岩心渗透率对亲水砂岩渗吸的影响

彭昱强,何顺利,郭尚平,韩 冬

(1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京 102249; 2.中国石油大学气体能源开发技术教育部工程研究中心,北京 102249; 3.中国石油勘探开发研究院,北京 100083)

岩心渗透率对亲水砂岩渗吸的影响

彭昱强1,2,何顺利1,2,郭尚平3,韩 冬3

(1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京 102249; 2.中国石油大学气体能源开发技术教育部工程研究中心,北京 102249; 3.中国石油勘探开发研究院,北京 100083)

针对国产露头砂岩与Berea砂岩存在差异,分析国产露头砂岩的渗吸特点和规律,研究亲水砂岩渗透率对盐水自发渗吸规律和采收率的影响,对比不同渗吸数学模型的预测结果.结果表明,渗透率低于800×10-3μm2时,随着砂岩渗透率增加,盐水渗吸采收率逐渐升高,但是增速变慢;渗透率高于800×10-3μm2时,渗吸采收率趋于稳定或稍有下降.高渗条件下,毛管力对盐水渗吸的贡献变弱;渗透率越小,渗吸采收率增速越快,低渗储层开发中应注重发挥渗吸作用.由于渗吸过程的复杂性和多因素影响,已有渗吸数学模型不能较好地描述渗吸规律.

自发渗吸;露头砂岩;渗透率;渗吸采收率;亲水

0 引言

自发渗吸驱油是裂缝性油藏和多层非均质油藏开发中重要的驱油机理之一.影响自发渗吸驱油的因素较多,主要包括岩石物性,如渗透率、孔隙度和孔隙结构等;岩心中多相流体的渗流性质,如束缚水饱和度、相对渗透率和润湿性等;油水性质,如油水黏度、密度、盐水组成及矿化度等;外在条件,如边界条件、温度和岩心尺寸等,人们对它们进行了广泛研究[1-9],但是岩石物性对渗吸的影响规律有待深入研究.已有砂岩渗吸研究中,国外使用较多的露头砂岩是Berea砂岩,而我国使用天然砂岩露头岩心的不多,虽有研究但不够深入.由于国产露头砂岩与Berea砂岩存在一定差异,因此研究国产露头砂岩的渗吸特点和规律,对于国内油田采用渗吸技术具有重要的理论价值和参考意义.笔者采用国产均质砂岩露头岩心,研究了多孔介质物性对其渗吸的影响规律和效果.

1 实验

1.1 材料

(1)岩心.天然露头砂岩由中国石油勘探开发研究院开发,岩心长度为4.34～6.11cm,直径为2.43～2.58cm,孔隙度为12.9%～24.6%,空气渗透率为(1.8～958.0)×10-3μm2.岩心孔隙度与渗透率具有较好的正相关关系,即渗透率随着孔隙度的增加而增大.使用中性煤油和标准盐水,按照石油行业标准SY/T5153-1999评价岩心润湿性,岩心的相对润湿指数为0.76～0.90,其润湿性属于强亲水.

(2)油.癸烷(C10H22),化学纯,北京化学试剂公司生产. (3)盐水.1.2%(质量分数)KCl溶液,使用蒸馏水配制.

1.2 岩心处理方法和渗吸方法

岩心处理方法、渗吸方法与渗吸装置见文献[1].文中全部使用盐水进行自发渗吸.

2 结果与讨论

渗透率和孔隙度是描述岩石物性的重要参数,对渗吸具有较大影响.本批岩心孔隙度与空气渗透率具有较好的正相关关系,故研究渗透率对亲水砂岩渗吸的影响规律,并对比油层实际束缚水饱和度和束缚水饱和度为0等2种条件下的岩心渗吸效果.

2.1 油层实际束缚水饱和度

在油层实际束缚水饱和度条件下,岩心物性和渗吸结果见表1、图1和图2.

