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表面活性剂对裂缝性低渗透油藏-渗吸驱油效率的影响

来源: 作者: 发布日期:2017-12-09 11:49:00

 表面活性剂对裂缝性低渗透油藏渗吸-驱油效率的影响

摘要
低渗油藏资源潜力大,是未来我国原油增储上产的重要接替力量;但由于其储层裂缝发育,注水时易于水窜,导致注水开发过程中裂缝中的水驱效率高,而基质比较致密,致使其驱油效率低下。然而,渗吸可作为基质驱油的有效方式之一,但面临基质-裂缝系统间的渗吸置换效率低,大量基质中的剩余油将难以动用的难题。
针对该问题,本文以延长东部GGY油田为例,分析了裂缝性低渗透油藏储层;在此基础上了开展了裂缝岩心水驱实验及启动压力测试实验,验证了裂缝性水驱过程裂缝驱替-基质渗吸的双重渗流模式。进一步评价筛选出了适应于延长东部油田的表面活性剂体系,开展了不同性能表面活性剂的渗吸实验,得出了针对亲水或弱亲水储层界面张力对渗吸的影响大于润湿反转及乳化特性;进一步研究了储层特征对渗吸的影响,揭示了渗透率、储层品质指数、储层润湿性及裂缝状态对表面活性剂自发渗吸的影响规律。在静态渗吸实验基础上,研究了水驱速度对表面活性剂渗吸的影响,确定了最佳驱替速度,地层水的最优驱替速度在0.02ml/min左右,表面活性剂的最优驱替速度在0.01ml/min左右,进而研究了在最佳驱替速度下(0.02ml/min),基质渗透率、裂缝开度对表面活性剂动态渗吸的影响,揭示了其变化规律。
最后,借助核磁共振测试技术,研究了表面活性剂渗吸-驱油的微观特征及可动油下限,建立表面活性剂扩散驱油模型,解释了表面活性剂对渗吸驱油的作用机理。
关键词:裂缝性低渗透油藏,表面活性剂渗吸,双重渗流,微观驱油
 
目录
表面活性剂对裂缝性低渗透油藏渗吸-驱油效率的影响 i
摘要 i
第一章绪论 1
1.1 研究目的及意义 1
1.2 国内外研究进展 1
1.2.1 渗吸实验方法研究现状 1
1.2.2 表面活性剂渗吸研究进展 3
1.3 研究目标、内容、技术关键及技术路线 5
1.3.1 研究目标 5
1.3.2 研究内容 6
1.3.3 技术关键 6
1.3.4 技术路线 6
第二章裂缝性低渗透储层特征与渗流规律研究 7
2.1研究区地理位置概况 7
2.2研究区裂缝性低渗透储层特征研究 7
2.2.1 裂缝特征研究 7
2.2.2储层基质特征研究 8
2.2.3 储层温度与流体特征 12
2.3 裂缝性低渗透油藏的渗流模式研究 13
2.3.1 实验原理 13
2.3.2 实验材料及实验设备 13
2.3.3 实验方法及步骤 14
2.3.4 实验结果与讨论 15
2.4 本章小结 16
第三章表面活性剂筛选及自发渗吸效果评价 17
3.1不同性能表面活性剂评价筛选 17
3.1.1 实验材料及实验设备 17
3.1.2 实验方法及步骤 17
3.1.3 实验数据处理及结果分析 18
3.2不同性能表面活性剂自发渗吸实验规律 20
3.2.1 实验材料及实验设备 20
3.2.2 实验方法及实验步骤 20
3.2.3 实验结果分析 21
3.3表面活性剂对长6砂岩样品渗吸影响规律 22
3.3.1 实验材料及实验设备 22
3.3.2 实验方法及实验步骤 22
3.3.3 实验结果分析 24
3.4本章小结 27
第四章裂缝性低渗透油藏表面活性剂渗吸-驱油规律研究 29
4.1水驱速度对表面活性剂动态渗吸采出程度的影响 29
4.1.1 实验材料及实验设备 29
4.1.2 实验方法及步骤 29
4.1.3 实验结果分析 30
4.2基质渗透率对表面活性剂动态渗吸采出程度的影响 31
4.2.1 实验材料及实验设备 31
4.2.2 实验方法及步骤 31
4.2.3 实验结果分析 32
4.3 裂缝开度对表面活性剂动态渗吸采出程度的影响 33
4.3.1 实验材料及实验设备 33
4.3.2 实验方法及步骤 33
4.3.3 实验结果分析 34
4.4本章小结 36
第五章裂缝性岩心表面活性剂渗吸-驱油的微观特征 37
5.1 核磁共振的理论基础 37
5.1.1 核磁共振测试的原理 37
5.1.2 孔喉半径与弛豫时间的转换方法 37
5.2 表面活性剂渗吸-驱油的核磁共振测试方法 38
5.3 微观孔隙结构下表面活性剂渗吸-驱油特征 39
5.3.1 C、n值计算及渗吸-驱油可动下限研究 39
5.3.2 表面活性剂渗吸-驱油的微观动用特征 40
5.4本章小结 41
第六章表面活性剂渗吸驱油提高采收率机理分析 43
6.1 表面活性剂扩散驱油机理 43
6.1.1 扩散驱油机制的物理模型 43
6.1.2 毛管中油滴的受力分析 43
6.1.3 表面活性剂扩散的时差性 44
6.1.4 扩散驱油机制的机理分析 45
6.2 表面活性剂的润湿改变微观驱油机理 46
6.2.1 表面活性剂润湿反转机理 46
6.2.2 表面活性剂润湿改变驱油分析 46
6.3 表面活性剂减弱毛管末端效应微观机理 47
6.3.1毛管末端效应产生机制 47
6.3.2 表面活性剂减弱毛管末端效应的微观机理 47
6.4 本章小结 48
第七章结论 49
第八章、低渗透油藏波动辅助渗吸规律研究摘要 i
第九章前言 1
1.1 研究的目的及意义 1
1.2 国内外研究现状 1
1.2.1渗吸作用研究现状 1
1.2.2波场波动强化采油发展现状 5
1.3 研究目标、内容、技术关键及技术路线 7
1.3.1 研究目标 7
1.3.2 研究内容 7
1.3.3 技术路线 7
第十章裂缝性低渗透岩心水驱及渗吸实验研究 9
2.1低渗透岩心驱替实验研究 9
2.1.1低渗透岩心基质驱替实验 9
2.1.2裂缝性低渗透岩心驱替实验 12
2.2 低渗透岩心自发渗吸实验研究 13
2.2.1多孔介质自发渗吸原理 13
2.2.2低渗透岩心基质自发渗吸实验 16
2.2.3裂缝性低渗透岩心自发渗吸实验 19
2.3本章小结 20
第十一章低渗透岩心波动辅助渗吸实验研究 22
3.1低频谐振波辅助采油原理 22
3.2低频波动辅助渗吸实验 23
3.2.1实验材料 23
3.2.2实验步骤 23
3.2.3实验结果与分析 23
3.3低频波动参数优选与效果评价 24
3.3.1波动频率对自发渗吸采出程度的影响 24
3.3.2波动加速度对渗吸作用的影响 25
3.3.3波动时间对渗吸作用的影响 27
3.4.4波动方式对渗吸作用的影响 28
3.4最优波动参数自发渗吸模拟 29
3.5最优波动参数动态渗吸模拟 31
3.5.1实验材料 31
3.5.2实验步骤 31
3.5.3实验结果分析 32
3.6本章小结 33
第十二章波动提高自发渗吸采出程度微观机制研究 35
4.1核磁共振技术的基本原理与方法 35
4.1.1基本原理 35
4.1.2基本方法 36
4.1.3核磁孔径转化 36
4.2自发渗吸和波动辅助渗吸可动流体标定 37
4.2.1实验设备及材料 38
4.2.2实验步骤 38
4.2.3实验结果与分析 39
4.3本章小结 40
第十三章波动提高渗吸作用的力学机制分析 41
5.1基于毛管模型的渗吸力学分析 41
5.1.1模型建立 41
5.1.2理论分析 41
5.2波动条件下油滴模型的力学分析 43
5.2.1模型建立 44
5.2.2理论分析 44
5.3本章小结 49
结论 50
参考文献 52
 
第一章绪论
1.1 研究目的及意义
面对我国油气需求的持续增长及勘探开发技术的日益成熟,在北美地区超低渗油藏成功开发的激励下[1],低渗、超低渗资源又重新受到广泛重视,迎来了崭新的开发局面与重大的技术挑战。我国低渗、超低渗油藏资源潜力巨大,地质储量大约20亿吨[2],是未来我国原油增储上产的重要接替力量[3-4],因此如何经济、高效的开发低渗、超低渗资源是我国目前开发勘探的主要任务之一。压裂投产与注水开发是低渗油藏可持续发展的必经之路。注水开发过程中,由于裂缝系统渗透率高,致使其水驱效率较高,而基质渗透率较低,孔隙内流体流动存在启动压力梯度,致使其水驱效率较低。毛管渗吸作用是裂缝性低渗透油藏重要的水驱机理,如何提高基质渗吸效率已成为提高裂缝性低渗透油藏水驱开发效率的关键。
表面活性剂具有降低粘附功因子、界面张力、润湿反转、乳化等综合作用,可作为提高低渗油藏渗吸效果的促进剂[5-6]。在以往研究表面活性剂驱的过程中,往往以追求低的界面张力、驱替残余油、提高洗油效率为目标[7],但过低的追求界面张力将造成毛管力的损耗,抑制渗吸作用,因此以往的表面活性剂驱油理论对表面活性剂渗吸驱油具有一定的不适应性。
因此,本文以延长东部GGY油田长6储层为研究对象,在研究区储层与渗流规律研究的基础上,评价筛选适应于研究区长6储层的表面活性剂体系,分别从静态与动态两个方面研究了表面活性剂对渗吸驱油的影响规律;最后利用核磁共振与渗吸动力学分析表面活性剂对裂缝性低渗透油藏的微观渗吸驱油特征及影响机制,为提高裂缝性低渗透油藏采收率提供技术支撑与实验依据。
1.2国内外研究进展
1.2.1渗吸实验方法研究现状
渗吸实验方法主要包括静态渗吸实验方法、动态渗吸实验方法与渗吸表征方法。
(1)静态渗吸实验研究现状
目前研究渗吸静态实验的方法主要有两种[8]:质量法与体积法。
质量法是根据渗吸过程中,由于水与油密度的差异造成的质量变化,因此进行测量渗吸过程中岩心质量变化,进行计算采出程度。
质量法计算采收率公式:(1-1)
式中R代表岩样的采出程度,%; 代表t时刻岩样质量的增加量,g; 代表实验渗入流体(水)的密度,g/cm3; 代表实验渗出流体(油)的密度,g/cm3; 代表岩心饱和流体(油)的体积,cm3。
体积法是直接测量渗吸出油的体积,计算其采出程度,其测量仪器常采用渗吸仪。
体积法计算采收率公式:(1-2)
式中R代表岩样的采出程度,%; 代表岩心饱和流体(油)的体积,cm3; 代表t时刻岩心渗吸出流体(油)的体积,cm3。
 
