qū)油中具有重要作用，在開發(fā)中應(yīng)給予足夠重視。

表3 親水巖心基本參數(shù)及滲吸結(jié)果表

圖4、圖5的曲線表明，滲吸驅(qū)油主要發(fā)生在滲吸開始的5小時(shí)內(nèi)，該時(shí)間段內(nèi)滲吸速度最快。隨時(shí)間延長，滲吸速度變慢，滲吸驅(qū)油效率增加幅度變小，在約100小時(shí)后滲吸驅(qū)油效率不再增加。

圖4 滲吸驅(qū)油效率與時(shí)間關(guān)系圖Fig.4 Imbibition effect of imbibition solution on water-wet core

圖5 巖心滲吸速度與時(shí)間關(guān)系圖Fig.5 Infiltration rate in water-wet

3.3 脈沖壓力下的滲吸實(shí)驗(yàn)

3.3.1 實(shí)驗(yàn)條件及過程

實(shí)驗(yàn)采用6根2.5 cm×8 cm的短巖心，滲透率分別為0.2 mD和4 mD級(jí)別，實(shí)驗(yàn)溫度為54℃，滲吸體系為注入水。巖心參數(shù)見表4。

兩組巖心滲吸開始1 h、2 h、3 h、4 h分別施加2 MPa、4 MPa、6MPa的脈沖壓力。記錄原油滲吸體積，計(jì)算滲吸驅(qū)油效率。

圖6展示了滲吸驅(qū)油效率與滲透率的關(guān)系，圖中可以看出滲吸驅(qū)油效率隨著滲透率的增加呈先增大后減小的趨勢(shì)。

圖6 滲吸驅(qū)油效率與滲透率關(guān)系圖Fig.6 Relationship of imbibition oil displacementefficiency and permeability

3.3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

脈沖滲吸采收率與脈沖次數(shù)、脈沖壓力密切相關(guān)。脈沖壓力相同時(shí)，隨脈沖次數(shù)的增加，巖心滲吸驅(qū)油效率有不同程度的提高，但提高的幅度隨脈沖次數(shù)的增加越來越低。隨著脈沖壓力的增大，滲吸驅(qū)油效率也得到不同程度的提高。

由表4和表3對(duì)比可見，在滲透率為0.2 mD和4 mD級(jí)別的巖心中，脈沖4次的滲吸驅(qū)油效果明顯優(yōu)于常壓滲吸驅(qū)油效果。

在滲透率為0.2 mD級(jí)別的巖心中，4 h時(shí)，施加2 MPa、4 MPa、6 MPa脈沖壓力的滲吸驅(qū)油效率分別為常壓下滲吸驅(qū)油效率的2.3倍、2.7倍、2.9倍(圖7a)。

表4 低滲親水巖心滲吸實(shí)驗(yàn)基本參數(shù)及結(jié)果表

a.0.2 mD級(jí)別巖心 b.4 mD級(jí)別巖心圖7 脈沖壓力對(duì)滲吸驅(qū)油效率的影響圖Fig.7 Imbibition effect of imbibition solution on water-wet low permeability core

滲透率為4mD級(jí)別的巖心中，4h時(shí)，施加2MPa、4MPa、6MPa脈沖壓力的滲吸驅(qū)油效率分別為常壓下滲吸驅(qū)油效率的1.7倍、2倍、2.3倍(圖7b)。

4 滲吸對(duì)低滲透油藏開發(fā)的影響

國內(nèi)外學(xué)者在低滲透油藏開發(fā)滲流機(jī)理方面都做了大量的研究工作，國內(nèi)重點(diǎn)研究包括非達(dá)西滲流[9]、啟動(dòng)壓力、可動(dòng)流體[10-11]等方面的內(nèi)容；國外側(cè)重研究裂縫與基質(zhì)之間的交滲能力[12]、基質(zhì)的潤濕性、束縛水飽和度[13]等因素對(duì)滲吸效率的影響，低滲透滲吸結(jié)果的歸一化處理[14-15]及提高裂縫性油藏滲吸效率[16]等內(nèi)容。

4.1 影響滲吸采油的主要因素

影響滲吸采油的因素主要包括基質(zhì)毛細(xì)管力、裂縫與基質(zhì)滲透率比值、裂縫密度、油水黏度比、滲吸采油的開始時(shí)間，以及巖石的潤濕性、溫度等。

(2)裂縫與基質(zhì)滲透率比值：裂縫與基質(zhì)滲透率比值越大，滲吸采油效果越好。有研究表明，在其他條件固定時(shí)，當(dāng)從10升到100時(shí)，滲吸采收率可從0.4%提高到2%，提高了5倍。

(3)裂縫密度：較大的裂縫密度能促進(jìn)滲吸采油，這是因?yàn)榱芽p不僅增加滲吸體系與基質(zhì)的接觸面積，而且增加了竄流系數(shù)。

(4)油水黏度比：研究表明，油藏滲吸采收率隨油水黏度比增加而降低，說明滲吸采油適合油水黏度比較低的油藏。

(5)壓力波動(dòng)：實(shí)驗(yàn)表明，存在壓力波動(dòng)時(shí)，滲吸驅(qū)油效率明顯增大，且壓力波動(dòng)越大效果越好。

(6)滲吸采油開始時(shí)間：根據(jù)滲吸采油原理，只有裂縫系統(tǒng)被水飽和后，才會(huì)引起基質(zhì)與裂縫間的油水交換。因此，滲吸采油開始的最早時(shí)間是生產(chǎn)井見水的時(shí)刻。對(duì)于裂縫與基質(zhì)滲透率比值較高的油藏，常規(guī)注水時(shí)大量的水流進(jìn)裂縫系統(tǒng)做無效消耗，滲吸采油開始的時(shí)間越早，無效注水越少，效果越好。

4.2 低滲透油田合理滲吸開發(fā)方式

(1)周期注水：周期注水利用提高和降低注水量對(duì)油層內(nèi)部產(chǎn)生不穩(wěn)定壓降，在不同滲透率油層之間產(chǎn)生不穩(wěn)定流動(dòng)，利用滲吸效應(yīng)提高驅(qū)油效率，同時(shí)能降低注水量，減少投入。

(2)階梯注水：階梯注水分為正階梯注水和反階梯注水，都可以在儲(chǔ)層中產(chǎn)生壓力波動(dòng)，促進(jìn)滲吸驅(qū)油。

(3)其他方法包括間歇抽油、油水井同時(shí)開關(guān)、周期性生產(chǎn)、水井吞吐等。

5 結(jié)論

(2)在注入水配伍性好的情況下，低滲透弱親水巖心可以發(fā)生較好的滲吸驅(qū)油，驅(qū)油效率一般都能達(dá)到20%以上，且隨著滲透率的增加，滲吸驅(qū)油效率先增加后降低。

(3) 低滲透巖心滲吸驅(qū)油主要發(fā)生在實(shí)驗(yàn)開始階段，滲吸速度由低到高再到低，滲吸驅(qū)油效率先大幅度增加，而后增加幅度減緩。

(4)存在壓力脈沖時(shí)，滲吸驅(qū)油效率明顯高于常壓條件。

(5)在裂縫性低滲透油藏開發(fā)中，大量注入水會(huì)沿著裂縫流動(dòng)，在基質(zhì)波及效率較低的情況下，利用滲吸法采油是一種較好的途徑。

[1] 計(jì)秉玉,陳劍,周錫生,等.裂縫性低滲透油層滲吸作用的數(shù)學(xué)模型[J].清華大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2002,42(6):711-713.

[2] Akin S, Kovscek A R. Imbibition studies of low -permeability porous media[C]. SPE 54590, 1999.

[3] 李士奎,劉衛(wèi)東,張海琴,等.低滲透油藏自發(fā)滲吸驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究[J].石油學(xué)報(bào),2007,28(2):109-112.

[4] 劉衛(wèi)東,姚同玉,劉先貴,等.表面活性劑體系滲吸[M].北京:石油工業(yè)出版社,2007:1-3.

[5] Schechter D S, Zhou D, Orr F M Jr. Capillary imbibition and gravity segregation in low IFT systems[R]. SPE 22594, 1991.

[6] 李繼山.表面活性劑體系對(duì)滲吸過程的影響[D].廊坊:中國科學(xué)院研究生院(滲流流體力學(xué)研究所),2006.