表1 油层实际束缚水饱和度条件下岩心物性及渗吸效果

图1 油层实际束缚水饱和度条件下岩心渗吸采收率与渗吸时间关系

图2 油层实际束缚水饱和度条件下岩心渗吸采收率与渗透率关系

由图1和图2可知,在渗吸早期,高渗岩心和中渗岩心的渗吸速度很快,低渗岩心的渗吸速度较慢,到了渗吸中后期,渗吸速度均逐渐变慢.渗吸采收率与岩心渗透率关系表明,随着渗透率增加,渗吸采收率逐渐升高,但是采收率增速变慢;渗透率达到800×10-3μm2左右后,渗吸采收率不再提高,趋于平稳,甚至稍有下降.高渗岩心最终采收率在35%～50%之间,中渗岩心最终采收率在30%～40%之间,低渗岩心最终采收率在12%～28%之间.由表1可知,渗吸采收率与岩心孔隙度的关系表明,随着孔隙度增加,采收率逐渐增加,但是采收率增速逐渐变慢;孔隙度大于24.3%左右后,采收率趋于平稳,甚至稍有下降.因露头砂岩的渗透率与孔隙度呈正相关关系,渗吸采收率与孔隙度的关系再次说明孔隙度对渗吸的影响与渗透率对渗吸的影响行为相似.渗吸采收率随岩心渗透率或孔隙度变化的原因可解释为渗吸主要由毛细管力控制.由岩心内部孔隙结构的差异可知,随着岩心渗透率的增加,岩心内部孔隙增多且孔喉性质逐渐变好,因此随着渗透率增大,参与毛细管力渗吸的孔隙增多,毛管渗吸作用增强,渗吸采收率越高.但是当渗透率增大到一定程度后,孔喉直径较大,毛管渗吸作用迅速减弱,主要靠重力渗吸.相对于毛细管力而言,重力渗吸只与油水之间的密度差相关且较弱,故渗透率达到一定程度后,渗吸采收率不再提高.渗吸采收率随渗透率的变化规律表明,渗透率越小,渗吸采收率增加速度越显著,可见低渗储层开发中应该注重发挥渗吸作用.

通过对岩心渗透率与渗吸采收率数据进行回归,得到经验关系式为

式中:Rb为渗吸采收率;Ka为岩心空气渗透率;A和B均为常数,对于笔者使用的油水和露头砂岩(渗透率小于800×10-3μm2),A=5.4491,B=7.9136.因此,在进行具体研究时,应根据油田实际的地质条件、储层物性和油水性质等确定经验公式中的常数,以便预测油田的渗吸采收率.

2.2 岩心物性及渗吸效果

束缚水饱和度等于0的理想条件下,岩心物性和渗吸结果见表2、图3和图4.

表2 束缚水饱和度为0条件下岩心物性及渗吸效果

图3 束缚水饱和度为0条件下岩心渗吸采收率度与渗吸时间关系

图4 束缚水饱和度为0条件下岩心渗吸采收率与渗透率关系

由图3和图4可知,随着岩心渗透率增加,渗吸采收率增加,但是增速迅速下降,最后趋于平稳,甚至稍有下降,变化规律与油层实际束缚水饱和度条件相似.由表2可知,渗吸采收率与孔隙度的关系说明孔隙度对渗吸的影响与渗透率对渗吸的影响行为相似.渗吸采收率随岩心渗透率或孔隙度变化的原因与油层实际束缚水饱和度时相同.

渗透率相近时,束缚水饱和度为0时岩心的渗吸采收率均大于油层实际束缚水饱和度时岩心的采收率,增加4%～18%;渗透率越大,渗吸采收率增加幅度越小.差异原因可解释为束缚水为0时岩心中全部孔隙充满油,进行渗吸时连通孔隙都参与到渗吸过程中,毛细管渗吸发挥充分,因此渗吸采收率高;而岩心中存在束缚水时,部分孔隙中由于束缚水影响,总体上毛细管力渗吸作用减弱,因此渗吸采收率下降.

