彭昱強,何順利,郭尚平,韓 冬

(1.中國石油大學(xué)石油工程教育部重點實驗室,北京 102249; 2.中國石油大學(xué)氣體能源開發(fā)技術(shù)教育部工程研究中心,北京 102249; 3.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

巖心滲透率對親水砂巖滲吸的影響

彭昱強1,2,何順利1,2,郭尚平3,韓 冬3

(1.中國石油大學(xué)石油工程教育部重點實驗室,北京 102249; 2.中國石油大學(xué)氣體能源開發(fā)技術(shù)教育部工程研究中心,北京 102249; 3.中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

針對國產(chǎn)露頭砂巖與Berea砂巖存在差異,分析國產(chǎn)露頭砂巖的滲吸特點和規(guī)律,研究親水砂巖滲透率對鹽水自發(fā)滲吸規(guī)律和采收率的影響,對比不同滲吸數(shù)學(xué)模型的預(yù)測結(jié)果.結(jié)果表明,滲透率低于800×10-3μm2時,隨著砂巖滲透率增加,鹽水滲吸采收率逐漸升高,但是增速變慢;滲透率高于800×10-3μm2時,滲吸采收率趨于穩(wěn)定或稍有下降.高滲條件下,毛管力對鹽水滲吸的貢獻變?nèi)?滲透率越小,滲吸采收率增速越快,低滲儲層開發(fā)中應(yīng)注重發(fā)揮滲吸作用.由于滲吸過程的復(fù)雜性和多因素影響,已有滲吸數(shù)學(xué)模型不能較好地描述滲吸規(guī)律.

自發(fā)滲吸;露頭砂巖;滲透率;滲吸采收率;親水

0 引言

自發(fā)滲吸驅(qū)油是裂縫性油藏和多層非均質(zhì)油藏開發(fā)中重要的驅(qū)油機理之一.影響自發(fā)滲吸驅(qū)油的因素較多,主要包括巖石物性,如滲透率、孔隙度和孔隙結(jié)構(gòu)等;巖心中多相流體的滲流性質(zhì),如束縛水飽和度、相對滲透率和潤濕性等;油水性質(zhì),如油水黏度、密度、鹽水組成及礦化度等;外在條件,如邊界條件、溫度和巖心尺寸等,人們對它們進行了廣泛研究[1-9],但是巖石物性對滲吸的影響規(guī)律有待深入研究.已有砂巖滲吸研究中,國外使用較多的露頭砂巖是Berea砂巖,而我國使用天然砂巖露頭巖心的不多,雖有研究但不夠深入.由于國產(chǎn)露頭砂巖與Berea砂巖存在一定差異,因此研究國產(chǎn)露頭砂巖的滲吸特點和規(guī)律,對于國內(nèi)油田采用滲吸技術(shù)具有重要的理論價值和參考意義.筆者采用國產(chǎn)均質(zhì)砂巖露頭巖心,研究了多孔介質(zhì)物性對其滲吸的影響規(guī)律和效果.

1 實驗

1.1 材料

(1)巖心.天然露頭砂巖由中國石油勘探開發(fā)研究院開發(fā),巖心長度為4.34～6.11cm,直徑為2.43～2.58cm,孔隙度為12.9%～24.6%,空氣滲透率為(1.8～958.0)×10-3μm2.巖心孔隙度與滲透率具有較好的正相關(guān)關(guān)系,即滲透率隨著孔隙度的增加而增大.使用中性煤油和標(biāo)準(zhǔn)鹽水,按照石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5153-1999評價巖心潤濕性,巖心的相對潤濕指數(shù)為0.76～0.90,其潤濕性屬于強親水.

(2)油.癸烷(C10H22),化學(xué)純,北京化學(xué)試劑公司生產(chǎn). (3)鹽水.1.2%(質(zhì)量分數(shù))KCl溶液,使用蒸餾水配制.

1.2 巖心處理方法和滲吸方法

巖心處理方法、滲吸方法與滲吸裝置見文獻[1].文中全部使用鹽水進行自發(fā)滲吸.

2 結(jié)果與討論

滲透率和孔隙度是描述巖石物性的重要參數(shù),對滲吸具有較大影響.本批巖心孔隙度與空氣滲透率具有較好的正相關(guān)關(guān)系,故研究滲透率對親水砂巖滲吸的影響規(guī)律,并對比油層實際束縛水飽和度和束縛水飽和度為0等2種條件下的巖心滲吸效果.