(a)质量法渗吸实验装置简图(b)体积法渗吸实验装置简图
图1-1   静态渗吸实验设备示意图
Fig.1-1 Schematic diagram of static imbibition experiment equipment
(2)动态渗吸实验研究现状
静态渗吸的研究不能满足于实际开发的需求,实际油藏开采条件下,裂缝性致密砂岩油藏的动态渗吸更符合水驱实际情况。因此,国内外学者对动态渗吸的实验方法进行了一定的研究。
王家禄、蒋卫东、T. Babadagli、张星等[9-12]认为裂缝基质渗透率低,裂缝渗透率高,由于其渗透率存在着巨大的差异,裂缝性低渗透岩心水驱实验,可认为基质渗吸油到裂缝中,水把裂缝中的油驱出,驱出的油是完全由基质渗吸出的,因此可把裂缝岩心驱替过程作为动态渗吸实验,但未对其进行合理的验证。
凡田友等[8]研究动态渗吸为了避免驱替与渗吸区分的问题,通过采用一注一停的方式,即高压注水注入裂缝岩心进行憋压一定的时间,使其发生渗吸,然后再驱出,但是此方式不能模拟裂缝性油藏的正常水驱过程。
Siluni等[13]采用同端进同端出的模式进行动态渗吸实验,即注入水进入岩心加持器中,只与岩心的一个端面接触,发生渗吸后直接将油携带走,完全避免了渗吸与驱替区分的问题,但是存在渗吸出的油量少导致计量困难的问题。
以上的方法均可以模拟动态渗吸实验,但是裂缝性岩心驱替实验,在加以解释验证的基础进行模拟,能够较好模拟裂缝性油藏正常的水驱过程。
(3)渗吸表征方法研究现状
渗吸的表征常用的手段方法有核磁共振、CT成像技术、毛细管可视化模拟等。
核磁共振技术(NMR)常被用于研究岩心孔隙中的流体分布。蒙冕模等人基于核磁共振技术研究压裂液在页岩自发渗吸过程中的分布特征,证明了液体优先充满微孔隙,后充满稍大孔隙的特征[14]。Baldwin和SPinler基于核磁共振结合成像技术研究了渗吸过程中储层润湿性、初始含水饱和度Swi对含水饱和度前缘的影响;结果表明强水润湿且含水饱和度为0的岩心,渗吸过程中呈现活塞式前进;当初始按水饱和度增加时,渗吸前缘出现指进现象[15]。李爱芬等[16]利于核磁共振技术结合压汞技术,建立的核磁弛豫时间T2与孔喉半径的转化关系,借此分析可动流体的分布与毛管半径的关系。韦青等[17]根据核磁共振技术结合压汞技术分别对致密储层的微观水驱与渗吸特征进行了研究,证明了储层物性参数对渗吸效率的影响关系。
CT成像技术是三维成像的一种技术,能够很好的运用于动态渗吸和静态渗吸的定性分析和定量分析[18]。D.zhou等[19]用CT成像技术检测砂岩中的润湿相和非润湿相的渗吸过程,证明了逆向渗吸影响较大的因素之一是非均质性。Rangel-German与Kovslek等[20]利用CT成像技术研究三维几何体中水渗吸驱替气的行为,描述了三维情况下裂缝中的两种不同流态,即水充满裂缝中的渗流过程与渗吸过程;其中充满裂缝过程的时间远远小于渗吸时间。
毛细管可视化模拟可以直观的模拟渗吸驱油的过程。Morrow等[21]研究了圆柱形毛细管中的自发渗吸行为,发现自发过程渗吸速率与水油粘度比有密切关系:当油水粘度比小于1时,渗吸速率随着渗吸时间逐渐增大,当油水粘度比大于1时,渗吸速率随着渗吸时间逐渐减小。王中才等通过毛细管可视化模拟实验研究了水油渗吸驱替过程中动态毛细管力的速度依赖行为,研究表明驱替过程中产生的动态效应是导致出现动态毛细管力的速度依赖性的根本原因[22]。
1.2.2表面活性剂渗吸研究进展
许多国内外专家学者都曾以不同方式研究了表面活性剂对渗吸的影响,并取得了许多的成果。
(1) 国外表面活性剂渗吸研究进展
1990年,Keijzer和vries[23]发表了贝雷砂岩渗吸实验结果,他们认为界面张力的降低,不会影响岩心介质的最终采出程度,然则其能影响渗吸速率:将界面张力降低至12倍后,表面活性剂渗吸过程中吸入的速率为水相渗吸吸入速率的一半;将油水界面降低3000倍,表面活性剂吸入的速率为水相吸入速率的1/5。
1994年,Cuiee[24]用低渗的泥灰岩介质作了一系列不同界面张力下的自发渗吸实验,研究发现降低油水之间的界面张力就降低了渗吸速度。
1996年,Milter等[25]在渗透率为2~3×10-3µm2低渗的长岩心介质上进行的渗吸驱油实验表明,油水界面张力为0.02~0.004mN.m-1时,渗吸机理从毛管力支配的逆向渗吸转向重力支配下的顺向渗吸,水相的渗吸速度以及原油的析出速度都非常缓慢,原油主要从岩心介质的顶部析出。
2000年,E.A. Spinler等[26]向渗吸体系中加入300ppm表面活性剂溶液后,油水界面张力从52mN.m-1下降到8.8mN.m-1,但最终原油的渗吸采出程度增加了。
2003年,Dga C.Standnes和Tor Ausdad[27]通过研究CATB类表面活性剂在油水相之间的扩散与分配,得出了CnATB类阳离子表面活性剂是通过吸附与介质表面的梭基形成离子对,使原先吸附的羧基化合物等有机物质从孔隙表面解吸,而使岩石表面露出,润湿性发生改变。
2004年,Dag等[28]对能提高泥灰岩岩心渗吸能力的46种表面活性剂进行了评价和优选并提出相应的优选方法和原则。
2008年,Stoll等[29]为了研究表面活性剂与渗吸的关系,采用了矿场与实验室相结合的方法,证明了表面活性剂能够提高渗吸采出程度。
2009年,Saudi AramCo等[30]研究了渗吸的微观过程,得出了亲油岩心毛管力为渗吸阻力,当重力无法克服阻力时,不发生渗吸现象,使油滞留在基质中;但加入表面活性剂,可减小阻力,迫使发生渗吸作用。
2012年,M.Hosein kalalei等[31]认为表面活性剂提高渗吸采收率主要是通过润湿性的改变,从而建立润湿性改变动力模型,并对该模型进行了验证。
2013年,Mohammad Mirzaei等[32]探索了阴离子表面活性剂的毛细管渗吸现象,研究了不同毛管半径、不同表面活性剂粘度下对渗吸速度的影响;比较了低界面张力模型与润湿性改变模型,得出了润湿改变模型更符合表面活性剂渗吸现象的结论。
(2)国内表面活性剂渗吸研究进展
2004年,魏发林等[33]通过毛管上升、渗吸及相渗曲线研究了油湿灰岩的表面活性剂渗吸规律,得出了对于油润湿油藏CTAB提高渗吸采收率的效果优于低界面张力的SDBS,并断论CTAB类表面活性剂结合其他技术,有望成为开发油湿灰岩油藏的有效方式。
2006年,李继山[34]系统研究表面活性剂溶液降低油水界面张力的能力和效率及其对润湿性的影响,开展了不同类型不同渗透率岩心的自发渗吸实验,得出润湿性、界面张力是改善渗吸的主要途径,特别应注重润湿性。
2007年,李士奎等[35]通过研究同一化学剂下了不同界面张力体系的低渗透岩心的渗吸过程,得出了低的油水界面张力有利于渗吸过程提前,而且岩心析油持续时间增长,提高渗吸最终采收率。
2008年,陈俊宇等[36]认为毛管力为渗吸的主要驱油动力,用十二烷基磺酸盐、羟酸盐、OP-10三种表面活性剂分别研究了天然岩心、人造岩心的自发渗吸行为,得出降低界面张力不利于渗吸,在界面张力降低时,渗吸采收率的提高是由于润湿性的改变。
2009年,韩冬等[37]研究了不同种类的表面活性剂、盐水的自发渗吸规律,得出了表面活性剂比盐水能够提高渗吸采出程度(0.02~ 0.04)WOOIP,阴离子表面活性剂优于其他种类的表面活性剂与非离子表面活性剂渗吸效果高时需要特定的结构的结论。
2010年,彭昱强[38]参照韩冬的实验研究了表面活性剂种类及加入时间对中性砂岩渗吸的影响,得出了阳离子表面活性剂不能促进中性砂岩的渗吸行为,早期使用表面活性剂有助于提高中性砂岩油藏的渗吸采收率的论断。
2012年,孙琳等[39]用高温渗吸筒在90和114℃条件下研究了亲水与亲油岩心的表面活性剂渗吸规律,实验证明了亲水岩心表面活性剂的降低界面张力对提高渗吸采收率的贡献较大,而亲油岩心其改变润湿性比降低界面张力重要。
2014年,陈明贵等[40]通过双子表面活性剂渗吸实验,考察了其结构与配方对渗吸的影响,分析了不同结构的表面活性剂导致渗吸效率不同的原因,并用岩心流动实验证明了双子表面活性剂渗吸配方比水驱提高采收率29.8%。
2015年,于馥玮等[41]以十二烷基硫酸钠作为表面活性剂,用核磁的方法开展了不同润湿性的致密砂岩自发渗吸实验,得出十二烷基硫酸钠可以通过乳化的作用,使油滴分散变小,改变油珠的流动作用,从而提高致密砂岩的渗吸速度。
2016年李洪等[42]利用7块不同渗透率的岩心,通过渗吸实验、润湿性及界面张力测定研究界面张力与润湿性对渗吸的影响,验证了改变岩石表面的水湿程度与降低界面张力都能提高渗吸采收率,且得出了渗吸采收率与毛管力呈现反比特性。
1.3 研究目标、内容、技术关键及技术路线
1.3.1 研究目标
(1)筛选有助于提高研究区长6储层渗吸作用的表面活性剂;
(2)评价表面活性剂对于低渗砂岩静态与动态渗吸影响规律;
(3)利用核磁表征手段,研究表面活性剂对低渗样品渗吸-驱油的微观特征及影响机制。
1.3.2 研究内容
(1)裂缝性低渗透储层特征与渗流规律研究;
(2)表面活性剂筛选及自发渗吸效果评价;
(3)裂缝性低渗透油藏表面活性剂动态渗吸-驱油规律研究;
(4)裂缝性岩心表面活性剂渗吸-驱油的微观特征。
(5)表面活性剂渗吸-驱油提高采收率机理分析
1.3.3 技术关键
(1)表面活性剂筛选与效果评价。
(2)利用核磁共振手段,研究表面活性剂对低渗样品渗吸-驱油的微观特征及影响机制。
1.3.4 技术路线
(1)以延长东部GGY油田延长组长6段储层砂岩样品为例,对长6储层的裂缝特征与基质特征进行了研究,在此基础上,利用裂缝性岩心样品,开展了基质与裂缝启动压力特征对比,进一步明确了渗吸作用是裂缝性低渗透储层水驱采油的重要机理,为后续表面活性剂渗吸-驱油提供了实验的依据。
(2)以现场常用的8种表面活性剂为筛选范围,通过油水界面张力、润湿性改变性能以及乳化性能为筛选依据,对比分析不同性能表面活性剂对渗吸采出程度的影响,得出最优表面活性剂,在此基础上,考察了岩心样品渗透率、品质指数、润湿性等因素对表面活性剂自发渗吸的影响规律;
(3)动态渗吸过程更符合实际水驱开发过程,以优选得出的表面活性剂为例,通过裂缝性岩心水驱模拟实验,考察了水驱速度与基质渗透率等因素对表面活性剂渗吸-驱油的动态影响规律;
(5)利于核磁测试手段,展开表面活性剂渗吸-驱油的微观特征研究,分析表面活性剂对于渗吸采出程度的的微观影响。
(6)结合宏观与微观实验结果,从表面活性剂本身的特性(降低界面张力、改善润湿性、乳化)出发,以渗吸过程力学机制为基础,分析表面活性剂对提高渗吸采收率的机理。
具体技术路线见图1-2:
图1-2 技术路线图
Fig.1-2 Flow chart of technical rout 
第二章裂缝性低渗透储层特征与渗流规律研究
延长东部GGY油田延长组长6段储层属于典型的裂缝性低渗透油藏,本章以长6储层的裂缝特征与基质特征研究为基础,利用裂缝性岩心样品,开展了基质与裂缝启动压力特征对比,进一步明确了渗吸作用是裂缝性低渗透储层水驱采油的重要机理,为后续表面活性剂渗吸-驱油提供了实验的依据。
2.1研究区地理位置概况
GGY油田作为延长油田的22个油田之一,地处延安境内,紧靠姚店,油区平均地面海拔1100~1580m,相对高差150~250m。其地表类型为黄土高原类型,地表有100~200m的黄土层覆盖。甘谷驿油田研究范围含盖油区整体区域,研究区北起T153井,南抵6493井,东达T93井,西到T126井,南北长31km,东西宽24km,面积约740km2,地理坐标东经109°39′5″~109°57′53″,北纬36°35′48″~36°55′59″(图2-1)。该研究区主要目的层段为延长组长6层,埋深约100~650m,目前总井数约4000余口。
图2-1  甘谷驿油田地理位置
Fig.2-1 Geographical position of GGY oil field
2.2研究区裂缝性低渗透储层特征研究
裂缝是岩石中失去结合力而产生的地质界面现象,而产生这种现象的主要原因是岩石的破裂作用;正是由于岩石的破裂作用使储层岩石错位失去结合力,而形成裂缝或微裂缝,因此可以把裂缝称为破裂作用的结果。对于储层裂缝的识别方法目前主要有:野外露头观测、岩心观测、利用测井资料识别裂缝等[43-44]。
2.2.1 裂缝特征研究
2.2.1.1 裂缝形态特征
研究区长6储层埋深浅,位于400m~650m之间,图2-2是该区野外露头及岩心照片,可以看出,水平层理缝非常发育,比较平整,且延伸面积较大,同时也伴有垂直裂缝,但分布较少,缝长较短,不成规模。
图2-2长6油层野外露头及岩心中的裂缝
Fig.2-2  The fracture of the filed outcrop and core in chang 6
除了宏观大型裂缝以外,通过铸体薄片分析,研究区长6储层基质局部微裂缝发育,该区微裂缝形态主要有两种:近直线型裂缝以及不规则型裂缝。
(a) (b)
图2 3近直线型裂缝
Fig. 2 3  The nearly linear cracks
图2-3是该区近直线型微裂缝,该类微裂缝的形成与地层应力有关,是油藏重要的储集空间和渗流通道,通过116个铸体薄片统计结果发现,其中32%的铸体薄片均存在不同程度的微裂缝发育。一般无充填物,少量充填有沥青或过油现象,裂缝的宽度相对较低,绝大多数分布在0.02~1mm之间。
2.2.1.2 裂缝角度特征
图2-4微地震检测及成像测井图
Fig.2-4  The photos of Micro seismic detection and image logs
从FMI测井图像分析:诱导缝倾向为北,走向近东西,倾角在45o~75o,据此推断其东西向是最大水平主应力方向。高导缝走向为南西西—北东东,倾向为北北西,井周最大水平主应力的方向为近东西向,有利于保持高导缝的开启。其中裂缝密度最高的是平行层理的水下分流河道,每米可达十几条,而其他地方的相对较小(图2-4)。
分析认为:裂缝和微裂缝的存在对低渗透油藏的注水开发具有双重作用,一方面可提高基质渗流能力,提高油井产能,增加注入水的渗流通道,增强注水效果。另一方面裂缝和微裂缝的存在可大大加剧裂缝性低渗透油藏的非均质性,易造成水窜,对注水开发产生不利影响,当注水压力超过裂缝延伸压力时,裂缝特别是微裂缝会发生不可逆的变化,甚至造成暴性水淹,增大注水开发开发难度。
2.2.2储层基质特征研究
研究区低渗长6储层砂岩孔喉细小,毛管力强,是基质渗吸研究的重要物质基础,开展研究区低渗储层样品微观特征分析,对于后续研究具有重要意义。
2.2.2.1 基质孔渗特征
孔隙度和渗透率是反映储层基质的最基本的参数,孔隙度、渗透率的相对大小是微观孔喉结构的宏观体现。根据研究区112块长6砂岩孔-渗测试结果,绘制了孔渗分布频率图(图2-5)与岩心的孔隙度与渗透率关系图(图2-6),结果表明:①研究区长6储层孔隙度分布为4.98%~18.6%,平均为10.01%。由图5-37可以看出,本区长6储层的孔隙度主要分布在8%~10%之间,该范围的样品占36.7%,大于12%的样品占22.32%,小于6%的样品占5.62%。②本区长6储层渗透率最大值为5.04×10-3μm2,最小值为0.073×10-3μm2,平均值为0.918×10-3μm2。由图2-5可以看出,本区长6储层的渗透率分布主频在0.2-0.4%之间,该范围的渗透率占全部样品的29.46%。值得注意的是整个样品中,渗透率大于2×10-3μm2的样品占20.52%。小于0.2×10-3μm2的样品占26.78%。
(a)长6油层孔隙度分布频率图(b)长6油层渗透率分布频率图
图2-5  研究区长6油层孔隙度-渗透率分布频率图
Fig.2-5Porosity and permeability distribution frequency diagram in Chang 6 reservoir
图2-6延长组长6储层孔-渗关系图
Fig.2-6 Relationship between porosity and permeability in Chang 6 reservoir
③研究区长6储层基质渗透率平均0.91×10-3μm2,平均孔隙度10.01%,是典型的低孔渗岩性油藏。研究区低渗储层样品孔渗关系复杂,整体上孔-渗呈的正相关性(图2-6),特别是渗透率大小变化很不均匀,数值大小分散、零乱,峰值不明显或者双峰、多峰显示。分析认为:裂缝对低渗透储层的渗透率、孔隙度产生比较大的影响,反映出储层物性参数层内差异大,非均质性较强。
2.2.2.2 储层孔隙类型
研究区长6砂岩储层的类型按成因可分为:原生孔隙、次生孔隙和微裂缝孔隙三大类[45]。其中以未被胶结物充填的原生粒间孔为主的原生孔隙最多,同时包括被次生石英加大、早期成岩方解石胶结物充填之后剩余的粒间孔以及被黑云母、泥岩等塑性变形形成加杂基占据后的剩余粒间孔[45]。本区铸体薄片鉴定统计结果表明,长6油层总面孔率分布3~5%,平均4.43%。孔隙类型都以残余粒间孔为主,次为粒间溶孔、粒内溶孔、填隙物内溶孔及晶间微孔、微裂缝等几类。长6油层残余粒间孔为主,孔隙组合主要为溶孔-粒间孔组合型。
(a)砂岩铸体薄片(b)含裂缝铸体薄片
(c)绿泥石及自生石英充填残余孔喉形态(d)片状云母矿物溶蚀产生层间缝隙
图2-7岩心铸体薄片与扫描电镜观图
Fig.2-7 The picture of the casting sheet image and SEM 
2.2.2.3基质孔喉大小及分布
储层的微观孔喉结构特征指储层的孔喉的形状、分布状态、连通关系及变化规律[46]。储层孔喉的连通状况、分布变化状态对渗吸存在着严重的影响,因此研究储层的孔喉结构特征对研究渗吸的微观特征具有重要意义。基于压汞技术能够从微观上分析出孔喉的分布、变化规律,本文采用常规高压压汞对研究区的微观孔喉结构特征进行分析。其研究典型的5块区不同渗透率的岩心样品压汞曲线及孔喉分布图,见图2-8~图2-9。
图2-8研究区的压汞特征曲线
Fig.2-8 The intrusive mercury curve of the study area
(a) 渗透率为0.064×10-3µm2的样品
(b) 渗透率为0.351×10-3µm2的样品
(c) 渗透率为0.668×10-3μm2的样品
(d) 渗透率为1.570×10-3µm2的样品
(e) 渗透率为2.241×10-3μm2的样品
图2-9典型样品的孔喉半径分布图
Fig.2-9 The distribution of pore-throat radius about typical sample
由图2-8压汞曲线得出,随着渗透的增加,其压汞曲线中的进汞曲线的中间平缓段减小,分选系数增加,分选性变差。从解释结果上看(表2-1),渗透率越高的岩样的排驱压力、中值压力反而越低,进汞饱和度却越高,表明储层具有较好的渗率性与连通性。从孔喉半径的分布特征图(图2-9)看,岩样的峰值状态与渗透率无关,表现在不同渗透率下均出现单峰与双峰;但是其主喉道半径与分布范围与渗透率有关:随着渗透率的增加,其孔喉的分布范围变宽,所控制孔隙空间的喉道半径越大,其渗流能力越强。
表2-1 高压压汞分析数据结果
Table2-1 The analysis results of high pressure Hg injection 
渗透率/×10-3μm2 孔隙度/% 均值 分选
系数 变异
系数 中值压力/MPa 中值半径/μm 排驱压力/MPa 最大SHg/% 退汞效率/%
0.064 8.41 13.44 1.607 12.304 27.778 0.027 1.194 79.67 41.72
0.35 9.24 11.71 2.117 16.394 4.775 0.154 0.508 88.98 26.76
0.67 9.35 10.89 1.894 14.781 2.245 0.327 0.335 90.72 27.61
1.57 11.07 10.53 2.613 19.583 1.482 0.496 0.172 93.68 24.47
2.24 12.29 10.66 2.846 21.224 1.394 0.527 0.138 93.03 23.28
平均值 11.45 2.215 16.857 7.535 0.306 0.469 89.22 28.77
从解释结果结合孔喉分布,可按孔喉特征分为3大类:(i)单峰,分选差(样品号d,e):其分选系数为2.613、2.846,变异系数为21.224、19.583,喉道半径分布范围较宽,在0.004~5µm之间,喉道半径在0.7~2.7µm所控制的孔隙是主要的进汞空间;(ii)单峰,分选好(样品号c):其分选系数为1.894,变异系数为14.781,喉道半径分布范围相对较窄,在0.05~2之间,进汞空间主要在喉道半径为0.49~1.21µm所控制的孔隙是主要的进汞空间;(iii)双峰,分选好(样品号a):其分选系数为1.607,变异系数为12.304,喉道半径分布范围在0.004~0.7µm之间;(iv)双峰,分选差(样品号b):其分选系数为2.117,变异系数为16.394,喉道半径分布范围在0.005~1.3µm之间,喉道半径在0.3~0.7µm所控制的孔隙是主要的进汞空间。
表2-2延长组长6储层的孔喉分类标准
Table2-2 The classification criteria of the pore and throat in chang6 
孔隙级别 平均孔直径/μm 喉道级别 平均喉道半径/μm
大孔隙 >100 粗喉道 >3.0
中孔隙 100~50 中细喉道 3.0~1.0
小孔隙 50~10 细喉道 1.0~0.5
细孔隙 10~5 微细喉道 0.5~0.2
微孔隙 <5 微喉道 <0.2
根据前人对延长组孔喉类型分类结果[49](见表2-2),综合图像孔隙、扫描电镜等资料,研究区平均孔径一般分布在16~78μm,平均50μm,主要为中-小孔、小孔型;平均喉道半径主要分布在0.121~0.764μm,主要为细、微细、微喉道型。
2.2.2.4 储层的润湿特征
润湿是指液体在分子力作用下使液体在固体表面的铺展现象[47]。储层润湿性是储层最重要参数之一,能够影响油水分布,决定渗吸是否发生,因此研究储层润湿性对于研究渗吸驱油具有重要意义。
目前表征储层润湿性的实验方法主要有润湿角测定法与自吸法[48]。润湿角测定法主要靠光学成像的方法直接测量液滴与岩石壁面的接触角;而自吸法是依靠毛管力,依据岩心具有自发的吸入润湿性流体而排除非润湿性流体特性,通过测量自吸油量(或自吸水量)和水驱替排油量(或油驱替排水量)计算润湿指数(计算方法见公式2-1~2-3)来判断油藏的润湿性。润湿角测定法,由于测量的是某局部岩心片的点,具有局部性,不能宏观的得出油藏润湿性;而自吸法是依靠自发吸入量(排出量)来表征润湿性,具有宏观性,相对能够较好的反映油藏的润湿性;因此选用自吸法进行测试表征储层的润湿性。
通过对5块来自延长东部油田长6储层钻取的岩心进行润湿性测试,具体测试方法参照《SY/T 5153-2007,油藏岩石润湿性测定方法》,评价标准及测试结果见表2-3~表2-4。
a)饱和水的岩心(b)饱和油的岩心
(吸油仪)(吸水仪)
图2-10湿性测定示意图
Fig.2-10 Schematic diagram for the measurement of wettability
油湿指数计算Io: (2-1)
水湿指数计算Iw: (2-2)
相对润湿指数计算IA: (2-3)
 
表2-3 润湿评价表
Table2-3Wettability evaluation table 
岩心润湿性 强亲油 亲油 中间润湿性 亲水 强亲水
弱亲油 中性 弱亲水
相对润湿指数 -1.0~-0.7 -0.7~-0.3 -0.3~-0.1 -0.1~0.1 0.1~0.3 0.3~0.7 0.7~1.0
表2-4长6储层润湿性测试结果
Table2-4 Test results of reservoir wettability in the chang 6 
井号 岩心号 自吸排油量/mL 驱替排油量/mL 自吸排水量/mL 驱替排水量/mL 水湿指数 油湿指数 相对润湿指数 润湿性
C58 S1-7 0.98 0.63 0.23 0.73 0.56 0.43 0.13 弱亲水
C53 S3-14 0.68 0.53 0.42 0.56 0.63 0.39 0.24 弱亲水
T81 S2-1 0.72 0.42 0.36 0.56 0.61 0.24 0.37 亲水
T87 S5-8 0.71 0.47 0.46 0.69 0.60 0.40 0.20 弱亲水
C64 S4-1 0.64 0.61 0.48 0.72 0.51 0.40 0.11 弱亲水
研究结果表明,延长东部油田长6储层宏观润湿性为亲水或弱亲水储层,其弱亲水储层较为普遍。实际整个油藏中,并非单一的呈现某种润湿性,大多油藏中多呈现的是斑状润湿性,而造成砂岩表面呈现不同润湿性的原因主要是沥青质在岩石表面的吸附沉积作用不同导致的结果[49]。正是由于这种斑状润湿作用,在水驱开发过程中造成了不同的水驱状态,进而影响了剩余油分布,同时也决定了渗吸的强弱。
2.2.3 储层温度与流体特征
1)温度特征
研究区长6油藏平均埋深450m,计算得到原始地层压力4.21MPa,地层温度28.11°C,压力系数0.95,低于静水柱压力,说明该区长6地层能量偏低,需依靠注水开发进行稳产。
2)原油性质
根据长6油层组原油性质分析结果,本区长6油层原油性质相差不大,原油密度0.826g/cm3,粘度3.49 mPa.s/50°C,凝固点3°C,含硫量0.116%,含盐量70.6mg/L,初馏量78.7°C。原油密度、粘度、凝固点及含硫量均相差不多,均属低密度、低粘度、低凝固点原油流动性能较好。
3)地层水性质
根据长6油层组地层水分析结果,该区油田地层水为弱酸性(PH=6.34),水型为CaCl2型,反映油藏具有较好封闭性。该区目的层段地层水总矿化度42896.5mg/L,离子组成以Na+、(K+)和Cl-为主,前者含量5111.5mg/L,后者含量26669.4mg/L,二者构成地层水中的第一盐类。而Ca2+、Mg2+、HCO3-、SO42-则构成第二盐类。
2.3 裂缝性低渗透油藏的渗流模式研究
由于研究区天然裂缝广泛发育,基质致密,符合典型裂缝性低渗透油藏特点,注水开发中应考虑基质-裂缝双重渗流系统,因此,本节利用研究区裂缝性低渗砂岩样品进行水驱实验,分析了裂缝系统与基质系统的启动压力特征。
2.3.1 实验原理
基质的最小启动压力梯度是基质内流体纯基质岩心能够发生微观渗透时的最小驱替压梯度;而裂缝岩心的驱替压力梯度是裂缝中的压力梯度,即对应的压力是作用于岩心基质的压力。对比两者可分析裂缝驱替过程中,基质是否以驱替的方式发生渗流。当纯基质岩心的最小驱替压力梯度高于裂缝岩心的驱替压力梯度时,基质岩心无法以驱替的方式进行流动,此时基质主要是渗吸的方式驱油;当纯基质岩心的最小驱替压力梯度低于裂缝岩心的驱替压力梯度时,基质岩心可以驱替的方式进行流动,此时基质岩心以驱替与渗吸综合方式驱油。因此可以对比基质最小启动压力梯度与裂缝驱替压力梯度的关系,分析延长东部低渗透裂缝性油藏的渗流规律。
2.3.2 实验材料及实验设备
实验用油:模拟油,用延长东部GGY采油厂的脱水原油与煤油按1:4配制而成,在30℃下模拟油粘度为7.25mPa.s,密度为0.81g/cm3。
实验用水:模拟地层水,矿化度为42000mg/L,pH弱酸性,水型为CaCl2,密度1.02g/cm3。
实验岩心:具体参数见表2-5
表2-5  岩心参数表
Table2-5  Core parameter table
岩心号 长度/cm 直径/cm 渗透率/×10-3µm2 孔隙度/%
S3-4 6.822 2.522 4.041 9.85
S5-10 6.972 2.512 2.121 10.25
S3-9 6.932 2.522 1.109 11.54
S3-5 6.734 2.504 0.525 10.41
S5-4 7.092 2.528 0.054 9.84
实验设备:高精度美国ISCO柱塞泵(见图2-11(a))、切割机、虎钳、分析天平、高压驱替装置、微量压力测量仪(见图2-11(b))、恒温箱及玻璃仪器等。
(a)高精度美国ISCO柱塞泵 (b)微量压力测量仪
图2-11实验设备
Fig.2-11 Experimental equipment
2.3.3 实验方法及步骤
实验方法:
①基质最小启动压力求取方法:文献调研低渗透油藏的渗透规律不符合达西定律而是符合非达西渗流规律,主要原因是存在启动压力的缘故[50],具体驱替压力梯度与流速的关系,见图2-12。
图2-12低渗透油藏非达西渗流特征
Fig.2-12 Characteristics of non-darcy flow in low permeability reservoir
图2-12,A点以上为直线部分,符合达西渗流规律;D点为开始发生渗流时的压力梯度,即要求取的压力梯度;C为储层为拟启动压力梯度,即曲线直线性部分的延长线AC与X轴的交点。虽然可以直接测试最小启动压力,但准确测试相对较为困难;因此本文采用压差-流量方法测试,进行拟合,回归曲线求出最小启动压力梯度,其回归公式见式(2-4)。
含启动压力的非达西渗流: (2-4)
式中q代表流量,mL/min;a,c分别代表方程回归常数;Δp代表岩样两端压差,MPa;L代表岩样长度,cm;λ代表最小启动压力梯度,MPa/cm。
②裂缝岩心的驱替压力的求取方法:本文采用裂缝岩心驱替实验测试驱替压力,并求在水驱过程中的最大水驱压力,计算出水驱过程中的最大驱替压力梯度。
(2)实验步骤:
①选取钻取的岩心按国家标准SYT5336-1996进行渗透率、孔隙度测试,具体岩心参数见表2-6;
②用岩心切割机将选取的岩心切割成两半,每半长度大约3cm;分别进行启动压力测试实验与裂缝驱替压力测试实验。
③启动压力测试实验步骤:i.对选取的岩心进行饱和油,造束缚水;ii.打开驱替泵,进行水驱,一直水驱至残余油饱和度;iii.进行启动压力测试,以不同的驱替速度(0.01ml/min、0.02 ml/min、0.04 ml/min、0.06 ml/min、0.08 ml/min、0.1 ml/min)进行驱替,待流量稳定后,记录驱替压差,速度由低到高进行;iv.计算驱替压力梯度及流速,画出驱替压力梯度与流速的关系曲线;v.对驱替压力梯度与流速曲线进行拟合,回归曲线,得出最小启动压力梯度[51]。
④裂缝驱替压力测试实验步骤:i.将饱和好后的岩心用挤压法进行造缝;ii.对选岩心进行饱和油;iii. 将饱和油后的岩心,放入岩心加持器中,用模拟地层水以某一驱替速度进行水驱实验,直至含水到99%以上,停止水驱;iv.记录压力与时间的关系,读出最大驱替压力,计算出驱替最大压力梯度与流量;v.通过测试不同驱替速度(0.01ml/min、0.04 ml/min、0.08 ml/min、0.1ml/min)的最大驱替压力,即可得出驱替速度与驱替最大压力梯度的关系。
2.3.4 实验结果与讨论
根据实验可得出基质驱替压力梯度与流速的关系及含裂缝岩心驱替过程中的最大驱替压力与驱替速度的关系,见如2-13~图2-14。
图2-13为基质系统驱替压力测试结果,其符合非达西渗流规律,渗透率高时越接近达西渗流;图2-14为不同基质渗透率下,裂缝岩心驱水驱实验以不同水驱速度测得水驱过程中,最大时的压力梯度;整体驱替速度越大,其最大压力梯度也越大,符合达西流动。
图2-13基质系统驱替压力梯度与流速关系
Fig.2-13 Relationship between the pressure gradient and flow velocity in matrix system
图2-14裂缝系统驱替压力梯度与流量关系
Fig.2-14 Relationship between the pressure gradient and flow velocity infracture system 
对基质系统驱替压力梯度与流速进行拟合,回归得出不同渗透率下的最小启动压力梯度及回归系数,见表2-6。
表2-6实验数据结果表(流量0~0.1mL/min)
Table2-6  Experimental data table (flow 0~0.1mL/min)
气测渗透率
/×10-3μm2 纯基质岩心 裂缝岩心
回归系数a 回归系数c 启动压力梯度
/(MPa/cm) 驱替压力梯度/(KPa/cm)
4.041 0.3776 1.3512 0.0048 0~3.54
2.121 0.1087 1.0723 0.0053 0~3.34
1.109 0.073 1.0946 0.0107 0~3.14
0.525 0.0445 1.2605 0.0144 0~3.02
0.054 0.0258 1.5576 0.0689 0~2.85
由表2-6可知:模拟流量为0~0.1mL/min时,最大裂缝性岩心压力梯度约为2.85~3.54KPa/cm,而基质启动压力梯度约为0.0048~0.0689MPa/cm,未达到基质的最小启动压力梯度;
因此基质渗透率0.054×10-3~4.0×10-3μm2裂缝性岩心,在驱替速度小于0.1mL/min时,注入水无法以驱替的方式进入基质,基质中的油主要是依靠渗吸作用驱到裂缝系统中。裂缝性岩心水驱渗流过程可分为两个阶段,开始时为注入水单向沿裂缝推进阶段,通过逆向渗吸作用,注入水将基质系统内原油置换于裂缝面;当驱替压力克服粘滞力时,裂缝系统内原油开始流动,随注入水被驱替至夹持器出口端,可见示意图2-15。
(a)裂缝-基质双重介质驱替-渗吸物理模型示意图 (b)逆向渗吸示意图
图2-15裂缝性水驱过程示意图
Fig.2-15 Schematic diagram of water flooding process in fractured reservoir
2.4 本章小结
本章通过对延长东部油田长6储层特征及渗流规律研究,得出以下结论:
(1)研究区长6储层,天然裂缝广泛发育,基质致密,孔喉细小,孔径分布为16~78μm,喉道半径分布为0.121~0.764μm,润湿性整体为弱亲水,为渗吸排驱采油提供了良好的物质基础。
(2)不同渗透率样品的压汞结果表明:随岩心样品渗透率增加,储层分选性变差,但渗透率越高的储层,具有较好的渗透性与连通性。
(3)启动压力与裂缝压力对比实验表明:研究区基质渗透率为0.054×10-3~4.0×10-3μm2,驱替速度小于0.1mL/min时,基质中的油主要是依靠渗吸作用驱到裂缝系统中,裂缝性岩心水驱过程是基质渗吸-裂缝驱替的双重渗流模式。
 
