程志林 ，王慶 *，寧正福 ，李銘琪 ，齊榮榮 ，余雄飛

1 中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249

2 中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102249

0 引言

伴隨著日益嚴(yán)峻的能源危機(jī)以及非常規(guī)油氣資源勘探的不斷深入，致密油氣藏已成為重要的替代能源[1-2]。水平井壓裂技術(shù)已經(jīng)廣泛地應(yīng)用于非常規(guī)油氣資源的開發(fā)當(dāng)中[3]，大量的壓裂液被注入地層中，研究發(fā)現(xiàn)壓裂液的返排率低(少于30%)[4]，壓裂液的滯留造成了儲層損害，流體依靠自發(fā)滲吸進(jìn)入儲層是造成這一現(xiàn)象的主要原因[5]。另一方面，當(dāng)壓裂液進(jìn)入儲層后，巖石孔隙中的油氣能夠被置換出來，因此自發(fā)滲吸對致密儲層而言，也是一種重要的提高油氣采收率方法[6-7]。

自發(fā)滲吸是指在多孔介質(zhì)中潤濕相流體依靠毛管力作用置換出非潤濕相流體的過程[8-9]。根據(jù)滲吸過程中濕相流體和非濕相流體流動方向，可以將滲吸過程分為正向滲吸和逆向滲吸。由于儲層經(jīng)壓裂改造后巖石被裂縫中的壓裂液包圍，這種情況下流體一般發(fā)生逆向滲吸，而正向滲吸發(fā)生幾率較小，因此過去的研究重點(diǎn)主要集中在多孔介質(zhì)逆向滲吸[10-11]。

自發(fā)滲吸取決于多孔介質(zhì)的性質(zhì)、流體類型以及流固之間相互作用。影響因素包括巖石孔隙度、滲透率、孔隙結(jié)構(gòu)、巖樣的形狀和大小、邊界條件、流體黏度、初始含水飽和度、潤濕性條件和相滲等，滲吸的表征是一個(gè)復(fù)雜的過程[12]。Zhou等[13]研究了在不同潤濕狀態(tài)和不同初始含水飽和度條件下，Berea砂巖自發(fā)滲吸和水驅(qū)實(shí)驗(yàn)中采收率的變化特征。發(fā)現(xiàn)隨著老化時(shí)間的增加，由于殘余油飽和度的降低，水驅(qū)采收率得到了提高。而滲吸采油大幅度的下降，最終采收率總體上呈現(xiàn)下降的趨勢。Li和Horne等[14]基于滲吸前緣活塞式推進(jìn)假設(shè)，同時(shí)考慮了重力作用和流體相滲提出了一個(gè)標(biāo)度模型，并用實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證了模型的合理性。Standnes[15]通過實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)地研究了正向和逆向滲吸條件下，邊界條件和樣品形狀對滲吸的影響。邊界條件包括全部開啟(AFO)、兩端開啟(TEO)、兩端封閉(TEC)和一端開啟(OEO)邊界條件等。研究結(jié)果表明：標(biāo)度模型無法應(yīng)用于不規(guī)則形狀的巖石，巖石與濕相流體接觸面積對滲吸速度影響較大而對采收率影響不大。由于只有在樣品較高的情況下，重力對滲吸的影響才能得以體現(xiàn)，室內(nèi)滲吸實(shí)驗(yàn)實(shí)施較為困難，Mirzaei-Paiaman[16]通過數(shù)值模擬研究了重力對裂縫性儲層巖石逆向滲吸的影響，并基于檢視性分析提出了一個(gè)新的標(biāo)度模型。Meng等[17-18]利用填充玻璃珠和石英砂結(jié)構(gòu)分別研究了濕相和非濕相黏度對滲吸采收率的影響，發(fā)現(xiàn)在相同邊界條件下，濕相黏度對于滲吸采收率影響較小；而隨著非濕相流體黏度的增大，油相流體在均質(zhì)性較差的石英砂結(jié)構(gòu)滯留嚴(yán)重，滲吸采收率逐漸降低；而均質(zhì)性較好的玻璃珠結(jié)構(gòu)，非濕相黏度對采收率影響不大。

