低渗透油藏动态渗吸机理实验研究及数字岩心模拟

王云龙， 胡淳竣， 刘淑霞， 王长权， 张海霞， 许诗婧， 梅 冬， 王晨晨， 喻高明*

(1.黑龙江省油层物理与渗流力学重点实验室， 大庆 163712; 2.长江大学石油工程学院， 武汉 430100；3.长江大学非常规油气省部共建协同创新中心， 武汉 430100)

低渗油气资源虽难以完全开发，但由于其在世界范围内丰富的资源储量，各个国家已经着力于进行相应的研究。根据最新标准，低渗透性致密储层包括低渗透油藏(基质渗透率为0.1～10 mD)和致密储层(渗透率小于0.1 mD)[1]。中国的低渗透油气资源有着广泛的分布，截止到目前，已探明的低渗透油藏储量占中国总原油地质储量的54%[2-3]。如此广阔的分布与巨大的占比注定了低渗透油气资源举足轻重的地位，并且其所占比例会随着未来石油资源勘探技术的发展而继续增大[4]，提高低渗油藏的有效开发亟待理论及技术支持。

因为低渗油藏在渗流机理等方面与中高渗油藏相比的显著差异，决定了低渗油藏在开发过程中要面临很多困难，存在着采收率难以提高、经济效益差等问题。岩石物理特性的表征和渗流规律的研究是其研究的主要关键目标。在低渗油藏中一般存在裂缝，当基质-裂缝共生时，渗透率较小的基质扮演着储油的角色，时常会伴有大量未采出的残余油；而渗透率大的裂缝则扮演着导流的角色，对提高效益的需求亟待更先进的开发技术及工艺。更有研究表明裂缝的发育会导致油藏发生水窜，抑或是加重水淹现象，这些都对基质岩块中残余油的开采有着负面影响[5]。

渗吸过程定义为多孔介质自发吸入某润湿相流体[6]。对于渗吸的机理、规律、影响因素等研究一直受到中外许多学者的关注，特别是对于低渗油藏的开发，许多学者将其视为一种能够有效提高低渗油藏开发程度，提高经济效益的关键方式[7-9]。在常规储层中，影响渗吸的因素有界面张力、润湿性、油黏度以及油水密度差。但是，在低渗致密油藏中，除了上述因素外，还应包括其他一些因素。在致密储层中，天然微裂缝无处不在，对将油从基质中驱替出来起着关键作用，特别是在低渗油藏的注水开发过程中，若能加强渗吸作用，将原油从基质中置换出来，对低渗透油藏的注水开发效果、经济效益等都能有显著提升，由此，对渗吸作用的机理及其渗流规律进行研究至关重要[10-12]。

通过对渗吸作用机理与渗流理论的研究，并充分考虑重力与毛细管力的影响，王敬等[13]基于以上研究，通过数学方法建立起了一系列的数学模型并分析计算，得到了渗吸作用的采收率会随着原油黏度的增加而降低这一结论，究其原因，为多孔介质中，原油流动时受到的阻力会随其黏度的增大而增加。对于表面活性剂的研究表明，表面活性剂通过改变岩石润湿性进而改善渗吸作用。在实验中，岩心渗吸作用的强度规律表现为: 强水湿性岩心>中等水湿性岩心>弱水湿性岩心。因此，对于提高渗吸采收率，表面活性剂的应用有较大前景[14-19]。

目前，有不少关于致密/页岩地层的纳米孔和纳米流体的相关研究。Leng等[20]使用微机算机扫描技术(micro computed tomography, Micro-CT)和Nano-CT研究了不同尺度致密储层的孔隙结构。Zhong等[21]通过各种方法研究了致密储层的孔隙结构特征。如果基质是强烈或部分水湿的，自发渗吸通常被认为是通过水驱或浸泡在具有低渗透性的天然裂缝储层，从基质中取代油的重要机制。较低的渗透率意味着较大的毛细管力，这是渗吸的驱动力。对于低渗、特低渗油藏，甚至致密油藏而言，渗吸作用是采油的重要机理。目前中外对渗吸作用的研究均处在理论层面，由于低渗透多孔介质的复杂性，很难直接通过岩心实验及数学模型反应实际地层情况。