通过对岩心渗透率与渗吸采收率数据进行回归,得到经验关系式为

式中:C和D均为常数,对于笔者使用的油水和露头砂岩(渗透率小于800×10-3μm2),C=5.6054,D= 18.239.

对比经验关系式(1)和式(2),可知2个关系式形式相同,表明渗吸采收率与岩心渗透率的对数呈线性关系.这2个经验式的截距相差较大,是由束缚水差异引起的.

2.3 天然露头岩心与人造岩心渗吸对比

文献调研发现,Al-LawatiS等[3]研究了不同渗透率Berea砂岩使用癸烷和蒸馏水条件下的渗吸特点,一种条件是岩心孔隙度为21.1%,渗透率为293.5×10-3μm2,束缚水饱和度为0,蒸馏水渗吸采收率约为57%;另一种条件是岩心孔隙度为16.3%,平均渗透率为2.6×10-3μm2,束缚水饱和度为0,蒸馏水渗吸采收率约为42%.与Al-Lawati等的结果相比,在渗透率相近的情况下,本文使用的中渗砂岩的渗吸采收率约小9%,但是中渗砂岩岩心孔隙度在18%～19%之间,而且使用的是1.2%KCl盐水,渗吸采收率略有下降属正常变化.岩心的渗吸结果与Berea砂岩岩心的渗吸结果基本一致,但是与人造岩心的渗吸结果相差较大.

刘卫东等[10]利用人造岩心进行渗吸研究,其条件是:人造高渗岩心(渗透率为556×10-3μm2,孔隙度为34.6%),大庆第五采油厂模拟油,黏度为6.7mPa·s;大庆油田注入水,总矿化度约为5000mg/L;驱替法建立人造低渗岩心(渗透率为4.1×10-3μm2,孔隙度为24.9%),岩心润湿性为亲水;大庆油田束缚水饱和度,文献[10]中没有给出束缚水饱和度数值;在室温(22℃)和常压条件下进行渗吸实验.注入水渗吸结果表明,人造高渗岩心渗吸采收率为52.7%,人造低渗岩心渗吸采收率为16.2%,数据见表1.

研究发现,在露头岩心为亲水和油相为癸烷的条件下,高渗砂岩在渗透率为530×10-3μm2、束缚水饱和度为33%条件下,渗吸采收率约为35%;低渗砂岩渗透率为1.8×10-3μm2,束缚水饱和度为51.5%时,渗吸采收率为12.9%.油相对渗吸的影响结果表明,在相同条件下不同黏度的油的渗吸采收率基本相同.人造高渗岩心的渗吸采收率超过露头岩心的18%,人造低渗岩心的渗吸采收率超过露头岩心的5%,可见人造岩心渗吸采收率明显大于天然露头岩心的,这种差异可解释为2种岩心物理化学性质差异较大造成的.

2.4 渗吸模型的应用

由文献[11-12]知,只要岩石类型和形状相同,即使岩心尺寸、形状、边界条件和油水黏度比等方面各不相同,使用式(3)或式(4)能将渗吸采收率与无因次渗吸时间tD进行归一,即不同岩心的渗吸曲线能够基本重合.

使用实用单位,将式(4)改写为式(5),即

HandyLL[13]认为,只要是毛细管力渗吸,岩心的吸水量或者渗吸采收率与渗吸时间的平方根成正比,相应的渗吸曲线应该为直线.HandyLL提出的数学模型为

式中:Qw为t时间的累计吸入水量;pc为毛细管力;Sw为含水饱和度;Kw为盐水渗透率.以采收率R代替累计吸入水量Qw,式(6)的等价关系式[14]为

式中:c为常数.

因为式(3)和式(4)的计算结果变化趋势相同,只使用式(5)计算无因次渗吸时间,对渗吸采收率与无因次渗吸时间作图,其结果见图5(a)和图5(c).使用Handy模型的等价式(7)对采收率与渗吸时间的平方根作图,其结果见图5(b)和图5(d).