過去的研究對于常規(guī)儲層巖石強(qiáng)水濕滲吸特征認(rèn)識的較為全面，提出的標(biāo)度模型得到了廣泛的應(yīng)用。而對巖石在混合潤濕及油濕條件下流體滲吸特征目前的認(rèn)識還遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠，非常規(guī)油氣儲層以頁巖為例，由于其骨架既有機(jī)質(zhì)也有無機(jī)質(zhì)礦物，有機(jī)質(zhì)部分表現(xiàn)出疏水性而無機(jī)質(zhì)為親水性，因而頁巖往往呈現(xiàn)出混合潤濕的特點(diǎn)[19]，傳統(tǒng)強(qiáng)水濕滲吸理論將不再適用于這類儲層。Dutta等[20]基于CT技術(shù)對比了致密砂巖和中高滲砂巖氣水滲吸特點(diǎn)，發(fā)現(xiàn)致密砂巖極低的滲透率會對滲吸產(chǎn)生抑制作用，其孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性特征造成了不均勻氣水驅(qū)替前緣，滲吸進(jìn)入巖樣的水包括黏土礦物中的束縛水和孔隙空間的自由水。Lai等[21]研究了不同種類巖石在不同滲吸流體介質(zhì)條件下的滲吸規(guī)律，并分析了巖石孔隙結(jié)構(gòu)、潤濕性及溫度對滲吸采收率的影響。Lin等[22]通過NMR(核磁共振)實(shí)驗(yàn)研究了頁巖氣滲吸過程中，不同位置含水飽和度隨時(shí)間的變化關(guān)系，定性地分析了滲吸前緣長度與黏土含量和礦化度的關(guān)系。Dehghanpour等[23]通過一系列實(shí)驗(yàn)詳細(xì)地研究了頁巖氣水和油氣滲吸特點(diǎn)，發(fā)現(xiàn)黏土的吸水膨脹以及產(chǎn)生的誘導(dǎo)裂縫造成了過量吸水現(xiàn)象。Yang等[24]基于實(shí)驗(yàn)方法研究了三種致密儲層巖石滲吸特征，發(fā)現(xiàn)巖石吸水量與黏土含量成正相關(guān)。此外，通過巖石吸水量與時(shí)間的關(guān)系，評價(jià)了巖石孔隙結(jié)構(gòu)的連通性。Sun等[25]研究了動態(tài)滲吸條件下，致密油砂巖孔隙內(nèi)油水運(yùn)移特征。

需要說明的是，近些年關(guān)于非常規(guī)儲層巖石滲吸特征的認(rèn)識，主要集中在氣水滲吸系統(tǒng)，關(guān)于致密儲層巖石油水滲吸系統(tǒng)的研究仍不充分。本文基于NMR技術(shù)系統(tǒng)地研究了在不同影響因素下致密砂巖油水滲吸特征，并用氣水滲吸實(shí)驗(yàn)與之進(jìn)行對比分析。文章首先介紹了實(shí)驗(yàn)所用的樣品信息及實(shí)驗(yàn)方法，之后分析了滲吸過程中，油水和氣水運(yùn)移特征及不同邊界條件下致密砂巖滲吸特點(diǎn)。此外，也探討了標(biāo)度模型在致密砂巖流體滲吸條件下的適用性。

1 實(shí)驗(yàn)樣品及方法

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

本文實(shí)驗(yàn)所用巖樣來自鄂爾多斯盆地長8組儲層的露頭巖心，經(jīng)鉆取并打磨加工成圓柱體，直徑在2.5 cm左右，長度約為5.0 cm。巖心孔隙度的測量利用氣測法，氣體介質(zhì)選用氦氣。滲透率通過氣測并經(jīng)克氏修正得到，基本物性數(shù)據(jù)見表1。

