崔鵬興，梁衛(wèi)衛(wèi)，藺建武，孟　瀟

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西西安　710069)

自然滲吸是裂縫性低滲透油藏的主要開采機理之一。所謂自然滲吸釆油，就是濕相流體(水)在毛管力的作用下進入基質(zhì)中，將非濕相流體(原油)置換到裂縫中的采油方式[1-5]。國內(nèi)外一些典型的親水性裂縫性油藏，都曾通過自然滲吸的采油方式以達到提高釆收率的目的。

朱維耀等人通過重水飽和巖心，利用核磁共振的手段研究了滲吸的貢獻，分析了滲吸與驅(qū)替作用對采收率程度的影響[2]。但是自然滲吸對于低滲透油藏采收率的貢獻研究較少，而且無明確的定論。研究低滲透油藏的自然滲吸的貢獻，回歸合理的采收率模型，對合理開發(fā)低滲透油藏、提高采收率和增加經(jīng)濟效益都具有重要意義[6-11]。

1　天然巖心與人造巖心滲吸試驗對比

1.1　試驗材料與流程

參照中國石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5336—2006[12]中關(guān)于滲吸試驗部分的設(shè)計，主要用到的試驗儀器為高溫高壓恒溫箱及驅(qū)替系統(tǒng)、滲吸瓶、HK-4型滲透率自動測定儀、HKXD-C型氦孔隙度自動測定儀等。試驗采用天然巖心和人造巖心，具體參數(shù)見表1。

原油性質(zhì)：研究區(qū)長7地面原油比重為0.8569，黏度在50 ℃時為7.69 mPa·s，平均瀝青質(zhì)含量為2.96%，凝固點為21.69 ℃，初餾點為73.3 ℃。在地層中的密度為0.760 g/cm3，黏度為1.95 mPa·s。

地層水：研究區(qū)長7的地層水是Na2SO4型，總礦化度為13.52 g/L，pH值為6.0，呈弱酸性。

試驗流程主要為：①將巖心洗油、烘干，測量氣測滲透率；②根據(jù)地下原油和地層水性質(zhì)配置模擬原油和地層水；③將巖心抽真空飽和地層水，并在地層溫度條件下飽和原油，老化7 d；④將飽和油的巖心靜置于滲吸瓶中，按時記錄析出的產(chǎn)油量；⑤自發(fā)滲吸貢獻測試則是在上述流程基礎(chǔ)上進行驅(qū)替試驗。試驗?zāi)M地層溫度為54 ℃，流程如圖1所示。

表1　巖心基本參數(shù)Table 1　Basic parameters of core

圖1　試驗流程Fig.1　Experimental flow chart

1.2　試驗現(xiàn)象

短巖心靜態(tài)滲吸試驗在本次試驗中選取了7個巖樣，其中4根人造巖心，分別是A-3、C-1、D-4、E-1，3根天然巖心，編號是3、66、98，其中3號和66號巖心用于對滲吸貢獻的測試試驗。

將試驗用巖心飽和原油，在53 ℃的條件下老化7 d以上，裝入定制的滲吸瓶中進行滲吸試驗，試驗溫度同樣為53 ℃。試驗開始半小時后，巖心表面上基本上都出現(xiàn)油珠，隨著時間的延長，油珠會變大并上浮至細管液面(圖2)。

圖2　滲吸巖心照片F(xiàn)ig.2　Imbibition core photographs

1.3　自發(fā)滲吸及其貢獻分析

通過記錄滲吸試驗的滲吸驅(qū)油量與時間，計算并繪制滲吸驅(qū)油效率與時間的關(guān)系圖(圖3)、滲吸驅(qū)油速度圖(圖4)。

圖3　不同巖心的滲吸驅(qū)油效率與時間的關(guān)系Fig.3　Relationship between imbibition displacement efficiency and time of different core

從圖3、圖4中可以得出以下幾個結(jié)論：

(1)人造巖心的滲吸驅(qū)油效率普遍高于天然巖心，人造巖心的最終滲吸驅(qū)油效率在30%～50%之間，天然巖心的最終滲吸驅(qū)油效率在15%～25%之間。

圖4　不同巖心的滲吸驅(qū)油速度對比Fig.4　Comparison of imbibition and displacement velocity of different core

