致密砂岩静态渗吸实验研究

吴润桐，杨胜来，王敉邦，吕道平，寇 根

(1.中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.新疆油田公司 实验检测院，新疆 克拉玛依 834000)



致密砂岩静态渗吸实验研究

吴润桐1，杨胜来1，王敉邦1，吕道平2，寇 根2

(1.中国石油大学(北京) 石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.新疆油田公司 实验检测院，新疆 克拉玛依 834000)

为了研究致密油岩心的渗吸作用、机理及影响因素，建立了致密岩心渗吸实验装置，进行了致密砂岩岩心油水渗吸实验，研究了温度、压力和表面活性剂等因素对致密岩心油水渗吸效果的影响，分析了渗吸效率随时间变化曲线、曲线特征点及渗吸影响因素，得到了致密砂岩岩心渗吸规律及特征。结果表明，渗吸作用主要发生在基质岩心的表层，温度对渗吸的第二个阶段有较大的影响。单面致密油岩心油水渗吸效率在10%左右，地层条件下油水渗吸效率在25%左右。

致密油； 渗吸实验； 渗吸机理； 实验装置； 渗吸效率

致密油是当前国内外开发的热点，但由于致密油藏多纳米级孔喉系统，流体在其中流动空间是一些大小各异、彼此弯曲相通的毛细管网络，因而开发难度大，需要深入研究。渗吸现象在致密油开发过程中具有重要的作用，在致密油排驱过程中起着主导作用[1-2]。很多学者对低渗及特低渗透岩心做过渗吸方面的研究，李士奎[3]、唐海[4]、朱维耀[5]等分别开展了低渗透裂缝性油藏动、静态渗吸实验的研究，王锐等[6-7]研究了低渗透油藏岩石压敏性对渗吸的影响、油藏周期注水与渗吸效果实验，杨正明[8]、计秉玉等[9]研究了低渗透裂缝性油藏渗吸机理及其数学模型，姚同玉[10]、韩冬[11]、李继山[12]等研究了表面活性剂对渗吸的影响，于馥玮等[13]研究了表面活性剂对致密砂岩渗吸的影响，蒋卫东等[14]应用核磁的方法定量地研究了低渗透裂缝性油气藏动态渗吸量。但尚未有针对致密油岩心的渗吸实验研究[15]。

本文建立了致密油室内渗吸实验分析方法及测试手段，开展致密油渗吸实验，完成致密油渗吸实验的多因素分析，为致密油的后续实验研究打下基础。

1 实验部分

1.1 饱和油装置

对于致密岩心而言，如何能有效地完成岩心饱和油过程，对整个实验的进展与效果是非常重要的。选取来自现场的6块致密岩心，切割后分成3组，分别进行抽真空饱和油、油驱饱和油和抽真空后高温高压3种方法饱和油，其中对岩心的抽真空与饱和时间都在24 h以上，并对饱和所用油也进行12 h的抽真空，最后在隔绝气体的情况下完成饱和油过程，不同方法下岩心饱和油程度，结果如表1所示。

表1 不同方法下岩心饱和油程度

由表1可知，抽真空后高温高压将会大幅度地提高饱和程度，这种方法的饱和程度达到95%以上，达到实验所用岩心饱和度要求。

1.2 渗吸实验装置

渗吸实验中主要的计量方法可分为体积法与称重法，或者采用核磁、CT等手段进行测量。目前致密油渗吸量的计量存在下列问题：(1)致密岩样渗吸量变化量小、渗吸总量小，渗吸瓶、吊秤等精度不够，无法准确记录渗吸变化量，导致误差较大；(2)渗吸过程持续时间较长，传统称重法操作繁琐，费时费力，无法随时计量，导致误差较大；(3)由于渗吸量与变化量较小，机械原因以及液体挥发所造成的误差影响严重；(4)现有方法适合于室温条件下的实验，无法实现高温测定。

设计了一种精度更高的渗吸计量实验装置(见图1)，将岩样吊在岩心吊架的吊钩上，吊架穿过恒温箱吊起岩样，岩样悬浮于特制烧杯液体中，渗吸杯置于恒温箱中，其底部出口与恒压泵相连接，通过恒压泵来补充由于蒸发引起的液面降低；恒温箱来调节渗吸实验的温度；悬挂液体中岩样的吊架穿过恒温箱，底部直接坐与精密电子天平的称台上；精密电子天平来精确计量通过吊架传递岩心在液体中的质量变化；连接精密电子天平和温度传感器的数据采集系统实时记录质量与度数的变化。