因此，现提出运用数字岩心技术对油藏渗吸作用进行研究，对松辽盆地某区域岩心样品通过综合Micro-CT扫描、数字岩心三维重构，实现低渗储层数字岩心渗吸过程的模拟，与实验室岩心自发渗吸实验对照，以期为油藏渗吸作用的机理研究提供新的思路，对实际油藏开发起到指导的作用。

1 研究方法

1.1 数字岩心模拟原理

目前致密油的主要开发方法是衰竭式开发。由于致密储层的孔喉通常为微米-亚微米级，因此储层压力传播速度甚至比传统的中高渗透率油藏更快。致密油藏中的裂缝系统是油向井筒方向流动的主要流动通道，对储层压力的急剧变化更为敏感。同时，由于实验仪器精度的限制，使用常规实验方法不能精确地获得致密油藏纳米尺寸下的渗流参数。利用微米CT扫描获取岩心三维孔隙结构并建立孔隙网络模型，模拟了致密岩心的渗吸机理(图1)。与室内岩心渗吸实验相比较，验证了数字岩心渗流模拟方法的准确性。利用数字岩心渗流模拟结果对常规油藏模型进行修正，新模型对预测致密油渗吸机理具有较高的置信度。

对于孔隙空间的研究，则是基于拓扑学的原理，通过最大球算法对其内部拓扑结构进行表征，对于图像中孔隙空间中的每个体素，首先查找出以其为中心填充在孔隙空间中最大球。最大球定义为孔隙，相邻连接的一系列球定义为喉道，将孔隙空间通过孔隙和喉道相连的网络进行精确描述。进而可以计算每个网络单元(孔隙或者喉道) 的特征参数，如半径、体积、形状因子等。通过网络提取算法得到的孔隙网络模型为接下来多相流动的快速和精确模拟提供基础平台。

图1 基于CT扫描的数字岩心构建Fig.1 Digital core construction based on CT scan

在进行渗流模型模拟时，对模型作如下假设：①多孔介质中的流体不可压缩且符合牛顿流体；②多相流体间不发生混相；③黏性压力降很小、可以忽略不计；④流动由毛管力控制。由于该驱替过程发生在孔隙尺度上，因此通过活塞式驱替进行模拟。另外，由于考虑了润湿滞后这一效应，使得模型对润湿性的表征即使在孔隙尺度上也同样有效。

驱替和自发吸入的渗吸过程，可以通过孔隙网络模型模拟。只需将模型饱和某一流体，给定一个驱动压差(PI-PO)，然后统计流体流量，由达西公式便可算得岩心的绝对渗透率，公式为

(1)

式(1)中：K为绝对渗透率，μm2；μi为i相流体的黏度，mPa·s；Qi为模型完全饱和i相流体时在模型所加压差下的流量，cm3/s；A为模型截面积，cm2；L为长度，cm。

当确定了孔隙形状与油水界面接触角后，就可以计算出相应的毛细管力。由于数字岩心模型是通过规则的几何形状来表征孔隙空间的，因此对于各个孔隙孔喉，只需借助几何知识进行计算求解便可得出其中油水分布的情况。计算模型整体的含水饱和度Sw则只需考虑所有孔隙孔喉，通过计算其中的油水量之后，可得

(2)

式(2)中：n为孔隙和孔喉的总数；Vi为i孔隙或孔喉的体积，cm3；Viw为对应的孔隙孔喉中含水的体积，cm3。

对于每一个孔隙，有流量守恒，即

(3)

式(3)中：Zi为与i孔隙相连的孔喉数，即配位数；qij为孔隙i和j之间的流量。

(4)

式(4)中：Lij为两孔隙间的距离，cm；gij为两孔隙间的总传导率，它是两孔隙和孔隙间孔喉的传导系数的调和平均；Pi、Pj分别为由喉道相连的两孔隙的压力，MPa。

(5)

式(5)中：gij为i、j两孔隙间的总传导率，cm4/(MPa·s)；Lij为孔隙i和孔隙j间的距离，cm；Li、Lj、Lt分别为孔隙i、孔隙j和喉道t的长度，cm；gi、gj、gt分别为孔隙i、孔隙j和喉道t的传导率，cm4/(MPa·s)。