第三章表面活性剂筛选及自发渗吸效果评价
鉴于表面活性剂具有改变油水界面张力、乳化及促进岩石表面润湿反转的三种基本性能,本章以表面活性剂三种基本性能为筛选依据,在此基础上,研究不同性能表面活性剂对自发渗吸采出程度的影响,确定得出不同体系表面活性剂最优加量。最后,利用优选的表面活性剂分析了表面活性剂对于长6天然样品的渗吸影响规律。
3.1不同性能表面活性剂评价筛选
3.1.1 实验材料及实验设备
(1)实验材料
表面活性剂:APG0814、BS-12、AEO15、CTAB、OP-10、Tween-80。
实验用油:模拟油,用延长东部GGY采油厂的脱水原油与煤油按1:4配制而成,在30℃下模拟油粘度为7.25mPa.s,密度为0.81g/cm3。
实验用水:模拟地层水,矿化度为42000mg/L,PH弱酸性;密度1.02g/cm3。
以及天然岩心。
(2)实验设备
接触角测定仪(见图3-1)、TX-500C旋滴界面张力仪、电热鼓风干燥箱、电子天平、BROOKFIELD粘度计、以及量筒、烧杯、玻璃棒等。
图3-1  接触角测定仪
Fig.3-1  Contact Angle Apparatus
3.1.2 实验方法及步骤
表面活性剂作为一种提高渗吸采收率的溶液,其主要的作用方式是(1)降低界面张力、乳化,可以降低粘滞力,弱化裂缝与基质之间的毛管力末端效应;(2)改善岩石的亲水性,增强渗吸作用。因此本节主要从润湿、界面及乳化性评价筛选表面活性剂。
(1)界面张力的测试方法
实验步骤:①用地层水配制初选的表面活性剂溶液;②用玻璃毛细管吸入表面活性剂溶液或地层水,然后滴入油珠,保证证测量管中没有气泡,密闭;③将其置于Texas-500旋滴界面张力仪上,设置转速6000转/分;④开启,在离心力、重力及界面张力作用下,在溶液中的油珠形成圆柱形,首先在1min、3min、5min时记录油滴的宽度,之后每隔6min记录一次数据,直至三次连续读数的变化幅度在0.001cm之内,即认为体系已达平衡,求其三次测试的平均值,测定结束。
(2)润湿性的测试方法
本文通过测量表面活性剂改善接触角的方法进行评价。
图3-2  岩心片的处理
Fig.3-2  Core chip processing
实验步骤:①将钻取的天然岩心切成薄片;②测量岩心片的润湿角。③用苯与酒精按3:1的比例进行清洗、烘干;④用二甲基硅油浸泡清洗干净的岩心片20h、煤油清洗、烘干,使其变成油润湿(见图3-2);⑤二甲基硅油处理过的岩心片,浸入0.2%表面活性剂溶液中,30℃浸泡24h,取出,烘干;⑥冷却,放到接触角测量仪上测量地层水与其的接触角,对比表面活性剂浸泡后的岩心片的接触角与没用表面活性剂处理的油润性的岩心片的差异。
(3)乳化性能的测试方法
本文通过观察乳化程度,测量析水率来评价表面活性剂对油的乳化效果的好坏;乳化程度越高,分层时间越长,析水速度越慢,乳化性能越好。
实验步骤:①地层水配制浓度为0.2%表面活性剂溶液;②取其25ml加入50ml的具塞刻度试管中;③再加入25ml模拟油,30℃静置24h;④静置后取出,将每支试管上下震荡200次,记录析出水的体积与时间的关系,计算其析水率;并观察乳状液稳定性。
析水率用式(3-1)计算:
 (3-1)
式中η代表析水率,%;Vt代表静止后析出的液体体积,ml;Vo代表制备乳状液时加入的表面活性剂溶液的体积,ml。
3.1.3 实验数据处理及结果分析
(1)界面活性对比分析
图3-3动态界面张力曲线
Fig.3-3 Dynamic interfacial tension curve of the different surfactants
由图3-3可以看出表面活性剂趋于稳定的时间值最大不超过1h,而岩心自发渗吸是一个缓慢的过程,终止的时间最低需要得几个小时,表面活性剂渗吸时大多处于稳定界面张力期,因此以界面张力选表面活性剂时,应采用界面张力的稳定值作为评价指标,其值见表3-1。
表3-1不同表面活性剂稳定界面张力
Table3-1  Stable interfacial tension of the different surfactants
名称 BS-12 APG0814 OP-10 吐温80 AEO15 CTAB 地层水
界面张力/(mN/m) 0.56 0.31 2.18 7.89 4.55 0.50 18.03
研究表明:表面活性剂的稳定界面张力由小到大依次是:APG0814<CTAB<BS-12<OP-10<AEO15<吐温80。其中APG0814、CTAB、BS-12的界面张力较小在10-1数量级左右,而OP-10、AEO15、吐温80均大于1mN/m,相对较大。
(2)润湿性对比分析
用接触角测量仪测量不同溶液浸泡后的润湿角,实验结果具体见图3-4及表3-2。
(a)AEO15浸泡处理(b)APG0814浸泡处理(c)CTAB浸泡处理
(d)BS-12浸泡处(e)OP-10浸泡处理(f)吐温80浸泡处理
(g)地层水浸泡处理
图3-4不同溶液浸泡处理的润湿角
Fig.3-4 Wetting angle of different solution soaking treatment
表3-2不同表面活性剂处理后的润湿角变化
Table3-2 Wetting angle changing after different surfacants soaking
名称 BS-12 APG0814 OP-10 吐温80 AEO15 CTAB 硅油处理
润湿角θ/o 63.61 53.5 62.82 77.21 56.4 49.96 101.92
润湿角改变值∆θ/o 38.31 48.42 39.1 24.71 45.52 51.96
研究表明CTAB、APG0814、AEO15润湿性的改变相对较好,BS-12、OP-10相对较差,吐温80效果最差。
(3)乳化性能对比分析
通过乳化测试实验,其结果见图3-5~图3-6。
(a)震荡后5min的乳化效果(b)震荡后30min分层效果
图3-5不同表面活性剂震荡条件下的乳化效果对比图
Fig.3-5 Different surfactant emulsifying comparison under the shock
图3-6不同表面活性的析水率曲线
Fig.3-6 The rate curve of the different surfactants on the percentage of separation
由图3-5可以看出地层水在5min内几乎已经分层完毕,AEO15、吐温80、BS-12也已经出现分层现象,但CTAB、OP-10、APG0814并未出现分层;震荡后30min(图3-4b)OP-10、APG0814还具有明显的乳化效果,CTAB乳化效果次之。从图3-6析水率曲线可以看出,OP-10、APG0814、CTAB的析出水的速度相对较慢,其中OP-10析水速度最慢,乳化能力最强,APG0814、CTAB其次,而AEO15、吐温80、BS-12的乳化力相差不多,比OP-10、APG0814、CTAB三种表面活性剂弱。
综合考虑,评价乳化效果从好到差依次是OP-10、APG0814、CTAB、BS-12、AEO15、吐温80、地层水。
(4)表面活性剂筛选
据调研,关于针对渗吸来评价筛选表面活性剂的标准并未有人报道,但是前人对表面活性对渗吸的影响进行了研究,总结出来有以下3条:
①对于亲水-弱亲水岩心,界面张力存在最佳值:当渗透率在0.1×10-3~5×10-3µm2范围内,界面张力在10-1~1数量级内最佳,在5×10-3~30×10-3µm2范围内,界面张力在10-1数量级内最佳[52];
②表面活性剂的润湿改变作用有助于渗吸的发生,对储层的改变越亲水,渗吸作用越强,即表面活性剂润湿改变作用越强,渗吸效果越好;
③乳化作用对渗吸起着一定的增强作用,乳化能力越强,油滴越易于与岩心壁面脱落分离[6]。
结合实验结果与国内外文献报道,本文选取了APG0814、CTAB、OP-10等三种表面活性剂开展自发渗吸实验,考察不同种类表面活性剂对渗吸采出的影响。
3.2不同性能表面活性剂自发渗吸实验规律
3.2.1 实验材料及实验设备
实验材料及设备:地层水、模拟油、表面活性剂(APG0814、CTAB、OP-10)、天然岩心、渗吸瓶、真空饱和装置(图3-7)、洗电子天平、烧杯等。
图3-7真空饱和装简图
Fig.3-7 The diagram of saturating oil equipment by vacuum pump
3.2.2 实验方法及实验步骤
(1)实验方法体积法是通过测量自发渗吸出油量的体积来计算自发渗吸采收率,而质量法是由于油水密度的差异导致渗吸过程中岩石的质量发生变化,根据其变化来计算自发渗吸采收率。由于体积法操作简单方便,本文的实验方法采用体积法来研究自发渗吸采收率。
(2)实验步骤
①岩心准备:从延长东部油田取来的岩心柱子上钻取岩心,用苯与乙醇3:1进行清洗岩心,清洗5d后,取出烘干备用,见图3-8。
图3-8岩心钻洗流程
Fig.3-8  Core drilling processing
②孔、渗的测定:对烘干的岩心进行孔、渗测定;对于部分特低渗的岩心测量渗透率时用皂膜流量计测量流量;孔、渗的具体测量方法见国家标准SYT5336-1996,见表3-3。
表3-3  实验参数表
Table3-3 Experimental parameter table
岩心号 注入流体 孔隙度/
% 渗透率,
×10-3µm2 长度,
cm 直径,
cm
S3-7 地层水 11.07 1.25 6.886 2.512
S3-10 0.2%APG0814 10.42 1.24 6.822 2.532
S5-7 0.2%CTAB 10.28 1.21 6.854 2.532
S5-9 0.2%OP-10 11.73 1.18 6.988 2.528
S4-18 0.1%APG0814 10.74 1.23 6.874 2.514
S4-16 0.1%CTAB 11.54 1.20 6.846 2.512
S3-21 0.1%OP-10 11.41 1.19 6.988 2.522
S1-20 0.05%APG0814 11.62 1.24 6.784 2.524
S4-20 0.05%CTAB 10.78 1.28 6.842 2.520
S5-18 0.05%OP-10 10.86 1.27 6.744 2.522
③模拟地层饱和油,造束缚水:将测量孔渗后的岩心,称取质量为m_0;称量后放入真空瓶中进行抽真空饱和地层水,饱和完成后称其重量为m_1;然后进行油驱水饱和油、造束缚水;完成后,进行老化处理,老化时间10h。
④渗吸瓶的预处理:为了避免渗吸瓶的壁面浮着油滴,因此用15%的HCl溶液进行亲水性处理;浸泡时间3d。
⑤表面活性剂配制配制浓度为0.05%、0.1%、0.2%表面活性剂溶液(APG0814、CTAB、OP-10),测试其界面张力及润湿角
⑥渗吸实验:将老化后的岩心取出,除去表面浮油,称其重量m_2放入渗吸瓶中,注入地层水或不同浓度(0.05%、0.1%、0.2%)表面活性剂溶液(APG0814、CTAB、OP-10);放在室温中,记录观察不同时间t下油滴自动上浮脱落的体积V1。待体积不在变化时,为渗吸终止,取出岩心。
自发渗吸采收率η_1的计算公式: (3-2)
式中ρ_0代表模拟油的密度,g/cm3;ρ_w代表模拟地层水的密度,g/cm3。
3.2.3 实验结果分析
通过对3种性能的不同且浓度不同的表面活性剂(APG0814、CTAB、OP-10)进行自发渗吸实验,其具体实验结果见图3-9及表3-4。
图3-9不同表面活性剂的渗吸曲线
Fig.3-9 The imbibition curves of the different surfactants
表3-4 不同表面活性剂渗吸实验结果表
Table3-4 The Experimental results of the imbibition of the different surfactants
注入流体 润湿角
/ o 界面张力/(mN•m-1) 饱和油的体积/ml 含水饱和度/% 采出程度/%
地层水 72.32o 18.03 2.29 36.84 17.84
0.2%APG0814 43.30 0.31 2.15 37.42 25.07
0.2%CTAB 33.02 0.50 2.24 36.97 22.21
0.2%OP-10 52.82 2.18 2.56 37.66 16.34
0.1%APG0814 45.32 0.33 2.33 36.24 24.09
0.1%CTAB 38.24 0.84 2.21 38.41 19.83
0.1%OP-10 53.41 3.24 2.41 35.68 18.99
0.05%APG0814 46.23 0.68 2.25 37.62 21.66
0.05%CTAB 38.62 0.98 2.25 38.48 18.66
0.05%OP-10 55.32 4.68 2.30 36.84 18.07
根据表3-4绘制图3-10不同表面活性剂在不同浓度下的渗吸图:
图3-10不同表面活性剂不同浓度下的渗吸图
Fig.3-10 Imbibition of different surfactants at different concentrations
综合渗吸采收率曲线、不同浓度下的渗吸图及表面活性剂的性能(界面活性、润湿性、乳化性)进行对比分析,可得到以下结论:
(1)0.2%APG0814其采收率最高,其次0.2%CTAB,且它们随着浓度的降低采出程度降低,即随着界面张力的增加而减小。
(2)对于亲水或弱亲水砂岩样品渗吸而言,采出程度受界面张力的影响较大;表面活性剂改变润湿性能够从一定程度上提高渗吸采收率,但由于对亲水或弱亲水层润湿性改变较小,润湿反转作用减弱,故CATB采出程度低于APG0814。乳化能使油滴易于脱落提高渗吸采收率,但强的乳化作使油在孔隙中以小油滴存在,打破了油的连续性,造成了运移阻力,导致其采收率低,使得0.2%的OP-10采出程度低于地层水,0.1%OP-10采出程度反而高于地层水渗吸采出程度。
3.3表面活性剂对长6砂岩样品渗吸影响规律
3.3.1 实验材料及实验设备
实验材料:表面活性剂选APG0814,其他实验材料见3.2.1。
实验设备:具体见3.2.1。
3.3.2实验方法及实验步骤
实验方法:采用体积法。
实验步骤:(1)岩心准备、孔、渗的测定,见3.2.2节实验步骤①~②;
(2)岩心选取从钻取的岩心中选取渗透率相近、孔隙度相近的岩心10对共20块,具体参数见表3-5。
表3-5实验岩心参数表
Table3-5Experimental core parameters
岩心编号 长度/cm 直径
/cm 孔隙度/% 渗透率
/×10-3µm2 裂缝状 润湿性
S4-3 6.986 2.532 8.41 0.12 无裂缝 弱亲水
S4-2 6.990 2.530 7.94 0.11
S4-10 6.860 2.512 9.35 0.67
S3-7 6.886 2.510 11.07 1.25
S3-8 6.980 2.504 9.46 0.62
S3-10 6.820 2.530 10.42 1.24
S4-8 6.912 2.494 12.29 2.24
S4-9 6.902 2.490 13.24 2.58
S1-9 6.914 2.548 8.70 0.33
S1-14 7.088 2.542 8.20 0.32
S1-12 6.952 2.530 7.90 0.40
S1-2 6.954 2.530 8.74 0.38
S1-8 6.862 2.530 13.36 0.98
S1-1 6.780 2.520 12.32 0.92
S1-11 6.800 2.520 10.67 0.95
S5-1 6.842 2.512 11.37 0.93
S1-5 6.910 2.528 10.45 1.99 天然缝
S1-19 6.802 2.524 9.59 1.65
S2-8 6.986 2.530 9.75 0.35 无裂缝 亲水
S2-3 6.990 2.530 8.08 0.32
(3)孔隙结构对渗吸的影响实验:
①选取不同孔隙度、渗透率的岩心(S3-8、S3-10、S4-9、S4-2、S4-10、S3-7、S4-8 、S1-9、S1-14 、S1-8、S1-1),模拟地层饱和油,造束缚水具体见3.2.2节实验步骤③;
②渗吸瓶的预处理(具体见3.2.2节实验步骤④);
③自发渗吸实验将选的岩心(S4-3、S3-8、S3-10、S4-9、S1-14 、S1-1)用地层水与0.2%的APG0814的溶液进行自发渗吸实验;将选的岩心(S4-2、S4-10、S3-7、S4-8、S1-9、S1-8)用地层水进行自发渗吸实验;
④记录实验结果,作图分析。
(4)润湿性渗吸实验:
①选取相近孔、渗的岩心(S1-9、S1-14、S2-8、S2-3、S1-12、S1-2);
②润湿处理为研究润湿性对渗吸的影响,需对部分岩心进行处理。本实验选用S1-12、S1-2进行亲油处理。具体方法:按8:1配制煤油与硅油混合溶液,对岩心S1-12、S1-2进行抽真空饱和配制的溶液;老化10h,用煤油进行驱替,驱替5PV后,将驱替后的岩心放入烘箱中在80℃的温度下烘干,测量其润湿性;
③模拟地层饱和油,造束缚水、渗吸瓶的预处理具体见3.2.2节实验步骤③~④;
④自发渗吸实验将选的岩心(S1-14、S2-3、S1-2)用地层水与0.2%的表面活性剂(APG0814)配制的溶液进行自发渗吸实验;将选的岩心(S1-9、S2-8、S1-12)用地层水进行自发渗吸实验;
⑤记录实验结果,作图分析。
(5) 含裂缝岩心的渗吸实验:
①选取相近孔隙度、渗透率的岩心(S1-8、S1-1、S1-11、S5-1)及含裂缝的天然岩心(S1-5、S1-19);
②模拟地层饱和油,造束缚水、渗吸瓶的预处理具体见3.2.2节实验步骤③~④;
③造缝处理用用挤压的方法对饱和好的岩心S1-11、S5-1进行造缝,并用质量法(饱和后的油均匀分布,劈缝后的油量等于造缝前饱和油量乘以造缝后的岩心的质量除以造缝前的质量)计算其劈缝后饱和油量。
④自发渗吸实验将选的岩心(S1-1、S5-1、S1-5)用地层水与0.2%的APG0814溶液进行自发渗吸实验;将选的岩心(S1-19、S1-8、S1-11)用地层水进行自发渗吸实验;
⑤记录实验结果,作图分析。
3.3.3 实验结果分析
(1)储层孔隙结构对渗吸的影响
不同孔-渗下的渗吸采收率,如表3-6。
表3-6实验结果表
Table3-6 Experimental results table
注入流体 孔隙度/% 渗透率
/×10-3µm2 品质因数√(K⁄ϕ) 饱和油的体积/ml 含水饱和度/% 采出程度/%
APG0815 8.41 0.12 0.12 1.69 40.27 11.04
地层水 7.94 0.11 0.12 1.57 41.16 7.59
地层水 9.35 0.67 0.27 1.84 39.47 10.54
地层水 11.07 1.25 0.34 2.29 36.84 17.84
APG0816 9.46 0.62 0.26 1.92 38.24 18.74
APG0814 10.42 1.24 0.34 2.15 37.42 25.07
地层水 12.29 2.24 0.43 2.60 35.21 21.45
APG0818 13.24 2.58 0.44 2.82 34.42 29.42
地层水 8.70 0.33 0.19 1.77 39.84 8.66
APG0814 8.20 0.32 0.20 1.74 38.41 13.24
地层水 13.36 0.983 0.27 2.70 39.14 14.42 
APG0814 12.32 0.922 0.27 2.50 38.46 21.95 
①渗透率的影响
不同渗透率下渗吸1d的实验现象图(见图3-11)。
(a)渗透率1.25×10-3µm2   (b)渗透率0.67×10-3µm2   (c)渗透率0.12×10-3µm2
图3-11不同渗透率下渗吸1d的实验现象
Fig.3-11 Imbibition phenomena of different permeability core after 1d 
由图3-11可以看出渗透率越高,渗吸出油滴越多,且成大油滴状态;而渗透率越低时,渗吸出的油滴即少又小。同时渗透率高时,岩心的顶部也渗吸出油滴,而渗透率低时渗吸出的油滴主要在侧面,原因是浮力的作用的影响。
根据实验测试结果,做出曲线图,见图3-12:
图3-12渗透率与渗吸采收率的关系曲线
Fig.3-12 The relationship between permeability and imbibition recovery
由图3-12可以看出,APG0814与地层水在渗透率0.1×10-3µm2~3×10-3µm2范围内,渗吸采收率都随着渗透率的增加不断的升高;且APG0814的采收率在0.1×10-3µm2~3×10-3µm2范围内均高于地层水。从趋势上看,随着渗透率的增加表面活性剂的渗吸采收率比地层水过早趋于平缓。分析认为:随着渗透率的增加,毛管力逐渐减弱,表面活性剂降低毛管力的作用表现出来,导致驱动力减弱,驱动力因素逐渐占主导地位。
②储层品质指数的影响
由于低渗透砂岩储层的孔隙结构十分复杂,虽然渗透率相同,但是孔隙度却存在着差异,单一的研究渗透率与渗吸采收率的关系,不能很好的表述渗吸与储层孔隙结构的关系,而储层品质指数(RQI)能够综合反映储层孔隙结构的品质,因此结合储层品质指数来研究储层结构对渗吸的影响。
储层品质指数:
由实验结果,做出储层品质指数与渗吸采收率的关系图,见图3-13。
图3-13储层品质指数与渗吸采收率的关系曲线
Fig.3-13 Relationship between reservoir quality index and imbibition recovery
由图3-13可以看出岩心的储层品质指数在0.1~0.5范围内,与渗吸采收率呈现较好的正相关关系。对比APG0814与地层水的曲线,可以看出:RQI越高,APG0814提高渗吸采出程度幅度越高,促进渗吸效果越好。这是由于,储层的品质指数较高时,储层品质较好,孔隙结构较好,连通的有效孔隙较多,APG0814的作用孔隙的范围越广,故其提高幅度越高。
(2)润湿性的影响
由不同润湿性下的渗吸实验可得结果见如表3-7及图3-14~3-15。
 