1恒温装置；2恒压装置；3电子天平；4渗吸杯；5渗吸液导管；6岩心吊架；7岩心；8数据采集系统；9杯盖；10 通孔；11温度传感器图1 岩心渗吸实验装置示意图

该实验装置的设计充分考虑了致密岩心渗吸实验所需时间长、计量精度要求高的特点。同时控制液面的恒压泵、连接电脑的精密电子天平、悬挂称重及恒温装置的综合运用，最大化地降低了实验过程中的人为因素或计量误差；完成实验前期准备后，实验过程可自主进行并完成数据的计量，省时、省力并且准确。整个装置的建立方便灵活，对于目前的室内实验适用性较强。

1.3 实验材料

选取6块现场天然岩心，洗油后切割分组，测量各个岩心基本物性参数，结果如表2所示。渗吸实验所用水为现场地层水，所用油为现场稠油与煤油混合配制而成，密度为0.772 7 g/cm3，20 ℃温度下黏度为2.21 mPa·s，70 ℃温度下黏度为1.70 mPa·s。所用的表面活性剂为十二烷基硫酸钠。

表2 岩心基本物性参数

1.4 渗吸实验步骤

将准备好的岩心按照上述方式完成饱和油，第一组选取4块渗透率不同的岩心以及与其中两块渗透率相同但仅一端面裸露在外的2块岩心，共计6块岩心进行渗吸常温常压下静态实验，考察渗吸量随时间的变化情况；第一阶段结束后取其中4块渗透率不同的岩心进行加温，从初始的20 ℃逐步升温到70 ℃，测量不同温度下最终渗吸效率；第二阶段结束后，将这4块岩心在70 ℃条件下进行加压，从初始0.1 MPa加压到35.0 MPa，测量不同压力下最终渗吸效率。

第二组选取6块渗透率不同的岩心，在70 ℃下进行渗吸实验，考察70 ℃下渗吸量随时间的变化情况；第一阶段结束后加入表面活性剂，测量加入表面活性剂后最终渗吸效率。

2 结果与讨论

2.1 渗吸效率随时间的变化

图2为不同渗透率岩心渗吸效率随时间的变化情况。从图2中可以看出，岩心在渗吸开始初期，短时间内保持较高的渗吸速度，渗吸效率大幅度提升。随着渗吸速度的急剧降低，渗吸效率的增长逐渐变缓，并缓慢趋于停止。从整体趋势上看，渗透率相对较高的岩心在渗吸速度较快的初期，渗吸效率的增幅较高，随渗吸速度的急剧降低，渗吸效率增幅降低的过渡期较短，渗吸效率较快进入稳定期。渗透率较低的岩心在初期也呈现出渗吸效率的快速上升，但是随着渗吸速度的降低，在渗吸效率进入相对稳定期前会存在较长的过渡期。

图2 不同渗透率岩心油水渗吸效率随时间变化曲线

图3为双对数坐标轴下渗吸效率随时间变化曲线。从图3中可以看出，在双对数坐标轴上，渗吸效率与随时间的变化可分为两个阶段，两条拟合线的交点为渗吸第一个阶段的结束时间。表3为各岩心第一阶段结束的时间。从表3中可以看出，渗透率相对高的岩心渗吸第一阶段所占的时间相对较长，但第一阶段渗吸效率占最终的采收率比重小。

(a) k=0.018 0 mD

(b) k=0.000 3 mD

表3 各岩心常温渗吸第一阶段结束时间

渗吸现象最初发生在岩心的表面，在润湿性与毛管力的作用下，渗吸油水通道快速建立，导致渗吸初期的短时间内，渗吸效率快速增长。但是表层渗吸仅占整个渗吸作用的一小部分，岩心内部渗吸的现象近似一种扩散，因为难以建立有效的油水运移通道，因此渗吸后期持续时间较长，渗吸效率增幅所占比重较大。

2.2 温度对渗吸的影响

图4为70 ℃条件下不同渗透率岩心渗吸效率随时间的变化情况。从图4中可以看出，直接在70 ℃下进行的油水渗吸效率随时间变化情况相比较于常温下的渗吸，相同渗透率的岩心在各个时间点上的渗吸效率都高于常温下的渗吸效率，岩心整体渗吸趋于稳定的时间比常温下的渗吸快得多。

