低渗透油藏渗吸作用及其影响因素研究

崔鹏兴，刘双双，党海龙 .

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

低渗透油藏渗吸作用及其影响因素研究

崔鹏兴，刘双双，党海龙 .

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

本文对低渗透油藏渗吸作用动力、渗吸判别参数、渗吸机理进行了分析，同时对国内外渗吸作用的研究方法进行了阐述。在此基础上，通过中温静压和脉冲中压两组渗吸实验，对低渗透岩心渗吸驱油规律进行了分析。实验结果表明，在54℃时，渗透率为0.2 mD、10 mD、20 mD、100 mD级别岩心的渗吸驱油效率基本都可达20%以上，且随着渗透率的增加，渗吸驱油效率先增加后降低。低渗透岩心渗吸驱油主要发生在实验开始阶段，渗吸速度在5 h以内达到最高，而后大幅降低；渗吸驱油效率先大幅增加，随时间推移，增加幅度减缓。脉冲压力的幅值和次数的增加都可以对渗吸效果有较好的促进作用，渗吸驱油效率明显高于常压条件，在0.2 mD和4 mD级别的岩心中，2 MPa、4 MPa、6 MPa的脉冲压力下4 h时岩心的渗吸驱油效率是常压下的1.7～2.9倍。

低渗透油藏；渗吸；毛细管力；影响因素

低渗透油藏注水开发时，裂缝中的原油较容易被水驱替，而基质中的原油被水驱替较难。研究发现，裂缝—基质之间存在渗吸作用，使基质中的原油被注入水置换到裂缝中，进而被水驱替出去，所以渗吸作用是低渗透油藏开发的一种有效手段。认识渗吸作用及其影响因素对合理开发低渗透油藏、提高采收率和增加经济效益具有重要意义[1-4]。

1 渗吸的有利条件及判别参数

1.1 渗吸动力分析

油田中有亲水、弱亲水等性质的油藏，不管其是孔隙型还是裂缝—孔隙型，在有注入水时均可发生渗吸作用。渗吸不仅受毛细管力作用，还受重力和浮力的影响(图1)。

图1a中，在单纯水平等半径的毛孔中，左右毛细管力大小一致，方向相反，所以毛细管力无效；图1b中左孔径大于右孔径，即右边的毛细管力大于左边的，毛细管力可将孔隙中的原油向左驱替；图1c和图1d中，原油受毛细管力、重力和浮力的共同影响。

图1 渗吸动力分析图Fig.1 Imbibition driving force analysis

1.2 低渗透岩心渗吸的有利条件

1.2.1 岩心的润湿性

岩心的原始润湿性影响水相的吸入量与吸入速度，制约着渗吸驱油过程；水润湿岩心容易发生渗吸驱油，油润湿岩心很难发生渗吸驱油。因此，润湿性是低渗透油藏渗吸驱油的关键性因素，水润湿是渗吸驱油的有利条件。

1.2.2 渗吸水相的界面张力

毛细管力随着界面张力的降低而减小，特别低的界面张力不利于渗吸，但界面张力的增大又会使黏附功增大，因此改善裂缝性低渗透油藏的渗吸驱油效果应该选择适宜的界面张力。

1.3 渗吸机理的判别参数

(1)

式中σ——油水界面张力，mN/m；φ——多孔介质孔隙度，%；g——重力加速度，cm/s2；H——多孔介质的高度，cm；k——多孔介质的渗透率，mD；Δρ——油水密度差，g/cm3；C——与多孔介质的几何尺寸有关，对于圆形毛细管模型，C=0.4。

李继山[6]考虑了润湿性对渗吸的影响，认为润湿性影响毛细管力的方向和大小，决定了水能否自发进入岩心，其在Schechter的基础上引入润湿性参数：

(2)

式中θ——接触角，°。

(2)E——黏附功降低因子。

黏附功是衡量将原油剥离岩石表面所需要的功，黏附功与接触角有关，关系式为：

W黏=σ油水(1-cosθ)

(3)

式中W黏——油在岩石表面的黏附功，J；

σ油水——油水界面张力，mN/m。

表面活性剂能降低油水界面张力，也能改变润湿角，考虑到这两点，引入黏附功降低因子E：

(4)