此外，XRD(X射線衍射技術(shù))用來分析巖石礦物成分及其相對含量，見表2?？梢园l(fā)現(xiàn)致密砂巖礦物成分以石英、鉀長石、斜長石及黏土礦物為主，總量近70%。黏土礦物(占19.5%)主要以高嶺石為主，含有少量的伊利石和伊蒙混層。Dehghanpour等[23,26]發(fā)現(xiàn)頁巖具有強(qiáng)烈的吸水性，誘發(fā)了微裂縫的擴(kuò)展，巖石吸水量與黏土含量成正比關(guān)系。Yang等[24]通過對比致密砂巖和泥頁巖的滲吸實(shí)驗(yàn)，進(jìn)一步發(fā)現(xiàn)造成黏土水化膨脹的主要礦物為蒙脫石和伊蒙混層。本文采用的致密砂巖黏土礦物以高嶺石為主，屬于非膨脹型礦物且不易水化[27]，因此黏土礦物對滲吸的影響較小。

對于油水系統(tǒng)，NMR實(shí)驗(yàn)只需要獲取油中氫離子的信息，通過配置質(zhì)量分?jǐn)?shù)為40%的MnCl2溶液作為濕相流體(DIWm)[28]可以將水中的氫離子信號屏蔽掉，測得其密度為1.32 g/cm3，品氏黏度計(jì)測得其黏度為2.47 mPa·s；5#標(biāo)準(zhǔn)白油作為非濕相流體，密度為0.85 g/cm3，黏度為7.97 mPa·s；氣水系統(tǒng)中非濕相為空氣，濕相流體為去離子水(DIW)，其密度為1.0 g/cm3，黏度為1.1 mPa·s，以上流體黏度和密度的測量均在常壓室溫25℃下完成。此外，采用聚四氟乙烯分散液封堵巖石不同部位以構(gòu)造不同滲吸邊界條件。

表1 實(shí)驗(yàn)所用巖石樣品和流體信息Table 1 Properties of rock samples and fluids for experiments

表2 XRD礦物分析結(jié)果Table 2 Results of XRD mineralogy analysis

1.2 實(shí)驗(yàn)原理及設(shè)備

低場NMR技術(shù)目前已廣泛應(yīng)用于石油工程領(lǐng)域，如核磁測井[29-30]、巖石孔徑分布[31]、巖石表面潤濕性測定[32-33]及非常規(guī)儲層巖石油水、氣水滲吸特征研究[21-22,25,34]等。當(dāng)核磁共振T2譜以表面弛豫為主時(shí)，橫向弛豫時(shí)間的大小可以反映巖石孔隙大小，弛豫時(shí)間越長，孔徑越大；信號強(qiáng)度反映了H質(zhì)子的數(shù)量，與孔隙內(nèi)流體體積成正比關(guān)系，詳細(xì)原理介紹見文獻(xiàn)[28, 30]。

本文所用實(shí)驗(yàn)儀器為MesoMR23-60H-I中尺寸核磁共振分析儀，該設(shè)備兼具核磁共振波譜與成像技術(shù)，共振頻率23.408 MHz，磁體強(qiáng)度0.55 T，線圈直徑為32 mm，磁體溫度為32 ℃?；夭〞r(shí)間TE設(shè)為0.2 ms，這樣較小的孔隙的信號將不會丟失[35]。

由于MnCl2溶液消除了滲吸過程中來自水的H質(zhì)子信號，T2譜只體現(xiàn)了孔隙中白油的H質(zhì)子信號，與橫軸所圍面積反映了巖心內(nèi)部剩余油量，由此可以計(jì)算不同時(shí)間段滲吸采收率，計(jì)算公式為：

上式中，E為采收率，S0和S1分別表示初始條件下和不同滲吸時(shí)刻T2譜與橫軸所圍面積。

氣水系統(tǒng)實(shí)驗(yàn)時(shí)，如果仍采用T2譜面積計(jì)算采收率，首先需要采取加壓飽和的方式將水注入巖樣后，測得其完全飽和水時(shí)的T2譜，之后再將巖樣烘干消除水分；對于致密巖樣而言，部分束縛水可能難以消除，對氣水滲吸造成一定影響，因此氣水實(shí)驗(yàn)采用稱重法計(jì)量不同時(shí)間段進(jìn)入巖樣的水體積，除以孔隙體積即可求得采收率。

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

1.3.1 油水系統(tǒng)滲吸實(shí)驗(yàn)

