岩心润湿性对油水相对渗透率和采收率影响

陈文将， 张浩男， 周治刚， 王庆国， 郭 琦

(1.中国石油大庆油田有限责任公司 采油工程院， 黑龙江 大庆 163712； 2.中国石油大庆油田有限责任公司 第三采油厂，黑龙江 大庆163132； 3.中航油吉林分公司，吉林 长春 163318)



岩心润湿性对油水相对渗透率和采收率影响

陈文将1， 张浩男2， 周治刚2， 王庆国1， 郭 琦3

(1.中国石油大庆油田有限责任公司 采油工程院， 黑龙江 大庆 163712； 2.中国石油大庆油田有限责任公司 第三采油厂，黑龙江 大庆163132； 3.中航油吉林分公司，吉林 长春 163318)

为避免天然岩的复杂性对其润湿性研究造成影响，以石英砂支撑剂和选择性支撑剂为添加剂制作不同孔隙润湿性的人造岩心，研究了岩心孔隙润湿性对油水相对渗透率和驱油效率影响。结果表明，与石英砂支撑剂岩心相比，含选择性支撑剂岩心水相相对渗透较低，油相相对渗透较高；与含石英砂岩心相比，含选择性支撑剂岩心含油饱和度略高，水驱见水时间较短，水驱结束时注入压力梯度较大，最终采收率较低。与含石英砂可视化模型相比，在水驱结束后，加入选择性支撑剂的可视化模型波及程度明显高于石英砂模型，亲油部分在岩心内分布，对采收率有一定影响。

选择性支撑剂； 石英砂； 润湿性； 渗流特性； 驱油效率

岩心孔隙的润湿性是油藏界面现象的一个重要参数，润湿性的变化对相对渗透率和采收率有着重要影响。近年来，国内外对岩石的孔隙润湿性进行了大量研究[1-5]，但都是在对天然地层岩心研究中取得的，因为天然岩心结构复杂、成分多样，在开采和取芯的过程中，必然会对岩心孔隙的原本润湿性造成破坏，对后续研究造成影响。人造岩心因其重复性可控，孔隙结构与天然岩心相近[6]，在制作过程中可人为控制其孔隙润湿性，本文采用两块除孔隙润湿性外，其他参数都相同的环氧树脂胶结人造岩心来研究岩心孔隙润湿性对相渗透率和驱油效率影响，同时为了进一步验证岩心孔隙润湿性对岩心采收率的影响，制作了将不同润湿性砂砾集中放置在一起的可视化岩心，进行了驱油实验。

1 实验部分

1.1 实验材料

实验用油为模拟油，由大庆采油五厂水驱区块脱气原油与轻烃混合而成，45 ℃条件下黏度为10 mPa·s。

实验用水为模拟大庆油田第五采油厂地层水，水质分析见表1。

表1 水质分析

普通石英砂支撑剂和选择性支撑剂[7-8](见图1)，选择性支撑剂是在石英砂表面覆盖一层具有疏水亲油特性的活性物质制得的，由大庆油田采油工程院和井下作业公司提供。润湿性实验采用与选择性支撑剂外表润湿性相同平板材料，即将选择性支撑剂外表覆膜材料平滑的涂抹在金属板上而制成覆膜平板材料。实验前，采用脱脂棉擦拭平板表面，确保其表面不含油污和杂质。

图1 选择性支撑剂显微照片(放大15倍)

Fig.1 Micrographs of the support agent (15X)

驱替实验岩心为“石英砂+支撑剂”环氧树脂胶结人造岩心[9]，为确保人造岩心渗透率和孔隙度一致性以及孔隙内表面润湿性差异，从两方面采取了相应工艺措施。一是通过称量和筛析促使石英砂支撑剂和选择性支撑剂添加量和粒径分布完全相同；二是将制作岩心用胶结物与石英砂预先混合均匀，然后加入质量分数20%的支撑剂颗粒并混合均匀，使用相同压力压制，使支撑剂颗粒嵌入岩心基质，且部分暴露在孔隙内表面(如图2所示)，发挥其表面润湿性的作用。人造岩心渗透率Kg=3 000×10-3μm2，外观几何尺寸：高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。可视化岩心如图3所示，基质采用70目石英砂，采出井端部采用40目的选择性支撑剂与石英砂，加入支撑剂长度10 cm，厚度1 cm，宽度5 cm，创造二者的不同内部润湿性，外部采用高强度有机玻璃，两端采用高温密封油脂加聚四氟乙烯垫用螺丝密封，以保证其承压能力与密封性。

图2 支撑剂在岩石孔隙表面内嵌示意图

Fig.2 Schematic diagram of the support agent in the pore surface of rock

图3 可视化岩心模型

Fig.3 Visual core model

1.2 仪器设备和测定方法

采用动态接触角分析仪DSA100测量平板材料润湿性。

采用驱替实验装置测量相渗透率和驱油效率，该装置包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其它部分置于45 ℃恒温箱内。

