谷瀟雨，蒲春生，黃海，黃飛飛，李悅靜，劉楊，劉恒超

（1. 中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266580；2. 西安石油大學石油工程學院，西安 710065）

滲透率對致密砂巖儲集層滲吸采油的微觀影響機制

谷瀟雨1，蒲春生1，黃海2，黃飛飛1，李悅靜1，劉楊1，劉恒超1

（1. 中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266580；2. 西安石油大學石油工程學院，西安 710065）

以鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)延長組長 8段致密砂巖儲集層樣品為例，通過自發(fā)滲吸模擬實驗，結合核磁共振與CT掃描分析，進一步揭示了致密儲集層滲透率對滲吸采油效率的微觀影響機制。研究結果表明：①基質自發(fā)滲吸排驅在致密砂巖儲集層注水開發(fā)中起著至關重要的作用，實驗巖心樣品自發(fā)滲吸采出程度可以達到 5.24%～18.23%，且基質的滲透率越大，自發(fā)滲吸采出程度越高；②受吸附層厚度的影響，亞微米級以上孔隙在致密儲集層的滲吸驅油過程中起主導作用，納米—亞微米級孔隙對滲吸采出程度貢獻相對較弱；③孔喉的連通性是導致致密儲集層基質滲透率與滲吸排驅采油效率呈正相關的主要微觀影響機制。不同滲透率樣品亞微米—微米級孔隙尺寸分布的差異并不大，但隨著滲透率的增加，連通孔喉個數(shù)與連通面孔率均呈指數(shù)遞增，導致滲吸排驅采出程度顯著提高。圖7表3參28

致密砂巖；滲吸驅油；影響機制；滲透率；吸附層；孔喉連通性；微—納米孔隙

0 引言

中國致密油可采資源量為13×108～14×108t，該類資源的高效開發(fā)是中國油氣可持續(xù)發(fā)展的重要保障[1-2]。鄂爾多斯盆地致密油是中國陸相沉積致密油資源的典型代表，其中富縣、黃陵、吳起等地區(qū)中生界延長組長6、長7和長8段發(fā)育大規(guī)模的致密砂巖儲集層[3-5]。理論與實踐表明，大型體積縫網壓裂技術是致密儲集層的有效開發(fā)手段，利用注水補充地層能量是致密儲集層體積壓裂后最具經濟前景的穩(wěn)產與提高采收率的接替技術[6]。注水開發(fā)中，注入水主要沿裂縫驅入，由于基質致密，孔隙內流體流動存在啟動壓力梯度，難以形成有效驅替[7-9]。

毛細管力的自發(fā)滲吸作用是低滲—致密儲集層水驅采油的重要機理[9-10]。李士奎等[11-15]通過自發(fā)滲吸實驗研究了含水飽和度、油水界面張力、潤濕性等因素對滲吸采油效率的影響規(guī)律，發(fā)現(xiàn)對于潤濕性與含水飽和度一定的致密砂巖儲集層，巖石滲透率（巖石結構）是影響滲吸采出程度的關鍵。

根據油層物理基本原理和對常規(guī)低滲油藏實驗研究可知，毛細管力是滲吸采油的動力，儲集層潤濕性一定時，毛細管力與孔隙半徑成反比，孔隙半徑越小，毛細管力越大。以往研究滲透率對于致密砂巖滲吸采油效率的影響時，多致力于宏觀巖心采出程度測定與實驗規(guī)律總結，部分學者發(fā)現(xiàn)隨著樣品滲透率降低滲吸驅油效率變差的現(xiàn)象[16-17]，但均未就其微觀影響機制進行深入分析，導致滲吸采油對致密儲集層的適用條件尚不明確。

因此，本文以鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)中生界延長組長 8段天然砂巖樣品為例，通過自發(fā)滲吸物理模擬實驗研究滲透率對致密儲集層滲吸采出程度的影響規(guī)律。在此基礎上，利用核磁共振與亞微米CT掃描等分析手段對其微觀影響機制進行深入剖析，為致密儲集層注水補充地層能量、滲吸法采油開發(fā)決策提供理論依據。

1 實驗介紹

本文實驗由 3部分組成：自發(fā)滲吸模擬；核磁共振；巖心CT掃描。

1.1 實驗設備

實驗主要設備有 Zeiss510亞微米 CT掃描儀、MicroMR12-025V巖心核磁分析儀和體積法滲吸儀，輔助設備有BROOKFIELD黏度計、美國ISCO柱塞泵、V9500壓汞儀、分析天平、高壓驅替裝置、恒溫箱、CMS-300型孔滲測量儀、索氏抽提器及實驗玻璃儀器等。