(1) 從露頭砂巖上鉆取直徑約為2.5 cm、長約5.0 cm的巖心，放置在恒溫箱里105℃下烘干48 h，測量孔隙度和滲透率。

(2) 在恒溫條件下分別對巖心飽和5#白油，飽和壓力25 MPa，飽和時(shí)間為48 h。根據(jù)巖樣飽和前后質(zhì)量，計(jì)算得到含油飽和度，結(jié)果見表1。將聚四氟乙烯分散液均勻涂抹于巖樣特定滲吸面并靜置48 h，構(gòu)造AFO、LEC、TEO和TEC邊界條件。

(3) 配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為40%的MnCl2滲吸液，分別倒入標(biāo)有巖心編號的容器中備用。

(4) 將各巖樣放置在試管中，并放入核磁共振分析儀內(nèi)，記錄初始核磁共振T2譜。

(5) 將巖心分別用繩懸掛浸入對應(yīng)編號的容器中，保證巖心所有表面與溶液充分接觸，見圖1。分別記錄巖樣開始滲吸的時(shí)間，在特定的時(shí)間點(diǎn)取出巖樣，測得其核磁共振T2譜，之后再放入對應(yīng)容器內(nèi)，繼續(xù)滲吸實(shí)驗(yàn)直至完成全部測試點(diǎn)。本文選取的時(shí)間間隔分別為0.5 h、3 h、6 h、19 h、43 h、73 h和120 h時(shí)，120 h時(shí)各巖樣T2譜基本不再變化，認(rèn)為滲吸已結(jié)束。

1.3.2 氣水系統(tǒng)滲吸實(shí)驗(yàn)

氣水實(shí)驗(yàn)操作步驟與油水系統(tǒng)類似，需要在不同時(shí)刻將樣品取出記錄其T2譜并進(jìn)行稱重，然后迅速放入容器中，設(shè)定的時(shí)間點(diǎn)分別為0 h、1 h、3 h、6 h、20 h、26 h、47 h、72 h、84 h、120 h，此時(shí)各樣品質(zhì)量幾乎不再變化。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析與討論

本部分基于NMR T2譜實(shí)驗(yàn)結(jié)果，分析了致密砂巖油水和氣水滲吸系統(tǒng)中流體運(yùn)移特征。此外也討論了邊界條件對致密砂巖滲吸的影響和標(biāo)度模型的應(yīng)用。

2.1 致密砂巖自發(fā)滲吸流體運(yùn)移特征

2.1.1 油水系統(tǒng)

由于MnCl2溶液消除了水中H質(zhì)子信號，測得的T2譜反映了不同孔喉內(nèi)剩余油的分布情況。在T2譜以表面弛豫為主時(shí)，弛豫時(shí)間與巖石孔徑大小存在對應(yīng)關(guān)系[30,36]，根據(jù)Gao等[37]和Lai等[21]的研究結(jié)果，將巖樣T2譜弛豫時(shí)間分為四個(gè)區(qū)間，分別對應(yīng)不同孔隙類型，見表3。

圖1 致密砂巖滲吸實(shí)驗(yàn)Fig. 1 Imbibition experiment of tight sandstone

表3 T2弛豫時(shí)間與不同孔隙類型對應(yīng)關(guān)系Table 3 Relationship between relaxation time and different types of pores

致密砂巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)具有多尺度分布特征，主要以納微米孔隙為主[38-39]，圖2為4個(gè)樣品滲吸過程中不同時(shí)間段T2數(shù)據(jù)半對數(shù)分布圖，弛豫時(shí)間從0.01 ms到1000 ms均有分布，符合致密砂巖孔隙結(jié)構(gòu)特征，各個(gè)樣品分別對應(yīng)不同的滲吸邊界條件，見表1。從圖中可以看出，初始時(shí)刻時(shí)巖心飽和白油，各樣品T2譜呈現(xiàn)出一致的分布特征，大體上存在三個(gè)波峰(見L4樣標(biāo)注)。左峰處于0.01～8 ms之間，分布面積占總體分布的66.7%；中峰處于10～200 ms之間，約占總體分布的33%；200 ms之后存在第三個(gè)峰，占總體分布的0.3%左右，幾乎可以忽略不計(jì)，根據(jù)表3可知，L樣中的大孔隙數(shù)目極少，主要以微孔和小孔為主(67%左右)。