采用《中华人民共和国天然气行业标准》SY/T 5345—2007中稳态法测定岩心中两相流体相对渗透率和驱油效率。

2 结果分析

2.1 支撑剂颗粒润湿性评价

采用具有选择性支撑剂外表润湿性的平板材料进行润湿性测量，它们与地层水和模拟油间接触角测试结果见表2。

表2 接触角测试结果

由表2可以看出，覆膜平板与地层水和模拟油的接触角平均为93.23°和23.58°，所以用覆膜材料包裹的选择性支撑剂的表面也具有疏水亲油特性。

2.2 相渗透率和驱油效率

2.2.1 油水相对渗透率 如图2所示，两块人造岩心的孔隙润湿性区别主要是因为加入支撑剂的润湿性不同，在岩心内表面，并不是完全被支撑剂覆盖的，其基质部分是细粒石英砂粉和乙二胺催化胶结环氧树脂，石英砂为亲水性矿物[10-12]，而环氧树脂因存在羟基、苯环、芳香烃等官能团，在润湿性上表现出强亲油、中度亲水的特性，因为两块岩心在制作的过程中除添加支撑剂不同外，其他组分及性质全部相同，所以选择性支撑剂的岩心比加入石英砂支撑剂的岩心更加亲油，对油水二相流在二者中的相对渗透率产生了影响，但因加入的支撑剂质量分数仅为20%，对整体润湿性的影响较小，所以对其相对渗透率曲线影响也较小。

油水相渗透率曲线见图4。从图4中可以看出，随含水饱和度增加，油相相对渗透率下降，水相相对渗透率上升。与石英砂相比较，含选择性支撑剂岩心水相相对渗透较低，油相相对渗透较高；传统观点认为，随着岩心由强亲水转化为强亲油，油的相对渗透率趋于降低，等渗点含水饱和度出现左移现象[13]，而本文研究的情况是岩心自身为强亲油中度亲水的两性润湿，两块岩心的区别在于含选择性支撑剂岩心的疏水性略强，但仍不足以使得岩心的整体润湿性改变，油水分布与单纯的亲油或亲水岩心均不同，在含水饱和度从30%上升到60%的过程中，在一段连通的孔道内，既可能有亲油的内表面，也可能存在亲水的内表面，造成油在其内部渗流的过程中，在亲水内表面处不受岩心润湿性的影响，在亲油内表面处与附着在其表面的油膜相融合，受到毛管力的作用且为渗流动力，渗流阻力减小，油的相对渗透率会有一定程度上的增加。同理，在水流经这些毛管时，受到的毛细管力与驱替方向相反，是渗流过程中的阻力，导致在其水相相对渗透率较低，但在实验岩心这样规模的多孔介质中产生的毛细管力与平流泵工作时产生的驱替压差相比，还是较微弱。

从图4中还可以看到，Krw石英砂的值比Krw选择性支撑剂的值高不到1%。在含水率小于40%时，岩石孔隙内油相较多，水相较少，与孔隙内表面接触的多为油相，水相在油相中指进式渗流，少部分水相接触岩心骨架内表面，但岩石孔隙内表面润湿性的影响主要体现在油相渗透率上，所以这一区间内两种岩心的油相相对渗透率的差别大于水相相对渗透率的差别。同理在含水饱和度大于55%时，两种岩心的油相相对渗透率的差别小于水相相对渗透率的差别。同时含选择性支撑剂岩心的束缚水饱和度较低、残余油饱和度较高，因为在岩心抽真空饱和水后，油相驱替水相制造束缚水饱和度，较多的油相吸附在选择性支撑剂表面，因而其束缚水饱和度较低，相同原因，残余油饱和度较高。由此可见，选择性支撑剂改变了岩心孔隙表面润湿性，进而影响油水相对渗透率。

图4 油水相对渗透率曲线

Fig.4 Oil-water relative permeability curve

2.2.2 驱油效率

(1) 采收率

采用上述方法重新制作两块加入不同支撑剂的岩心。两种岩心水驱驱油效率及其它相关参数实验结果见表3。

表3 驱油效率及其它参数实验结果

可视化模型驱油效率见表4。从表3和表4中可以看出，不同润湿性的支撑剂在岩心中存在方式对整体岩心的采收率存在影响，相同的是，加入选择性支撑剂的岩心的含油饱和度始终高于加入石英砂的岩心，因为亲油的颗粒表面可以吸附更多的原油；两种可视化模型的见水时间没有太大的区别，因为其只存在于岩心末端的10 cm部分，且渗透率要大于总体渗透率，相当于一段裂缝的存在，当水驱前缘推进到此处时，会以较快速度突破，所以二者的见水时间基本相等。