[7] Dmitry Silin, Tad Patzek . On Barenblatt’s, Model of spontaneous counter-current imbibition[J]. Transport in porous Media, 2004, 54(3):297-322.

[8] D Zhou, L Jia., J Kamath,et al. Kovscek. Scaling of counter-current Imbibition processes in low-permeability porous media[J]. Journal of petroleum Science and Engineering, 2002, 33(1-3): 61-74.

[9] 黃延章.低滲透油層滲流機(jī)理[M].北京:石油工業(yè)出版社,1998:59-99.

[10] 張盛宗,王為民,陳權(quán).低滲透油藏開發(fā)與裂隙孔隙度[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),1999,18(2):23-26.

[11] 阮敏,何秋軒,任曉娟.低滲透油層滲流特征及對(duì)油田開發(fā)的影響[J].特種油氣藏,1998,5(3):23-28.

[12] 許建紅,程林松,周穎,等.一種求解低滲透油藏啟動(dòng)壓力梯度的新方法[J].石油勘探與開發(fā),2007,34(5):594-597.

[13] 田冷,何順利,李秀生,等.低滲透油藏生產(chǎn)井關(guān)井測(cè)壓時(shí)間的計(jì)算與應(yīng)用[J].石油勘探與開發(fā),2007,34(2):226-229.

[14] 李永太,宋曉峰.安塞油田三疊系延長組特低滲透油藏增產(chǎn)技術(shù)[J].石油勘探與開發(fā),2006,33(5):638-642.

[15] Tang Guoqing, Firoozabadi A. Effect of viscous forces and initial water saturation on water injection in water-wet and mixed-wet fractured porous media[R]. SPE 59291, 2000.

[16] Tong Z, XieX, Morrow N R. Scaling of viscosity ratio for oil recovery by imbibition from mixed-wet rocks [R]. Edinburgh: SCA, 2001.

[17] Li Kewen, Horne R N. A general scaling met hod for spontaneous imbibition[R] . SPE 77544, 2002.

[18] Spinler E A, Zornes D R , Toboia D P. Enhancement of oil recovery using a low concentration of surfactant to improve spontaneous and forced imbibition in Chalk[R] . SPE 59290, 2000.

[19] SCHECHTER D S, ZHOU D, ORR F M. Capillary Imbibition and Gravity Segregation in Low IFT Systems[R]. SPE 22594, 1991.

[20] D U Prey L E. Gravity and capillarity effects on imbibition in porous media[J]. SPE, 1978(18): 195-206.

The Study of Imbibition in Low Permeability Reservoir and Its Influence Factors

Cui Pengxing， Liu shuangshuang， Dang Hailong

(ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi＇an,Shaanxi710075,China)

In this paper, the low permeability reservoir permeability suction force and seepage ceiling discriminant parameters and imbibition mechanism are analyzed. Meanwhile, it expounds the research method of imbibition effect at home and abroad. On the basis of this, through the design of the experimental device for the low permeability core permeability and oil displacement of the law of the analysis, carried out in the middle temperature static pressure and pulse pressure of the two groups of permeability experiment. Experimental results show that in 54℃ and permeability is 0.2 mD, 10 mD, 20 mD, 100 mD level core imbibition drive oil efficiency can reach more than 20% and the imbibition displacement efficiency of oil increased first and decreased with the increase of permeability. Low permeability core permeability ceiling displacement mainly occurs at the beginning of the experiment stage, the infiltration rate in less than 5 hours to maximum and then decreases to a great extent; imbibition drive oil efficiency substantially increased, with the passage of time, the rate of increase slowed. Pulse pressure amplitude and frequency of imbibition effect have a good role in promoting, imbibition displacement efficiency of oil is significantly higher than that in normal conditions and in the hearts of the rock 0.2 mD and 4 mD level. 2 MPa, 4 MPa, 6 MPa pulse pressure 4 hours of core permeability ceiling oil displacement efficiency is under atmospheric pressure of 1.7～2.9times.

low permeability reservoir; imbibition; capillary pressure; influence factors

TE348

A

*第一作者簡(jiǎn)介：崔鵬興(1986—)，男，碩士，主要從事油氣田開發(fā)工作。郵箱：172209810@qq.com.