图4 70 ℃下不同渗透率岩心油水渗吸效率随时间变化曲线

图5为双对数坐标轴下70 ℃时渗吸效率随时间变化曲线。从图5中可以看出，70 ℃下各岩心的第一阶段持续的时间都缩短了，但是第一阶段的最终渗吸效率没有太大变化。对于第二阶段而言，温度对渗吸效率的提高有着很大的影响。表4为70 ℃下各岩心第一阶段结束的时间。根据表4可以得出，温度的增加影响着第一阶段的渗吸速度，但不影响最终渗吸效率；温度对第二阶段的渗吸速度有着较大的影响，升温能有效提升第二阶段的渗吸效率。因此认为第一阶段的渗吸是水驱油的渗吸过程，而第二阶段的渗吸是油的扩散运动过程。

(a) k=0.018 0 mD

(b) k=0.000 3 mD

图5 双对数坐标轴下70℃时渗吸效率随时间变化曲线

表4 各岩心70 ℃渗吸第一阶段结束时间

升温一方面可以降低油的黏度，对建立有效油水流动通道的渗吸第一阶段起到了加快渗吸速度的作用；另一方面加剧分子的热运动对渗吸第二阶段的扩散效果起到了促进的作用。

2.3 温度对最终渗吸效率的影响

图6为渗吸效率随温度的变化情况以及温度对最终渗吸效率的影响情况。从图6中可以看出，随着温度的增加，岩心的渗吸效率也呈线性增长，且岩心温度的提升对渗透率较高的岩心影响效果较好。与常温下油水渗吸相比，升温到70 ℃时，渗吸效率提升幅度在30%～40%，70 ℃时最终渗吸效率基本与直接在70 ℃下进行渗吸的最终渗吸效率相同。

(a) 渗吸效率随温度变化曲线

(b) 温度对最终渗吸效率影响

通过对岩心渗吸过程中升温的大小与时机来看，温度的变化对岩心的最终渗吸效率有很大的影响，其贡献主要来源于扩散运动的加剧。但实际中，扩散运动一直存在，与其带来的渗吸效果理论上是一致持续的，温度的升高只是加剧了扩散运动，而不是启动。因此，在研究温度对渗吸效果的影响时，时间上的限定是必要的。

2.4 压力对最终渗吸效率的影响

图7为渗吸效率随压力的变化情况以及压力对最终渗吸效率的影响情况。对在70 ℃下完成渗吸的4块岩心进行加压，从图7中可以看出，当压力提升到5.0 MPa时，渗吸效率有一个小幅度的提升，随后渗吸效率不再随着压力的变化而变化。当压力升到35.0 MPa后，最终的渗吸效率增长不到2%，可见压力对于油水渗吸的影响较小。由于实验所用致密岩心较小，当外界压力达到5.0 MPa时，足以突破岩心内部的启动压力梯度，因为由0.1 MPa到5.0 MPa时渗吸效率有所提升，但是幅度较小，因此在油水的静态渗吸过程基本不受外界压力变化的影响。

(a) 渗吸效率随压力变化曲线

(b) 压力对最终渗吸效率影响

致密岩心中的渗流存在启动压力的现象，由于实验所用的岩心尺寸较小，因此较小的外界压力足以克服启动压力的影响，而后压力变化不再影响渗吸效率的变化。

2.5 表面活性剂对最终渗吸效率的影响

图8为表面活性剂对最终渗吸效率的影响情况。

图8 70 ℃条件下表面活性剂对最终渗吸效率的影响

对70 ℃下完成渗吸实验后的6块岩心加入表面活性剂，从图8中可以看出，加入表面活性剂后油水渗吸效率提升5%～10%。表面活性剂虽然在一定程度上降低了毛管力的作用，但其乳化降黏与改善润湿性都起到了促进渗吸的作用。

表面活性剂降低毛管力所造成的影响绝大部分作用于渗吸的表层及渗吸的第一阶段，然而这一阶段并不影响最终渗吸效率的大小，因此说表面活性剂对于渗吸有着促进的作用。

2.6 渗透率与最终渗吸效率的关系

图9为致密岩心油水最终渗吸效率与岩心渗透率的关系曲线。从图9中可以看出，油水渗吸最终渗吸效率呈现随岩心渗透率的增加而降低的趋势。渗吸效率较高的结果是由于室内实验所用岩心较小并且完全裸露状态下进行渗吸的原因造成的。根据实验过程中的现象可以观察出，致密岩心吸入水的方向与油析出的方向相反，即不存在同向渗吸，水沿各个接触面逐层的向岩心基质中心进行渗吸。因此认为仅考虑岩心端面的渗吸效率将会更符合于实际情况。