对上述式子组成的线性方程组可用于网络模型中所有的孔隙求解，进而算出各个孔隙间的压力及流量。

1.2 室内渗吸实验测试

渗吸实验装置主要包括岩心室、电子天平、岩心固定装置、温控系统、数据采集系统、升降台(图2)。实验岩心通过岩心固架与精密电子天平相连，同时将电子天平所获取的数据传入数据采集系统，岩心和岩心固架位于岩心室内，岩心室、烧杯放置于带有温度控制系统的恒温箱中。

图2 仪器装置示意图Fig.2 Schematic diagram of equipment

实验过程如下。

(1)将选用的岩心对半切割重新测量长度、直径、孔隙度及渗透率后，使用抽真空饱和实验装置抽真空并加压饱和地层水，随后置入岩心夹持器中，通过气驱建立束缚水，通过称量气驱前后岩心质量计算束缚水饱和度及岩心中的饱和油量Vo。然后用模拟地层油饱和，饱和完毕老化24 h。

(2)用细铜丝缠绕岩心并将其悬挂在实验装置的天平正下方挂钩上，并在其正下方的升降台上放置装有地层水的烧杯，通过调节铜丝长度和升降台高度保持实验时岩心完全浸泡在液体中部而不接触杯壁。

(3)用秒表从岩心浸入液体的瞬间开始计时进行自吸实验。记录实验时间与对应的岩心质量的变化情况，直至无油析出且岩心质量恒定则实验结束。计算岩心的渗吸速度、渗吸采收率、自吸采油量，分别绘制其与时间的关系曲线。

采收率的计算公式为

(6)

式(6)中：m为岩心质量，g;ρw为岩心中束缚水的密度，g/cm3;ρo为岩心中饱和油的密度，g/cm3；Vo为岩心中饱和油量，mL；R为渗析采收率。

2 实验结果与分析

2.1 数字岩心分析结果

选取松辽盆地某油田5块岩心样品扫描CT建立三维数字岩心模型(图3)，并提取相应的孔隙网络模型(图4)。基于数字岩心和孔隙网络模型，可以对岩心的结构特征进行分析，如表1所示。

图3 不同样品的数字岩心模型Fig.3 Digital core models for different samples

图4 不同样品的孔隙网络模型Fig.4 Pore network model of different samples

表1 样品的物性参数Table 1 Physical parameters of samples

基于孔隙网络模型，可以进行渗流模拟，孔隙空间中不同相流体之间的驱替可半解析地进行计算，通过表达式计算出不同形状因子和尺寸的孔隙/喉道的毛管压力阈值，给网络单元分配不同的接触角用来模拟不同的润湿性。

对孔隙网络中进行油水两相渗流模拟，步骤如下：①设置模型，将其孔隙内充满水，此时模型饱和水，模型强亲水；②对模型油驱水至束缚水饱和度，过程中网络模型的润湿性会发生改变；③设置模型四周充满水，模拟实验室内的岩心浸泡自发渗吸实验。在油驱水和水驱油过程中可计算油水驱替相对渗透率曲线和吸吮相对渗透率曲线。通过局部毛管力平衡，每一步驱替一个孔隙和喉道，进而计算出两相或三相流中任意的饱和度变化。实验中5个样品计算出的束缚水饱和度，残余油饱和度及渗吸采收率如表2所示。

2.2 室内渗吸实验结果

孔隙度通过波义耳定律法测得，渗透率通过轴向流，岩心柱塞稳态法测得。渗吸实验设定为地层温度(60 ℃)，实验流体为地层水与模拟地层原油(10.02、18.36 mPa·s)。实验测定了该区块的5块天然岩心的孔隙度和渗透率。实验结果如表3所示。

表2 样品三维岩心模型计算结果Table 2 Calculation results of 3D core model of sample

由表3可知，地层温度下的岩心自发渗吸采收率高于常温条件下的岩心自发渗吸采收率，这主要是在高温条件下，岩心的水湿性增强，岩心自吸水排油的能力增强，且岩心渗透率较高，孔喉较大，自吸水排油受到的阻力较小。