1.2 實驗原理

1.2.1 自發(fā)滲吸模擬

將飽和好模擬油的巖樣放入滲吸儀中，向滲吸儀內注入適量地層水后置于恒溫箱內，進行自發(fā)滲吸驅油實驗。通過體積法測量不同時刻滲吸儀刻度管中滲吸驅油體積，計算滲吸驅油速度和采出程度。

1.2.2 核磁共振

核磁共振是一種無損的檢測方法，飽和單相流體的巖石的核磁共振T2譜可以反映巖石內部孔隙結構。均勻磁場中，所測橫向弛豫時間T2為[18]：

由于T2B數(shù)值遠大于T2，1/T2B可忽略不計，令：

則（1）式可簡化為：

可見，橫向弛豫時間T2與孔徑rc理論上呈線性正比關系，然而由于天然巖心孔隙結構復雜，李愛芬等[19-20]通過大量的統(tǒng)計實驗發(fā)現(xiàn)T2與rc呈冪函數(shù)關系：

以高壓壓汞數(shù)據為依據，求出C值和n值，代入（6）式即可完成T2到rc的冪函數(shù)轉換，進而根據滲吸前后T2譜曲線包圍面積的差值計算得出不同孔徑對應的采出程度。

1.2.3 CT掃描

巖心X射線CT掃描技術可對非透明物質的組成和結構進行無損化檢測，X射線源向載物臺上的物品發(fā)出X射線，與檢測樣品發(fā)生一系列作用后被接收器接收，接收器將其轉化為電信號返回給計算機進行切面重構[21]。掃描完成后便可得到樣品不同切面上的多組投影數(shù)據，將所有二維投影疊加起來，便可得到三維圖像信息。

1.3 實驗材料

本文實驗用巖心、原油及地層水均取自鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)中生界延長組長 8段致密儲集層，為排除潤濕性差異對實驗結果的影響，本文巖心樣品均取自同一口取心探井。

巖心樣品：長度為2.544～5.067 cm，直徑2.5 cm左右，覆壓氣測滲透率為 0.048×10-3～0.262×10-3μm2，孔隙度為4.26%～9.23%，巖心潤濕性為弱親水，相對潤濕指數(shù)為0.28左右。具體參數(shù)如表1所示。

由表 1可知：實驗樣品滲透率整體與孔隙度正相關，與束縛水飽和度負相關。滲透率越高，儲集層質量越好。

實驗用水：長8段地層水，礦化度為15 100 mg/L左右，水型為CaCl2型，黏度為0.98 mPa·s（50 ℃），pH值為7.1。

表1 致密儲集層巖心樣品基本數(shù)據表

實驗用油：實驗模擬油為長 8段原油與煤油按體積比1∶2混合而成，黏度為 2.75 mPa·s（50 ℃），與地層水的界面張力為16.7 mN/m，密度為0.81 g/cm3。

1.4 實驗流程

1.4.1 自發(fā)滲吸實驗

①利用常規(guī)油層物理方法標定巖心孔隙度與氣測滲透率。

②巖心抽真空穩(wěn)定至0.1 MPa保持24 h以上，飽和地層水，然后放入夾持器內飽和模擬油，待出口端無水流出且壓力穩(wěn)定時，計算束縛水飽和度，放入50 ℃烘箱內，老化36 h后備用。

③將老化后的巖心放置于體積法滲吸儀內，向滲吸儀緩慢加入地層水，待液面上升至刻度線時，停止注入，之后每隔一段時間（1～2 h）記錄刻度管讀數(shù)并采集圖像信息，待刻度管內讀數(shù)24 h不變時，記錄最終采出程度。

④鑒于標定樣品滲吸采出程度時“掛壁現(xiàn)象”與“門檻跳躍”等效應[22]會造成滲吸中采出程度過程值測量不準確，本實驗忽略過程值變化，僅測定巖心樣品的最終滲吸采出程度。

1.4.2 自發(fā)滲吸核磁共振實驗

①開啟核磁共振監(jiān)測儀器，設置主要測試參數(shù)：等待時間2.5 s，回波間隔0.504 ms，回波個數(shù)2 500，以此測試巖心飽和油狀態(tài)時的T2譜。

