裂缝性特低渗油藏渗吸效果影响因素实验研究

刘长利，刘 欣，张莉娜，陈贞龙

(1.中石化华东油气分公司 勘探开发研究院，江苏 南京 210011；2.中石化华东油气分公司 石油工程技术研究院，江苏 南京 210031)



裂缝性特低渗油藏渗吸效果影响因素实验研究

刘长利1，刘 欣2，张莉娜1，陈贞龙1

(1.中石化华东油气分公司 勘探开发研究院，江苏 南京 210011；2.中石化华东油气分公司 石油工程技术研究院，江苏 南京 210031)

注水开发已成为裂缝性特低渗油藏开发的必由之路，但由于储层微裂缝发育，非均质严重，油水井暴性水淹，导致水驱采收率较低。渗吸采油是该类油藏重要的采油方式，利用室内实验，系统研究了注入水矿化度、岩芯渗透率、含油饱和度、表面活性剂、原油黏度和温度等因素对特低渗油藏渗吸效果的影响。结果表明，在裂缝性特低渗油藏的开发过程中，当周围环境注入水矿化度小于岩芯内地层水矿化度或加入表面活性剂均可显著提高渗吸程度；渗透率越高，原油黏度越小，含油饱和度越大，毛细管渗吸作用越强，最终渗吸采出程度越大；温度的升高可提高初期渗吸速率，但最终渗吸采出程度基本相同，温度不是影响裂缝性特低渗油藏渗吸效果的直接因素。

特低渗裂缝性油藏； 渗吸； 采收率； 影响因素

随着全球石油需求的快速增长以及石油勘探开发技术的进步，特低渗油藏已逐步成为我国未来石油勘探开发的重要研究对象。特低渗油藏常伴随有裂缝和微裂缝等裂缝系统，长时间水驱后裂缝系统中会储存大量地层水，裂缝中的地层水可通过渗吸作用进入油藏基质，渗吸采油是裂缝性油藏的重要采油机理[1-3]，其中毛细管力是主要动力[4-6]。特低渗透油藏的渗吸影响因素很多，国内外很多专家学者做了一些研究工作[7-11]，但渗透率在特低渗油藏范围内的研究较少。本文利用渗吸采油机理，通过室内实验研究裂缝性特低渗油藏渗吸采油的影响因素，并根据渗吸实验结果分析研究主要影响因素对渗吸采油效果的影响规律。

1 实验部分

1.1 实验仪器及材料

实验仪器：多功能动态模拟系统，南通华兴石油仪器有限公司；BH-1型岩芯抽空加压饱和装置，海安石油科研仪器有限公司；析油仪、电热恒温鼓风干燥箱等。

实验材料：天然岩芯(具体参数见表1)、模拟地层水(不同矿化度模拟水组成见表2)、柴油、长庆油田某区块脱水原油、质量分数为0.5%表面活性剂AES等。

表1 实验岩芯参数

表2 不同矿化度模拟水组成 mg/L

1.2 实验方法

(1)岩芯预处理：初选天然岩芯，编号记录干重、长度，并计算气测渗透率、孔隙度。

(2)测定岩芯饱和水、饱和油，并计算含油饱和度。

(3)渗吸实验。

①考察岩芯渗透率对裂缝性低渗透油藏渗吸效果的影响。根据实验方案(见②—⑥)将不同编号岩芯放入析油仪中，每隔一段时间记录析出油的体积，直至体积稳定，计算采收率。

②考察脱水原油、柴油与复配现场脱水原油黏度对裂缝性低渗透油藏渗吸效果的影响。实验方法同①。

③考察含油饱和度对裂缝性低渗透油藏渗吸效果的影响。实验方法同①。

④考察地层水矿化度(其中地层水按长庆油田某区块矿化度配置)对裂缝性低渗透油藏渗吸效果的影响。实验方法同①。

⑤考察表面活性剂对裂缝性低渗透油藏渗吸效果的影响。实验方法同①。

⑥考察温度30、50、70 ℃(此时渗透率、模拟油黏度、地层水、含油饱和度应相近)对裂缝性低渗透油藏渗吸效果的影响。实验方法同①。

2 结果与讨论

2.1 不同地层水矿化度条件下渗吸采油规律

原始岩芯饱和地层水矿化度为40 000 mg/L，待饱和油后固定实验温度为30 ℃，各岩芯渗透率、模拟油黏度、原始岩芯饱和地层水矿化度、含油饱和度基本保持一致，将各岩芯置于不同矿化度的模拟注入水中，研究模拟将3-17、3-16、3-1三块岩芯置于矿化度分别为10 000、40 000、70 000 mg/L的模拟水中进行渗吸实验，结果如图1所示。