隨著滲吸的進(jìn)行，巖石孔隙中的白油不斷被MnCl2溶液置換出去，T2譜信號幅度不斷下降，其與橫軸包圍面積不斷減小。從圖2可以看出，除L5外，其余巖樣的T2譜均由原來的多峰分布逐漸演變?yōu)閱畏宸植?。由于L5樣滲吸邊界條件的設(shè)置，造成其采收率較低，T2曲線在滲吸過程中變化不明顯。以L2樣不同時(shí)間T2譜為例，左峰下降較快，而中峰下降幅度較小，左峰主要代表微小孔隙中含油量的變化，說明滲吸采油主要源自微小孔隙的貢獻(xiàn)。毛管力大小不僅與流體類型有關(guān)，也取決于巖石孔隙結(jié)構(gòu)[40-41]。孔徑越小，毛管力越大，因此水會優(yōu)先被吸入更小的孔隙中。Yang等[24]認(rèn)為小的孔隙雖然有著較大的毛管力，但孔隙壁面的粗糙度、水膜厚度、納米孔隙邊界層厚度等可能不利于流體運(yùn)移[42]，即滲吸速度與有效毛管力有關(guān)。由圖2中(a)可知，微孔和小孔中滲吸阻力與毛管力相比相對較小，依然是毛管力主導(dǎo)滲吸。中峰主要體現(xiàn)了中孔的滲吸貢獻(xiàn)，由于其孔徑較大，毛管力較小，因此滲吸速度相對較慢，波峰不斷下降直至消失，最終T2譜呈現(xiàn)單峰分布，從圖中可以看出非濕相主要滯留在小孔中。此外，直觀上看中孔(10～100 ms)滲吸采油速度甚至大于小孔(1～10 ms)，這是由于滲吸開始后，水會優(yōu)先進(jìn)入微孔隙，微孔與小孔和中孔隙之間通過細(xì)小的喉道進(jìn)行連接，考慮到致密砂巖表面親水，較大孔隙表面部分被水相占據(jù)，而水相中H質(zhì)子被Mn2+屏蔽，間接影響了油相流體的表面弛豫，造成中孔被識別小孔，因此滲吸結(jié)束后T2譜是以小孔為主的單峰分布。

圖2 不同樣品油水滲吸過程中T2譜的分布變化情況Fig. 2 Variation of T2 spectrum of different samples in different stages of imbibiton experiments, (a), (b), (c) and (d) represent that for sample L2, L4, L5 and L11 respectively

Liang等[30]以鹵水、煤油和絕緣油為實(shí)驗(yàn)流體，發(fā)現(xiàn)當(dāng)巖心內(nèi)部油水共存時(shí)，致密和常規(guī)巖樣中流體依然以表面弛豫為主；而中低滲巖樣中，流體表面弛豫時(shí)間小于體積弛豫，此時(shí)油相流體的體積弛豫不可忽略，T2譜呈現(xiàn)出明顯的雙峰特征。圖3為本文滲吸實(shí)驗(yàn)所用白油和去離子水的體積弛豫曲線，其中去離子水作為參照，可以看出白油的體積弛豫是在200 ～300 ms；而滲吸末期T2譜峰值對應(yīng)的弛豫時(shí)間是在1～5 ms，顯然滲吸過程中核磁T2譜主要以白油的表面弛豫為主。

圖3 白油和去離子水的體積弛豫Fig. 3 The bulk relaxation T2 distributions of white oil and deionized water

2.1.2 氣水系統(tǒng)

氣水系統(tǒng)不同時(shí)間T2譜分布見圖4。氣水滲吸實(shí)驗(yàn)類似于油水滲吸前巖心飽和油的過程，隨著水不斷滲吸進(jìn)入巖樣，水中H質(zhì)子信號幅度不斷增大，T2譜與橫軸所圍面積不斷增大。四個(gè)樣品除B8外，T2譜分布特點(diǎn)相同；以B6為例，初始時(shí)刻巖心內(nèi)部只有微弱的H質(zhì)子信號，主要來自黏土水或含結(jié)晶水的礦物，T2譜呈雙峰分布，右鋒位于100～1000 ms，與油水滲吸實(shí)驗(yàn)類似，可以忽略不計(jì)；左峰位于微孔區(qū)間，微孔隙有著更強(qiáng)的毛管力，因此水更容易進(jìn)入。滲吸早期左峰增長速度較快，之后速度逐漸變慢，主要因?yàn)樗粩噙M(jìn)入巖心，毛管力作用逐漸被削弱，而右峰幾乎沒有變化。B8樣T2譜信號幅度增長速度明顯慢于其他巖樣，是由于巖樣的主要滲吸通道被封閉，滲吸速度變慢所致。