表3-7实验结果表
Table3-7 Experimental results table
注入流体 孔隙度/% 渗透率
/×10-3µm2 相对润湿指数 润湿性 饱和油的体积/ml 含水饱和度/% 采出程度/%
地层水 8.70 0.33 0.15 弱亲水 1.77 39.84 8.66
APG0814 8.20 0.32 0.17 弱亲水 1.74 38.41 13.24
地层水 9.75 0.35 0.37 亲水 1.95 40.46 11.28
APG0814 8.08 0.32 0.34 亲水 1.65 38.68 14.23
地层水 7.90 0.40 -0.30 亲油 1.61 38.44 1.24
APG0814 8.74 0.38 -0.32 亲油 1.73 40.49 5.87
由表3-7及图3-14~3-15可以看出:
图3-14不同润湿性条件下渗吸曲线
Fig.3-14 Thecurves ofthe imbibition recovery under the different wetting conditions
图3-15润湿性与渗吸采收率的关系图
Fig.3-15Relationship between wettability and imbibition recovery
①对于渗透率约为0.35×10-3µm2左右的岩心,APG0814表面活性剂渗吸采出程度均高于地层水,但是弱亲水、亲油储层改善效果较好,其提高幅度为5%左右,其图3-15能够明显反映表面活性剂对亲油岩石的改善作用。表面活性剂有利于将亲油、弱亲水的斑状润湿孔隙表面进行改性,扩大基质内渗吸范围,使更多的外界水进入基质,提高渗吸采出程度。
②对于亲水的岩心,表面活性减慢了初始渗吸速度,但提高了渗吸采出程度;亲油的岩心,表面活性提高了初始渗吸速度,也提高了渗吸采收率,但渗吸终止时间长。
(a)油润湿,地层水渗吸(b)油润湿,表面活性剂渗吸
图3-16 不同注入流体的渗吸3d后的实验现象
Fig.3-16Imbibition phenomena of different injected fluid after 3d 
(3)裂缝状况的影响
不同裂缝状况条件下的渗吸采收率,如表3-8。
表3-8实验结果表
Table3-8 Experimental results table
注入流体 岩心编号 孔隙度/% 渗透率
/×10-3µm2 裂缝状况 饱和油的体积/ml 含水饱和度/% 采出程度/%
地层水 S1-8 13.36 0.983 无裂缝 2.70 39.14 14.42 
APG0814 S1-1 12.32 0.922 无裂缝 2.50 38.46 21.95 
地层水 S1-11 10.67 0.945 人造裂缝 2.20 37.48 27.94 
APG0814 S5-1 11.37 0.926 人造裂缝 2.32 38.47 39.76 
APG0814 S1-5 10.45 1.987 天然缝 2.22 35.74 36.47 
地层水 S1-19 9.59 1.649 天然缝 2.08 34.25 26.44 
图3-17裂缝岩心渗吸20h的实验图可以看出人造裂缝岩心的渗吸速度明显大于天然裂缝与无裂缝岩心,其从侧面渗吸出油滴后,油滴不断变大,然后沿岩心壁面运移到岩心顶端,进行汇聚脱落。天然裂缝岩心渗吸出的油滴小,汇聚较慢,向顶端运移的量比人造裂缝少。而无裂缝岩心渗吸出的油滴在20h时,仅有很少的一部分汇聚运移。
(a)天然裂缝,地层水(b)无裂缝,地层水(c)人造裂缝,地层水
图3-17不同裂缝状态下的渗吸20h后的实验现象
Fig.3-17Imbibition phenomena after 20h under the different the state of the crack
根据实验测试结果,做出裂缝状况与渗吸采收率的关系图,见图3-18~图3-19。对图3-18~图3-19进行分析可以得出:
图3-18不同裂缝状态下的渗吸系曲线
Fig.3-18The curves of the imbibition recovery under the different the state of the crack
①APG0814对含天然裂缝、不含裂缝、人工裂缝的岩心都能起到一定的渗吸促进作用,但其对含天然裂缝、人工裂缝改善效果较为优越,其提高幅度约11个百分点。其原因是:含裂缝岩心导致渗吸的比表面积增大,作用范围增加,渗吸采收率提高。
②从渗吸采出程度与时间的关系分析,裂缝能提高渗吸速度,使渗吸提前终止。因此,裂缝比较发育的储层,有利于充分发挥低渗透油藏的渗吸作用。
图3-19裂缝与渗吸采收率的关系图
Fig.3-19 Relationship between the crack state and imbibition recovery
3.4本章小结
本章测试了各种表面活性剂的性能、开展了不同性能表面活性剂自发渗吸实验及不同储层特征下的自发渗吸实验,得出以下结论:
(1)所选表面活性剂中,APG0814界面张力最优、CTAB润湿性好、OP-10乳化效果好。
(2)对比APG0814、CTAB、OP-10三种表面活性剂在不同浓度下的渗吸采收率,得出0.2%的APG0814其采出程度最高为25.07%,对亲水或弱亲水砂岩样品渗吸而言,渗吸采出程度受界面张力的影响较大,润湿性及乳化影响较小。
(3)岩心样品渗透率0.1×10-3~3×10-3µm2范围内、品质指数0.1~0.5范围内,APG0814的采收率均高于地层水;渗透率越高,渗吸采收率增幅越不明显,而品质指数高时,渗吸采收率幅度继续增加。
(4)APG0814型表面活性剂对弱亲水、亲油储层改善效果较好,渗透率在0.33×10-3µm2左右,提高幅度为5%,但存在岩心越亲原油,渗吸终止时间越长的问题。
(5)裂缝能够增加渗吸比表面积,故含裂缝岩心的表面活性剂提高幅度比不含裂缝岩心的提高幅度高11个百分点。
 
第四章裂缝性低渗透油藏表面活性剂渗吸-驱油规律研究
裂缝性岩心物理模型水驱过程更符合实际注水开发过程,在第三章研究的基础上,本章通过裂缝性表面活性剂岩心动态渗吸水驱模拟实验,研究了水驱速度、基质渗透率及裂缝开度对渗吸-驱油采出程度的影响规律。
4.1水驱速度对表面活性剂动态渗吸采出程度的影响
4.1.1 实验材料及实验设备
实验材料:表面活性剂(APG0814)、模拟地层水、天然岩心;
主要实验设备:岩心渗吸驱替装置(见图4-1)、真空饱和装置、岩心切割器、电子天平等。
图4-1  岩心渗吸驱替装置
Fig.4-1  Imbibition flooding equipment of the core
4.1.2 实验方法及步骤
实验方法:裂缝性岩心驱替实验。
实验步骤:
①岩心准备、孔渗的测定,见3.2.2节实验步骤①~②,具体岩心参数见表4-1;
②抽真空饱水将测量孔隙度、渗透率后的岩心,称取质量为m_0;称量后放入真空瓶中进行抽真空饱和地层水12h,饱和完成后称其重量为m_1;
③驱替饱和油将饱和好地层水的岩心,放入到岩心加持器中,以0.02mL/min的流量向岩心注入模拟油,进行油驱水,直至采出液不含水,造束缚水完毕;停泵,老化12h以上,称量岩心重量m_2,并计算其含油饱和度:
(4-1)
④岩心造缝用挤压法进行造缝,造缝后,称量其重量为m_3,并计算出饱和油量〖Vo〗_1:
(4-2)
(a)取出老化岩心(b)劈开后的裂缝
图4-2 裂缝岩心的处理过程
Fig.4-2 fracture process in cores
⑤裂缝岩心驱替实验:将劈开后的岩心,合并后放入岩心加持器中,固定围压15MPa,用模拟地层以水驱替速度(0.005 ml/min 、0.01ml/min、0.02 ml/min、0.04 ml/ min、0.06 ml/min、0.08 ml/min)以进行驱替,直至含水达99%后,再驱3PV的模拟地层水,保证足够的渗吸时间;记录不同时间下的采出油的体积及最终体积V1,并按式(4-3)计算出裂缝水驱采出程度。
水驱采出程度计算式:(4-3)
表4-1岩心参数表
Table4-1 Core parameter table
岩心号 长度/cm 直径/cm 孔隙度/% 渗透率/×10-3µm2 注入流体
S4-5 6.824 2.512 8.24 0.21 地层水
S3-12 6.866 2.548 7.92 0.22 地层水
S5-2 7.048 2.542 8.03 0.20 地层水
S1-6 6.894 2.540 8.05 0.21 地层水
S3-2 6.864 2.540 8.83 0.22 地层水
S3-3 7.116 2.542 8.78 0.23 地层水
S4-7 6.986 2.540 8.14 0.21 地层水
S1-4 7.088 2.548 9.08 0.27 APG0814
S1-7 7.148 2.542 8.97 0.24 APG0814
S3-6 7.112 2.544 8.56 0.23 APG0814
S1-15 6.814 2.522 9.34 0.26 APG0814
S3-11 6.914 2.532 8.74 0.27 APG0814
4.1.3 实验结果分析
选取每组物性近似相同的天然岩心,对比相同流速下,地层水与表面活性剂溶液对裂缝性岩心模型水驱采出程度的影响,实验数据表见4-2,实验结果见图4-3。
表4-2实验结果数据表
Table4-2 Experimental results data 
驱替速度/(ml/min) 注入流体 孔隙度/% 渗透率
/×10-3µm2 造缝后饱和油的体积/ml 含水饱和度/% 渗吸采出程度/%
0.005 地层水 8.24 0.21 1.51 39.54 6.54
0.01 地层水 7.92 0.22 1.37 40.25 7.39
0.02 地层水 8.03 0.20 1.50 39.44 7.92
0.04 地层水 8.05 0.21 1.49 41.24 7.16
0.06 地层水 8.83 0.22 1.49 42.24 6.21
0.08 地层水 8.78 0.23 1.67 40.17 6.02
0.005 APG0814 8.14 0.21 1.49 42.35 8.92
0.01 APG0814 9.08 0.27 1.53 45.32 9.85
0.02 APG0814 8.97 0.24 1.62 43.24 9.62
0.04 APG0814 8.56 0.23 1.72 38.71 9.07
0.06 APG0814 9.34 0.26 1.48 44.43 7.35
0.08 APG0814 8.74 0.27 1.52 42.78 6.48
图4-3驱替速度与采出程度关系曲线
Fig.4-3 Relationship between displacement velocity and recovery
从实验结果(图4-3)可以得出以下结论:
(1)对于基质渗透率为0.2×10-3μm2左右的裂缝岩心模型水驱而言,在0.005~0.08ml/min的驱替速度下,无论地层水还是表面活性剂溶液有着相同的变化趋势,
即采出程度随驱替速度的增加,先增大,后减小,存在一个最优值,相同驱替速度下,表面活性剂溶液采出程度均高于地层水。
(2)对于裂缝性岩心驱替过程,采出程度受到粘滞力与毛管力的综合作用,水驱速度较低时,油滴无法克服粘滞力,造成采出程度较低,而水驱速快时,导致裂缝中的水以驱的方式挤压粗毛管(渗吸出口),抑制逆向渗吸进行,使得水驱速度存在最佳值。地层水的最优驱替速度在0.02ml/min左右,而表面活性剂具有减弱油滴附着力的作用导致其最优驱替速度低于地层水,其最优速度在0.01ml/min左右。
(3)当驱替速度相对较高时,表面活性剂的采出程度的下降速度明显快于地层水的,其原因在于:①表面活性剂有助于降低裂缝系统内油滴的粘附功,使得裂缝系统内流速增加,相对高速水驱时,易造成水驱突破。②水驱突破后,注入水挤压粗毛管(渗吸出口),抑制了逆向渗吸,使其采出程度迅速下降。
4.2基质渗透率对表面活性剂动态渗吸采出程度的影响
4.2.1 实验材料及实验设备
实验材料:表面活性剂等,具体见4.2.1实验材料;
实验设备:岩心渗吸驱替装置等,具体见4.2.1实验设备。
4.2.2 实验方法及步骤
实验方法:裂缝岩心驱替实验
实验步骤:①岩心准备、孔渗的测定、见3.2.2节实验步骤①~②;
②选取岩心,选取不同渗透率的岩心,具体岩心参数见,表4-3;
表4-3岩心数据参数表
Table4-3  Core parameter table
岩心号 长度/cm 直径/cm 孔隙度/% 渗透率/×10-3µm2 注入流体
S1-13 6.912 2.524 9.13 0.09 APG0814
S1-7 7.148 2.542 8.97 0.24 APG0814
S3-16 7.104 2.540 11.00 0.83 APG0814
S3-13 6.882 2.510 11.11 1.35 APG0814
S1-3 6.846 2.512 10.34 2.34 APG0814
S3-1 6.934 2.512 12.93 3.19 APG0814
S1-18 7.252 2.518 9.29 0.09 地层水
S5-2 7.048 2.542 8.03 0.20 地层水
S3-17 7.152 2.516 12.21 0.84 地层水
S4-13 6.914 2.482 11.93 1.24 地层水
S3-19 6.876 2.498 11.34 2.34 地层水
S4-4 7.502 2.506 12.81 3.52 地层水
③抽真空饱和地层水、驱替饱和油、用挤压法进行造缝,具体步骤见4.2.2实验步骤②~④;
④裂缝岩心驱替实验将饱和好造好缝的不同渗透率的岩心,固定围压15MPa,用模拟地层以驱替速度0.02ml/min以进行驱替,直至含水达99%后,再驱3PV的模拟地层水,保证足够的渗吸时间;记录不同时间下的采出油的体积及最终体积V1,并计算出裂缝水驱采出程度。
4.2.3 实验结果分析
通过对不同基质渗透率的表面活性剂与地层水裂缝水驱实验,得出以下实验结果,实验数据表见4-4。
表4-4实验结果数据表
Table4-4  Experimental results data
注入流体 渗透率
/×10-3µm2 孔隙度/% 造缝后饱和油的体积/ml 含水饱和度/% 采出程度/%
APG0814 0.090 9.13 1.53 46.41 6.82
APG0814 0.236 8.97 1.62 43.24 9.62
APG0814 0.834 11.00 2.23 38.64 14.38
APG0814 1.354 11.11 2.13 38.41 16.54
APG0814 2.344 10.34 2.03 36.24 21.44
APG0814 3.188 12.93 2.26 44.54 24.62
地层水 0.092 9.29 1.65 45.54 5.13
地层水 0.197 8.03 1.50 39.44 7.92
地层水 0.842 12.21 2.50 37.41 9.86
地层水 1.241 11.93 2.26 38.24 11.24
地层水 2.341 11.34 2.22 36.41 15.41
地层水 3.523 12.81 2.78 36.58 17.45
根据实验结果,绘制了渗透率与渗吸采出程度关系曲线,如图4-5:
 
图4-4渗透率与采出程度关系曲线
Fig.4-4 Relationship between permeability and recovery
由图4-4可得以下几条结论:
(1)在0.02ml/min驱替速度下,基质渗透率越高,渗吸-驱油采出程度越高。
(2)在渗透率在0.09×10-3~3.5×10-3µm2范围内,表面活性剂的动态渗吸采收率高于地层水,且其提高幅度随着渗透率的增加而增长。
(3)对于渗透率介于0.09×10-3~3.5×10-3µm2的岩心样品,动态渗吸采出程度低于
自发渗吸采出程度。
原因分析:①渗透率越低,毛管半径约小,毛管力越大,而实验结果确恰恰相反,原因是由于随渗透率的增加,岩心样品孔喉结构越好,孔喉间有效连通性逐渐增强,有效渗吸范围增加,采收率提高。②渗透率增加,孔喉间有效连通性增强,表面活性剂的作用范围增加,因此随渗透率的增加,其提高幅度高于地层水;但是由于裂缝水驱过程易于水窜,渗吸作用时间过短,因此其采收率低于自发渗吸。③自发渗吸岩心样品边界条件与动态渗吸不同,岩心表面与水的接触面积大于动态渗吸。
4.3 裂缝开度对表面活性剂动态渗吸采出程度的影响
4.3.1 实验材料及实验设备
实验材料:表面活性剂等,具体见4.2.1实验材料;
实验设备:岩心渗吸驱替装置等,具体见4.2.1实验设备。
4.3.2 实验方法及步骤
实验方法:裂缝岩心驱替实验
实验步骤:①岩心准备、孔渗的测定、见3.2.2节实验步骤①~②;
②选取岩心,选取相同或相似渗透率的岩心,具体岩心参数见,表4-5;
③抽真空饱和地层水、驱替饱和油、采用挤压法进行造缝,具体步骤见4.2.2实验步骤②~④;
④不同开度裂缝的制作:通过往裂缝中加入不同直径细铜丝(规格直径0.07mm、0.15mm)的方法,防止裂缝过度闭合,制作出不同尺度的裂缝;
(a)加入细铜丝(b)闭合裂缝
图4-5不同尺寸裂缝制作
Fig.4-5 The process of different fracture
⑤裂缝岩心驱替实验将饱和好造好缝的相同或相似渗透率的岩心,固定围压15MPa,用模拟地层水以驱替速度0.02 ml/min以进行驱替,直至含水达99%后,再驱3PV的模拟地层水,保证足够的渗吸时间;记录不同时间下的采出油的体积、驱替压力及最终体积V1,并计算出裂缝水驱采出程度。
表4-5岩心数据参数表
Table4-5 Core parameter table
岩心号 长度/cm 直径/cm 孔隙度/% 渗透率/×10-3µm2 注入流体
S3-16 7.124 2.540 9.79 0.834 APG0814
S4-14 7.134 2.516 9.87 0.822 APG0814
S5-14 7.274 2.544 8.74 0.867 APG0814
S3-17 6.944 2.542 12.21 0.842 地层水
S3-18 7.032 2.544 9.41 0.804 地层水
S1-10 7.144 2.542 10.84 0.856 地层水
4.3.3 实验结果分析
(1)裂缝计算的基本方法
对于裂缝开度的计算可以用以下方法进行计算。
图4-6裂缝岩心示意图
Fig.4-6 Schematic diagram of fractured core
L.H.Reiss[54]提出了计算片状裂缝渗透率的简化模型公式:
(4-4)
其中在只有一条裂缝时:(4-5)
考虑到渗吸平衡时,只存在裂缝中的渗流,假设裂缝中符合达西渗流,裂缝的渗透率可以根据达西公式计算:
                          (4-6)
因此可以由(4-4)、(4-5)、(4-6)推导出缝宽的计算公式:
                       (4-7)
式子(4-7)中:b为裂缝宽度,mm;q为流量,mm3/s;μ为流体粘度,pa•s;P1为注入端压力,Pa;P2为出口端压力,Pa。
(2)实验结果分析
①裂缝开度的计算
通过测试裂缝水驱过程中的含水99%以后稳定时的驱替压差,与流量计算裂缝开度,同裂缝开度下的驱替时间与驱替压差的关系,见图4-7。
(a)未加铜丝表面活性剂驱替压力曲线 (b)未加铜丝地层水驱替压力曲线
(c)0.07mm铜丝表面活性剂驱替压力曲线 (d)0.07mm铜丝地层水驱替压力曲线
(e)0.15mm铜丝表面活性剂驱替压力曲线 (f)0.015mm细铁丝地层水驱替压力曲线
图4-7驱替时间与驱替压差关系
Fig.4-7 Relationship between displacement time and displacement pressure 
由驱替时间与驱替压差的关系(图4-7),可以看出裂缝岩心的驱替过程压力呈现的是先上升,后下降趋于平稳。主要原因在驱替的过程中,基质的油不断渗吸出,到裂缝中,造成裂缝中的含油饱和度不断增大,形成油水的两相流动导致渗流阻力不断增大;但是渗吸作用的减弱,裂缝中的含油饱和度不断下降,最终形成了水的单相流动,表现为驱替压力下降后趋于平稳。为计算裂缝尺寸,应采用水单相驱替时的压力,即趋于平稳时的压力。具体计算结果见表4-6。
表4-6裂缝尺寸参数表
Table4-6 The parameter of different fracture size
岩心号 注入流体 驱替出流量/ml/min 粘度/mpa.s 驱替压差/kPa 裂缝开度/mm
S3-16 APG0814 0.0101 0.827 10.44 0.055
S4-14 APG0814 0.0123 0.827 3.89 0.081
S5-14 APG0814 0.0141 0.827 1.98 0.106
S3-17 地层水 0.0087 1.008 11.85 0.053
S3-18 地层水 0.0152 1.008 4.42 0.089
S1-10 地层水 0.0143 1.008 1.84 0.117
②裂缝开度对表面活性剂动态渗吸的影响规律
由裂缝计算结果结合裂缝水驱结果,得出裂缝开度与裂缝水驱效果的关系见表4-7。
表4-7实验结果数据表
Table4-7  Experimental results data 
注入流体 渗透率
/×10-3µm2 孔隙度/% 裂缝开度/mm 造缝后饱和油的体积/ml 含水饱和度/% 采出程度/%
APG0814 0.834 9.79 0.055 1.97 38.64 14.37
APG0814 0.822 9.87 0.081 1.86 39.14 17.34
APG0814 0.867 8.74 0.106 1.83 38.61 17.68
地层水 0.842 12.21 0.053 2.48 37.41 9.856
地层水 0.804 9.41 0.089 1.91 38.34 10.24
地层水 0.856 10.84 0.117 2.16 39.46 7.32
由实验结果数据,画图4-8,并得出以下结论:
①在一定的驱替速度下,增加裂缝开度对表面活性更有利,原因是增加裂缝开度,导致裂缝中的渗流速度减慢,同时裂缝中存在较多渗吸液(APG0814),能够充分发挥其作用。
②对地层水来讲,稍微增加裂缝开度,能够减缓注入水突破时间,能够提高渗吸采收率;但是过大的裂缝开度,导致驱替液的携带作用减弱,更多的油滴堵住渗吸出口,使渗吸采收率降低。
图4-8裂缝开度与采出程度的关系
Fig.4-8 Relationship between fracture opening and imbibition recovery
4.4本章小结
本章以裂缝岩心驱替实验为基础,研究了表面活性剂APG0814渗吸-驱油规律,得出了以下结论:
(1)裂缝性岩心模型水驱时,存在最佳水驱速度,对于基质渗透率在0.2×10-3μm2左右的岩心样品而言,地层水的最优驱替速度在0.02ml/min左右,其采出程度为7.92%;而APG0814的相对较低,最优速度在0.01ml/min左右,采出程度为9.85%;
(2)驱替速度想到较高时,APG0814采出程度的下降速度明显快于地层水。
(3)当驱替速度为0.02ml/min,基质渗透率在0.09×10-3~3.5×10-3µm2范围内, APG0814的渗吸-驱油采收率高于地层水,且其提高幅度随着渗透率的增加而提高。
(4)在注入速度一定的情况下,裂缝开度有利于提高表面活性动态渗吸采收率,但过高时其提高幅度下降;而地层水随着裂缝开度的增加,采收率有所降低。
 