由图5(a)和图5(c)可知,无论是否存在束缚水饱和度,除2块低渗岩心数据基本重合外,不同渗透率岩心的渗吸曲线呈分散状态,即式(5)不能将不同渗透率岩心的渗吸数据进行归一.出现这种差异可解释为砂岩渗吸受多方面因素的影响,现有模型不能较好地模拟渗吸变化规律,需要研究新型渗吸数学模型.虽然各曲线不能重合,但是采收率与无因次渗吸时间的关系能够清楚反映不同岩心在不同渗吸阶段渗吸速度的快慢.曲线斜率越大,渗吸越快,图5(a)和5(c)的变化趋势比图1或图3更加明显地反映了渗吸速度变化特征.

由图5(b)和图5(d)可知,各渗吸曲线在早期基本呈直线变化,但是后期曲线逐渐偏右,说明渗吸已经从毛细管力渗吸占主导逐渐转变为重力渗吸占主导,这与实验观察得到的认识相一致.

图5 渗吸采收率与渗吸时间或者渗吸时间平方根的关系

3 结论

(1)渗透率低于800×10-3μm2时,随着渗透率增加,盐水渗吸采收率逐渐升高,但增速变慢;渗透率高于800×10-3μm2以后,渗吸采收率趋于稳定或稍有下降.盐水渗吸采收率与岩心渗透率的对数呈线性关系.

(2)高渗条件下,毛管力对渗吸的贡献变弱;渗透率越小,盐水渗吸采收率增速越快.低渗储层开发中应注重发挥渗吸作用.天然露头岩心与人造岩心的渗吸结果存在较大差异,这是由2种岩心物理化学性质差异较大造成的.

致谢:

感谢中国石油勘探开发研究院张祖波高级工程师提供天然露头砂岩岩石,感谢中海油田服务股份有限公司油田化学事业部对实验工作的支持.中海油田服务股份有限公司油田化学事业部的郁鲁彬参加了本项研究工作.

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Effect of permeability of porous medium on spontaneous imbibition in water-wet sandstone/2010,34(4):51 -56

PENG Yu-qiang1,2,HE Shun-li1,2,GUO Shang-ping3,HAN Dong3
(1.MOE Key L aboratory ofPetroleumEngineering in China University ofPetroleum,Beijing 102249,China;2.Engineering Research Center ofGas Energy Sources DevelopmentTechnology, Ministry ofEducation,Beijing102249,China;3.Institute ofPetroleum Ex ploration and Development,PetroChina,Beijing100083,China)

Spontaneous imbibition behavior and recovery was studied in brine with different permeability of outcrop sandstones which were water-wet so that imbibition law of Chinese outcrop could be learn because it is different from Berea sandstone,and forecast results were compared with different imbibition mathematical models.It was shown that the brine imbibition recovery increases with the increase of permeability,however the incremental rate is slow down when the permeability is lower than about 800× 10-3μm2.oil recovery tends to stable or even declines slightly when the permeability is higher than about 800×10-3μm2.Capillary dominated imbibition is growing minor in brine when matrix permeability is high,however,spontaneous imbibition is prominent when matrix permeability is low,thus it is suggested that spontaneous imbibition should be utilized in low permeability reservoir exploitation.The known imbibition mathematical models couldn’t preferable scale imbibition behavior of core samples because imbibition is complexity and affected simultaneously by many factors.

spontaneous imbibition;outcrop sandstone;permeability;imbibition recovery;water-wet

book=4,ebook=351

TE312

A

1000-1891(2010)04-0051-06

2010-05-12;审稿人:张继成;编辑:关开澄

国家“973”重大基础研究项目(2005CB221300)

彭昱强(1975-),男,博士后,工程师,主要从事油藏工程和提高采收率方面的研究.