與油水系統(tǒng)最大不同在于直至滲吸結(jié)束，氣水系統(tǒng)T2譜始終是以微孔為主的單峰分布，而油水系統(tǒng)出現(xiàn)了以中孔為主的中峰，原因在于油水滲吸初始狀態(tài)是通過加壓飽和方式實(shí)現(xiàn)的，白油靠外力被驅(qū)替進(jìn)入孔隙，飽和度均在95%左右，見表1。而水是依靠毛管力自發(fā)滲吸進(jìn)入巖樣中，巖石內(nèi)部實(shí)際上是由復(fù)雜的孔隙網(wǎng)絡(luò)組成，濕相與非濕相流體在不同孔喉中流動，如圖5所示。NWP和WP分別代表非濕相和濕相，由于孔徑不同小孔隙中毛管力較大，WP在較小孔隙中流速較快，見圖(a)所示，小孔隙中的濕相流體會比較大孔隙中流體提前到達(dá)相連的喉道處，進(jìn)入較大孔隙后非濕相卡斷在孔隙中[17,43]，見圖5(b)。對于氣水滲吸而言，氣泡會滯留在較大孔隙中，因此這部分孔隙的信號在T2譜上未形成波峰。

圖4 不同樣品氣水滲吸過程中T2譜的分布變化情況Fig. 4 Variation of T2 spectrum of different samples under imbibition conditions

2.2 邊界條件對滲吸采收率的影響

由以上分析可知，邊界條件對滲吸采油的速度和最終采收率都有重要的影響。本節(jié)通過NMR技術(shù)研究邊界條件對致密砂巖滲吸的影響，各樣品采收率與滲吸時(shí)間關(guān)系見圖6。

圖5 較大孔隙中非濕相卡斷示意圖Fig. 5 Snap-off of NWP in larger pores

從圖6可以看出，對于同一滲吸系統(tǒng)不同邊界條件下滲吸初期采油速度較快，隨著滲吸的不斷進(jìn)行，流體間的黏滯力作用愈加顯著，毛管力逐漸減小，滲吸速度逐漸減慢。AFO條件下，巖石有著最快的滲吸速度和采收率，其次是LEC和TEO，TEC最慢，采收率最低。圖2中，不同時(shí)間L5樣T2譜沒有明顯的變化，這是由于巖石整個(gè)側(cè)面都被封堵，而巖石側(cè)面是滲吸采油的主要作用通道，端面滲吸貢獻(xiàn)較小。然而，傳統(tǒng)觀點(diǎn)認(rèn)為如果實(shí)驗(yàn)采用的多孔介質(zhì)和流體一致，那么邊界條件只影響滲吸的速度，而對最終采收率幾乎沒有影響[15,44-45]。近年來，一些學(xué)者[21,46-47]發(fā)現(xiàn)邊界條件不僅影響滲吸采油的速度，對采收率也有重要的影響，但是卻沒有給出合理的解釋。本文得到了與之相似的結(jié)論，從圖6可以明顯看出，L5樣滲吸速度和最終采收率均低于其他樣品。造成這一異常的原因，主要是由于常規(guī)中高滲巖樣均質(zhì)性較好，其滲透率和相對滲透率沒有明顯的方向性，因此在巖樣與濕相流體接觸面積較小時(shí)(TEO邊界條件)，其滲吸速度顯著降低，但是采收率與其他邊界條件差別不大。而致密巖樣一般孔滲遠(yuǎn)低于常規(guī)儲層巖樣，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜且具有各向異性的特點(diǎn)，也就是說其滲透率、相滲和毛管力曲線等常常具有方向性。由于L5樣為TEO邊界條件，滲吸模式為一維線性流，而其他邊界條件主要以徑向流為主，L5采收率低的原因主要是軸向上巖石物性差于徑向方向，造成了TEO邊界下滲吸采收率遠(yuǎn)低于其他條件。