(2)人造巖心中，滲吸驅(qū)油效率的大小關(guān)系是：D-4>C-1>A-3>E-1，其滲透率分別為18.11 mD、10.29 mD、1.66 mD、46.98 mD。天然巖心中，滲吸驅(qū)油效率的大小關(guān)系是：3號>98號，其滲透率分別為2.52 mD、0.22 mD。

(3)從滲吸速度上來看，滲透率高的巖心在初始滲吸時速度較高，變化幅度較大；滲透率低的巖心滲吸速度比較平緩，變化幅度較小。

考慮水驅(qū)過程中的滲吸作用，設(shè)計并采用了短巖心D-1進行水驅(qū)試驗，先進行模擬地層水驅(qū)替，注入量為1.4 PV時停止，這時含水率已達到100%。讓其在溫度為54 ℃的恒溫箱里靜置20 h，然后用模擬地層水驅(qū)替，其驅(qū)油動態(tài)如圖5所示。

采用了短巖心66進行水驅(qū)試驗，先進行模擬地層水驅(qū)替，注入量為1.4 PV時停止，這時候含水率已達到100%。讓其在溫度為54 ℃的恒溫箱里靜置20 h，然后用模擬地層水驅(qū)替。第一次水驅(qū)效率為41.91%，在靜置20 h后接著用水驅(qū)，其最終驅(qū)油效率為48.00%，增加了6.09%。說明靜置期間，注入地層水與巖心中的原油發(fā)生了滲吸作用，增大了微觀波及效率。這對油田現(xiàn)場的開采方式有一定的指導(dǎo)意義。

圖5　不同方式注入條件下的動態(tài)曲線(巖心編號：66)Fig.5　Dynamic curves under different injection conditions (core number: 66)

圖6　滲吸后水驅(qū)的動態(tài)曲線(巖心編號：3)Fig.6　Dynamic curves of water flooding after imbibition (core number: 3)

3號巖樣在滲吸時間達到150 h后進行模擬地層水驅(qū)替。其滲吸驅(qū)油效率為22.9%，在驅(qū)替速度為0.02 mL/min的注入速度下，其最終驅(qū)油效率為41.27%，增加了18.37%。滲吸驅(qū)油效率能占到總采收率的55.5%。

2　滲吸試驗數(shù)據(jù)無因次分析及歸一化模型的應(yīng)用

2.1　無因次時間標度模型

水侵入飽和油的巖心時，被驅(qū)替油的體積會隨著時間產(chǎn)生變化。為了比較巖心形狀、流體黏度、界面張力、巖石滲透率和孔隙度以及邊界條件和尺寸對自然滲吸驅(qū)油效率的影響，很多學者發(fā)展了油—水自然滲吸的無因次時間標度理論，并在不同條件下做了測試。最初是Rapoport在1955年提出了把試驗數(shù)據(jù)標度到油田條件下的基本理論。之后Mattax和Kyte提出了適用于裂縫性水濕油藏滲吸采油的標度方程(MK模型)，把描述自然滲吸的無因次時間參數(shù)定義為[13]：

(1)

式中σ——油水界面張力，mN/m；

Ф——多孔介質(zhì)孔隙度，小數(shù)；

k——多孔介質(zhì)的滲透率，mD；

μw——水相黏度，mPa·s；

t——滲吸時間，s；

L——巖心長度，cm；

α——單位變換因子，其值為3.16×104。

在MK模型提出之后，許多學者根據(jù)考慮的因素不同，提出了不同的無因次時間表達式。Mason等在2010年指出一些自然滲吸模型中兩相流體的有效相對滲透率不依賴于兩相黏度比的假設(shè)，會導(dǎo)致很多相關(guān)模型僅僅只適用于有限黏度比的自然滲吸數(shù)據(jù)，他們通過試驗分析了兩相黏度比對自然滲吸的影響，提出了一個新的自然滲吸的標度模型[14]：

(2)

μo——油相黏度，mPa·s；

Lc——巖心特征長度，cm。

對于完全浸泡的圓柱形巖心，其特征長度為[15]：

(3)