式中σ1——表面活性剂溶液与原油的界面张力，mN/m；

σ0——初始条件下油水的界面张力，mN/m；

θ1——表面活性剂在岩石表面的接触角，°；

θ0——初始条件下水在岩石表面的接触角，°。

黏附功降低因子用来衡量表面活性剂对渗吸采油的作用大小，黏附功降低使油滴、油膜与岩石表面分离变得较为容易，从而提高渗吸效率。

2 渗吸方式与研究方法

2.1 渗吸方式

裂缝—孔隙型双重介质的岩石中可存在顺向渗吸和逆向渗吸。顺向渗吸指水或水溶液吸入的方向与油被排出的方向相同，逆向渗吸指水或水溶液吸入方向与油被排出的方向相反(图2)。

图2 渗吸方式图Fig.2 Imbibition method

2.2 渗吸研究的实验方法

诸多学者通过室内实验模拟研究渗吸现象，目前主要的实验方法有体积法[8]和称重法。

(1)体积法：通过测量原油或渗吸体系溶液的体积来计算溶液与岩心之间的液体置换量。该方法适用于岩心孔隙体积较大的渗吸，可以很好地观察渗吸结果。但该方法易受温度影响，因为温度的变化会使渗吸体系溶液蒸发，给实验带来误差。

(2)称重法：通过测量岩心或渗吸体系溶液的重量变化情况来计算渗吸结果。其中电子自动称重精度较高，可随时记录重量的变化。

两种方法都在常温常压下进行，都能取得较好的结果，且能观察到渗吸的动态。

3 低渗透岩心渗吸驱油规律

3.1 实验试剂及仪器

(1)实验试剂：地层水(原始地层抽取的经过滤处理后的水，见表1)、注入水(根据地层配伍性配置的渗吸体系溶液，见表2)、长6原油(温度为54℃，地面原油密度为0.8535 g/cm3，黏度为6.82 mPa·s)。

(2)实验仪器：渗析瓶(图3上部的细长玻璃管用来观察渗析现象)、恒温箱、中间容器。

(3)岩心：人造亲水岩心。

图3 渗吸瓶Fig.3 Imbibition bottle

样品数层位阳离子/(mg/L)阴离子/(mg/L)Na++K+Ca2+Mg2+Cl-SO42-HCO3-pH值总矿化度/(g/L)水型2长61206847977．090948130．0544184．06．0078．43CaCl25长622068610229．065551421．0464181．45．9083．65CaCl2平均206859585．678250480．7504486．85．9582．20CaCl2

表2 注入水水质分析表

3.2 常压下的渗吸实验

3.2.1 实验条件及现象描述

本实验所用人造亲水岩心尺寸为2.5 cm×8 cm，渗透率分别为0.2 mD、4 mD、10 mD、20 mD、100 mD级别，实验温度为54℃。在实验条件下，5组岩心都发生了原油的渗吸，0.5 h后岩心表面上出现油珠，随着时间的延长，油珠会变大并上浮至细管液面。

3.2.2 实验结果分析

由表3可见，5组实验中都有较大量的原油被置换出来，驱油效率基本上都超过了20%，1-3号岩心渗吸驱油效率最高，达到28.75%。说明渗吸在低渗透油藏驱油中具有重要作用，在开发中应给予足够重视。

表3 亲水岩心基本参数及渗吸结果表

图4、图5的曲线表明，渗吸驱油主要发生在渗吸开始的5小时内，该时间段内渗吸速度最快。随时间延长，渗吸速度变慢，渗吸驱油效率增加幅度变小，在约100小时后渗吸驱油效率不再增加。

图4 渗吸驱油效率与时间关系图Fig.4 Imbibition effect of imbibition solution on water-wet core

图5 岩心渗吸速度与时间关系图Fig.5 Infiltration rate in water-wet

3.3 脉冲压力下的渗吸实验

3.3.1 实验条件及过程

实验采用6根2.5 cm×8 cm的短岩心，渗透率分别为0.2 mD和4 mD级别，实验温度为54℃，渗吸体系为注入水。岩心参数见表4。

两组岩心渗吸开始1 h、2 h、3 h、4 h分别施加2 MPa、4 MPa、6MPa的脉冲压力。记录原油渗吸体积，计算渗吸驱油效率。

图6展示了渗吸驱油效率与渗透率的关系，图中可以看出渗吸驱油效率随着渗透率的增加呈先增大后减小的趋势。

图6 渗吸驱油效率与渗透率关系图Fig.6 Relationship of imbibition oil displacementefficiency and permeability