 
第五章裂缝性岩心表面活性剂渗吸-驱油的微观特征
在裂缝性岩心渗吸-驱油宏观实验的基础上,本章利用核磁共振手段,进一步对
表面活性剂的动态渗吸微观驱油规律进行研究。
5.1 核磁共振的理论基础
5.1.1 核磁共振测试的原理
核磁共振,简称NMR,主要是依靠在外加磁场作用下磁矩不为零的原子核能够自旋能级共振吸收某一定频率的射频辐射发生塞曼分裂的现象[55,56]。由于氢核的磁矩不为零,在外加静磁场时能够产生能级分裂[57],假如此时给予一定的频率的外加射频场时,核磁矩就会发生吸收跃迁现象,即产生核磁共振现象[56,57]。当原子核磁共振达到高能态后,撤去外加射频脉冲,磁矩就会逐渐恢复到磁共振前的磁矩状态,整个过程恢复过程叫做弛豫过程,发生弛豫过程的时间叫弛豫时间[55]。
基于储层岩石中存在着复杂的矿物组成与非常复杂的孔隙结构,导致流体在多孔介质中被许多界面分割包围[58],原子核与固体表面存在着接触的机会的差异,形成了不同的核磁共振弛豫现象,因此利用NMR弛豫时间T2可以反映流体在多孔介质(岩心)的分布规律。弛豫时间T2可表示为:
(5-1)
式中T2——核磁共振的弛豫时间,ms;
ρ2——代表弛豫强度;
S⁄V——单个孔喉的比表面,mm。
对于岩石多孔介质,是由不同大小的孔隙组成,每个含氢的孔隙都存在弛豫现象[58],弛豫具有叠加性,因此总的弛豫为单个孔隙弛豫的叠加单个孔隙的弛豫[55~57],即:
(5-2)
式中S(t)代表总核磁信号强度,无量纲;Ai代表T2i对的孔隙体积V2i与总孔隙体积V的比值,单位为1。
基于核磁的基本理论,同时结合氯化锰能够屏蔽水中的氢信号或氟氯平衡液当油能够屏蔽油中氢信号,因此,可以对通过屏蔽水或油中氢的信号,来研究油或水在孔隙中的分布状态。
5.1.2 孔喉半径与弛豫时间的转换方法
压汞的毛细管压力特征曲线能够反映岩石的孔隙结构,而核磁共振的氢核的弛豫时间T2与岩石孔隙的存在一定的正相关关系[58,59]。文献表明,孔隙越大,氢核的T2越长[58]。假如将饱和水的岩心,测试的T2分布,根据核磁的基本理论,T2分布能够反映岩石孔隙的大小与分布。因此,压汞曲线与T2分布存在一定的联系。
由核磁的基本理论,弛豫时间T2可表示为:
(5-3)
根据前人对比表面积与孔喉半径的关系研究,比表面积与孔喉半径之间不是线性关系,而是幂函数关系[54],即:
(5-4)
式中Fs代表孔隙形状因子,无因次。
将式(5-4)带入式(5-3),并进行变形可得式(5-5):
(5-5)
式中C,n代表拟合系数,其中。
C和n值的求取,需要根据压汞曲线得出的饱和度与孔喉半径的关系,与核磁推出的饱和度与T2的关系进行比对,得出T2与孔喉半径的关系,对其进行回归,可得出C和n。
5.2 表面活性剂渗吸-驱油的核磁共振测试方法
实验方法:表面活性剂的微观特征分析需要依据核磁的表征方法,结合压汞测试综合进行分析。压汞可以分析出孔喉半径的分布,核磁借助于压汞分析结果,通过弛豫时间的转化,得出渗吸-驱油前后孔喉半径与孔隙度分布量的关系,即可求得不同类型孔喉半径所控的孔隙的渗吸-驱油采出程度。
实验材料及设备:表面活性剂(APG0814)、去氢油(氟氯平衡液)、1.57×10-3µm2天然岩心、MicroMR12-025V岩心核磁分析仪、压汞仪以及驱替饱和装置等。
图5-1  MicroMR12-025V岩心核磁分析仪
Fig.5-1 The NMR analyze equipment 
实验步骤:
①选取正反气测岩心为1.57×10-3µm2的天然岩心,将岩心分成3段,每段控制长度2.5cm左右,并进行编号;
②选择一块送样,进行压汞测试(见2.2.3节),剩余的各两块用于核磁研究;
③饱和地层水抽真空,加压饱和地层水溶液;
④单相饱和核磁测试将制作饱和好地层水的岩心,在地层水溶液中进行老化10h后;开启核磁共振监测仪器,磁场主频率为12MHz,为达到理想扫描结果,设置等待时间2.5s,回波间隔0.504ms,回波个数2500,预热0.5h后,测定该样品饱和水的弛豫时间T2图谱,计算C、n值;
⑤饱和油,造束缚水为避免油中的氢信号影响,用去氢油(氟氯平衡液)代替模拟油进行驱替饱和地层水的样品,待出口端不出水且驱出油量大于5PV时,记录驱出水量,计算束缚水饱和度;
⑥停泵后,将制作束缚水样品放入去氢油中,在30℃烘箱内老化36h后取出,挤压造缝,测定该样品驱油前的弛豫时间T2图谱;
⑦将岩心取出,放入岩心加持器中进行裂缝岩心水驱实验,以水驱速度0.02mL/min测定不同注入流体的渗吸-驱油后T2图谱。具体实验图谱见图5-2。
(a)注入流体为地层水
(b)注入流体为表面活性剂
图5-2 渗吸核磁谱图
Fig.5-2 Imbibition NMR
5.3 微观孔隙结构下表面活性剂渗吸-驱油特征
5.3.1 C、n值计算及渗吸-驱油可动下限研究
根据孔喉半径与弛豫时间的转换方法,得出核磁累积分布曲线与压汞累积分布曲线的对比关系,图5-3,用式5-5进行回归,得出样品对应的C与n值,将弛豫时间转化为孔喉半径,结果见图5-4。
图5-3 压汞、核磁与孔隙累积分布频率的比对关系
Fig.5-3 Comparison of mercury、NMR and pore cumulative distribution frequency
(a)注入流体为地层水
(b)注入流体为表面活性剂
图5-4   T2与孔喉半径的回归曲线
Fig5-4 Regression curve of betweenT2 and pore throat radius
根据回归公式,可得的C、n值,R2分别为0.9779、0.9751,且两块岩样的拟合值相对接近,说明了其拟合结果的准确性。同时由渗吸驱油前与驱油后比对,找出流体开始流动时所对应的T2,从而确定渗吸-驱油的可动流体半径下限;具体参数见表5-1。
表5-1   C、n参数回归结果表
Table5-1  C and n regression parameter 
注入流体 渗透率
/×10-3µm2 孔隙度/% C n R2 渗吸驱油可动流体下限/µm
地层水 1.57 10.23 87.072 0.8033 0.9779 0.0648
表面活性剂 1.57 10.23 88.897 0.8277 0.9751 0.0084
由表5-1地层水的可动流体下限为0.0648µm明显大于表面活性剂0.0084µm,即表面活性剂能够降低毛管中可动流体下限值,有利于提高渗吸-驱油采出程度。
5.3.2 表面活性剂渗吸-驱油的微观动用特征
针对不同注入流体回归出的C、n值,结合核磁谱图5-2,去除裂缝的孔隙分布,即可得出基质在不同孔喉半径下孔隙度分布见图5-5。由图5-5孔喉分布,可看出岩心孔喉范围在0.0001~10µm之间,将其分为5个区间类型:I类型(0.0001~0.001µm)、II类型(0.001~0.01µm)、III类型(0.01~0.1µm)、IV类型(0.1~1µm)、V类型(1~10µm)。进而可研究不同类型孔喉半径所控制的流体的变化(见图5-5),求出不同孔喉半径所控制孔隙中油的动用程度。
(a)注入流体为地层水
(b)注入流体为表面活性剂
图5-5  不同孔喉半径下的渗吸-驱油核磁谱图
Fig.5-5  Imbibition NMR in the different pore throat radius
图5-5为不同孔喉半径下的渗吸-驱油核磁谱图,即在裂缝岩心驱替前后不同孔喉半径控制下的基质中流体的分布。其中图(a)注入流体为地层水不同状态(饱和水、饱和油、渗吸-驱油终止)的流体分布;图(b)注入流体为表面活性剂在不同状态(饱和水、饱和油、渗吸-驱油终止)下的流体分布。根据不同状态时的流体分布,采用面积法即可求出不同孔喉半径所控制的渗吸-驱油程度、初始含油饱和度、剩余油饱和度,其结果见表5-2。
表5-2  计算结果数据表
Table5-2  Calculation results
类别 表面活性剂 地层水
采出程度/% 初始含油饱和度/% 剩余含油饱和度/% 采出程度/% 初始含油饱和度/% 剩余含油饱和度/%
I类型(0.0001~0.001µm) 0 0.02 0.02 0 0.03 0.03
II类型(0.001~0.01µm) 0.93 1.81 1.8 0 2.02 2.03
III类型(0.01~0.1µm) 11.69 9.95 8.79 2.97 8.93 8.67
IV类型
(0.1~1µm) 24.65 23.57 17.76 14.88 27.39 23.31
V类型
(1~10µm) 14.91 26.41 22.47 8.24 31.34 28.75
总采出程度/% 17.69 9.92
根据数据表5-2绘制图5-6~图5-7,并得出以下结论:
图5-6  不同类型孔喉所控制孔隙的含油饱和度
Fig.5-6 The oil saturation controlled by different types of pore throat
图5-7不同类型孔喉所控制孔隙的动用程度
Fig.5-7 The degree of pore production in different types of pore throat
①对比初始含油饱和度与剩余油饱和度,初始油量受孔隙结构的影响,主要分布在吼道为0.01~10µm所控制的孔隙中,在吼道为0.0001~0.001µm所控制的孔隙中含油很少,主要是束缚水。在渗吸-驱油后,所有孔喉类型的表面活性剂的剩余油几乎均低于地层水,最低的能低6个百分点;侧面说明表面活性剂起到了提高渗吸-驱油效率的作用。
②对比不同类型孔喉所控制的孔隙动用程度,2块岩样孔喉控制的孔隙动用程度呈现一致性,其动用程度最高的都是IV类型(0.1~1µm),其次依次为V类型(1~10µm)、III类型(0.01~0.1µm)、II类型(0.001~0.01µm)。
③从提高幅度上看,整体表面活性剂溶液的采出程度为17.69%,地层水的9.92%,提高幅度为7.77%。针对各个类型的孔喉,表面活性剂提高幅度最高的是IV类型(0.1~1µm)吼道所控制的孔隙,其提高幅度为9.77%;其次为III类型(0.01~0.1µm)所控制的孔隙,其提高幅度分别为8.72%。这说明了表面活性剂提高渗吸-驱油效率发生的主要场所是吼道半径为0.01~1µm所控制的孔隙。
5.4本章小结
本章通过核磁测试、T2与孔喉半径转化等手段,研究了渗吸-驱油的微观特征,得出了以下结论:
(1)以1.57mD低渗砂样品为例,通过多元线性拟合,确定核磁转化参数C、n,将弛豫时间T2转化为孔喉半径,进而确定了渗吸驱油的可动流体下限:地层水下限值0.0648µm,表面活性剂下限值0.0084µm,由此可知,表面活性剂可以有效增加渗吸范围。
(2)渗吸-驱油后,几乎所有孔喉类型的表面活性剂的剩余油均低于地层水,最低的能低6个百分点。
(3)2块岩样孔喉控制的孔隙动用程度呈现一致性,其动用程度最高的都是IV类型(0.1~1µm),其次依次为V类型(1~10µm)、III类型(0.01~0.1µm)、II类型(0.001~0.01µm)。
(4)整体表面活性剂溶液的采出程度为17.69%,地层水的9.92%,提高幅度为7.77%。
(5)各个孔喉类型中,IV类型(0.1~1µm)吼道所控制的孔隙提高幅度最高,为9.77%;III类型(0.01~0.1µm)其次,幅度为8.72%。说明了表面活性剂提高渗吸-驱油效率发生的主要场所是吼道半径为0.01~1µm所控制的孔隙。
 
 
第六章表面活性剂渗吸驱油提高采收率机理分析
以宏观裂岩心模拟与微观核磁共振实验研究为基础,本章节从表面活性剂降低界面张力、改善润湿性、改善毛管末端效应等提高采收率的三大基本特征出发,分析了表面活性剂提高渗吸采收率的机理。
6.1 表面活性剂扩散驱油机理
6.1.1扩散驱油机制的物理模型
以往分析表面活性剂对基质的渗吸影响机制时,通常将基质视为毛管束进行研究[60-61],主要从单毛管、单相、考虑粘滞力到两相进行分析[62]。为结合实际情况,本节采用两相流体同时考虑粘滞力的单毛管进行分析表面活性剂渗吸驱油的微观机制,其物理模型可简化为平衡时毛管中均匀分布着不连续油滴;毛管孔道中的油水分布状况,见图6-1。
图6-1理想亲水砂岩毛管孔道中的油水分布
Fig.6-1The distribution of oil and water in the pore of the ideal hydrophilic sandstone capillary
6.1.2毛管中油滴的受力分析
取油水分布油滴的一个单元进行分析,对其进行受力分析,见图6-2。
图6-2毛细管中油滴受力分析
Fig.6-2 Force analysis of the oil droplet in the capillary pore
油滴在毛管孔道中整体受界面张力σ_1产生的毛管力Pc1,界面张力σ_2产生的毛管力Pc2,边界层不动水膜的界面张力σ_3产生的剥蚀力Pc3,液膜对油滴的挤压力P3,以及地层水对油滴产生的剪切力τf。
图6-3孔道中毛管效应示意图
Fig.6-3Schematic diagram of capillary effect in the pore channel
根据界面张力与毛管力的关系式:
界面张力σ_1产生的毛管力为Pc1:P_c1=(2σ_1 COSθ_1)/r_1 (6-1)
界面张力σ_2产生的毛管力为P2:P_c2=(2σ_2 COSθ_2)/r_2 (6-2)
挤压力P''是由于不动水膜与油滴形成的界面张力σ_3而产生导致油滴收缩的剥蚀力Pc3与液膜对油滴的挤压力P3(该挤压力是由岩石壁面挤压不动水膜,水膜挤压油滴产生的):
 (6-3)
由于不动边界层水膜的挤压作用,油滴与边界层水膜产生摩擦力;当油滴与地层水无相对滑动时,可假设不动水膜、油滴为刚性体,油滴所受的摩擦力剪切力τf可由牛顿摩擦定律计算:
 (6-4)
式中A代表接触面积,m2;N代表挤压力,N;µ代表摩擦系数,油滴运动时所受的为动摩擦力,对应的摩擦系数为动摩擦系数µk,油滴静止时所受的为最大静摩擦力,对应的摩擦系数为静摩擦系数µs,其中µk<µs。
当油滴运动时,油滴受到了粘滞摩擦力的作用,水膜与油滴无法看作刚性体,式子(6-4)无法进行研究其运动规律。但有人用动量守恒定量研究了雨滴在黏性流体中的运动阻力,得出了运动阻力与速度平方成正比,同时与流体的特征,运动物体的形状有关[63];采用相似定律可得出油滴在含不动水膜的运动时所受的剪切力τf为:
 (6-5)
式中Fs代表形状因数,与油滴的形状尺寸有关;v代表油滴与水的相对速度;ρ代表流体的密度;CD代表流体的特征参数。
因此,油滴运动时所受合力为∆P:
 (6-6)
6.1.3表面活性剂扩散的时差性
表面活性剂在一维毛管中扩散时,开始扩散时沿着扩散方向会出现浓度梯度差,此时会造成油滴两界面的浓度不同;当扩散完全覆盖整个油滴时,即两端浓度不出现浓度差时,会出现时间差,此现象叫做表面活性剂扩散的时差性。此时差性可由表面活性剂扩散公式进行分析。
图6-4  表面活性剂扩散示意图
Fig.6-4  Schematic diagram of surfactant diffusion
表面活性剂一维扩散公式,不考虑对流:(6-7)
式中D为扩散系数,cm2/s;C为质量浓度,%;t为时间,s。
扩散刚开始时毛管开始端的表面活性剂浓度为C0,毛管中表面活性剂的浓度为0即:
(6-8)
扩散结束后,浓度不再变化,即:
(6-9)
结合爱因斯坦一维扩散浓度方程的算术求解方法,即可得出浓度的分布,即:
(6-10)
取参数D=0.171 cm2/s,C0=0.2%,x=0、2、10、15cm;通过6-10计算出t>0时毛管不同位置表面活性剂浓度与时间的关系,见图6-5。
图6-5  不同位置不同时间下的表面活性剂浓度
Fig.6-5  Surfactant concentration at different time and place
由图6-5,在毛管中不同位置表面活性剂浓度趋于一致,在趋于一致前其浓度不相等,在这段时间内,各处的界面张力不相等,形成毛管压差。
6.1.4扩散驱油机制的机理分析
针对式(6-6)及图6-2可以对表面活性剂渗吸的驱油两种情况进行分析:
(1)r1=r2时,毛细管模型为等径毛细管模型:
在没有表面活性剂的状态下,等径毛细管其两端的毛管压差为0,油滴没有运动趋势,阻力为0,油滴受的合力为0,因此不发生渗吸现象。但注入表面活性剂后由于扩散的时差作用,σ_1开始降低,σ_2不变,毛管力压差增大,当毛管力压差增大到大于最大静摩擦力时,油滴开始运移,增强了渗吸作用。表面活性剂的存在同时也降低了挤压力P'',降低了最大静摩擦力,使油滴易于发生移动。
(2)r1≠r2时,毛细管模型为非等径毛细管模型:
在没有表面活性剂的状态下,虽然r1≠r2,毛管力压差不为0,但是由于油滴两端的毛管压差小于最大静摩擦力,油滴也未能运动,不发生渗吸现象。注入表面活性剂后,扩散的时差作用导致σ_1开始降低,σ_2不变,打破了原有的平衡,同时降低最大静摩擦力,导致在合适的毛管半径范围内油滴发生运移,提高渗吸作用。
针对以上的分析,可以对表面活性剂扩散渗吸驱油进行微观描述:根据图6-1,开始时渗吸达到平衡,当表面活性剂的扩散到第一个油滴时降低了油与表面活性剂溶液接触面的界面张力,提高了∆P,开始运移;随着扩散的进行,表面活性剂溶液扩散到第一个油滴与第二油滴之间,第一个油滴的另一个端面的界面张力也降低,使∆P降低,为0时第一油滴与水相对静止;同理第二油滴的一端的端面界面张力降低,也开始发生运移,同时也推动前部的油滴发生运移。渗吸终止时,整个表面活性剂溶液扩散到整个毛管中,覆盖了整个油滴,这时部分油滴被推出毛管采出,部分油滴分布在毛管中,形成渗吸残余油。
6.2表面活性剂的润湿改变微观驱油机理
渗吸驱油过程是自发吸水排油过程,储层的润湿性直接关系到渗吸强弱。实验研究表明完全亲油的储层几乎不发生渗吸现象,储层越亲水其渗吸作用越强,渗吸采出程度越高。
6.2.1 表面活性剂润湿反转机理
实验表明表面活性剂能够改变储层的润湿性,解释其润湿改变机制,必须了解储层润湿性的形成机制。Buckley等人研究原油中沥青质在油藏岩石表面的吸附和沉积机理及其对岩石表面润湿性的影响认为原油沥青质的吸附和沉积是导致岩石润湿亲油的原因[64]。而其改变润湿性的机理过程分为:①竞争吸附、拖拽;②沥青质在岩石表面的解吸;③增溶作用。
(a)油润湿成因(沥青质吸附)(b)竞争吸附及拖拽
(c)沥青质解吸过程(d)增溶作用
图6-6表面活性剂润湿改变机理
Fig.6-6 Mechanism ofwetting change by using surfactant
表面活性剂润湿改变过程:沥青质的吸附与沉淀导致砂岩表面呈现油润湿的特性[65];但当表面活性剂逐渐扩散至吸附在砂岩表面的沥青质表层,由于表面活性剂的吸附作用、静电引力而形成离子对作用[65]以及表面活性剂分子与吸附沉积的沥青质分子的缠绕拖拽作用,迫使沥青质从砂岩表面解吸,且表面活性的增溶作用使解吸的沥青质与表面活性剂形成胶束,防止了沥青质的再次吸附、沉淀,从而露出干净的水湿表面,实现润湿反转。
6.2.2表面活性剂润湿改变驱油分析
表面活性剂改变润湿性提高渗吸采收率机理,可从两方面分析,即润湿改变油膜的收缩与润湿改变毛管力方向的改变。
对亲油储层存在油以油膜的形式铺展在岩石壁面上,如图6-7a。
(a)油润湿壁面(b)表面活性剂作用后
图6-7油膜收缩成油滴过程
Fig.6-7Oil film shrinking process
根据杨氏方程,岩石壁面为油润湿平衡状态,其三相接触点的受力:
 (6-7)
式中σsw代表水与岩石的界面张力,mN/m;σso代表油与岩石的界面张力,mN/m;σwo代表油水界面张力,mN/m;θ1代表润湿角。
当表面活性剂三相点接触时,油水界面张力σwo变为油与表面活性剂溶液的界面张力σwa,水与岩石界面张力σws变为表面活性剂溶液与岩石的界面张力σsa;此时,润湿角还没变,油滴开始受力不平衡,即:
 (6-8)
由于受力不平衡,油滴开始收缩,直至达到新的平衡,形成新的润湿角θ2;使油膜变成油滴(见图6-7b),油滴占据孔道,产生毛管力,发生渗吸。
(a)油润湿毛管力方向(b)润湿改变中毛管力方向(c)水润湿毛管力方向
图6-8不同润湿储层的毛管力方向
Fig.6-8Capillary force direction in different wetting reservoir
对于充满油的毛管,由于岩心为油润湿,弯液面朝向水端(如图6-8a),无法渗吸出,加入表面活性剂后使其润湿性发生转变,改变了毛管力的方向,使其指向油滴(见图6-8c),同时产生边界水层,降低了油的粘滞阻力,增强了渗吸作用。
6.3表面活性剂减弱毛管末端效应微观机理
6.3.1毛管末端效应产生机制
毛管末端效应实质是多孔介质中两相流动在出口末端的一种毛管效应,其特点是:当油从毛管末端渗吸出时,并未立刻脱落,而出现短暂的滞后,并超出毛管端口一定的距离。试验和理论都已证明:出口末端效应的范围一般只限于距出口端2cm左右。由于毛管末端效应的存在,在毛管出口端附加一个阻力,当阻力较大时,阻碍渗吸的进行。
毛管末端效应产生的机制归因于界面张力的存在,是界面产生的另外一种形式。渗吸驱油过程,毛管中的油从毛管孔道中逐渐渗吸出,从界面1逐渐变化到界面4(见图6-9),其界面的曲率半径从大逐渐变小,当界面推移到界面2时曲率半径达到最小,其值等于毛管半径;随着渗吸继续进行,毛管末端的油滴继续增大,但其曲率半径不再变化;当渗吸动力不足时,油滴无法脱落,渗吸终止。
图6-9渗吸驱油毛管末端变化图
Fig.6-9Variation of capillary end in imbibition flooding
6.3.2 表面活性剂减弱毛管末端效应的微观机理
界面张力是产生毛管末端效应的根源,因此在有界面存在的情况下,毛管末端效应是无法完全克服的,只有减弱。通过毛细管滴定实验研究表面活性剂对毛管末端效应的影响,实验表明(图6-10):毛管末端的油滴在表面活性剂溶液中比在地层水中容易脱落,且在表面活性剂溶液中的油以分散态的形式脱落,并形成油水混相,以混相态运移,而地层水中的油以大油滴的形式脱落,运移。
(a)地层水(b)表面活性剂溶液
图6-10毛管末端效应在不同溶液中的表现形式
Fig.6-10Form of the capillary end effect in different solutions
表面活性剂减弱毛管末端效应的微观解释:表面活性剂具有降低界面张力与乳化增溶作用;降低界面张力,减弱了毛管末端效应产生的阻力,使渗吸出的油更易于形成油滴脱落;同时表面活性剂的乳化增溶作用,破坏油水界面,形成了一个混相过渡带,弱化了界面作用,使油以分散态脱离毛管末端,形成油水混合液,以油水混合液的形式运移。
6.4本章小结
本章以表面活性剂降低界面张力、改变润湿性、改善毛管末端为基础,从毛管中油滴受力开始,分析了表面活性剂提高渗吸采收率的微观机理,得到了以下结论:
(1)对毛细管的油滴进行受力分析,表面活性剂的扩散的时差作用,导致油滴单面界面张力降低,提高了油滴的压差,使油滴逐渐运移,增强了渗吸。
(2)润湿性改善也有助于提高渗吸采收率,其改变润湿性机理为:①竞争吸附、拖拽;②沥青质在岩石表面的解吸;③增溶作用。
(3)表面活性剂改变润湿性驱油机理主要是依靠减少油膜,使油膜收缩形成油滴,产生界面与改变毛管力方向,使其发生渗吸。
(4)毛管末端效应产生的机制归因于界面张力的存在,表面活性剂降低界面张力、乳化、增溶作用弱化了界面作用,减弱毛管末端效应,提高了渗吸。
 
 
 