圖6 致密砂巖滲吸采收率與時(shí)間關(guān)系Fig. 6 Recovery versus imbibition time under different boundary conditions

B8樣的邊界條件與L5均為側(cè)面封閉，從圖4可以看出其滲吸速度最慢。氣水系統(tǒng)跟油水系統(tǒng)區(qū)別在于，不同邊界條件下最終采收率大致相當(dāng)，最大采收率(B6)與最小采收率(C5)相差僅9.3%，遠(yuǎn)低于油水系統(tǒng)(L2與L5)的78.7%。造成這一問題的主要原因是：多孔介質(zhì)滲吸過程由多種作用力共同主導(dǎo)，不考慮流體與礦物化學(xué)反應(yīng)，毛管力為滲吸過程的主要動力；隨著濕相流體逐漸進(jìn)入孔隙中，毛管力作用逐漸減弱，濕相與非濕相流體之間黏滯力作用顯著增大，削弱了毛管滲吸作用，因此滲吸速度減慢。與此同時(shí)，濕相流體飽和度只有達(dá)到一定程度時(shí)，才具有可觀的流動能力。而非濕相流體隨著滲吸的進(jìn)行流動能力不斷下降，不利于滲吸采油。滲吸過程中各種因素相互競爭、相互制約，對氣水滲吸而言，流體之間的黏滯力、流度的變化及巖石各向異性造成的滲流阻力不足以對毛管力造成太大影響，因此不同邊界條件下最終采收率變化不大。

2.3 滲吸實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的標(biāo)度

滲吸標(biāo)度模型用來分析滲吸數(shù)據(jù)，對于預(yù)測油藏滲吸產(chǎn)油量有著非常重要的參考價(jià)值。如果標(biāo)度模型能夠?qū)⒏嗟囊蛩乜紤]進(jìn)去，那么將有更高的預(yù)測精度以及更廣的適用范圍。過去幾十年中，許多學(xué)者基于毛管擴(kuò)散方程和達(dá)西定律來建立無因次標(biāo)度模型[10-11,16,48-52]。其中最早的是由Mattax和Kyte[51]提出的標(biāo)度模型，見式(2)，該模型有著嚴(yán)格的使用條件，適用性較差。Ma等[48]對該模型進(jìn)行了修正，考慮了不同邊界條件下的特征長度，同時(shí)也考慮了非濕相流體的黏度，見式(3)。當(dāng)兩種流體黏度比較大時(shí)，黏度項(xiàng)通過幾何平均處理將帶來較大誤差，Mason等[52]對此進(jìn)行了修正并用大量的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)驗(yàn)證了該模型的合理性，見式(4)。值得一提的是，雖然Schmid和Geiger[11]提出了一個(gè)廣適性的解析解標(biāo)度模型用來研究水濕和混合潤濕性油藏滲吸特征，但模型相對復(fù)雜需要迭代求解，此外模型還需要相滲曲線和毛管力曲線，這些參數(shù)對于致密儲層巖石來說都難以通過實(shí)驗(yàn)獲取。本文采用式(4)對滲吸數(shù)據(jù)進(jìn)行標(biāo)度分析。

由于各式包含物理量基本一致，現(xiàn)統(tǒng)一對上面各式進(jìn)行說明，σ為油水界面張力，N/m；K為巖石滲透率，m2；φ為孔隙度；L為樣品高度，m；μw和μnw分別為濕相和非濕相流體黏度，Pa·s；t為時(shí)間，s；Lc為特征長度，m；Vb為巖樣體積，m3；Ai為第i個(gè)滲吸面的面積，m2；li為第i個(gè)滲吸面到不流動邊界的距離，m。

Schechter[53]定義了無量綱數(shù)N，即毛管力與重力作用的比值來衡量重力對于滲吸的影響，該值大于5時(shí)，重力作用可以忽略。從表1計(jì)算結(jié)果來看，各樣品N均大于5，因此本文采用的標(biāo)度模型忽略重力作用是合理的。