②將巖心放入滲吸儀內，滲吸儀內介質為含有MnCl2的地層水溶液。設定恒溫箱溫度為50 ℃，觀察巖心表面再無油滴滲出后，繼續(xù)浸泡48 h以上，將樣品取出，測定滲吸終止后的T2譜。

③將完成以上步驟的巖心重新洗油、烘干，放入壓汞儀進行壓汞實驗，設定最高進汞壓力為241 MPa，可識別出的最小喉道直徑為0.003 μm。

1.4.3 巖心CT掃描實驗

①巖心壓汞實驗前，將巖心固定于掃描轉臺上，利用 Zeiss510亞微米 CT掃描儀對巖心干樣中部 801個截面進行掃描，設定掃描工作電壓為 50×103V，曝光時間1.5 s，掃描尺寸為2 048×2 048個像素，像素尺度為 0.7 μm，可滿足亞微米級以上的孔隙識別需要。

②為消除巖心邊界偽影的影響，截取 500個 CT掃描圖像的矩形部分作為研究區(qū)域，對 500張二維圖像進行中值濾波降噪處理，使得圖像的清晰度與對比度得到提高。

③根據巖石骨架與孔隙的灰度差峰值差異，對獲取的二維圖像進行二值化分割處理，獲取切片內孔隙信息。

④利用三維容積重建技術，將所有的二維圖像疊加還原巖心模型內孔隙的三維信息，并通過最大球算法[23-24]獲取亞微米級—微米級孔徑分布。

⑤在巖心模型孔隙結構三維重構的基礎上，定義巖心模型內孔隙體像素點與巖心切面邊界重合且體像素點連續(xù)的孔隙為連通孔隙，否則視為不連通孔隙，從而將巖心模型內三維空間及二維切片內連通孔隙與不連通的孔隙區(qū)分開。

2 實驗結果與討論

2.1 滲透率對自發(fā)滲吸采出程度的影響

對 9塊不同滲透率的天然巖心樣品進行自發(fā)滲吸模擬實驗，為避免實驗時出現(xiàn)掛壁現(xiàn)象，實驗前用酒精與硫酸混合液清洗滲吸儀器，實驗過程中適當補充地層水，確保體積讀數(shù)。實驗結果如圖1和圖2所示。

圖1 滲透率與采出程度的關系

由圖 1可知：研究區(qū)砂巖樣品滲吸采出程度為5.24%～18.23%，基質滲透率越高，滲吸采出程度越高。通過實驗圖像采集觀測，隨浸泡時間的增加，巖心表面析出的細小油滴的體積逐漸變大，油滴間距逐漸減少，在界面張力的作用下，油滴間發(fā)生“聚并”現(xiàn)象，“聚并”后的大油滴在浮力的作用下，克服油滴與巖石表面的黏滯力，脫離巖心表面。等時間條件（5 h）下，樣品滲透率越高，巖石表面滲吸油滴分布越多（見圖 2）。

毛管壓力是低滲—致密砂巖基質滲吸驅油的動力，由于實驗巖心樣品符合典型的致密儲集層特征，滲透率越低，孔隙半徑越細小，毛管壓力越大。為分析高滲巖心滲吸采出程度高于低滲巖心滲吸采出程度的原因，本文利用核磁共振手段進一步分析了滲透率對自發(fā)滲吸可動流體分布的影響。

2.2 滲透率對自發(fā)滲吸可動流體分布的影響

選取與1號、4號、8號巖心樣品物性參數(shù)分別相似的 12號、11號、10號巖心樣品，開展自發(fā)滲吸核磁共振實驗。將巖心樣品滲吸前與滲吸終的T2譜繪制于同一坐標內，如圖3所示。

圖3 砂巖樣品自發(fā)滲吸T2譜

由圖3可知：①樣品滲透率越高，滲吸前后T2譜曲線包圍面積的差值越大，采出程度越高；②3個樣品T2譜左峰內均存在部分區(qū)域滲吸前后孔隙度分量無變化的現(xiàn)象，表明砂巖樣品滲吸過程中部分細小孔隙無法發(fā)生滲吸作用。