第七章结论
本文以延长东部GYY油田长6储层低渗砂岩样品为例,在裂缝性低渗透油藏的储层特征与渗流规律的基础上,开展研究区长6储层的表面活性剂筛选与效果评价,通过裂缝性动态渗吸宏观岩心水驱模拟与微观核磁共振表征手段,考察了表面活性剂对渗吸-驱油规律的影响,最后结合实验结果,对表面活性剂提高渗吸采出程度机理进行了分析,结论如下:
(1)延长东部长6低渗储层裂缝发育,基质渗透率低,孔喉细小,加之储层多为亲水或弱亲水储层,为自发渗吸提供了良好的物质基础。
(2)当基质渗透率为0.054×10-3~4.0×10-3μm2,驱替速度小于0.1mL/min时,基质渗吸与裂缝驱替是裂缝性岩心模型的渗流模式。
(3)所选表面活性剂中,APG0814界面张力最优、CTAB润湿性好、OP-10乳化效果好,其中APG0814型表面活性剂自发渗吸采出程度最高,0.2%为最优加量。样品渗透率越高、品质指数越好、裂缝越发育时,表面活性剂渗吸采出程度的提高幅度越大。
同时,相较亲水砂岩样品,表面活性剂对弱亲水、亲油样品渗吸采出程度增幅较大,但存在岩心越亲原油,渗吸终止时间越长的问题。
(4)基质渗透率在0.2×10-3μm2左右时,地层水的最优驱替速度在0.02ml/min左右,其采出程度为7.92%,而APG0814最优速度在0.01ml/min左右,采出程度为9.85%。
(5)当驱替速度为0.02ml/min,基质渗透率、裂缝开度对APG0814的渗吸-驱油的提高幅度有一定影响:在0.09×10-3~3.5×10-3µm2范围内,APG0814的提高幅度随着渗透率的增加而提高;适当的裂缝开度有利于提高表面活性动态渗吸采收率。
(6)表面活性剂主要依靠提高IV类型(0.1~1µm)、III类型(0.01~0.1µm)孔喉所对应的孔隙的采出程度与降低渗吸驱油的可动流体下限值,有效增加渗吸范围,来提高整体渗吸的采收率。
(7)表面活性剂渗吸驱油机理主要有三个方面:表活性剂扩散的时差性,造成油滴两端产生不同的界面张力,形成毛管压差,提高渗吸动力;其改变润湿性能使油膜收缩成油滴,占据毛管孔道,产生毛管力,同时也具有改变油润湿油藏毛管力的方向,提高渗吸采收率;降低界面力、乳化、增溶作用弱化了界面作用,减弱毛管末端效应,提高了渗吸效率。
 
第八章、低渗透油藏波动辅助渗吸规律研究摘要
自发渗吸是裂缝性低渗砂岩油藏重要的水驱机理,如何提高基质渗吸采出程度,是水驱开发的关键部分。本文开展低频波动辅助渗吸实验,通过单因素实验
考察了波动频率、波动加速度、波动时间、作用方式等参数对于自发渗吸采出程度的影响,实验结果表明:低频波动是一种有效的增加低渗砂岩基质渗吸采出程度的方法。当岩心物性固定时,随波动频率的增加,自发渗吸采出程度先增大,后减小,最佳波动频率为30Hz;波动加速度越大,自发渗吸采出程度先迅速增加后趋于平缓,优选最佳波动加速度为1.0m/s2;随波动时间的延长,自发渗吸采出程度先增加后趋于平缓,实验模拟最佳作用时间8小时;此外,连续波动更能有利于提高渗吸采出程度。波动频率和波动强度对提高低渗砂岩岩心最终采收率幅度的影响最大,为主导因素,其它参数作为辅助因素能够不同程度地提高渗吸最终采出程度;此外,通过波动辅助渗吸的核磁共振实验,结果表明对于基质渗透率介于0.289~1.857×10-3μm2的岩心而言,最优波动参数下,渗吸采出程度可提高8~13个百分点。且岩心渗透率越高,孔隙结构越好,加载波动后渗吸采出程度增幅越明显,最优波动参数下,大于1μm孔隙尺寸内是波动增幅的主力提采区域。基于单根毛管模型,对二维毛管中油水两相在毛管力作用下油水界面的移动规律进行理论分析,加载波动后,流体速度呈现波动性的周期变化,流体速度的周期性变化则有助于解除末端效应产生的阻力,使得流体在继续向前推进,增加管内流体排油量,从而提高渗吸采出程度;基于油滴模型,在波动波条件下,对裂缝动态渗吸驱油过程中驻留在裂缝壁面的油滴受力进行了分析,建立受力平衡方程,通过计算和理论分析,波动能够提高粘附在壁部油滴的脱落率,从而提高了裂缝动态渗吸采出程度。
关键词:低渗透砂岩,低频波动波,渗吸作用,采出程度,影响因素
 
 
第九章前言
1.1 研究的目的及意义
低渗、特低渗油藏普遍存在于国内多个油田,成为目前油气田开发的主要潜力区。注水开发是低渗油藏开发的必经之路,然而由于储层基质致密,吸水能力较差,基质系统驱油效率较低,大规模的剩余油富集于基质中;水驱开采过程中,基质-裂缝系统间的油水渗吸作用是裂缝性低渗透油藏重要的水驱采油机理,如何提高基质内部原油渗吸采出程度,是低-特低渗油藏注水开发成功的关键。
将低频谐振波加载于储层中的岩石与流体,改善储层岩石与流体性质,提高基质与裂缝系统间的液流交换能力。其具有作用范围广、使用效果好、工艺简单、成本低廉、不污染油层和生态环保等特点,成为了高效开发低-特低渗油田的一个重要发展方向。
由于低频谐振波采油技术和渗吸驱油技术在低渗透油藏开发领域都有其独自的机理和特点,以往的波动采油多致力于常规油藏岩心波动辅助压差驱替动态模拟实验研究,对于低渗油藏岩心常规体积法渗吸实验装置无法直接加载于波动波场内,波动辅助渗吸实验无法开展,致使该领域室内实验相关研究尚属空白。而系统评价优选波动作用参数对于基质岩心渗吸的影响规律研究,是完善波动采油理论的重要组成。
因此,本文以延长油田长6低渗透油藏基质岩心在载体,在水驱特征研究的基础上,开展波从参数对于自发渗吸采出程度影响规律研究,利用核磁共振手段分析低频波动对低渗砂岩渗吸微观影响机制,结合宏观-微观实验结果,对波动提高渗吸作用的力学机制进行分析。研究成果可提高为低渗基质采出程度提供一种新的技术思路与技术支撑。
1.2 国内外研究现状
1.2.1渗吸作用研究现状
(1)渗吸理论方面
国外学者在渗吸理论方面取得了许多研究成果,Aronofsky J.S.等人首先给出了渗吸采出程度与渗吸时间的函数关系式[1]。Rapoport L.A.为多孔介质中油水两相流的渗吸渗流特征提供了一种理论解释,提出了渗吸现象中油水两相流动比例规律[2]。
在国内,杨正明结合裂缝性低渗油藏自发渗吸特征对渗吸模型进行了修改[3]。2012年,蔡建超等基于基质孔隙结构的分形特征,引入分形几何对裂缝性双重介质渗吸机理的判据进行了改进[4];周林波等在假设渗吸过程符合达西定律的前提下,建立了能够有效表征不同条件下渗吸动态的无因次数学模型[5]。
(2)渗吸实验方面
在国外,Ifiy R.等人用多种实验材料及方法研究了低渗透储层润湿性特征、裂缝特征、储层流体特征等因素与自发渗吸采出程度间的关系[6];D.Zhou等人利用CT扫描技术研究砂岩中的渗吸作用,发现顺向渗吸速度快于逆向渗吸速度[7]。
国内学者同样在自发渗吸领域做了大量研究,系统评价了渗透率、束缚水饱和度、润湿性、油水界面张力、岩心长度、岩块大小等因素对低渗砂岩与碳酸岩渗吸规律的影响[8,9],影响基质岩心自然渗吸驱油效率的因素很多,其与岩石本身的物理性质(如孔隙度、润湿性、渗透率等)、流体性质(如pH值、油水界面张力、油水粘度比、盐度等)、边界条件、压力、温度等都有非常紧密的联系[10]。国内外学者在渗吸影响因素分析层面做了大量的实验,并给出了结果和定性地进行了理论解释。
(1)渗透率
1955年,Briks以竖直毛细管为研究对象,用相对渗透率模型概述了在基岩中水驱原油的机理[11]。
1962年,Mattax首次采用与孔隙度、界面张力、粘度、渗透率等有关的无因次渗吸时间,来整体描述各因素对渗吸最终采收率的影响[12]:
                          (1-1)
2002年计秉玉等依据油水两相达西定律,通过研究储层渗透率对毛管力作用产生的影响,提出渗吸效果随着渗透率的增大而变好[13]。2008年,马小明等采用室内实验研究方法,得出渗透率对自发渗吸驱油效果有很大影响,其中渗透率在 的基质岩块的渗吸效果最好[14]。
2010年,彭昱强等以国内露头砂岩与贝雷砂岩明显不同为出发点,通过分析国内露头砂岩的渗吸驱油特点及规律,研究了亲水砂岩渗透率对盐水自发渗吸驱油效果和最终采收率的影响,并且将不同渗吸数学模型的预测结果进行了对比[15]。
2013年,钟家峻等采用新的实验设备分别进行了低渗砂岩和碳酸盐岩心自发渗吸实验,发现自发渗吸驱油效果先随着渗透率的增加而变好,但当渗透率大到一定程度后,自发渗吸驱油效果反而随着渗透率的增加而变差,碳酸盐岩岩心自发渗吸采出程度与时间的关系为[16]:
                           (1-2)
砂岩岩心的自发渗吸采出程度与时间的关系为:
                          (1-3)
(2)润湿性
实验结果表明,润湿性决定了湿相和非湿相流体在储层当中的分布和流动。如果储层岩石亲水,湿相流体通常位于岩石孔隙的表面,而非湿相流体则存在孔隙中心位置,毛管力是水驱油的动力;与之相对应,如果储层岩石亲油,毛管力是水驱油的阻力。Treiber等的统计表明,在碳酸盐岩油藏中,亲油的占84%,中性的占8%,亲水的占8%,而在砂岩油藏中亲油的占43%,中性的占7%,亲油的占50%,因此改变岩石的润湿性对改善裂缝性低渗油藏的渗吸驱油效果有着很重要的作用[17]。Roberto Suarez等研究结果表明:渗吸驱油速度与润湿性有关,岩石亲水性越强,渗吸越快,渗吸驱油量正比于孔隙度,渗吸驱油采收率正比于渗吸时间的1/2次幂[18]。
1998年,Ausatd等调研了表面活性剂改善介质表面润湿性方面的应用及其提高泥灰岩和白云岩的自发渗吸潜力[19];2000年Chen等研究了非离子表活剂改变岩石表面亲水亲油性提高渗吸效果的机理[20]。2004年,Dga等对能提高泥灰岩岩心渗吸能力的46种表面活性剂进行了评价和优选并提出相应的优选方法和原则[21]。
2009年,姚同玉等进行了模拟裂缝性低渗透油藏中油水置换过程的实验,提出润湿性对裂缝性低渗透油藏的渗吸驱油效果有很明显的影响,所以考虑润湿性的情况下修改了渗吸机理方程得到如下公式[22]:
                 (1-4)
式中:N_Bm^(-1)为修正的渗吸机理判别参数;θ为润湿角。N_Bm^(-1)的物理意义更加准确全面,能说明渗吸机理和强度,首先判断渗吸能否发生,然后判断毛管力和重力哪个力发挥的作用较大。该方程更符合油藏的实际情况;在此基础上,对裂缝性低渗透油藏发生渗吸的条件进行了研究。
(3)界面张力
学者对界面张力对渗吸采出程度的影响的观点不一致。
一部分学者认为,降低界面张力可以改善渗吸效果。李士奎等关于低渗透水湿岩心自发渗吸实验结果表明,受较大毛管力的影响,渗吸是逆向渗吸过程。表面活性剂的加入可以降低油水界面张力,更多的不可动油变成可动油,提高了渗吸最终采收率。Saudi AramCo等做的微观渗吸实验结果表明,对于油湿的岩心,毛管力阻碍渗吸的进行,且一般比粘滞力和重力要大,油残留在基质中[23]。表面活性剂的加入,降低了毛管力,当重力起主要作用时,浮力大于毛管力,在渗吸排油时发挥作用。
另一些学者则持相反的观点,降低界面张力就是减小了毛管力,渗吸采出程度降低。陈俊宇等对加入不同类型和浓度表活剂时的渗吸实验研究表明,表活剂浓度增加,渗吸采出程度降低[24]。吴应川等进行的不同渗透率级别的岩心在不同温度和不同界面张力下的渗吸实验结果表明,渗吸采出程度随着温度的升高有大幅度增加,而降低界面张力使渗吸的动力减小,不利于改善渗吸效果[25]。
(4)形状因子
1960年,Barenblatt首先提出了形状因子概念,为模拟裂缝性油藏提供了基础[26]。后来,许多作者进行研究,得到了不同值的形状因子,其中,Warren和Kazemi推导得到的形状因子是使用最多的。
1976年,Kazemi描述了尺寸、形状、边界条件等对形状因子的影响关系[27]。1994年,Ma等考虑岩心尺寸和油水粘度比对形状因子进行修正。Hosein Kalaci等以亲水性岩心为研究对象,进行建模研究不同边界条件下的渗吸情况,研究结果显示,边界条件对渗吸采出程度有很大的影响[28]。Shawket Ghcdan等人研究得到,渗吸速度、渗吸采出程度与形状因子成正相关关系[29]。
2014年,魏铭江把形状因子引入到边界条件对渗吸的影响研究中:岩心渗吸作用面积与岩心体积和特征长度相乘的比值[30]。
                             (1-5)
式中: —形状因子,1/cm2; —渗吸作用面,cm2; —特征长度,cm;V—岩心体积,cm3。
研究发现,在特征长度相同的情况下,岩心自发渗吸速度与形状因子成正相关关系。
(5)其他影响因素
除了上述的影响因素,影响因素还有孔喉结构,压力,温度,重力,原油粘度,pH值,地层水的矿化度等。Satoru Takahashi和Anthony R.Kovscekc等研究发现升高pH值,岩心的润湿性得到改变,有利于改善渗吸作用。Alotaibi等人的研究结果显示,矿化度、原油的化学性质是导致润湿性改变的两个主要因素,地层水矿化度的适当降低,岩石的润湿性向水湿转变,碳酸盐岩油藏的渗吸采出程度有所提高[31]。总之,影响渗吸过程的因素很多,因此需要综合考虑各个因素进行研究。
1.2.2波场波动强化采油发展现状
波场波动采油是在地面产生机械波动波,通过地层传播到油藏,并作用于油藏的一种强化采油方法,它的特点是设备投入和操作费用都很低,作用效果较好。目前对波场波动采油技术的研究主要分为矿场试验研究和室内实验研究两种。
(1)矿场试验发展现状
在国外,美国从20世纪50年代就开始了波动采油技术的研究,进行了大量矿场试验研究,有一些试验中低产井分别达到不同程度的含水率下降和增产的目的;美国专利介绍了一种井下震源,该井下震源使用电振荡器控制伺服控制阀门操纵驱动活塞激发简谐波,取得了很好的采油效果,上世纪50年代到80年代,前苏联不断改进波动设备,大规模应用于现场,获得了很好的生产效益[32]。
上世纪80年代,国内开始波场采油矿场试验,90年代后,国家先后在玉门油田和辽河油田展开波动采油矿场试验,虽然各油田的地质情况、油藏特点、动用程度各异,但波动采油采收率都有所提高,同时降低了含水率[33]。
(2)室内实验研究现状
前苏联的学者测试了低频波动下原油的流动特性,结果显示原油粘度随波动频率的提高而降低;只有在波动频率高于40Hz时,原油的弹性才会变化,且随频率的增加,弹性变差,直到原油失去弹性。Westermark等人研究发现波动能够提高水驱最终采出程度,并且存在最佳频率大幅增加岩心渗透率[34]。Bodine等人在水驱煤油的过程中加载200Hz声波,结果发现煤油采收率增加了12%,并且发现声波作用下,水的相对渗透率降低,煤油的流动性变好。
我国学者通过实验在室内研究波场波动相比国外较晚。20世纪90年代,宋建平等人通过对低频谐振波作用下稠油粘度测试,得到了与苏联学者相同的结论[35];马建国等人通过研究低频波动波对水驱开发效果的影响发现机械波动参数合理时,可以降低油水界面张力,减小孔隙毛管压力,加快油水重力分异速度,降低产油含水率和原油粘度,有效地改善了水驱油的效果[36];杨玲等人研究了低频波动对岩心油水界面现象的影响,发现低频波动波能够改善岩心孔隙结构、渗透率、润湿性、油水分布状态,提高最终采出程度[37]。21世纪初期王杰等人研究发现压力波动能够改善岩石润湿性,使其向更亲水的方向转化。2005年王瑞飞等让低频水力波动波通过岩心,研究振幅在波传播过程中的变化,分析了波动波的传播规律[38]。2008年郑茂盛等在渗透率随波动提高的实验基础上建立了渗透率随频率、振幅、波动时间等参数的变化关系,并且根据所建波动传播模型,得出了不同波动频率下相对渗透率和不同振幅下随距离的变化关系[39]。2008年蒲春生等建立了低频波动条件下单相流体与可变型的弹塑性储层流固耦合的平面渗流模型并求解,给出了油藏相关性质参数与低频波动的定量联系[40]。2009年建立了不存在耗散和存在耗散下的低频人工谐振波在低渗透油藏中的传播动力学模型和振源工作的相关模型,研制了一套机械谐振波强化驱油模拟实验装置,该装置可实现波动频率、波动强度定量可调、稳定的波动驱油及波动-化学复合驱油的室内实验,2013年,刘静等通过室内试验研究了低渗透油藏低频谐振波辅助表面活性剂驱油机理,验证低频谐振波辅助化学剂复合技术在低渗、特低渗油田增产的可行性[41]。
1.3 研究目标、内容、技术关键及技术路线
1.3.1 研究目标
(1)低渗砂岩基质波动辅助渗吸驱油规律及控制因素研究。
(2)波动辅助提高渗吸采收率机理分析。
1.3.2 研究内容
(1)低渗透油藏水驱特征实验研究
针对储层内部裂缝系统与基质系统同时存在,本章以陕北地区延长组长6低渗砂岩为例,开展基质与裂缝性岩心水驱模拟,对比加压驱替与自发渗吸两种采油方式对低渗砂岩样品采出程度的影响,通过启动压力与矿场油水井间压力梯度对比分析,确定裂缝性低渗透油藏裂缝-基质双重渗流模式。
(2) 低渗透岩心波动辅助自发渗吸影响规律与控制因素研究
利用波动辅助自发渗吸模拟装置,开展波动低渗透油藏基质渗吸影响因素与规律研究,系统评价波动低渗透油藏基质渗吸效果,重点通过单因子实验揭示波动频率、强度、处理时间及处理方式等实验参数对低渗透储层基质渗吸效果的影响规律。
(3) 低渗透油藏波动辅助渗吸驱油微观机制研究
在宏观岩心实验的基础上,利用核磁共振手段,选取物性相近的岩心样品,标定水渗吸与波动辅助渗吸的可动流体分布范围,分析低频波动对低渗砂岩样品自发渗吸提高采出程度微观机制。
(4)波动提高渗吸作用的力学机制分析
本章基于单根毛管模型,对毛管中油水两相在毛管力作用下油水界面的移动规律进行理论分析研究;在正弦波动波作用下,移动速度的变化情况进行分析;基于油滴模型,在波动条件下,对渗吸驱油过程中驻留在水相中的油滴受力进行了分析,在一定程度上解释了波动改变润湿性和提高采出程度的机理。
1.3.3 技术路线
 
图1-1技术路线图
Fig.1-1  Flow chart of technical rout
 
 
 
第十章裂缝性低渗透岩心水驱及渗吸实验研究
针对储层内部裂缝系统与基质系统同时存在,本章以陕北地区延长组长6低渗砂岩为例,开展基质与裂缝性岩心水驱模拟实验,对比加压驱替与自发渗吸两种方式对低渗砂岩样品采出程度的影响,通过启动压力与矿场油水井间压力梯度对比分析,确定裂缝性低渗透油藏裂缝-基质双重渗流模式,验证了低渗透油藏注水开发过程中裂缝与基质间渗吸置换的重要机理;基于相关渗吸理论的调研,开展了相关实验对渗吸作用的动力进行了探究。
2.1低渗透岩心驱替实验研究
2.1.1低渗透岩心基质驱替实验
(1)实验仪器及流程
主要实验设备:岩心钻取机、洗油仪、真空饱和装置、孔隙度测试仪、电子天平、烧杯、岩心驱替装置、真空饱和装置、岩心切割工具等。
岩心钻机 洗油仪
孔隙度测试仪 驱替实验装置
图2-1 主要实验装置
Fig.2-1 The main experiment devices
实验材料包括实验用水、实验用油、实验岩心等三部分组成。
实验用水:模拟地层水,其密度1.018g/cm3,矿化度42000mg/L,pH=6.8,水型为CaCl2型;
实验用油:模拟油,用GGY采油厂的脱水原油与煤油按1:4配制而成,22℃时其密度为0.8058g/cm3,粘度为7.25mPa•s;
实验岩心:岩心长度为4.8~5.3cm,直径为2.5cm,基质气测渗透率介于0.046-4.13×10-3μm2,孔隙度介于7.83-4.13%。
(2)实验步骤
①岩心准备:将钻取岩心放置洗油仪内,用苯与乙醇体积比3:1的混合溶液清洗岩心,至洗油仪上层液体颜色无变化后,取出烘干备用;
②孔渗测定:对于致密岩心测量渗透率时用皂膜流量计测量流量;具体方法见国家标准《SYT5336-1996》;
③抽真空饱和模拟油:将测量孔渗后的岩心,称取质量为m_0;称量后放入真空瓶中进行抽真空饱和模拟油24h,饱和之后测量岩心质量记为 ,可得到岩心内饱和油的体积 ;
④将饱和好模拟油的岩心放入岩心夹持器中,接通流程,对仪器初始值进行归零;逐步加入环压,步长为2MPa,间隔10min逐步提升超过设定驱替压力2-3MPa以上;
⑤打开恒流泵,设定流量为0.03mL/min,待岩心夹持器上游的端口有液体流出时,关闭端口处的阀门,观察岩心夹持器末端排液口流体,记录流出第一滴流体时的突破压力;
⑥记录驱替压力随时间与驱油量随时间变化情况,待末端出液含水率大于98%,且压力稳定时,标定岩心最终水驱油采收率。
(3)实验结果与讨论
开展不同渗透率的岩心驱替实验,记录岩心夹持器下游出现第一滴流体时的突破压力和驱替稳定时的压力,及稳定时的平均流量,实验结果如表2-2与图2-2所示:
 