式中，C一般取為0.4；Δρ為濕相與非濕相密度差，kg/m3；g為重力加速度，m/s2，其余參數(shù)與上述定義一致。

為了更好地說明標(biāo)度滲吸數(shù)據(jù)的必要性，作出未標(biāo)度前各巖樣滲吸數(shù)據(jù)隨時(shí)間變化的曲線，見圖7。標(biāo)度滲吸數(shù)據(jù)時(shí)，不同邊界條件下特征長度采用式(5)進(jìn)行計(jì)算，然后將巖石與流體基本參數(shù)(見表1)分別代入式(4)，可以得到不同樣品采收率隨著無因次時(shí)間tD的關(guān)系曲線，最終結(jié)果見圖8。

圖7 滲吸采收率與時(shí)間關(guān)系Fig. 7 Recovery from imbibition versus time

圖8 滲吸采收率與無因次時(shí)間關(guān)系Fig. 8 Imbibition data plotted with dimensionless time

從圖7可以直觀看出油水和氣水系統(tǒng)不同邊界條件下，巖石滲吸速度及滲吸采收率的變化情況，但整體數(shù)據(jù)非常分散。圖8為基于式(4)進(jìn)行標(biāo)度之后的結(jié)果，可以看出數(shù)據(jù)的離散性得到了顯著的改善，各樣品滲吸數(shù)據(jù)點(diǎn)趨向于一條曲線。考慮到巖樣黏土水化較弱且各樣品潤濕性一致，采用Mason等[52]提出的模型來標(biāo)度滲吸數(shù)據(jù)是合理的，側(cè)面反映出基于達(dá)西定律來預(yù)測致密儲層滲吸采收率在一定程度上是可以接受的。L5的偏離是由于在TEO邊界條件下，特征長度是基于巖心兩端均勻采油的假設(shè)來計(jì)算的，而實(shí)際實(shí)驗(yàn)中由于巖樣兩端面孔隙大小的不同會造成毛管回壓不同，兩端面采油并不是對稱的[54]，因此滲吸數(shù)據(jù)的標(biāo)度出現(xiàn)了較大的偏差。此外，致密巖樣各向異性

導(dǎo)致TEO邊界條件下的巖石滲透率與其他邊界條件下的滲透率差異也會導(dǎo)致標(biāo)度的偏差。

3 結(jié)論

本文基于NMR技術(shù)研究了致密砂巖自發(fā)滲吸過程中，孔隙內(nèi)流體運(yùn)移特征及不同邊界條件對于滲吸的影響，主要取得以下認(rèn)識：

(1) NMR T2譜能夠反映飽和流體巖樣內(nèi)部孔隙大小及分布，致密砂巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)具有多尺度分布特征，主要以微孔和小孔為主，對應(yīng)的T2弛豫時(shí)間小于10 ms。

(2) 滲吸開始后，微孔中的白油會優(yōu)先被水置換出來，通過較小的孔隙流出。滲吸結(jié)束時(shí)，巖樣T2譜演變?yōu)橐孕】诪橹鞯膯我徊ǚ?，說明非濕相主要滯留在小孔中。這是因?yàn)閹r石表面的親水性，造成中孔表面部分被水占據(jù)，影響了油相的表面弛豫，被NMR檢測為小孔所致，致密砂巖滲吸采油主要來自于微孔的貢獻(xiàn)。而氣水滲吸系統(tǒng)，由于卡斷效應(yīng)，水相難以進(jìn)入較大的孔隙中。

(3) 邊界條件對致密砂巖油水系統(tǒng)滲吸速度和最終采收率影響顯著，巖石表面與水接觸面積越大，滲吸速度越快，采收率也最高。對氣水系統(tǒng)而言，邊界條件的影響體現(xiàn)在滲吸速度上，對最終的滲吸采收率影響不大。

(4) 由于本文致密砂巖黏土水化作用微弱且各巖樣潤濕性相同，傳統(tǒng)的無因次標(biāo)度模型能夠較好的標(biāo)度油水和氣水滲吸數(shù)據(jù)，標(biāo)度模型預(yù)測此類儲層滲吸采收率是合理的。