弛豫時間T2越大，對應的孔隙半徑越大。由于不同滲透率樣品的孔隙結構存在差異，以實驗樣品壓汞資料為依據，利用多元回歸的方法擬合獲得參數(shù)C和n（見表2），通過（6）式將弛豫時間轉化為孔隙半徑，得到不同孔徑內滲吸采出程度分布情況。在圖 3的基礎上，定義孔隙度分量開始出現(xiàn)差異的T2所對應的孔隙半徑為滲吸驅油孔隙半徑下限，根據孔隙度分量差異累計值，統(tǒng)計了不同滲透率樣品中孔徑值小于1 μm、1～10 μm、大于10 μm孔隙的滲吸采出程度，結果如圖4所示。

表2 弛豫時間與孔隙半徑轉化表

由表2與圖4可知：研究區(qū)砂巖樣品孔徑細?。{米—微米級），整體而言，亞微米孔徑為研究區(qū)致密儲集層滲吸排油的下限；巖心樣品內孔徑小于1 μm的孔隙對滲吸采出程度的貢獻較低，孔徑大于1 μm的孔隙在對滲吸采出程度的貢獻中占主導地位，其中，孔徑1～10 μm的孔隙是滲吸發(fā)生的主要場所，隨樣品滲透率增加，孔徑大于10 μm的孔隙滲吸能力逐漸增強。

圖4 不同孔徑孔隙對滲吸采出程度貢獻

分析認為，毛管壓力是滲吸排驅時的驅動力。對于理想條件下的假設圓管，管徑、長度和油水黏度均為定值，符合Hagen-Poiseuille公式。但受孔喉表面粗糙度及黏土礦物的影響，致使原油與水常以油膜或水膜形式吸附在孔喉表面，導致有效滲吸毛管半徑常小于實際孔喉半徑。因此，可將Hagen-Poiseuille公式轉化為（7）式：

當δ=rc時，滲吸流量Q為零，表現(xiàn)為無法流動的特性，即經典邊界層理論的無滑移條件[25]。因此當孔隙半徑等于或小于吸附層厚度時，孔道內因液膜吸附層的力學性質變成了無效的滲流空間。

李洋等[26-27]關于微管水驅的研究結果表明，對于微米級石英圓管，靜水邊界層厚度約為0.7 μm；對于管徑為2.5 μm的石英圓管，即使壓力梯度達10 MPa/m，管內仍有6%（厚度占管徑百分比）左右的邊界層無法移動，水膜（吸附層）厚度約為0.15 μm。此外，鄭忠文等[28]利用研究區(qū)長 6—長 8段巖心開展了超低滲儲集層原油邊界層測試，結果表明，超低滲儲集層孔喉中原油吸附層厚度為0.110～0.345 μm，原油吸附層占孔隙體積 15%～23%。上述研究得到的吸附層厚度與本文得到的滲吸排驅孔隙半徑下限具有較好的一致性。

2.3 不同滲透率樣品巖心結構參數(shù)分析

微米級孔隙在滲吸驅油過程中起主導作用，其巖心結構差異是造成采出程度差異的主要原因。將10號、11號、12號巖心樣品洗油烘干，利用Zeiss510亞微米CT掃描儀獲取了不同滲透率樣品巖心結構特征，統(tǒng)計結果如圖5—圖7及表3所示。

圖5 典型樣品面孔率二維分布

圖6 樣品連通孔隙三維分布

由圖5—圖7及表3可知：3個不同滲透率樣品亞微米—微米級孔隙的整體尺寸屬同一數(shù)量級且峰值尺寸差異不大；亞微米—微米級孔喉連通性整體較差，孔喉連通率普遍小于10%，體現(xiàn)出研究區(qū)長 8段儲集層的致密化特點；隨樣品滲透率的增加，亞微米—微米級孔喉的平均連通面孔率、連通孔喉個數(shù)與孔喉連通率呈指數(shù)遞增的趨勢，高滲透率樣品孔喉三維連通性遠高于低滲樣品。

受孔隙壁面固-液吸附層厚度的影響，亞微米級以上孔隙在滲吸驅油過程中起主導作用，納米—亞微米級孔隙對滲吸采出程度的貢獻相對較弱；不同滲透率樣品亞微米—微米級孔隙內滲吸排驅動力相近。但樣品滲透率越高，微米級孔喉連通性越強，減少油滴排驅時卡斷的幾率，有利于擴大滲吸范圍，提高滲吸采出程度。

3 結論

基質自發(fā)滲吸排驅在致密砂巖儲集層注水開發(fā)中起著至關重要的作用，研究區(qū)巖心樣品自發(fā)滲吸采出程度可以達到5.24%～18.23%，且基質的滲透率越大，滲吸采出程度越高。