式中L——巖心長度，cm；

r——巖心半徑，cm。

2.2　歸一化采收率模型

標度自然滲吸歸一化采收率應(yīng)用最廣泛的就是Aronofsky指數(shù)模型。Aronofsky等人最早提出了適用于雙重介質(zhì)模型指數(shù)形式的裂縫和基質(zhì)傳遞函數(shù)。后來引入無因次時間tD取代t來解釋不同的滲透率、孔隙度、邊界條件以及黏度比等對自然滲吸的影響，修正了 Aronofsky模型，得到了其基質(zhì)中的歸一化采收率η與時間tD之間的關(guān)系為[16]：

η=1-e-λtD

(4)

式中η=R/R；

R——采收率，無量綱；

λ——擬合參數(shù)，無因次。

對式(4)變形去自然對數(shù)可得：

-ln(1-η)=λtD

(5)

為了方便，令y=-ln(1-η),x=tD，則式(5)可變?yōu)椋?/p>

y=λx

(6)

式(6)即為歸一化的采收率模型。

2.3　模型應(yīng)用

選取98號和3號巖心的靜態(tài)滲吸試驗數(shù)據(jù)進行無因次時間標度模型和歸一化采收率模型擬合，各參數(shù)取值及單位見表2。

利用兩組巖心靜態(tài)滲吸試驗數(shù)據(jù)及相關(guān)參數(shù)計算歸一化采收率模型中的x與y值，繪制其關(guān)系圖(圖7)。從圖中可以看到，x與y具有較好的相關(guān)性，其斜率即為回歸參數(shù)(λ值)，對兩個λ取幾何平均數(shù)，可得到該研究區(qū)的試驗數(shù)據(jù)回歸的采收率模型(圖8)：

η=1-e-0.00049 t D

(7)

表2　無因次時間標度模型各參數(shù)取值Table 2　Parameter values of dimensionless time scale model

圖7　回歸出的x與y的關(guān)系Fig.7　The relationship between the regressed x and y

圖8　歸一化采收率模型Fig.8　Normalized recovery model

研究區(qū)儲層長7層孔隙度平均為15%，滲透率為0.8 mD，水黏度為0.7 mPa·s，油黏度為6.78 mPa·s，油水界面張力為28.50 mN/m。假設(shè)油層中基巖塊為正方體，長度分別為1 m、2 m、3 m、4 m、5 m，其采出程度與滲吸時間的關(guān)系如圖9所示。

由圖9可以看出，在物性相同的情況下，基質(zhì)巖塊在只通過自然滲吸驅(qū)油的前提下，達到可采儲量50%采出程度時，邊長為1 m的巖塊滲吸時間為2.38年，邊長為2 m的巖塊滲吸時間為6.47年，邊長為3 m的巖塊滲吸時間為11.81年，邊長為4 m的巖塊滲吸時間為19.6年，邊長為5 m的巖塊滲吸時間為32.47年；由此說明，基質(zhì)巖塊的尺寸越大，達到相同采出程度的時間越久。

圖9　不同尺寸巖塊下的采出程度與時間關(guān)系Fig.9　The relationship between the mining degree and time under different sizes of rock blocks

3　結(jié)論

(1)人造巖心的滲吸驅(qū)油效率普遍高于天然巖心。滲吸最終采收率在低滲透區(qū)域內(nèi)隨著滲透率的增加呈先增加后減小的趨勢，說明儲層孔喉特征明顯影響著滲吸作用。

(2)兩次滲吸貢獻的測試試驗都說明了滲吸作用能顯著提高采收率的貢獻。通過對3號巖心的先靜置滲吸后驅(qū)替試驗，測試結(jié)果顯示滲吸驅(qū)油效率能占到總采收率的55.5%。

(3)在試驗?zāi)M的基礎(chǔ)上，建立了研究區(qū)長7儲層滲吸的無因次時間標度模型和歸一化采收率模型，并對模型進行驗證后可知，邊長分別為1 m、2 m、3 m、4 m、5 m的巖塊，其在達到極限滲吸采收率的一半時，所需的時間依次是2.38年、6.47年、11.81年、19.6年、32.47年，說明基質(zhì)巖塊的尺寸越大，達到相同采出程度的時間越久。這一結(jié)果也解釋了低滲透油藏利用天然能力開采可以持續(xù)很多年的原因。