 
表2-2  不同级别渗透率岩心基质驱替压力
Table2-2 Level of different permeability core matrix displacement pressure
岩样
标号 长度/cm 直径/cm 气测渗透率/10-3μm2 孔隙度
/% 流体突破压力/MPa 稳定后驱替压力
/MPa 稳定后
流量/mL•min-1 稳定水驱压力梯度/MPa•cm-1
Fm3-1 5.09 2.528 1.230 10.31 1.24 2.13 0.029 0.418
Fm3-3 4.98 2.530 0.306 9.65 2.65 3.23 0.012 0.649
Fm3-4 4.89 2.528 0.048 7.82 4.24 6.12 0.008 1.252
图2-2驱替压力随时间变化曲线
Fig.2-2  The matrix displacement pressure changing with times curve
图2-3  水驱采出程度和注入孔隙体积倍数的关系曲线
Fig.2-3  The curve variation of water flooding recovery versus pore volume of injected water
表2-3岩心参数及最终采收率
Table2-3  Displacement of core parameter and ultimate recovery
岩样
标号 气测渗透率/10-3μm2 孔隙度
/% 饱和油量/mL 最终采出油量/mL 最终采收率/%
Fm3-1 1.23 10.31 2.63 1.68 63.73
Fm3-3 0.306 9.65 2.41 1.38 57.32
Fm3-4 0.048 7.82 1.92 0.90 46.71
 
由图2-2与表2-2表可知:对于气测渗透率0.048~1.130×10-3μm2的天然岩心样品而言,突破压力、稳定后压力、稳定流量及稳定水驱时的压力梯度等水驱特征参数与基质渗透率负相关;基质渗透率对驱替采出程度影响很大,渗透率越高,采出程度越大。值得注意的是,基质渗透率越低,要想达到稳定水驱状态,需要注水量越大(时间越长)。陕北延长东部长6油藏平均埋深约为500m,油水井间注采压差约18~25Mpa,油水井距100~200m估算,压裂半缝长约为40~50m,即使忽略裂缝系统内的压力损失,矿场油水井间注采压力梯度约为0.12~0.4 MPa•m-1。该压力梯度范围远远小于基质稳定水驱时的压力梯度,因此,对于低渗砂岩而言,单纯通过基质加压采油,具有较强的困难。
2.1.2裂缝性低渗透岩心驱替实验
裂缝性岩心水驱实验步骤同2.1.1所述,对饱和好模拟油的岩心利用造缝仪进行造缝,将准备好的岩心放入岩心夹持器内,进行裂缝性低渗透岩心水驱模拟实验;固定水驱速度为0.03mL•min-1,开展水驱模拟,记录裂缝性岩心模型水驱时流动时最大驱动压力,稳定后驱替压力,稳定流速及压力梯度特征等能够反映水驱特征的实验信息,实验结果如下图表所示:
表2-4  裂缝性低渗透岩心水驱压力参数表
Table2-4  Water flooding pressure parameter of fractured low permeability core 
岩样标号 长度/cm 直径/cm 基质渗透率/10-3μm2 孔隙度/% 最大驱替压力/
10-3MPa 稳定后驱替压力/
10-3MPa 稳定后流量/ mL•min-1 稳定水驱
压力梯度
/10-3MPa•cm-1
Ff4-2 5.09 2.51 0.054 9.84 9.179 7.129 0.027 1.005
Ff2-6 4.91 2.52 0.519 10.87 3.429 3.134 0.027 0.460
Ff7-9 4.92 2.52 1.041 9.85 3.777 3.578 0.027 0.524
图2-4  压力随时间变化曲线
Fig.2-4  The curve variation of injection pressure versus time
裂缝性岩心样品与基质岩心样品水驱的突破过程略不同,由于裂缝内流体达到临界流动状态时,驱替压力出现一个最大值,由于裂缝内原油粘滞力的存在,驱替压力的最大值此时对应着岩心模型裂缝系统内的最大静流动阻力(该值数值上与驱替压力极大值相等,最大静流动阻力取决于裂缝宽度,裂缝面粗糙度,流体粘度等因素),由上图表可知,恒速水驱条件下,裂缝性岩心的最大静流动阻力与大于平稳水驱时的压力。
表2-5  实验数据及水驱最终采收率
Table2-5  Experiment data and ultimate water displacement recovery
岩样标号 气测渗透率/
×10-3μm2 孔隙度
/% 饱和油量/mL 最终采出油量/mL 最终采收率/%
Ff4-2 0.054 7.64 1.95 0.14 7.3
Ff2-6 0.519 9.86 2.38 0.27 11.2
Ff7-9 1.483 10.13 2.44 0.41 16.7
 
 
图2-5  裂缝驱替和基质驱替采出程度对比
Fig.2-5  Contrast of water displacement recovery between fracture and matrix
由表2-5与图2-5可知:相同流速下,基质渗透率对采出程度影响很大,对于渗透率介于0.054~1.041×10-3μm2的裂缝性低渗砂岩样品,采出程度4.3~16.7%,岩心渗透率越高,模型水驱采出程度越高;与物性相近的低渗啥样驱替采出程度相比,裂缝的存在大大加剧了岩心的非均质性,使得注入水沿裂缝窜流明显,无法有效波及基质,造成基质采出程度降低;另一方面,裂缝的存在大大提高了低渗砂岩基质的渗流能力,有助于降低压力梯度,降低水驱开发难度。
图2-6水驱过程中裂缝-基质双重系统动态渗吸示意图
Fig.2-10  Schematic diagram of dynamic imbibition in the process of water flooding in fracture- matrix dual system 
此外,相同流速下,裂缝性岩心模型平稳水驱时的压力梯度远小于基质岩心平稳水驱时的压力梯度,证明注水水并非以“驱替”的形式进入基质,夹持器出口端流出油滴,来源于注水水沿着裂缝系统内流动时,在毛管力的作用下,沿着小孔隙毛管吸入,在毛管差异作用下,大孔隙原油被排驱至裂缝表面,再由注入水驱替至夹持器出口。
2.2 低渗透岩心自发渗吸实验研究
本节在对渗吸作用理论调研基础上,开展了相关实验探讨了渗吸作用的动力,利用物性相近的低渗岩心样品,通过岩心造缝,考察了基质砂岩与裂缝性砂岩样品自发渗吸特征。
2.2.1多孔介质自发渗吸原理
在驱替多孔介质中两相流体时,润湿相流体驱替非润湿相流体的过程是“吸吮过程”,反之,非湿相驱替湿相的过程才是“驱替过程”,自发渗吸作用以毛管力为动力,是润湿相驱替多孔介质中非润湿相的吸吮过程[45-47]。对于水湿的砂岩油藏,以毛管力为动力,水自发进入储层中较小的孔隙,驱替出较大孔隙中的原油。
单个毛细管中,两种互不相溶的流体界面上存在张力差,这种力称为毛细管力[43]。毛管力的表达式为:
(2-2)
式中,σ为界面张力,mN/m;θ为润湿接触角,°;r为毛细管半径,μm。
从式(2-2)可以得出,毛管力的大小与毛细管半径的大小成反比,毛管半径越小,毛管力越大,也就是自发渗吸的动力越大。但在实际油藏条件下,毛管力与重力相比,能否发挥其有效作用,还受以下两个条件制约:一是裂缝与基质之间的毛管力末端效应;二是毛管半径和流体在孔隙表面的吸附层厚度,只有当孔隙半径大于吸附层厚度,克服液膜吸附层的反常力学性质,且克服末端效应时,孔隙才能成为有效渗流空间,毛管力才能发挥有效的驱油作用[9]。
有学者认为,在渗吸过程中,重力作为一个不可忽略的因素,应予以考虑,所以得出:逆向渗吸是由于油藏自发渗吸驱油的动力是毛管力,油被驱替出的方向与水进入的方向相反;顺向渗吸的动力主要是重力,油被驱替出的方向与水进入的方向一致。作者在开展自发渗吸实验之前,对渗吸作用发生的两个动力因素进行了探讨,开展了如下实验:
(1)将岩心进行清洗、干燥、测取基本参数之后,利用劈缝设备将其劈成两部分,对岩心的圆柱面和端面进行密封,只暴露裂缝面;
(2)对劈缝的岩心编号,测量岩心干重,记为 ,用真空泵进行抽真空进行饱和模拟油,饱和之后测量岩心质量记为 ,可得到岩心内饱和油的体积;
(3)将岩样分别放入渗吸仪内和培养皿内,缓缓加入模拟地层水,如图2-7所示,观察岩心裂缝面的现象。
a.F1-1A岩心表面现象 b. F1-1B岩心裂缝面现象
图2-7  重力作用对渗吸影响实验现象
Fig.2-7  Experiment phenomenon of gravity’s effect on imbibition
从实验现象可以明显观察到F1-1B岩心表面油滴密集,并且油滴相对较大,已有部分油滴在浮力作用下脱离裂缝面,相较于F1-1B岩心而言,F1-1A岩心油滴分布较少,并且可以观察到岩心下端部分油滴大小和数量略小于岩心上端部分。
对此,作如下示意图进行分析:对于F1-1A岩心,岩心浸没与模拟地层水中,水面以下 处由于重力产生的压力可表示为:
                         (2-6)
水面以下 处压力可表示为:
                         (2-7)
 和 作用在裂缝面上,与裂缝面联通的孔喉端面上将受到相应的压力,对于裂缝面上不同位置的孔喉端面,其受到的压力也将有所差异,则在高度 和 之间会产生 的压差,我们对孔喉简化为一下三种类型(图2-9)分析其受力状况,分别是高压粗喉——低压细喉型(A),高压——低压等喉型(B),高压细喉——低压粗喉型(C);
图2-8  重力影响渗吸实验分析示意图
Fig.2-8  Analysis diagram of gravity’s effect on imbibition
图2-9  裂缝面喉道三种连通类型
Fig.2-9  Three kinds of connecting types throat on fracture plane
(1)对于高压粗喉——低压细喉型,毛管力压差和重力压差作用方向相反,渗吸作用的合力 ,可以看出重力阻碍了油水置换作用的发生;
(2)对于高压低压等喉型,毛管力相等(假定毛管力大小只有毛管半径决定),油水置换作用在重力压差作用下发生;
(3)对于高压细喉——低压粗喉型,毛管力压差与重力压差作用方向一致,加强了裂缝面处流体置换作用的发生。
另外,对于岩心A而言,下部重力产生的压力大于岩心上部的压力,而岩心下端部分油滴大小和数量略小于岩心上端部分这一现象也说明了重力产生的压力对油水置换作用的影响;对于岩心B而言,其裂缝面上受到流体产生的的压力基本都是相等的,那所有的发生油水置换作用使得基质岩心内原油到达岩心壁面的动力只有毛管力。
对于裂缝性低渗透油藏而言,基质系统主要依靠裂缝面油水交换作用,将基质中的油在毛细管力作用下置换到裂缝中,此过程中渗吸作用下油水的置换效率与裂缝面的大小,裂缝内流体的流动速度,基质的渗透率,基质的润湿性等因素有密切关系;除此之外,基质孔隙喉道交错的复杂性使得基质内部孔隙与喉道间也会发生渗吸作用,所以裂缝性低渗透岩心的渗吸作用是一个不间断的,持续激发的过程。大致可描述为一下几个阶段:
a.孔隙空间饱和油相(未考虑束缚水) b.水在毛管力作用下进入基质,水沿孔隙壁面铺展,孔隙内油相沿大孔道排出
c.水相占据孔隙后,在孔隙内继续发生渗吸作用,出现孔隙与喉道间的渗吸驱油作用 d.孔隙内大部分空间被水相占据,油滴被孤立于孔隙核心部位
图2-10基质内部动态渗吸示意图
Fig.2-11  Schematic diagram of dynamic imbibition in the matrix 
1)裂缝性低渗透水湿砂岩中饱和油相流体,在驱替过程中裂缝系统内油相被顺利驱替排出,裂缝中含水饱和度达98%以上,岩心裂缝面暴露与水相流体中;
2)在毛管力作用下,水沿较细小喉道进入基质中,基质内油相流体被挤压,较大孔道阻力较小,所以油相流体沿大孔道排出进入裂缝面,克服毛细管末端效应以后,被裂缝中流动的液体携带走;
3)水相沿喉道吸入,进入空隙以后沿孔隙壁面铺展,占据一定的孔隙空间,油相流体持续被驱出,当孔隙内水相沿壁面铺展形成闭合水环以后,油相不能驱走的部分被挤向孔隙核心位置,如果施加压力时将形成贾敏效应;
4)孔隙内部被水相充满以后会在毛管力作用下继续发生“喉道——孔隙之间”渗吸作用,油相被持续沿低阻里通道驱出。
2.2.2低渗透岩心基质自发渗吸实验
(1)实验主要设备与材料
实验设备包括:饱和模拟油的岩心、模拟地层水、渗吸仪、橡胶管等。
实验材料包括实验用水、实验用油、实验岩心等三部分组成。
实验用水:模拟地层水,其密度1.018g/cm3,矿化度42000mg/L,pH=6.8,水型为CaCl2型;
实验用油:模拟油,用GGY采油厂的脱水原油与煤油按1:4配制而成,22℃时其密度为0.8058g/cm3,粘度为7.25mPa•s;
实验岩心:岩心长度为4.52-5.8cm,直径为2.5cm,基质气测渗透率介于0.046-1.13×10-3μm2,孔隙度介于7.83-14.72%。
(2)实验原理
体积法是通过渗吸仪计量不同时刻渗吸排油的体积来计算渗吸采出程度的方法。将饱和好模拟油的岩样放人充满模拟地层水的渗吸仪中,在室温下或放到设定好需要温度的恒温箱内,进行自发渗吸驱油实验,记录不同时刻渗吸仪刻度管中渗吸驱油体积,计算渗吸驱油速度和采出程度[9]。
体积法所用渗吸装置渗吸仪见图3-1。
 
图2-11体积法渗吸装置
Fig.3-1  Volume method for imbibition device
(3)实验步骤
岩心钻取、清洗、烘干、孔渗测取等准备步骤同2.1.1节。
1)把饱和好油的待用岩心拿出,除去表面的浮油,迅速放入渗吸仪中;
2)往渗吸仪中注入适量的模拟地层水,保证液面在仪器刻度适当位置;
3)每隔一定时间(0.5~1h)读一次渗吸仪刻度管中渗吸驱油量,12个小时后可根据情况间隔时间稍长一点读数,直到油量不再变化结束实验;
4)用渗吸驱替出油量与饱和入岩心的油量的体积比,得到渗吸采出程度。
(4)实验数据及结果
在室温条件下,选取饱和模拟油的低渗岩心样品在模拟地层水中的渗吸效果,具体实验岩心参数如表3-2所示;岩心渗透率在0.051~1.019×10-3μm2之间,孔隙度在7.9~11.4%之间。
表2-6渗吸岩心参数
Table3-2  Core parameters for imbibition 
序号 岩心编号 长度/cm 直径/cm 体积
/cm³ 渗透率/10-3μm2 孔隙度/%
1 F1-7 4.840 2.520 24.128 0.051 7.8
2 S1-4 4.082 2.490 19.867 0.078 7.3
3 F2-16 4.822 2.522 24.076 0.344 9.8
4 F2-2 4.740 2.520 23.629 0.409 10.2
5 F3-5 4.650 2.530 23.365 0.857 10.3
6 F3-7 4.81 2.528 24.131 1.019 10.8
 
a F1-7(Kg=0.051×10-3μm2) b F2-16(Kg=0.344×10-3μm2) c F3-7(Kg=1.019×10-3μm2)
图2-12不同渗透率低渗岩心渗吸照片
Fig.3-3  The photos of different permeability of low permeability core
对比不同级别渗透率岩心渗吸实验过程中岩心表面油滴“生长”、分布情况发现,对于渗透率在0.050×10-3μm2左右的岩心,实验开始30min,岩心表面油滴分布分散,“生长”速度非常缓慢,5h时,长大油滴聚并,成小油斑附着在岩心壁部,局部依然有新的小油滴生出,;对于渗透率在0.350×10-3μm2左右的岩心,实验开始5min-10min时,岩心表面密集分布微小油滴,并且微小油滴随时间进行逐渐长大,1h后,油滴增长速度明显变缓,孤立的附着在岩心表面,5h时,油滴长大,部分油滴聚并形成油斑;对于渗透率在1.019×10-3μm2左右的岩心,实验开始,并未迅速出现明显小油滴,30min后岩心壁部出现大量油滴, 1h后岩心表面油滴“长大”,局部油滴聚并形成大油滴,5h时岩心壁面密集分布大油滴,部分油滴聚并形成斑状、片状油区,附着在岩心表面,有部分油滴在重力作用下脱离岩心表面,上浮到计量管内。
表3-3  渗吸实验结果数据表
Table3-3  Data of imbibition experiment result 
实验组 岩心编号 渗透率/10-3μm2 孔隙度/% 饱和油量/mL 渗吸油量/mL 自发渗吸采出程度/%
第一组 F1-7 0.051 7.8 1.88 0.21 11.26
S1-4 0.078 7.3 1.45 0.18 12.39
第二组 F2-16 0.344 9.8 2.36 0.46 19.63
F2-2 0.409 10.2 2.41 0.51 21.01
第三组 F3-5 0.857 10.3 2.41 0.63 26.37
F3-7 1.019 10.8 2.61 0.64 24.39
 
由于渗吸初始阶段,渗吸出来的油滴附着在岩心壁部,未能到达渗吸仪顶部计量管内,不能准确读取实验初期渗吸量,经过数小时后,岩心壁面油滴“长大”到一定程度,由于重力存在,在油水密度差作用下,油滴脱离岩心表面,进入计量管内,可读取渗吸油量,确定渗吸采出程度随时间的变化关系。
图2-13 不同渗透率低渗岩心采出程度随时间变化曲线
Fig.3-4  The curve variation of imbibition recovery percentage versus time of different permeability cores
从渗吸采出程度随时间的变化关系曲线上可以看出,三类不同级别渗透率岩心渗吸开始阶段时曲线斜率较大,说明前期渗吸速度较快,100h以后曲线基本持平,油量不再有明显变化;渗透率较高的岩心渗吸前期曲线斜率大于渗透率低的岩心,说明随着渗透率越大时,岩心渗吸的速度也越快,油滴长大到一定程度时在密度差异作用下脱离壁面进入计量管内。
图2-14 不同级别渗透率岩心自发渗吸采出程度
Fig.3-5  Spontaneous imbibition recovery for different permeability cores 
从三类不同级别渗透率自发渗吸实验数据结果可以看出:岩心自发渗吸采出程度随渗吸岩心渗透率的增加而提高,这是因为对于低渗、特低渗岩心,其孔喉结构、喉道半径控制岩心的渗透性,渗透率越低,喉道半径越小,结构越复杂,渗吸程度就越低。
2.2.3裂缝性低渗透岩心自发渗吸实验
裂缝的存在,增加了地层水与岩心接触的表面,有利于增加渗吸采出程度,本节在研究岩心渗吸面面积对渗吸作用的影响,引入渗吸比面的概念,将岩心渗吸面的面积与岩心体积的比值ξ定义为渗吸比面,即:
                          (3-3)
式中:
ξ——渗吸比面,cm2/cm3;
 ——渗吸作用发生面面积,cm2;
 ——岩心的体积,cm3。
将渗透相近的岩心规划为三组,第一组不作处理,严格按照渗吸实验操作步骤进行,记录实验数据;第二组岩心在饱和好流体之后沿轴向进行劈缝,渗吸面面积可近似认为增加了两个裂缝面的面积;第三组岩心在饱和流体之后沿径向进行切割截断,相当于渗吸面增加了两个端面面积(图3-12),计算各自的渗吸比面,以此研究不同渗吸比面的岩心渗吸采出程度,具体岩心数据如表3-9所示。
表3-9  实验岩心参数
Table3-9  The parameter of cores for experiment
实验组 岩心编号 长度/cm 直径/cm 体积
/cm³ 渗吸面积/cm2 渗吸比面/cm2•cm-3 处理方式
第一组 F2-16 4.822 2.522 24.076 48.172 2.001 不做处理
F2-2 4.740 2.520 23.629 47.477 2.009
第二组 F4-3 4.736 2.520 23.609 66.330 2.809 沿轴向劈缝
F4-7 4.890 2.530 24.571 68.615 2.793
第三组 S3-11 4.420 2.530 22.209 55.212 2.486 沿径向截断
S3-9 4.240 2.516 21.070 53.374 2.533
 
a.第一组,不作处理 b.第二组,沿轴向劈缝 c.第三组,沿径向截断
图2-15  岩心三种处理方式
Fig.3-12  Core three processing modes
实验步骤同2.2.2中自发渗吸渗吸实验步骤,记录渗吸仪计量管内油量,计算最终采出程度,实验结果数据如表3-10。
表3-10不同渗吸比面影响渗吸实验数据表
Table3-10  Experimental data of the effect of cores with different specific imbibition surface area
序号 岩心
编号 渗吸比面/cm2cm3 渗透率/10-3μm2 孔隙度/% 饱和油量/mL 渗吸油量/mL 自发渗吸采出程度/%
第一组 F2-16 2.001 0.409 9.14 2.20 0.43 19.63
F2-2 2.009 0.423 10.52 2.49 0.52 21.01
第二组 F4-3 2.809 0.363 10.36 2.45 0.62 25.18
F4-7 2.793 0.296 9.74 2.39 0.57 23.96
第三组 S3-11 2.486 0.416 9.28 2.06 0.44 21.55
S3-9 2.533 0.437 10.77 2.27 0.51 22.28
图2-16渗吸比面与渗吸采出程度的关系
Fig.3-13  Relationship between the imbibition recovery and specific imbibition surface area
由图3-13可以看出,在同一个渗透率级别下,渗吸比面与渗吸最终采出程度有一定的线性关系,渗吸比面越大,渗吸最终采出程度越大,这是由于渗吸置换面的增大,一方面增加了岩心与水的接触面积,使得更多基质孔喉暴露于水中,另一方面也增加了渗吸置换的深度,增加渗吸的采出程度。
2.3本章小结
通过对比低渗透岩心水驱与自发渗吸实验,总结裂缝性低渗透油藏水驱开发特征,得到了以下认识:
(1)对于渗透率介于0.046~1.230×10-3μm2基质渗透率的低渗砂岩样品,基质水驱采出程度介于46.71~63.73%之间;类似基质渗透率岩心样品自发渗吸采出程度介于11.26~26.37%之间。
(2)裂缝系统的存在导致水驱易突破,减少了波及面积,致使裂缝性岩心水驱采出程度介于7.3~16.7%,远低于纯基质水驱采出程度。而对于自发渗吸而言,裂缝系统的存在,增加了岩心表面与注入水的接触面积,使得自发渗吸采出程度为19.63~25.18%。
(3)纯基质砂岩稳定水驱时压力梯度远远大于相同渗透率基质砂岩样品,无论基质渗透率如何,相对基质而言,裂缝是水驱时绝对的主流通道。裂缝的存在大大降低了驱替的压力梯度,降低开发难度。
(4)实验模拟不同渗透率砂岩稳定水驱时的压力梯度相比远高于考虑现场油水井间实际生产时的压力梯度,因此,对于低渗砂岩水驱而言生产而言,基质渗吸与裂缝驱替是其主要的渗流模式,如何提高基质渗吸效率,是低渗油藏水驱开发的关键。
 