2.1 油層實際束縛水飽和度

在油層實際束縛水飽和度條件下,巖心物性和滲吸結(jié)果見表1、圖1和圖2.

表1 油層實際束縛水飽和度條件下巖心物性及滲吸效果

圖1 油層實際束縛水飽和度條件下巖心滲吸采收率與滲吸時間關(guān)系

圖2 油層實際束縛水飽和度條件下巖心滲吸采收率與滲透率關(guān)系

由圖1和圖2可知,在滲吸早期,高滲巖心和中滲巖心的滲吸速度很快,低滲巖心的滲吸速度較慢,到了滲吸中后期,滲吸速度均逐漸變慢.滲吸采收率與巖心滲透率關(guān)系表明,隨著滲透率增加,滲吸采收率逐漸升高,但是采收率增速變慢;滲透率達到800×10-3μm2左右后,滲吸采收率不再提高,趨于平穩(wěn),甚至稍有下降.高滲巖心最終采收率在35%～50%之間,中滲巖心最終采收率在30%～40%之間,低滲巖心最終采收率在12%～28%之間.由表1可知,滲吸采收率與巖心孔隙度的關(guān)系表明,隨著孔隙度增加,采收率逐漸增加,但是采收率增速逐漸變慢;孔隙度大于24.3%左右后,采收率趨于平穩(wěn),甚至稍有下降.因露頭砂巖的滲透率與孔隙度呈正相關(guān)關(guān)系,滲吸采收率與孔隙度的關(guān)系再次說明孔隙度對滲吸的影響與滲透率對滲吸的影響行為相似.滲吸采收率隨巖心滲透率或孔隙度變化的原因可解釋為滲吸主要由毛細管力控制.由巖心內(nèi)部孔隙結(jié)構(gòu)的差異可知,隨著巖心滲透率的增加,巖心內(nèi)部孔隙增多且孔喉性質(zhì)逐漸變好,因此隨著滲透率增大,參與毛細管力滲吸的孔隙增多,毛管滲吸作用增強,滲吸采收率越高.但是當(dāng)滲透率增大到一定程度后,孔喉直徑較大,毛管滲吸作用迅速減弱,主要靠重力滲吸.相對于毛細管力而言,重力滲吸只與油水之間的密度差相關(guān)且較弱,故滲透率達到一定程度后,滲吸采收率不再提高.滲吸采收率隨滲透率的變化規(guī)律表明,滲透率越小,滲吸采收率增加速度越顯著,可見低滲儲層開發(fā)中應(yīng)該注重發(fā)揮滲吸作用.

通過對巖心滲透率與滲吸采收率數(shù)據(jù)進行回歸,得到經(jīng)驗關(guān)系式為

式中:Rb為滲吸采收率;Ka為巖心空氣滲透率;A和B均為常數(shù),對于筆者使用的油水和露頭砂巖(滲透率小于800×10-3μm2),A=5.4491,B=7.9136.因此,在進行具體研究時,應(yīng)根據(jù)油田實際的地質(zhì)條件、儲層物性和油水性質(zhì)等確定經(jīng)驗公式中的常數(shù),以便預(yù)測油田的滲吸采收率.

2.2 巖心物性及滲吸效果

束縛水飽和度等于0的理想條件下,巖心物性和滲吸結(jié)果見表2、圖3和圖4.

表2 束縛水飽和度為0條件下巖心物性及滲吸效果

圖3 束縛水飽和度為0條件下巖心滲吸采收率度與滲吸時間關(guān)系

圖4 束縛水飽和度為0條件下巖心滲吸采收率與滲透率關(guān)系

由圖3和圖4可知,隨著巖心滲透率增加,滲吸采收率增加,但是增速迅速下降,最后趨于平穩(wěn),甚至稍有下降,變化規(guī)律與油層實際束縛水飽和度條件相似.由表2可知,滲吸采收率與孔隙度的關(guān)系說明孔隙度對滲吸的影響與滲透率對滲吸的影響行為相似.滲吸采收率隨巖心滲透率或孔隙度變化的原因與油層實際束縛水飽和度時相同.

滲透率相近時,束縛水飽和度為0時巖心的滲吸采收率均大于油層實際束縛水飽和度時巖心的采收率,增加4%～18%;滲透率越大,滲吸采收率增加幅度越小.差異原因可解釋為束縛水為0時巖心中全部孔隙充滿油,進行滲吸時連通孔隙都參與到滲吸過程中,毛細管滲吸發(fā)揮充分,因此滲吸采收率高;而巖心中存在束縛水時,部分孔隙中由于束縛水影響,總體上毛細管力滲吸作用減弱,因此滲吸采收率下降.