从图1中可以看出，模拟注入水矿化度对渗吸采收率具有明显影响，其中置于矿化度10 000 mg/L模拟注入水中的岩芯最终渗吸采出程度达10%以上，而置于矿化度70 000 mg/L模拟注入水中岩芯渗吸采出程度基本为0。当周围环境注入水矿化度小于岩芯内地层水矿化度时，由于离子质量浓度差的存在，岩芯内地层水离子会向周围环境扩散，而周围环境注入水也必会通过高渗喉道进入岩芯，这样可使岩芯内部和周围环境产生驱替压差，进而将油驱出。当周围环境注入水矿化度大于岩芯内地层水矿化度时，岩芯内地层水离子质量浓度要小于周围环境注入水离子质量浓度，与前面相反，岩芯内部压力较小导致岩芯内的原油较难被驱出。

图1 不同矿化度模拟注入水对渗吸采出程度的影响

2.2 不同岩芯渗透率条件下渗吸采油规律

固定实验温度为30 ℃，模拟油黏度、原始岩芯饱和地层水矿化度、注入水矿化度和含油饱和度基本保持一致，将不同渗透率的岩芯置于相同矿化度的模拟注入水中，研究岩芯渗透率对渗吸采出程度的影响。待饱和油后将3-16、8-58、15-365三块渗透率分别为2.7×10-3、7.2×10-3、15.4×10-3μm2的岩芯置于40 000 mg/L的模拟注入水中进行渗吸实验，结果如图2所示。

图2 不同岩芯渗透率对渗吸采出程度的影响

从图2中可以看出，随着基质岩芯渗透率的升高，初期渗吸采油速率和最终渗吸采出程度也随之升高。基质岩芯渗透率越大，基质岩芯中的孔隙连通性越好，可通过渗吸作用将水以更快的速度吸入基质岩芯中，从而使水能更快速地驱替出基质岩芯中的原油，因此渗吸采油速率越大。渗吸主要受毛细管力控制，随着基质岩芯渗透率的增加，基质岩芯内部孔隙增多且孔喉性质逐渐变好，毛细管渗吸作用增强，因此最终渗吸采出程度就越高。

2.3 不同含油饱和度条件下渗吸采油规律

固定实验温度为30 ℃，各岩芯渗透率、模拟油黏度、原始岩芯饱和地层水矿化度和注入水矿化度基本保持一致，将不同含油饱和度的岩芯置于相同矿化度的模拟注入水中，研究含油饱和度对渗吸采出程度的影响。将3-12、3-14、3-15和3-16四块含油饱和度分别为23%、38%、44%和57%的岩芯置于40 000 mg/L的模拟注入水中进行渗吸实验，结果如图3所示。

图3 不同含油饱和度对渗吸采出程度的影响

从图3中可以看出，在一定范围内，渗吸采出程度随着含油饱和度的增加而增加，这说明渗吸作用主要发生在较高的含油饱和度条件下，即油藏的开发初期。在裂缝性油藏的开发中，随着水驱过程的深入，裂缝系统及基质系统中的含油饱和度逐渐降低，岩芯自发渗吸采出的油在裂缝渗流中的分布状态发生改变，成为分散相状态而失去实际流动能力，这时基质岩芯的自发渗吸采油过程便趋于停止。

2.4 表面活性剂对渗吸采油规律的影响

固定实验温度为30 ℃，各岩芯渗透率、含油饱和度、模拟油黏度、原始岩芯饱和地层水矿化度和注入水矿化度基本保持一致，将不同岩芯分别置于加入与未加表面活性剂的模拟注入水中，研究表面活性剂对渗吸采出程度的影响。将3-2和3-16两块岩芯分别置于质量分数为0.5%的AES表面活性剂和不加表面活性剂的40 000 mg/L的模拟注入水中进行渗吸实验，结果如图4所示。

图4 表面活性剂对渗吸采出程度的影响

从图4中可以看出，加入质量分数为0.5%的AES表面活性剂可显著提高渗吸采出程度，最终采出程度可达6.4%。表面活性剂提高特低渗油藏渗吸采出程度的原因主要是该质量分数的表面活性剂虽然通过降低油水界面张力对渗吸效果产生了负面影响，但是加入表面活性剂后改变了岩芯的润湿性，使润湿接触角变小，促进了油藏的渗吸效果，且其正面影响超过了因界面张力降低产生的不利影响，使渗吸采出程度得到提高。因此在使用表面活性剂时，需考虑界面张力和润湿性的综合影响，提高渗吸采出程度[12]。