受孔壁固-液吸附層厚度的影響，亞微米級以上孔隙在滲吸驅油過程中起主導作用，納米—亞微米級孔隙對滲吸采出程度貢獻相對較弱。

孔喉連通性對致密儲集層滲吸驅油效率起著至關重要的作用，不同滲透率樣品亞微米—微米級孔隙尺寸分布的差異并不大，但隨著滲透率的增加，連通孔喉個數(shù)與連通面孔率均呈指數(shù)遞增，滲吸排驅時油滴被卡斷的幾率大大減少，導致滲吸排驅采出程度顯著提高。

符號注釋：

C——核磁轉換系數(shù)，m/ms；Fs——單個孔隙的形狀因子，球形孔隙Fs=3，柱狀孔隙Fs=2；L——管長，m；n——指數(shù)；pc——毛管壓力，MPa；Q——滲吸流量，m3/s；rc——孔隙半徑，m；R——相關系數(shù)；S——單個孔隙表面積，m2；T2——橫向弛豫時間，ms；T2B——體積弛豫時間，ms；V——單個孔隙體積，m3；δ——吸附層厚度，m；μ1——流體黏度，mPa·s；ρ2——橫向表面弛豫強度，m/ms。

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Micro-influencing mechanism of permeability on spontaneous imbibition recovery for tight sandstone reservoirs

GU Xiaoyu1, PU Chunsheng1, HUANG Hai2, HUANG Feifei1, LI Yuejing1, LIU Yang1, LIU Hengchao1
(1.School of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao266580,China; 2.School of Petroleum Engineering,Xi’an Shiyou University,Xi’an710065,China)

Taking the Chang 8 tight sandstone reservoir of the Yanchang Formation of Fuxian area in Ordos Basin as an example, the influencing mechanism of permeability on imbibition recovery in tight sandstone was explored by spontaneous imbibition experiment,combining nuclear magnetic resonance (NMR) and CT Scanning. Results show that: (1) spontaneous imbibition played a vital role in water-flooding of the tight sandstone reservoir, the recovery by spontaneous imbibition of experimental core samples can reach 5.24% -18.23%, and the higher the matrix permeability, the higher the recovery degree by spontaneous imbibition; (2) because of the thickness of adsorbed layer, pores above sub-micron scale made a great contribution to the imbibition recovery of tight sandstone reservoir, and nano-submicron pores made less contribution to imbibition recovery; (3) the connectivity of pore and throat was the major microscopic mechanism of the positive correlation between matrix permeability and spontaneous imbibition recovery. Samples of different permeability didn’t differ much in the sizes of sub-micron to micron pores, but with the rise of permeability, the connected pores and throats and surface porosity increased exponentially, leading to significant increase of imbibition recovery.

tight sandstone; oil recovery by imbibition; influence mechanism; permeability; adsorbed layer; pore-throat connectivity;micro-nano pore

國家科技重大專項（2009ZX05009，2011ZX05001）；國家自然科學基金（51104173，51274229）

TE355

A

1000-0747(2017)06-0948-07

10.11698/PED.2017.06.12

谷瀟雨, 蒲春生, 黃海, 等. 滲透率對致密砂巖儲集層滲吸采油的微觀影響機制[J]. 石油勘探與開發(fā), 2017,44(6): 948-954.

GU Xiaoyu, PU Chunsheng, HUANG Hai, et al. Micro-influencing mechanism of permeability on spontaneous imbibition recovery for tight sandstone reservoirs[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(6): 948-954.

谷瀟雨（1989-），男，陜西西安人，中國石油大學（華東）石油工程學院在讀博士研究生，主要從事低滲透油藏開發(fā)地質及滲吸采油等方面研究。地址：山東省青島市黃島區(qū)長江西路 66號，中國石油大學（華東）石油工程學院，郵政編碼：266580。E-mail:458570670@qq.com

聯(lián)系作者簡介：蒲春生（1959-），男，四川廣安人，中國石油大學（華東）石油工程學院教授，主要從事低滲、特低滲、稠油、超稠油等特種油氣藏物理-化學強化開采及資源環(huán)境保護理論與技術方面的研究工作。地址：山東省青島市黃島區(qū)長江西路66號，中國石油大學（華東）石油工程學院，郵政編碼：26658。E-mail: chshpu@163.com

2017-02-21

2017-10-20

（編輯 劉戀）