表4 可视化模型驱油效率

在水驱结束后，两块可视化模型的波及效果如图5所示。由图5可以看到，加入选择性支撑剂的可视化模型波及程度明显高于石英砂模型，因为加入选择性支撑剂岩心在水驱后期时，孔隙内水相增加，在其流经选择性支撑剂条带时，因其表面的疏水作用，增加了水在裂缝中流动的阻力，使得整体注入

压力提高，对裂缝两端的基质岩心起到扩大波及体积的作用，因为压力增大，水流转向，注入水波及到更多的原油，采收率增加。由此可以看出，岩心润湿性对整体采收率有影响，如果是亲油部分均匀分布在岩心内，则水驱采收率降低，如果集中在岩心内部某一区域，可以适当增加其周围岩心基质部分的波及体积，增加采收率。

图5 水线推进状况对比图

Fig.5 Waterline flow comparison

(2) 动态特征

实验过程中注入压力、含水率和采收率与PV数关系见图6。

图6 注入压力、含水率和采收率与PV数关系

Fig.6 Relationship between injection pressure, water cut, oil recovery and PV number

由图6可以看出，随水驱注入PV数增加，两种润湿性岩心都表现出相同动态特征，即注入压力下降、含水率和采收率增加。进一步分析发现，两块岩心水驱初期压力相差较小，当注入水大于3 PV时，选择性支撑剂岩心的注入压力才开始明显大于石英砂岩心，这与前面的分析是相符的。

含选择性支撑剂岩心初期采收率增加速度较快，但当水驱注入体积达到5 PV时，含选择性支撑剂岩心采收率不再增加，而含石英砂支撑剂岩心采收率却继续增加，最终超过前者，因为在5 PV后，采收率接近最终值，此时孔隙内较易动用的原油基本被驱出，之后继续注入，主要工作就是湿相吮吸孔隙内表面的油膜，而非湿相没有太好的效果，由此可见，岩心孔隙润湿性对采收率有较明显的影响，在驱替过程中采用能润湿岩层的流体可以降低注入压力，提高采收率。

3 结论

(1) 与含石英砂支撑剂岩心相比较，含选择性支撑剂岩心水相相对渗透较低，油相相对渗透较高，束缚水饱和度较低，残余油饱和度较高，水驱见水时间较短，水驱结束时注入压力梯度较大，最终采收率较低。

(2) 与含石英砂可视化模型相比，在水驱结束后，加入选择性支撑剂的可视化模型波及程度明显高于石英砂模型，因选择性支撑剂表面的疏水作用，增加了水在裂缝中流动的阻力，使得整体注入压力提高，采收率增加。

(3) 岩心润湿性对整体采收率有影响，如果是亲油性部分均匀分布在岩心内，则水驱采收率降低，如果集中在岩心内部某一区域，可以适当增加其周围岩心基质部分的波及体积，增加采收率。

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(编辑 王亚新)

The Influence of Core Pore Wettability on Oil Water Relative Permeability and Water Drive Recovery

Chen Wenjiang1， Zhang Haonan2， Zhou Zhigang2， Wang Qingguo1， Guo Qi3

(1.TheAcademyofEngineering，DaqingOilfieldLimitedCompany,PetroChina,DaqingHeilongjiang163712,China；2.TheThirdProduetionPlant,DaqingOilfieldLimitedCompany,PetroChina,DaqingHeilongjiang163132,China；3.ChinaNationalAviationFuelGroupJilinBranch,ChangchunJilin130501,China)

In order to avoid the influence of complexity of natural rock on the wettability, the quartz sand and selective support agent were used as additives to produceartificial core with different pore wettability.The core effect of pore wettability on phase permeability and flooding oil was studied. The results showed that, compared with quartz sand, the relative permeability of the core water phase containing the selective support was lower, and oil phase relative permeability was higher. Compared with the core phase containing quartz sand, the oil saturation of core with the selective support agent was slightly higher, water drive time was shorter, the injection pressure gradient is large, and the final recovery rate was lowat the end of water flooding. Compared with the visual model of quartz sand，visualization model of selective support sweep degree was significantly higher than the quartz sand model at the end of the water drive.The resistance of water flowing in the crack was increased by hydrophobic interaction on the surface of a selective support, which made the injection pressure and oil recovery higher. From the above it can be drawn that, if lipophilic part were evenly distributed in the core , water drive recovery would decline, while if lipophilic part concentrated in a region of the core, surrounding cores wept volume and oil recovery would be increased.

Selective supporting agent; Quartz sands; Wettability; Seepage characteristics; Flushing efficiency

1006-396X(2016)05-0065-05

2016-02-13

2016-05-27

中国石油大庆油田重点科技攻关课题“选择性支撑剂可视化模型及平板模型压裂效果评估”资助(DQYT-1204003-2014-JS)。

陈文将(1986-)，男，工程师，从事采油工程技术方面研究；E-mail:chenwenjiang@petrochina.com.cn。

TE331

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.011

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn