曹立迎，孫建芳，徐 婷，曹麗麗，藺高敏

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東東營257051）

潤濕性是在油藏條件下油和水與儲層巖石間的相互作用，決定著油藏流體在巖石孔道內(nèi)的微觀分布和原始分布狀態(tài)，在油田開發(fā)中對原油的采出程度起著決定性作用［1］。因此在提高采收率技術(shù)中將儲層潤濕性作為一個重要物性參數(shù)予以考慮。巖石礦物組成、孔隙結(jié)構(gòu)、流體對巖石的潤濕順序、原油組分、溫度、鹽水化學(xué)性質(zhì)等都可能影響儲層潤濕性。越來越多的研究表明，既有親油油藏也有親水油藏；很多實(shí)驗(yàn)結(jié)果也表明，儲層巖石的潤濕性可在很大范圍內(nèi)變化［2］。Holbrook等測定了油藏開發(fā)過程中潤濕性指數(shù)的變化，認(rèn)為該指數(shù)隨開采過程中飽和度的變化而變化［3-4］。吳素英研究了潤濕性隨油藏含水率的變化及對開發(fā)效果的影響，指出隨著含水率增大，儲層潤濕性由弱親水向親水轉(zhuǎn)變［5］。Civan等研究了溫度對巖石潤濕性的影響，發(fā)現(xiàn)提高溫度對石英和方解石潤濕性的影響并不相同［6-8］。陽曉燕等研究了蒸汽驅(qū)對儲層潤濕性的影響，認(rèn)為高溫注蒸汽使得儲層潤濕性向親水方向發(fā)展［9］。

目前測定儲層潤濕性的方法很多，根據(jù)實(shí)驗(yàn)需求的不同，可以分為定量和定性2種方法。定性方法主要包括殘余油飽和度法、電阻率法、相對滲透率法等；定量方法主要是自吸驅(qū)替（Amott）方法，通常是針對天然巖心進(jìn)行測定。筆者從定性和定量2方面入手，通過Amott方法測定天然巖心的潤濕指數(shù)，進(jìn)而定量確定碳酸鹽巖巖心的潤濕指數(shù)；通過油水相滲實(shí)驗(yàn)對巖石潤濕性進(jìn)行定性分析；2種方法的實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以相互驗(yàn)證。

1 潤濕性評價和滲吸實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)巖心及流體

敘利亞O油田為典型的低滲透孔隙型碳酸鹽巖稠油油藏。實(shí)驗(yàn)所用流體包括精煉油和O油田Sh油藏O-1井、O-4井的油樣（地面原油粘度分別為550和2 000 mPa·s），精煉油不含膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等極性物質(zhì)。地層水為質(zhì)量濃度為6 000 mg/L的氯化鉀溶液。實(shí)驗(yàn)選用5塊碳酸鹽巖巖心，為方便實(shí)驗(yàn)結(jié)果的對比分析，選取3塊勝利油區(qū)某油田砂巖巖心同步進(jìn)行潤濕性實(shí)驗(yàn)，具體巖心參數(shù)見表1，其中S-1，S-2，S-3的氣測滲透率分別與O-4，O-1-1，O-1-2的相近，選擇滲透率相近的巖心便于不同類型巖心滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行對比。

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器

實(shí)驗(yàn)儀器主要包括：巖樣油（水）驅(qū)替系統(tǒng)、巖樣抽空裝置、恒溫箱（最高溫度不低于100℃，精度為±1℃）、離心機(jī)（離心產(chǎn)生的油水驅(qū)替壓力大于等于1 MPa）、吸水儀（分度值為0.05 mL）、水浴鍋等。

表1 實(shí)驗(yàn)用巖心基本參數(shù)

1.3 實(shí)驗(yàn)原理及步驟

在毛管壓力作用下，潤濕流體具有自發(fā)吸入巖石孔隙中并排驅(qū)其中非潤濕流體的特性。通過測量并比較油藏巖石在束縛水狀態(tài)下巖心自吸排油量和巖心驅(qū)替排水量，可以判別儲層巖石對油（水）的潤濕性。實(shí)驗(yàn)步驟及潤濕指數(shù)的計(jì)算參考SY/T 5153—2007［10］。在得到各巖心潤濕指數(shù)后，根據(jù)潤濕性評價標(biāo)準(zhǔn)（表2）判斷各巖心的潤濕性。

2 潤濕性評價及滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 潤濕性定量評價

在油藏溫度（50℃）下，利用Amott方法測量了8塊不同滲透率巖心的自吸排油量、驅(qū)替排油量、自吸排水量、驅(qū)替排水量，并計(jì)算得出潤濕指數(shù)，實(shí)驗(yàn)所用流體為地層原油。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表3）表明：碳酸鹽巖巖心相對潤濕指數(shù)小于-0.3，呈明顯的親油特征；砂巖巖心相對潤濕指數(shù)大于0.4，呈典型的親水特征。

表3 巖心潤濕性評價結(jié)果

除相對潤濕指數(shù)外，從巖石表面流體的分布特征同樣可以看出不同類型巖石潤濕性的差別。對比勝利油區(qū)某油田砂巖巖心和O油田碳酸鹽巖巖心（圖1）可以看出，原油在砂巖巖心表面呈球狀分布，水相潤濕角小于90°，呈水濕特征；原油在碳酸鹽巖巖心表面呈鋪散狀態(tài)，油相潤濕角小于90°，呈油濕特征。這與潤濕指數(shù)計(jì)算結(jié)果相符。

圖1 不同類型巖心表面流體分布特征

2.2 滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

為了對比不同潤濕性對巖石滲吸采出程度的影響，在8塊巖心中選取滲透率相近的巖心（親油、親水巖心各3塊）對其滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行對比。從O油田碳酸鹽巖巖心與勝利油區(qū)某油田砂巖巖心滲吸采出程度對比（圖2）可以看出，在滲透率相近的情況下，砂巖巖心的滲吸采出程度普遍高于碳酸鹽巖巖心；砂巖巖心滲吸采出程度最高達(dá)到17%，而碳酸鹽巖巖心的最高僅達(dá)到6.5%。前者的滲吸速度也快，后者滲吸速度慢。巖心的潤濕程度決定著滲吸最終采出程度和滲吸速度。

圖2 O油田碳酸鹽巖巖心與勝利油區(qū)某油田砂巖巖心滲吸采出程度對比

在親水油藏中，束縛水主要是以水膜的形式吸附在巖心孔壁上，原油則主要存在于較大的孔隙中以及孔隙的中間部位。在滲吸驅(qū)油過程中，水沿著巖石的表面推進(jìn)，水膜變厚，把孔隙中的原油剝離，被注入水?dāng)D出的原油從大孔道排出，當(dāng)大孔道中原油的排出速度與剝蝕速度相當(dāng)時，采出程度達(dá)到最大。在親油油藏中，束縛水主要以水珠的形式存在。水沿著大孔道中軸部位前進(jìn)，原油隨著水的排出而被攜帶出去，孔壁上的油膜可以沿巖石顆粒表面流動，原油殘留在小孔道中。若多孔介質(zhì)非均質(zhì)性嚴(yán)重時，孔隙中的原油被優(yōu)勢通道中的水包圍，這部分原油將形成成片的殘余油。因此親油巖心的采出程度要比親水巖心的采出程度低。

3 潤濕性影響因素

3.1 巖石礦物組成

為對比不同類型巖石的礦物組成對其潤濕性的影響，通過X衍射實(shí)驗(yàn)分析了O-1-1，O-4及S-3等3塊巖心的礦物組成。結(jié)果表明，O油田碳酸鹽巖巖心的主要礦物成分是方解石，含量大于70%，其為偏親油礦物，而親水礦物石英、長石等的含量不到10%；勝利油區(qū)某油田砂巖巖心的主要礦物組成是石英和長石，兩者含量大于70%。砂巖巖石中親水礦物含量較高，地層中的水容易吸附在巖石表面，使巖石具備親水特征；碳酸鹽巖巖石偏親油礦物含量較高，容易造成原油中極性物質(zhì)的吸附。

3.2 原油組分

為測定原油組分對巖心潤濕性的影響，將O-2巖心分別飽和在精煉油和地層原油中進(jìn)行老化，老化不同時間后測定潤濕指數(shù)。在精煉油中老化2和12 d的相對潤濕指數(shù)分別為-0.16和-0.17，均表現(xiàn)為弱親油；在地層原油中老化2和12 d的相對潤濕指數(shù)分別為-0.27和-0.73，分別表示弱親油和強(qiáng)親油。由此可見，精煉油老化對巖石潤濕性無顯著影響，而用地層原油老化后，儲層巖石親油性增強(qiáng)，且油潤濕程度隨老化時間的增加而增加。出現(xiàn)這種現(xiàn)象的原因是：地層原油中瀝青質(zhì)含量偏高，瀝青質(zhì)是原油中不溶于非極性小分子正構(gòu)烷烴而溶于苯的物質(zhì)，其基本結(jié)構(gòu)是以稠環(huán)芳烴為核心并連接有環(huán)烷和烷基側(cè)鏈的大分子，且含有一定量的雜原子。瀝青質(zhì)是原油中相對分子質(zhì)量最大、極性最強(qiáng)的非烴類組分。當(dāng)瀝青質(zhì)與油藏巖石接觸時，其極性端容易與巖石表面相互作用，使巖石表面的潤濕性向親油方向轉(zhuǎn)變［11］。而精煉油中由于不含有極性組分，因此無論老化多長時間，對巖石的潤濕性都沒有影響。因此，原油組分中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等原油極性組分的性質(zhì)和含量是影響儲層巖石潤濕性的重要參數(shù)［12-17］。

3.3 溫度

測定高溫條件下碳酸鹽巖儲層巖石潤濕性的變化，可為優(yōu)化油藏驅(qū)油方式提供理論依據(jù)。對比不同滲透率碳酸鹽巖巖心蒸汽驅(qū)前后巖心潤濕性（表4）可以看出，經(jīng)過高溫蒸汽驅(qū)后，巖心的相對潤濕指數(shù)增大，潤濕性由強(qiáng)親油—親油向弱親油方向發(fā)展；滲透率較大的巖心相對潤濕指數(shù)變化較大，即潤濕性改變較大。出現(xiàn)這一現(xiàn)象的主要原因是：經(jīng)過蒸汽驅(qū)及高溫蒸汽浸泡后，吸附在巖心表面的活性物質(zhì)受熱及驅(qū)替作用脫離，導(dǎo)致巖心親油性減弱，潤濕性變?yōu)槿跤H油。

表4 高溫蒸汽驅(qū)前后碳酸鹽巖巖心潤濕性對比

4 潤濕性對油藏開發(fā)效果的影響

熱采開發(fā)效果室內(nèi)評價實(shí)驗(yàn)采用非穩(wěn)態(tài)法測定了低滲透稠油油藏巖心在油藏條件下和150℃下的油、水相對滲透率，對比分析冷采與熱采條件下相滲特征的差異性?；趯ο酀B曲線（圖3）的分析可知：油藏溫度（50℃）下等滲點(diǎn)含水飽和度小于50%，可以判斷巖心潤濕性為油濕；熱采條件（150℃）下等滲點(diǎn)右移，巖心潤濕性得以改善，這與高溫蒸汽驅(qū)后巖石潤濕性改善的觀點(diǎn)相吻合；共滲區(qū)含油飽和度由20.5%提高到37.0%，較之冷采提高了1.8倍，熱采條件下可動用范圍明顯擴(kuò)大；熱采通過降粘、潤濕改善等作用機(jī)理，驅(qū)油效率由29.7%提高至59.0%，提高近1倍。

圖3 O-3巖心油藏溫度和高溫下油水相滲曲線對比

由蒸汽驅(qū)前后自吸采出程度的變化（圖4）可以看出，在高溫潤濕性改變的同時，由于毛管阻力減小，滲吸采出程度顯著提高，達(dá)到最大采出程度的時間明顯變短。潤濕性的改變有利于提高油藏的采出程度。

圖4 O-2巖心蒸汽驅(qū)前后自吸采出程度對比

5 結(jié)論

敘利亞O油田碳酸鹽巖儲層巖心呈明顯的親油潤濕特征。原油在巖心表面呈現(xiàn)鋪散狀態(tài)，油相潤濕角小于90°，這有別于實(shí)驗(yàn)中普通砂巖儲層巖心的親水潤濕性。巖心的潤濕性決定著滲吸最終采出程度和滲吸速度，巖心的油潤濕程度越高，滲吸程度越低，最終滲吸采出程度也越低。在儲層條件、流體性質(zhì)相近的情況下，碳酸鹽巖油藏天然能量下采出程度比砂巖油藏要低。

巖石的礦物組成和原油中極性物質(zhì)的存在是影響儲層巖石潤濕性的主要因素：親水礦物（石英和長石等）含量越大，儲層巖石親水特性越明顯；原油中極性物質(zhì)（膠質(zhì)和瀝青質(zhì)等）的吸附使巖石潤濕性向親油方向發(fā)展。

熱采條件下，碳酸鹽巖油藏巖心相對潤濕指數(shù)明顯降低，而高溫油水相滲中等滲點(diǎn)也明顯右移，這說明高溫可改變巖石的潤濕性，改善油相滲流能力，提高油藏的驅(qū)油效率。

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