3.3.2 实验结果分析

脉冲渗吸采收率与脉冲次数、脉冲压力密切相关。脉冲压力相同时，随脉冲次数的增加，岩心渗吸驱油效率有不同程度的提高，但提高的幅度随脉冲次数的增加越来越低。随着脉冲压力的增大，渗吸驱油效率也得到不同程度的提高。

由表4和表3对比可见，在渗透率为0.2 mD和4 mD级别的岩心中，脉冲4次的渗吸驱油效果明显优于常压渗吸驱油效果。

在渗透率为0.2 mD级别的岩心中，4 h时，施加2 MPa、4 MPa、6 MPa脉冲压力的渗吸驱油效率分别为常压下渗吸驱油效率的2.3倍、2.7倍、2.9倍(图7a)。

表4 低渗亲水岩心渗吸实验基本参数及结果表

a.0.2 mD级别岩心 b.4 mD级别岩心图7 脉冲压力对渗吸驱油效率的影响图Fig.7 Imbibition effect of imbibition solution on water-wet low permeability core

渗透率为4mD级别的岩心中，4h时，施加2MPa、4MPa、6MPa脉冲压力的渗吸驱油效率分别为常压下渗吸驱油效率的1.7倍、2倍、2.3倍(图7b)。

4 渗吸对低渗透油藏开发的影响

国内外学者在低渗透油藏开发渗流机理方面都做了大量的研究工作，国内重点研究包括非达西渗流[9]、启动压力、可动流体[10-11]等方面的内容；国外侧重研究裂缝与基质之间的交渗能力[12]、基质的润湿性、束缚水饱和度[13]等因素对渗吸效率的影响，低渗透渗吸结果的归一化处理[14-15]及提高裂缝性油藏渗吸效率[16]等内容。

4.1 影响渗吸采油的主要因素

影响渗吸采油的因素主要包括基质毛细管力、裂缝与基质渗透率比值、裂缝密度、油水黏度比、渗吸采油的开始时间，以及岩石的润湿性、温度等。

(2)裂缝与基质渗透率比值：裂缝与基质渗透率比值越大，渗吸采油效果越好。有研究表明，在其他条件固定时，当从10升到100时，渗吸采收率可从0.4%提高到2%，提高了5倍。

(3)裂缝密度：较大的裂缝密度能促进渗吸采油，这是因为裂缝不仅增加渗吸体系与基质的接触面积，而且增加了窜流系数。

(4)油水黏度比：研究表明，油藏渗吸采收率随油水黏度比增加而降低，说明渗吸采油适合油水黏度比较低的油藏。

(5)压力波动：实验表明，存在压力波动时，渗吸驱油效率明显增大，且压力波动越大效果越好。

(6)渗吸采油开始时间：根据渗吸采油原理，只有裂缝系统被水饱和后，才会引起基质与裂缝间的油水交换。因此，渗吸采油开始的最早时间是生产井见水的时刻。对于裂缝与基质渗透率比值较高的油藏，常规注水时大量的水流进裂缝系统做无效消耗，渗吸采油开始的时间越早，无效注水越少，效果越好。

4.2 低渗透油田合理渗吸开发方式

(1)周期注水：周期注水利用提高和降低注水量对油层内部产生不稳定压降，在不同渗透率油层之间产生不稳定流动，利用渗吸效应提高驱油效率，同时能降低注水量，减少投入。

(2)阶梯注水：阶梯注水分为正阶梯注水和反阶梯注水，都可以在储层中产生压力波动，促进渗吸驱油。

(3)其他方法包括间歇抽油、油水井同时开关、周期性生产、水井吞吐等。

5 结论

(2)在注入水配伍性好的情况下，低渗透弱亲水岩心可以发生较好的渗吸驱油，驱油效率一般都能达到20%以上，且随着渗透率的增加，渗吸驱油效率先增加后降低。

(3) 低渗透岩心渗吸驱油主要发生在实验开始阶段，渗吸速度由低到高再到低，渗吸驱油效率先大幅度增加，而后增加幅度减缓。

(4)存在压力脉冲时，渗吸驱油效率明显高于常压条件。

(5)在裂缝性低渗透油藏开发中，大量注入水会沿着裂缝流动，在基质波及效率较低的情况下，利用渗吸法采油是一种较好的途径。

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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

*第一作者简介：崔鹏兴(1986—)，男，硕士，主要从事油气田开发工作。邮箱：172209810@qq.com.