5块岩心渗吸速度和渗吸采收率与时间的关系曲线如图5、图6所示。

从图5、图6中可以看出，垂直悬挂的岩心最终自吸采收率比水平悬挂的岩心高，原因在于垂直放置时轴向渗透率大于切向渗透率，渗吸发生时轴向主要起到的重力分异作用明显，产出油量大，采出程度高；水平放置的岩样，水平渗透率大于垂向渗透率，这样渗吸后排出油的方向只能由侧向出，但不容易实现。在实验过程中也发现，垂直悬挂的岩心原油主要从岩心顶端和侧面析出，这主要是毛管力和重力分异的共同作用；水平悬挂的岩心原油主要从两端和上部析出，这主要是毛管力的作用。

表3 岩心浸泡自发渗吸实验Table 3 Core soaking spontaneous imbibition experiment

注：样品(1)、样品(2)均为原样品对半切割；样品1～样品3为常温下数据；样品4、样品5为60 ℃时数据。

图5 样品1～3岩心渗吸采收率与渗吸时间关系曲线(常温)Fig.5 Relation curve between imbition oil recovery and imbibition time of core samples 1 to 3(room temperature)

图6 样品4、样品5岩心渗吸采收率与渗吸时间关系曲线(60 ℃)Fig.6 Relation curve between EOR and imbibition time of core sample 4 and sample 5(60 ℃)

通过对比数字岩心结果与实验结果可以看出：实验室测量的孔隙度、渗透率略小于通过CT扫描所建立的数字岩心模型的孔隙度、渗透率，这种差异是由于实验室测量时孔隙度为有效连通孔隙，而数字岩心所建立的模型为全部孔隙空间，包括一些死孔隙。考虑渗透率时，数字岩心模型较实际岩心实验更为理想，因而两者皆略有差异。在计算渗吸过程后，数字岩心模型的渗吸采收率也略大于实验组，误差可能是由于数字岩心模拟渗吸过程没有考虑老化时间对岩心的影响，而实际实验室实验中老化过程导致岩心润湿性有一定改变。然而通过对比，仍可以认为数字岩心技术能较为准确地模拟岩心渗吸过程，这对于实际油藏考虑渗吸作用开发具有重要意义。通过数字岩心的建立，可以发现该油田岩石孔隙喉道多且细小，单纯的水驱开发无法将孔隙中的残余油采出，实验中共做了5组岩心样品对照，可以看出通过自发渗吸采油的采收率结果相近，综合对比，与预期中该油田通过渗吸作用开发可有效增加产量相符合。

3 结论

(1)影响渗吸效率的因素复杂，各种因素起作用的条件各不相同，其中敏感性因素主要是岩石物性、原油性质、介质类型、温度等。在自发渗吸过程的初期，由毛细管力占据主导影响因素，而重力作用对渗吸影响较小，但随着自发渗吸过程的进行，重力作用的影响反而更加显著。

(2)相同条件下，渗透率越低，毛管力越大，渗吸动力越强，但渗吸效率受岩块大小、界面张力、黏滞阻力影响显著。岩块越小、原油黏度越低，渗吸采收率越高。毛细管压力和重力是渗吸的主要驱动力，对于中高渗岩样，毛管力较小，但重力分异作用发挥更充分。对低渗特低渗储层在有利条件下(高角度裂缝)可获得更高的采收率。

(3)数字岩心作为一种新型技术，研究表明对致密油藏的渗流机理研究有一定的运用潜力。模拟得到的渗透率、孔隙度参数与实验室测量结果误差较小，并且数字岩心技术提取的孔隙网络模型与真实岩心相近，综合推断出数字岩心实验的两相渗流模拟结果较为真实可信。

(4)实验结果与数字岩心模拟结果同时表明，自发渗吸作用效果受致密砂岩的孔喉半径影响。孔喉半径越小，导致毛管力越大，因而渗吸时间增长，渗吸量增大。该结论对于研究油藏渗吸作用的机理有着重要意义，并为油田的增产开发提供思路。

(5)将低渗油藏作为研究对象，通过实验室自发渗吸实验与数字岩心技术的结合，研究低渗油藏的渗吸特性。由于低渗油藏大多存在自发渗吸作用，因此对于实际的开发现场，建议进行较长时间的闷井作业以促进渗吸作用，进而提高采收率。