低渗透油层弱水湿岩心的合理驱替速度

2011-11-10陈涛平张晓娇

东北石油大学学报 2011年3期

陈涛平，张晓娇，刘斌

( 1. 东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318； 2. 大庆钻探工程公司地质录井一公司，黑龙江大庆 163114 )

0 引言

油藏岩石润湿性在很大程度上对孔隙中流体分布起着控制作用.水驱油时，地层原油采收率在很大程度上与水对地层岩石的润湿性有关[1-3]，而原油-岩石-盐水体系润湿性是一个复杂问题，不仅与原油组分、岩矿组分、地层水性质等密切相关，而且与流体接触时间的长短密切相关[4-8].毛管压力是低渗透岩心润湿性影响驱油效率的主要因素之一，岩石孔喉半径越小产生的毛管压力越大.一般认为，当油藏岩石为强水湿时，由于毛管压力是水驱油的动力，有利于提高水的自吸速率，因而与强油湿的岩石相比，其注水时的驱油效率应明显高些[9].油藏岩石的润湿性并不只限于强水湿和强油湿2种状态，而是覆盖着润湿指数从-1至1的一个广泛范围.Morrow N R[10]研究表明，当润湿性处于弱水湿或中性润湿状态时，驱油效率为最高.Anderson W G[9]将这些不同的结论归因于岩石非均质性、注水速率、孔隙几何形状，以及岩样的端面效应等其他因素的影响.姚凤英等[11]认为将亲油油藏润湿性转变为亲水或中性润湿，有利于提高采收率.文献[12]指出，润湿性影响水驱效果，且中间润湿的水驱采收率最高.宋付权等[13]研究润湿界面的滞后现象，指出液体在微管中流动的界面随着流速的不同其形状发生改变，在表面张力的作用下，微管的尺寸越小，2种流体的性质差别越大，界面的润湿滞后现象越不明显.在水驱油的过程中，动润湿滞后现象对采收率的影响很大，对于不同的渗透率、驱替速度以及润湿性，存在不同的采收率.当渗透率和润湿性一定时，必然存在一个最佳的驱替速度使得采收率达到最高.为此，笔者用人造岩心进行实验，探索低渗透油层弱水湿岩心的合理驱替速度.

1 动润湿滞后影响

润湿性是储层的一个基本特征参数，是控制油水在孔隙中分布状态和水驱油效率的一个重要因素，润湿滞后(尤其是动润湿滞后)是低渗透油层水驱油过程中必须考虑的一个重要因素，驱替速度影响动润湿滞后，所以驱替速度对水驱采收率的影响不可忽略.

1.1 采收率

在水驱油过程中，当三相周界沿固体表面移动时，因移动的延缓而使润湿角发生变化的现象即动润湿滞后.毛管数愈大，水驱残余油饱和度愈低.由Moore和Slobod[14]修正的毛管数可知：在不降低油水界面张力的情况下，当润湿角θ接近90°时，毛管数最大，此时水驱残余油饱和度最低，即中间润湿(θ=90°)水驱油效率最高.

在水驱油过程中，受到动润湿滞后的影响，接触角增大(见图1)，只有θ<90°的弱水湿岩样才能使动润湿角θ趋近于90°(图1(a)虚线)；θ=90°的中间润湿和θ>90°的弱油湿岩样都会使润湿角远离90°(图1(b)，(c)虚线)，润湿角的变化Δθ，即动润湿滞后影响的结果，使得θ+Δθ=90°时水驱采收率最高.

图1 动润湿滞后影响示意

1.2 毛管孔道驱替速度

岩石孔隙结构复杂，为了便于研究，将其假想成由等直径的平行毛管束所组成，流体在其中作定常层流流动.取其中一根长度为L，内壁半径为r的毛细管，水驱油过程中油水分布见图2(p1和p2为毛细管两端压力，θ1和θ2分别为水驱油动润湿滞后前进角和后退角).

图2 油段在等直径圆管中的定常层流流动

流体在等直径圆管中作定常流动时加速度值为0，无惯性力.考虑压力、摩擦阻力及毛管力，可得压力平衡方程为

p1-p2-pf+pc=0,

(1)

Δp=pf-pc,

(2)

式(1～2)中：Δp为毛管两端压差；pf为压力损失；pc为毛管力.