通過對巖心滲透率與滲吸采收率數(shù)據(jù)進行回歸,得到經(jīng)驗關(guān)系式為

式中:C和D均為常數(shù),對于筆者使用的油水和露頭砂巖(滲透率小于800×10-3μm2),C=5.6054,D= 18.239.

對比經(jīng)驗關(guān)系式(1)和式(2),可知2個關(guān)系式形式相同,表明滲吸采收率與巖心滲透率的對數(shù)呈線性關(guān)系.這2個經(jīng)驗式的截距相差較大,是由束縛水差異引起的.

2.3 天然露頭巖心與人造巖心滲吸對比

文獻調(diào)研發(fā)現(xiàn),Al-LawatiS等[3]研究了不同滲透率Berea砂巖使用癸烷和蒸餾水條件下的滲吸特點,一種條件是巖心孔隙度為21.1%,滲透率為293.5×10-3μm2,束縛水飽和度為0,蒸餾水滲吸采收率約為57%;另一種條件是巖心孔隙度為16.3%,平均滲透率為2.6×10-3μm2,束縛水飽和度為0,蒸餾水滲吸采收率約為42%.與Al-Lawati等的結(jié)果相比,在滲透率相近的情況下,本文使用的中滲砂巖的滲吸采收率約小9%,但是中滲砂巖巖心孔隙度在18%～19%之間,而且使用的是1.2%KCl鹽水,滲吸采收率略有下降屬正常變化.巖心的滲吸結(jié)果與Berea砂巖巖心的滲吸結(jié)果基本一致,但是與人造巖心的滲吸結(jié)果相差較大.

劉衛(wèi)東等[10]利用人造巖心進行滲吸研究,其條件是:人造高滲巖心(滲透率為556×10-3μm2,孔隙度為34.6%),大慶第五采油廠模擬油,黏度為6.7mPa·s;大慶油田注入水,總礦化度約為5000mg/L;驅(qū)替法建立人造低滲巖心(滲透率為4.1×10-3μm2,孔隙度為24.9%),巖心潤濕性為親水;大慶油田束縛水飽和度,文獻[10]中沒有給出束縛水飽和度數(shù)值;在室溫(22℃)和常壓條件下進行滲吸實驗.注入水滲吸結(jié)果表明,人造高滲巖心滲吸采收率為52.7%,人造低滲巖心滲吸采收率為16.2%,數(shù)據(jù)見表1.

研究發(fā)現(xiàn),在露頭巖心為親水和油相為癸烷的條件下,高滲砂巖在滲透率為530×10-3μm2、束縛水飽和度為33%條件下,滲吸采收率約為35%;低滲砂巖滲透率為1.8×10-3μm2,束縛水飽和度為51.5%時,滲吸采收率為12.9%.油相對滲吸的影響結(jié)果表明,在相同條件下不同黏度的油的滲吸采收率基本相同.人造高滲巖心的滲吸采收率超過露頭巖心的18%,人造低滲巖心的滲吸采收率超過露頭巖心的5%,可見人造巖心滲吸采收率明顯大于天然露頭巖心的,這種差異可解釋為2種巖心物理化學(xué)性質(zhì)差異較大造成的.

2.4 滲吸模型的應(yīng)用

由文獻[11-12]知,只要巖石類型和形狀相同,即使巖心尺寸、形狀、邊界條件和油水黏度比等方面各不相同,使用式(3)或式(4)能將滲吸采收率與無因次滲吸時間tD進行歸一,即不同巖心的滲吸曲線能夠基本重合.

使用實用單位,將式(4)改寫為式(5),即

HandyLL[13]認為,只要是毛細管力滲吸,巖心的吸水量或者滲吸采收率與滲吸時間的平方根成正比,相應(yīng)的滲吸曲線應(yīng)該為直線.HandyLL提出的數(shù)學(xué)模型為

式中:Qw為t時間的累計吸入水量;pc為毛細管力;Sw為含水飽和度;Kw為鹽水滲透率.以采收率R代替累計吸入水量Qw,式(6)的等價關(guān)系式[14]為

式中:c為常數(shù).