2.5 不同原油黏度条件下渗吸采油规律

固定实验温度为30 ℃，各岩芯渗透率、含油饱和度、原始岩芯饱和地层水矿化度和注入水矿化度基本保持一致，将饱和有不同黏度模拟油的岩芯置于相同矿化度的模拟注入水中，研究原油黏度对渗吸采出程度的影响。将3-16、3-1和3-6三块模拟油黏度分别为3、10、20 mPa·s的岩芯置于40 000 mg/L的模拟注入水中进行渗吸实验，结果如图5所示。

图5 不同原油黏度对渗吸采出程度的影响

从图5中可以看出，随着原油黏度的增加，采出程度下降。原油黏度越大，油水两相之间的界面张力越大，实现自发渗吸采油需要的毛细管力就越大；同时随着原油黏度的增大，基质岩芯和裂缝中原油的流动能力变差，注入水经渗吸作用进入基质岩芯的水驱油程度减小，从而降低了油藏的渗吸采出程度；与此同时，随着原油黏度增大，使得水油流度比增大，裂缝中油相的流动能力小于水相的流动能力，从而使生产井产出水增多。

2.6 不同温度条件下渗吸采油规律

固定各岩芯渗透率、含油饱和度、模拟油黏度、原始岩芯饱和地层水矿化度和注入水矿化度基本保持一致，将岩芯分别置于不同温度的模拟注入水中，研究温度对渗吸采出程度的影响。将3-16、3-4和3-5三块岩芯分别置于40 000 mg/L的模拟注入水中，并分别放于30、50、70 ℃恒温箱中进行渗吸实验，结果如图6所示。

图6 不同温度对渗吸采出程度的影响

从图6中可以看出，温度对于初期渗吸速率影响较大，温度越高，初期渗吸速率越大，但是温度对最终渗吸采出程度影响不大，单纯的温度升高对渗吸效果的影响很小，最终渗吸采出程度基本相同。因此，温度不是影响渗吸效果的直接因素，而是通过温度影响其他影响因素，从而影响最终的渗吸采出程度。

3 结 论

(1)当注入水矿化度小于地层水矿化度时，产生的离子质量浓度差使得渗吸采出程度较大；当注入水中加入表面活性剂后，由于岩芯润湿性发生改变，使得渗吸采出程度明显变大。

(2)裂缝性特低渗油藏渗透率越高，原油黏度越小，含油饱和度越大，毛细管渗吸作用越强，最终渗吸采出程度越大。

(3)温度越高，初期渗吸速率越大，但最终渗吸采出程度基本相同。温度不是影响特低渗裂缝性油藏渗吸效果的直接因素，而是通过温度影响其他影响因素，从而影响最终的渗吸采出程度。

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(编辑 宋官龙)

Experimented Study on the Influence Factors of Spontaneous Imbibition in Ultra Low Permeability Fractured Reservoir

Liu Changli1, Liu Xin2, Zhang Lina1, Chen Zhenlong1

(1.PetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,HuadongBranchCompany,SINOPEC，NanjingJiangsu210011,China; 2.EngineeringResearchInstitute,HuadongBranchCompany,SINOPEC，NanjingJiangsu210031,China)

Water flooding development has become the only way for the ultra low permeability fractured reservoir development. However, due to the problems of reservoir micro fracture development, serious heterogeneity and critical water, resulting the water flooding recovery was low.Spontaneous imbibition oil production is an important way of oil production in this kind of reservoir, on the basis of the use of indoor experiment, the salinity of injected water, core permeability, oil saturation, surfactant, oil viscosity and temperature in a low permeability fractured reservoir were studied systematically. Experimental results show that when the environment formation water salinity is less than the mainland core layer water salinity, or joining a surface active agent could significantly improve spontaneous imbibition effect. as the permeability and oil saturation increased and the crude oil viscosity decreased; capillary imbibition became stronger and the ultimate imbibition recovery is greater; the increase of temperature can increase the initial imbibition rate, but the ultimate imbibition recovery is basically the same, the temperature is not the direct acting factors about imbibition effects in ultra low permeability fractured reservoir.

Ultra low permeability fractured reservoir； Spontaneous imbibition； Recovery ratio； Influencing factors

1672-6952(2017)03-0035-04 投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2017-03-02

2017-03-23

刘长利(1962-)，男，高级工程师，从事油气田开发方面研究；E-mail：czlneo@163.com。

TE357

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.03.008