考虑毛管孔道中油水两相流，利用达西公式得

(3)

式中：Q为驱替排量；A为岩心截面积；μo和μw分别为油和水的黏度；Lo和Lw分别为油段和水段的长度；Ko和Kw分别为油相和水相的渗透率.

毛管孔道中油水两相流动的沿程压力损失为

(4)

式中：v为毛管中流体的流速；d为毛管直径；C为修正因数；ρo和ρw分别为油相和水相的密度；Reo和Rew分别为油相和水相的雷诺数.

考虑实际毛管孔道中有n个油段，则毛管力为

(5)

式中：σ为油水界面张力.

将式(3～5)代入式(2)，整理得

(6)

考虑到岩心迂曲度τ对毛管中流体速度的影响，有

v=τvD,

(7)

又根据孔道半径r、渗透率K及孔隙度φ之间的理论关系式

(8)

将式(7～8)代入式(6)，则有

(9)

由图2可以看出，θ1与θ2相关.由式(9)可以看出，接触角θ1，θ2，渗透率K，驱替速度vD之间相互影响且满足一定的关系式.又因润湿性对水驱采收率有影响[15]，所以θ1，θ2，K，vD之间必然存在合适的匹配关系，能使得水驱采收率达到最高.为此，有必要进行实验研究，以确定不同润湿性对应最高采收率时的(最佳)驱替速度，从而为分析驱替速度、渗透率、接触角三者之间的关系奠定基础.

2 实验

2.1 方案及设备

(1)方案.选用改变润湿性物质有十二烷基磺酸钠和硅油，分别用来制备亲水和亲油岩心.利用不同质量分数的处理液对岩心进行抽空饱和，经老化相同时间且烘干，制备出润湿性不同、其余性质相近的实验用岩心；然后用OCA-20视频光学接触角测定仪测量岩心接触角，测量5次取平均值，再进行饱和水，饱和油；最后进行水驱(水驱至含水率98%).

(2)设备.OCA-20视频光学接触角测定仪、SG83-1型双联自控恒温箱、JJ-1型电动搅拌器、Sartorius BS224S型电子分析天平、2XZ-8型真空泵等.

2.2 数据

实验所用岩心为低渗透圆柱状人造岩心，其实验数据见表1.

表1 人造圆柱状岩心及其实验数据

2.3 结果分析

2.3.1 水驱采收率与接触角的关系

图3 水驱采收率与接触角的关系曲线

根据表1绘出水驱采收率随润湿接触角的变化曲线(见图3).由图3可以看出，当人造岩心接触角为79.032°时，水驱采收率最高为47.67%，即Δθ1=10.968°时其水驱采收率最高.因此，可将Moore和Slobod考虑润湿性给出毛管数Nc定义式修正为

(10)

2.3.2 合理驱替速度与渗透率的关系

根据实验结果，人造岩心接触角为79.032°时水驱采收率最高，此时由于动润湿滞后的影响使得θ1=90°，即油水界面垂直于管壁.

由于单个油段的长度有限，单个油段静止和流动2种状态的平均压力差有限，则可忽略水驱油过程中由压力变化所引起的单个油段的体积变化，按照体积守恒原理，单个油段在静止和流动2种状态下体积不变，即单个油段因水驱油前进角由θ变为θ1所减少的体积，等于其后退角由θ变为θ2所增加的体积.由θ1=90°、θ=79.032°及毛管半径r，可求得θ2=68.44°.

利用水驱油初始阶段的有关实验数据求得式(9)中的a和b，结合前面所求的θ1和θ2，采用试算法求得C≈1，n=9.24.

在实验条件下，则式(9)可以写成

(11)

式中：k为比例系数，且k=72.3 s-1.

图4 驱替速度与渗透率的关系曲线

根据式(11)作驱替速度与渗透率的关系曲线(见图4).对于低渗透油层，欲使水驱采收率达到最高，则驱替速度与渗透率应满足图4的二次曲线关系.

由图4可以看出：当水驱采收率最高时，驱替速度随着渗透率的增大而增大，但渗透率增大的幅度比驱替速度增大的快，即当渗透率很大时，驱替速度也不会太高.因此，一定渗透率的岩心必然存在一个最佳驱替速度，使得水驱采收率达到最高.不同渗透率的岩心有不同的最佳驱替速度，对应一个合理的驱替压力梯度，从而能获得最高的水驱采收率.当岩心渗透率为50×10-3μm2时，合理驱替速度为1.4 m/d.