因為式(3)和式(4)的計算結(jié)果變化趨勢相同,只使用式(5)計算無因次滲吸時間,對滲吸采收率與無因次滲吸時間作圖,其結(jié)果見圖5(a)和圖5(c).使用Handy模型的等價式(7)對采收率與滲吸時間的平方根作圖,其結(jié)果見圖5(b)和圖5(d).

由圖5(a)和圖5(c)可知,無論是否存在束縛水飽和度,除2塊低滲巖心數(shù)據(jù)基本重合外,不同滲透率巖心的滲吸曲線呈分散狀態(tài),即式(5)不能將不同滲透率巖心的滲吸數(shù)據(jù)進行歸一.出現(xiàn)這種差異可解釋為砂巖滲吸受多方面因素的影響,現(xiàn)有模型不能較好地模擬滲吸變化規(guī)律,需要研究新型滲吸數(shù)學(xué)模型.雖然各曲線不能重合,但是采收率與無因次滲吸時間的關(guān)系能夠清楚反映不同巖心在不同滲吸階段滲吸速度的快慢.曲線斜率越大,滲吸越快,圖5(a)和5(c)的變化趨勢比圖1或圖3更加明顯地反映了滲吸速度變化特征.

由圖5(b)和圖5(d)可知,各滲吸曲線在早期基本呈直線變化,但是后期曲線逐漸偏右,說明滲吸已經(jīng)從毛細管力滲吸占主導(dǎo)逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)橹亓B吸占主導(dǎo),這與實驗觀察得到的認識相一致.

圖5 滲吸采收率與滲吸時間或者滲吸時間平方根的關(guān)系

3 結(jié)論

(1)滲透率低于800×10-3μm2時,隨著滲透率增加,鹽水滲吸采收率逐漸升高,但增速變慢;滲透率高于800×10-3μm2以后,滲吸采收率趨于穩(wěn)定或稍有下降.鹽水滲吸采收率與巖心滲透率的對數(shù)呈線性關(guān)系.

(2)高滲條件下,毛管力對滲吸的貢獻變?nèi)?滲透率越小,鹽水滲吸采收率增速越快.低滲儲層開發(fā)中應(yīng)注重發(fā)揮滲吸作用.天然露頭巖心與人造巖心的滲吸結(jié)果存在較大差異,這是由2種巖心物理化學(xué)性質(zhì)差異較大造成的.

致謝:

感謝中國石油勘探開發(fā)研究院張祖波高級工程師提供天然露頭砂巖巖石,感謝中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學(xué)事業(yè)部對實驗工作的支持.中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學(xué)事業(yè)部的郁魯彬參加了本項研究工作.

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Effect of permeability of porous medium on spontaneous imbibition in water-wet sandstone/2010,34(4):51 -56

PENG Yu-qiang1,2,HE Shun-li1,2,GUO Shang-ping3,HAN Dong3
(1.MOE Key L aboratory ofPetroleumEngineering in China University ofPetroleum,Beijing 102249,China;2.Engineering Research Center ofGas Energy Sources DevelopmentTechnology, Ministry ofEducation,Beijing102249,China;3.Institute ofPetroleum Ex ploration and Development,PetroChina,Beijing100083,China)

Spontaneous imbibition behavior and recovery was studied in brine with different permeability of outcrop sandstones which were water-wet so that imbibition law of Chinese outcrop could be learn because it is different from Berea sandstone,and forecast results were compared with different imbibition mathematical models.It was shown that the brine imbibition recovery increases with the increase of permeability,however the incremental rate is slow down when the permeability is lower than about 800× 10-3μm2.oil recovery tends to stable or even declines slightly when the permeability is higher than about 800×10-3μm2.Capillary dominated imbibition is growing minor in brine when matrix permeability is high,however,spontaneous imbibition is prominent when matrix permeability is low,thus it is suggested that spontaneous imbibition should be utilized in low permeability reservoir exploitation.The known imbibition mathematical models couldn’t preferable scale imbibition behavior of core samples because imbibition is complexity and affected simultaneously by many factors.

spontaneous imbibition;outcrop sandstone;permeability;imbibition recovery;water-wet

book=4,ebook=351

TE312

A

1000-1891(2010)04-0051-06

2010-05-12;審稿人:張繼成;編輯:關(guān)開澄

國家“973”重大基礎(chǔ)研究項目(2005CB221300)

彭昱強(1975-),男,博士后,工程師,主要從事油藏工程和提高采收率方面的研究.