图9 油水最终渗吸效率与岩心渗透率关系曲线

表5、表6为两组油水渗吸实验的最终数据总结情况。从表5、表6中可以看出，70 ℃下渗吸深度的增量大致上相当于常温下的最终渗吸深度的一倍，可见油水渗吸效率对于温度的变化最为敏感。油水渗吸第一阶段渗吸效率所占的比重随岩心渗透率的增大而减小，其渗吸深度不到最终渗吸深度的一半。根据逐层渗吸的分析推断出，渗吸的第一阶段即为表层渗吸，并且由于岩心的致密性，渗透率越低导致毛管力作用就越明显，即渗透率越低，渗吸的第一层深度就越深，短时间内渗吸效果也就越好。

表5 第一组油水渗吸各项数据

表6 第二组70 ℃下油水渗吸各项数据

根据以往的研究经验，最终渗吸效率在岩心渗透率较高时呈现出随渗透率降低而升高的现象，在0.1～1.0 mD时出现拐点，低于此渗透率时，最终渗吸效率随着渗透率的降低而降低。本次实验所用岩心均为致密，实验结果却为最终渗吸效率随着岩心渗透率的降低而增加，与实验预期相反。因此认为，致密岩心有其特殊性质，仅根据渗透率来分析与定义致密岩心存在不足，还需进一步研究。

本次实验从岩心处理到开展实验到数据测量都进行了细致的分析与操作，每次升温或加压等实验结束后，都是在常温常压下进行的数据测量，以保证数据的可比性。实验结果准确可靠。

3 结 论

(1)致密砂岩岩心常温油水渗吸效率为45%左右、单面渗吸渗吸效率为10%左右，70 ℃下油水渗吸效率为85%左右、单面渗吸渗吸效率为25%左右。(2)致密砂岩岩心油水渗吸可分为两个阶段，第一阶段是以毛管力为主要作用的岩心表层渗吸；第二阶段是以扩散为主的基质内渗吸。最终渗吸效率对温度的变化较为敏感，压力、表面活性剂对渗吸效果的影响相对较小。(3)根据实验结果，随着致密砂岩岩心渗透率的降低，最终的渗吸效率增大，与实验前的预期结果相反。因此认为，仅根据渗透率的大小来定义致密岩心较为片面，还有待进一步的研究。

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(编辑 宋官龙)

Experimental Study on Static Imbibition of Tight Sandstone

Wu Runtong1, Yang Shenglai1, Wang Mibang1, Lyu Daoping2, Kou Gen2

(1.KeyLaboratoryofEducationMinistryforPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China; 2.ResearchInstituteofExperimentTesting,XinjiangOilfieldCompany,KaramayXinjiang834000,China)

In order to research on the impact of imbibition effects, mechanisms and the correlation factors of the tight oil cores, the experimental devices of tight core imbibiton were established. The experiments of oil-water imbibition of tight sandstone were carried out. The effects of temperature, pressure and surfactant on the oil-water imbibition in compacted core were studied. The curves of imbibition efficiency versus time, characteristic points of curve and the influential factor of imbibition were analyzed. The imbibition law and characteristics of tight sandstone core were obtained. The results showed that the effect of imbibition was mainly occurred on the surface layer of the tight oil core. The temperature had a large effect on the second stage of imbibition. The oil-water imbibiton efficiency of the single tight oil core is about 10%, which is about 25% under the formation conditions.

Tight oil; Imbibition experiment; Imbibition mechanisms; Experimental device; Imbibition efficiency

1672-6952(2017)03-0024-06 投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-09-02

2016-11-15

国家973项目(2015CB250904)；国家自然科学基金项目(51574257)。

吴润桐(1992-)，男，硕士研究生，从事油藏渗流机理方面的研究；E-mail:445076197@qq.com。

杨胜来(1961-)，男，博士，教授，博士生导师，从事油气田开发工程方面的研究；E-mail：yangsl@cup.edu.cn。

TE312

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.03.006