第十一章低渗透岩心波动辅助渗吸实验研究
利用物性相近的平行天然岩心样品,开展低渗透岩心低频波动辅助渗吸实验,通过单因素影响实验,分析了波动频率、波动强度、波动时间、波动方式等因素对于渗吸自发采出程度影响规律;在此基础上,开展裂缝性低渗透岩心波动水驱实验,探讨波动波对水驱过程中,裂缝与基质间渗吸置换作用的影响规律。
3.1低频谐振波辅助采油原理
机械波动在多孔介质中传播,引起多孔介质质点波动,产生应变,由于介质性质不同,波动波引起质点位移产生的应变量也不同,所以当储层岩石和流体加载低频谐振波时,岩石与流体产生相对位移,这种周期性的应变使得流体依靠惯性作用降低了流体与固体介质间的粘附力,同样减小了驱油阻力;另外,低频波动穿透能力强,能量大,在矿场应用时,一口井中放置的振源,周围多口井也可起到作用[50]。
低频谐振波提高低渗油藏采收率机理总结起来有三个方面,主要是波动对储层岩石、储层流体和储层中流体渗流的作用,具体包括以下几点:
(1)波动作用于岩石
1)有波动波时,孔隙喉道内堵塞物解除,储层的连通性得以改善。波动波引起岩石骨架和介质中流体的不等相波动可以通过减弱流体与固体间的结合作用力,使粘附层或固体小颗粒脱落,增加孔道半径,改善连通性,增加渗流能力[49,50];
2)有波动波时,波动冲击作用可使储层产生微小裂缝。由于波动作用具有周期性,同时由于作用介质性质不同,不同波动波叠加和耦合成波动效应,导致地层应力分布不均,在储层应力脆弱区域会产生微裂缝[49];
3)胀缩作用。储层毛管半径在周期性波动波作用下发生周期性变化,引起毛细管发生周期性胀缩,依靠这种变化可以增加管中流体的流动动力;有利于打破重力和毛管力的平衡和解除贾敏效应,使得被喉道束缚的原油获得流动性[49]。
4)改变储层岩石润湿性。李明远专门研究了波动对储层岩石润湿性的影响,指出无论岩石的润湿历史如何,波动都可以使浸在水中的岩石亲水性增强,助于驱替原油[51]。
(2)波动作用于流体
地层流体在波动波作用下发生周期性应变,这种周期性运动引起流体内部能量增加,降低储层流体的粘度,因此减少了原油流动时的主要阻力[41-52]。
(3)波动对流体渗流的影响
波动波对储层流体渗流的作用效果来源于波动对储层岩石及其中流体作用的复合结果,解除储层堵塞、产生新的微裂缝、改变储层润湿性,降低原油粘度等都增加了流体的流动能力,使原油更容易驱出[52]。
3.2低频波动辅助渗吸实验
3.2.1实验材料
饱和模拟油的岩心、模拟地层水;主要实验设备包括ES-6波动台与体积法渗吸仪等。
图3-1 ES-6波动装置
Fig.3-1  Vibration device ES-6
3.2.2实验步骤
1)把饱和好油的待用岩心拿出,除去表面的浮油,迅速放入渗吸仪中;
2)往渗吸仪中注入适量的模拟地层水,保证液面在仪器刻度适当位置;
3) 0.5-1h读一次渗吸仪刻度管中渗吸驱油量,记录渗吸出油量,12个小时后适当增加读数间隔时间,直到油量不再变化结束实验;
4)将渗吸仪固定在波动台上,设置波动波动频率、加速度,波动时间,波动方式等,打开波动台,开始波动辅助渗吸实验;
5)每隔一定时间(0.5-1h)读一次渗吸仪刻度管中渗吸驱油量,读数前,关闭波动台,停止波动,待体积渗吸仪内液面稳定后,记录渗吸出油量,12个小时后适当增加读数间隔时间,直到油量不再变化结束实验;
6)用渗吸驱替油量与饱和入岩心的油量的体积比,得到波动渗吸采出程度。
3.2.3实验结果与分析
自发渗吸结束后,将渗吸仪固定在波动台上,波动台的波动参数随机设置(频率20Hz,加速度0.8m/s2),进行低频谐振波辅助渗吸实验。
图3-2渗吸采出程度随时间的变化曲线
Fig.3-2  The curve variation of imbibition recovery percentage versus time
图3-2是不同级别渗透率岩心自发渗吸采出程度随时间变化曲线和自发渗吸结束后进行低频谐振波辅助渗吸采出程度随时间变化曲线。从曲线中可以看出,F1-7(Kg=0.051×10-3μm2)渗吸采出程度提高了2.5%,F2-16(Kg=0.344×10-3μm2)提高了3.15%,F3-7(Kg=1.230×10-3μm2)提高了2.4%。
通过初步波动辅助渗吸模拟,说明将低频波动能有效激励流体交换,由于波动参数未随机选取,因此系统的评价低频波动参数对于自发渗吸采出程度的影响规律,筛选最优波动系列参数,有望进一步提高自发渗吸采出程度。
3.3低频波动参数优选与效果评价
本节在3.2实验研究的基础上,重点通过单因子实验,考察了波动频率、加速度、作用时间以及波动加载方式等因素对渗吸采出程度的影响。
3.3.1波动频率对自发渗吸采出程度的影响
选择渗透率相近的岩心进行低频谐振波辅助渗吸实验,实验条件同自发渗吸实验条件,固定波动台加速度为1.0m/s2,加载方式为连续,选取波动频率分别为15Hz、20Hz、25Hz、28Hz、30Hz、35Hz。实验合计分为6组,岩心的参数如表3-1所示,实验数据如表所示:
表3-1实验所用岩心参数及实验条件参数表
Table3-1 The parameter of cores and experimental conditions for experiment
序号 岩心编号 渗透率/10-3μm2 孔隙度/% 作用时间/h 波动加速度/(m/s2) 作用方式 频率/Hz
1 F1-7-1A/B 0.233 10.86 8 1.0 连续
波动 15
2 F1-8A/B 0.293 11.23 20
3 F1-8-1A/B 0.312 10.95 25
4 F1-4-3A/B 0.291 10.23 28
5 F1-3-2A/B 0.253 9.08 30
6 F1-8-2A/B 0.303 11.46 35
实验步骤同3.2.2中波动辅助渗吸实验步骤,记录渗吸仪计量管内油量,计算最终采出程度,实验结果数据如表3-2.
表3-2实验结果数据表
Table3-2 Data of the experiment result 
序号 岩心
编号 波动加速度/(m/s2) 频率/Hz 作用
时间/h 作用
方式 最终采出程度/% 采出程度均值/% 增幅/%
1 F1-7-1A 1.0 15 8 连续
波动 21.83 22.14 1.82
F1-7-1B 22.45
2 F1-8A 20 23.93 22.69 2.37
F1-8B 21.45
3 F1-8-1A 25 24.91 23.91 3.59
F1-8-1B 22.91
4 F1-4-3A 28 25.73 26.05 5.73
F1-4-3B 26.37
5 F1-3-2A 30 25.89 26.90 6.58
F1-3-2B 27.91
6 F2-8-2A 35 24.14 23.98 3.66
F2-8-2B 23.82
图3-3不同波动频率下岩心最终渗吸采出程度
Fig.3-3  Ultimate imbibition recovery under different vibration frequency 
图3-4不同波动频率下渗吸最终采收率提高值
Fig.3-4  The increased value of imbibition recovery under different vibration frequency
图3-4为不同波动频率下低频谐振波辅助渗吸采出程度提高幅度,可以看出,当波动频率为30Hz时,渗吸最终采收率提高幅度最大。30Hz是低频谐振波辅助渗吸的最佳波动频率。分析认为存在最佳频率是因为谐振波的波动频率接近或者岩心、流体所组成的系统的固有频率,引发系统共振,使得流体与固体间的相互最用效果达到最大化,所以低频谐振波的频率接近系统固有频率时,低频谐振波辅助渗吸的效果最佳。
3.3.2波动加速度对渗吸作用的影响
选取5个渗透率相近的岩心,岩心参数如表3-3所示,固定波动台频率为最佳波动频率30Hz,加载方式为连续,波动时间为8h,选取波动加速度分别为0.5m/s2、0.8m/s2、1.0 m/s2、1.2m/s2、1.5m/s2;考察波动强度对渗吸采出程度的影响。
表3-3实验所用岩心参数及实验条件参数表
Table3-3 The parameter of cores and experimental conditions for experiment
序号 岩心编号 渗透率/10-3μm2 孔隙度/% 波动加速度/m/s2 频率/Hz 作用时间/h 方式
1 F1-2-3A/B 0.267 11.28 0.05 30Hz 8 连续
2 F1-2-1A/B 0.294 10.36 0.08
3 F1-3-2A/B 0.273 9.08 0.1
4 F4-1-1A/B 0.303 13.52 0.12
5 F4-1-6A/B 0.297 12.16 0.15
实验步骤同3.3.2中波动辅助渗吸实验步骤,记录渗吸仪计量管内油量,计算最终采出程度,实验结果数据如表4-5。
表3-4实验结果数据表
Table3-4  Data of the experiment result 
序号 岩心
编号 波动加速度/m•s-2 频率/Hz 作用时间/h 方式 采收率/% 采收率均值/% 增幅/%
1 F1-2-3A 0.05 30Hz 8 连续 22.34 23.55 3.23
F1-2-3B 24.76
2 F1-2-1A 0.08 24.36 25.11 4.79
F1-2-1B 25.86
3 F1-3-2A 0.10 25.89 26.90 6.58
F1-3-2B 27.91
4 F4-1-1A 0.12 27.68 27.10 6.78
F4-1-1B 26.52
5 F4-1-6A 0.15 28.34 27.33 7.01
F4-1-6B 26.32
 
图3-5不同波动强度下岩心最终渗吸采出程度
Fig.3-5   Ultimate imbibition recovery under different vibration amplitude
图3-6 不同波动加速度下渗吸最终采出程度提高值
Fig.3-6  The increased value of imbibition recovery under different vibration amplitude  
图3-6为不同波动加速度下低频谐振波辅助渗吸最终采收率提高值曲线,可以看出,加速度由0.5 m/s2增加到1.0 m/s2时,波动对渗吸采出程度提高幅度迅速上升,加速度大于1.0 m/s2后,采收率增幅明显变缓,这是因为波动强度达到一定程度时,控制渗吸采出程度的因素不再是波动强度。考虑渗吸极限采收率、设备承受能力以及能耗等因素,优选最佳波动强度。本次研究中最佳波动加速度设为1.0 m/s2。
3.3.3波动时间对渗吸作用的影响
选取5个渗透率相近的岩心,固定波动台频率为最佳波动频率30Hz,波动加速度为1.0 m/s2,加载方式为连续,选取波动时间分别为2h、4h、8h、12h、16h,实验岩心参数如表3-5所示:
表3-5实验所用岩心参数及实验条件参数表
Table3-5  The parameter of cores and experimental conditions for experiment
序号 岩心编号 渗透率/10-3μm2 孔隙度/% 含油饱和度/% 波动加速度/m•s-2 频率/Hz 方式 作用
时间/h
1 F5-7A/B 0.237 10.29 52.4 1 30 连续
波动 2
2 F5-2A/B 0.336 11.56 53.8 4
3 F4-1-1A/B 0.313 13.52 50.3 8
4 F5-3A/B 0.264 10.22 55.6 12
5 F5-4A/B 0.326 12.08 51.5 16
实验步骤同3.3.2中波动辅助渗吸实验步骤,记录渗吸仪计量管内油量,计算最终采出程度,实验结果数据如表4-5.
表3-6实验结果数据表
Table3-6  Data of the experiment result  
序号 岩心
编号 波动加速度/m•s-2 频率/Hz 方式 作用时间/h 采出程度/% 采出程度均值/% 增幅/%
1 F5-7A 1 30 连续
波动 120-2 23.27 23.94 3.62
F5-7B 24.61
2 F5-2A 120-4 25.94 25.03 4.71
F5-2B 24.12
3 F4-1-1A 120-8 27.68 27.1 6.78
F4-1-1B 26.52
4 F5-3A 120-12 26.96 27.44 7.12
F5-3B 27.92
5 F5-4A 120-16 26.73 27.56 7.24
F5-4B 28.39
 
图3-7不同波动时间下岩心最终渗吸采出程度
Fig.3-8  Ultimate imbibition recovery under different vibration time  
图3-8不同波动时间下渗吸最终采出程度提高幅度值 
Fig.4-12  The increased value of imbibition recovery under different vibration time 
在最佳波动频率30Hz、最佳波动加速度1.0m/s2、连续波动加载方式下考察波动加载时间对渗吸作用的影响,可以看出,随波动加载时间的增加,对渗吸作用最终采出程度的提高幅度越大,加载8h以后,其提高渗吸最终采出程度的明显受到限制,同样的,在确定最佳作用时间时也应考虑到其他因素,本次实验确定的最佳作用时间应为8h。
3.4.4波动方式对渗吸作用的影响
选取5个渗透率相近的岩心,固定波动频率为30Hz,加速度为1.0m/s2,累计波动时间为8h、波动方式分别为波动连续波动8h(用8-(0)表示);先波动4h,中间停4h,再波动4h(记为4-(4)-4);先波动2h,中间停止波动,4h以后再波动6h(记为2-(4)-6);先波动6h,中间停止波动,4h以后再波动2h(记为6-(4)-2);先波动4h,中间停止波动,8h以后再波动4h(记为4-(8)-4),具体实验岩心参数见表3-7.
表3-7实验所用岩心参数及实验条件参数表
Table3-7The parameter of cores and experimental conditions for experiment
序号 岩心编号 渗透率/10-3μm2 孔隙度/% 波动加速度/(m/s2) 频率/Hz 作用时间/h 波动方式
1 F4-1-1A/B 0.313 13.52 1 30 8 8-(0)
2 F6-1A/B 0.347 13.56 4-(4)-4
3 F6-2A/B 0.289 12.45 2-(4)-6
4 F6-3A/B 0.251 10.88 6-(4)-2
5 F6-5A/B 0.338 11.53 4-(8)-4
实验步骤同3.3.2中波动辅助渗吸实验步骤,记录渗吸仪计量管内油量,计算最终采出程度,实验结果数据如表4-5。
表3-8实验结果数据表
Table3-8 Data of the experiment result 
序号 岩心
编号 波动加速度/m•s-2 频率/Hz 作用时间/h 波动
方式 采收率/% 采收率均值/% 增幅/%
1 F4-1-1A 1 30 8 8-(0) 27.68 27.1 6.78
F4-1-1B 26.52
2 F6-1A 4-(4)-4 26.15 26.69 6.37
F6-1B 27.23
3 F6-2A 2-(4)-6 26.68 26.11 5.79
F6-2B 25.54
4 F6-3A 6-(4)-2 27.24 26.35 6.03
F6-3B 25.46
5 F6-5A 4-(8)-4 25.32 26.13 5.81
F6-5B 26.94
图3-9不同波动加载方式下渗吸最终采出程度
Fig.3-10  Ultimate imbibition recovery under different vibration pattern 
图3-10不同波动加载方式下渗吸最终采收率提高值
Fig.3-11  The increased value of imbibition recovery under different vibration pattern 
实验结果表明:连续加载波动相比加载暂停等时间间隔的波动,渗吸最终采收率提高幅度大,主要是因为持续加载波场波动,作用于岩心的累积能量大,对岩心、流体的作用效果更强,所以渗吸效率和采出程度更高;暂停时间间隔越大,渗吸最终采收率提高幅度越小,渗吸初始阶段加载波动对提高采收率幅度提高越有利,由此可看出波动对渗吸的影响存在最佳作用时机,对采收率提高幅度更大。
图3-11  各个因素提高采出程度幅度极差分析
Fig3-12  The Range ofincreased value of imbibition recovery among four factors
综上所述,对各个实验参数下提高采出程度的幅度数据做了分析,计算采出程度提高幅度值的极差(图3-12),可以看出:频率的变化对采出程度提高幅度的影响最大,加速度次之,作用时间跨度较大,幅度极差值也较大,作用方式对应的幅度的极差最小。
3.4最优波动参数自发渗吸模拟
在低渗透岩心渗吸作用的波动参数进行筛选优化后,在设定最佳波动参数下(波动频率为30Hz,加速度为1m/s2,波动时间为8h,波动方式为连续不间断),利用不同级别渗透率的岩心进行低频谐振波辅助渗吸实验,岩心参数如表4-1。
表3-9岩心基本参数表
Table4-1  The parameter of cores for experiment
序号 岩心编号 长度/cm 直径/cm 体积
/cm³ 渗透率/10-3μm2 孔隙度/%
1 F1-12 4.822 2.522 24.076 0.063 7.68
2 F2-12 4.940 2.520 23.629 0.404 9.24
3 F3-6 5.058 2.518 23.184 1.357 10.81
实验步骤同3.3.2中波动辅助渗吸实验步骤,记录渗吸仪计量管内油量,计算最终采出程度,实验结果数据如表4-5。
表3-3  波动辅助渗吸实验结果数据表
Table3-3  Data of imbibition experiment result under the low frequency vibration  
岩心编号 渗透率/10-3μm2 孔隙度/% 饱和油量/mL 渗吸油量/mL 自发渗吸采出程度/%
F1-12 0.063 7.68 1.81 0.31 17.12
F2-12 0.404 9.24 2.16 0.57 26.41
F3-6 1.357 10.81 2.51 0.81 32.22
图3-12低频谐振波辅助渗吸采出程度随时间变化曲线
Fig3-14  The curve variation of imbibition recovery percentage versus time under the low frequency vibration 
在最佳参数下进行波动辅助渗吸实验,图3-14是三类不同级别渗透率岩心在低频谐振波作用下渗吸采出程度随时间变化曲线,可以看出,在波动作用下,渗吸3h内,较小的油滴就能够从岩心壁面脱落,进入到计量管内;岩心F3-6采出程度曲线在岩心F2-12的上方,说明渗透率较大的岩心油滴增长快,波动条件下容易脱离壁面;80h以后岩心计量管内油量变化很小,F1-12和F2-12岩心油量不再变化,说明渗吸作用基本结束。
图3-13为 5h时岩心F2-16与F2-12低频谐振波辅助渗吸现象,从图中对比可以看出,自发渗吸岩心表面油滴较小,低频谐振波辅助渗吸岩心表面油滴成呈状或斑状分布,这是因为部分油滴在波动作用下运移聚并形成较大油滴,大油滴在沿壁面向上移动到岩心上端,而且部分油滴脱离壁面,进入计量管内;对两者采出程度曲线上进行比较可以看出,波动渗吸初期采出程度随时间变化曲线斜率大于自发渗吸初期曲线斜率,说明低频谐振波辅助渗吸初期的速度比自发渗吸初期的速度快。
图3-13自发渗吸与低频谐振波辅助渗吸现象对比
Fig3-13  Phenomenon of spontaneous imbibition and vibration auxiliary imbibition 
与自发渗吸实验相比,三个级别渗透率岩心波动辅助渗吸采出程度与自发渗吸相比都有提高(图3-15),F1-12相比F1-7,渗吸采出程度提高了5.86%;F2-12相比F2-16,提高了6.78%;F3-6相比F3-7,采出程度提高了7.83%。
图3-14 自发渗吸与低频谐振波辅助渗吸采出程度对比
Fig.3-15  Contrast of recovery between spontaneous imbibition and vibration auxiliary imbibition 
综合上述,波动条件下,岩心渗吸速率加快,渗吸作用效果增强,对于渗透率相对较高(孔隙结构更好)的岩心,波动对其渗吸作用的影响更明显。
 
3.5最优波动参数动态渗吸模拟
在设定最佳波动参数下开展裂缝性岩心水驱实验,模拟裂缝性低渗透油藏水驱过程,研究波动对裂缝性低渗透岩心水驱过程中动态渗吸作用的影响。
3.5.1实验材料
实验岩心、劈缝仪、模拟地层水、模拟油、真空泵、岩心夹持器、压力记录仪、中间容器,六通阀若干、手摇泵、油水计量装置、固定装置等。
图3-15  裂缝性低渗透岩心波动辅助驱替渗吸实验系统
Fig.3-16  The experiment system of vibration auxiliary imbibition in the process of displacement with fractured low permeability core 
3.5.2实验步骤
(1)岩心准备:(同低渗透岩心基质驱替实验步骤)
对饱和好模拟油的岩心利用造缝仪进行造缝,制造含有裂缝的低渗透岩心,进行裂缝性低渗透岩心水驱模拟实验;
(2)将岩心夹持器固定于波动台台面,将准备好的岩心放入岩心夹持器内;
(3)连接好管线,用手摇泵给岩心夹持器加环压2-3MPa;
(4)设置波动台参数,以f=30Hz,加速度为1.0m/s2,连续波动8h为实验条件,设置好参数后开启波动台,准备实验;
(5)打开恒流泵,设定流量为0.03mL/min,运行恒流泵,直到岩心夹持器上游的流体,记录设定流量下,驱替压力值的变化值,并观察岩心夹持器末端排液口流体,记录驱替压力随时间变化情况,记录驱油量随时间变化情况,至计量装置内油量不在变化时停止驱替,标定最终水驱油采收率。
3.5.3实验结果分析
在低频谐振波作用下对三个级别的基质渗透率裂缝性岩心进行驱替实验,得到实验数据如表3-10,测试三块岩心驱替压力随时间的变化曲线如图4-16,压力呈现高低,对于Fz4-5岩心,突破压力为3.993×10-3MPa;对于Fz1-3岩心,突破压力为2.161×10-3MPa;对于Fz3-2岩心,突破压力为1.518×10-3MPa。
表3-10 裂缝性低渗透岩心参数及水驱压力参数表
Table4-10  The parameter of fractured low permeability cores and water flooding pressure
岩样标号 长度/cm 直径/cm 基质渗透率/10-3μm2 孔隙度/% 最大驱替压力/
10-3MPa 稳定后驱替压力/
10-3MPa 稳定后流量/ mL•min-1 稳定水驱
压力梯度
/10-3MPa•cm-1
Fz4-5 5.154 2.512 0.068 8.07 3.933 1.596 0.027 0.31
Fz1-3 4.834 2.508 0.533 9.53 3.238 2.314 0.027 0.48
Fz3-2 4.344 2.514 1.441 10.25 3.012 1.867 0.027 0.43
图3-16  压力随时间变化曲线
Fig.3-17  The curve variation of water flooding pressure versus time
驱替至计量装置中油量不再变化时,停止驱替,标定最终水驱油采收率,并且与不加波动时的同级别渗透率裂缝岩心驱替实验结果(表2-5)进行对比。
表4-11实验数据及水驱最终采收率
Table4-11  Experiment data and ultimate water displacement recovery
岩样标号 气测渗透率/10-3μm2 孔隙度/% 饱和油量/mL 最终采出油量/mL 最终采收率/%
Fz4-5 0.068 8.07 2.06 0.21 10.1
Fz1-3 0.533 9.53 2.27 0.40 17.7
Fz3-2 1.441 10.25 2.21 0.52 23.4
图3-17  波动与无波动条件下裂缝岩心驱替渗吸采出程度对比
Fig.4-17  Contrast of imbibition recovery in the process of displacement with fractured low permeability cores under two conditions(vibration and non-vibration ) 
分析:
(1)对比波动与无波动条件下的驱替实验发现,加载低频波动使得裂缝内流体流动时出现周期性波动,无波动时裂缝中流体最大驱替压力普遍高于波动时的压力,波动的存在使得流体的波动产生了一种附加压力,使得流体在小的驱替压力下就能够突破裂缝,增加流体在裂缝中流动性;
(2)对比有无波动两个条件下驱替压力随后时间的变化曲线,可以看出,不加载波动时,裂缝性岩心驱替压力先上升到最大值,等第一滴流体流出以后,压力会有所下降,后期压力波动幅度小,趋向稳定于某一值,对于波动条件下的岩心,驱替压力变化幅度较大,稳定性很差,裂缝中流体流动的不稳定性显著增强,形成脉冲式的不稳定驱替;
(3)波动作用下,裂缝性低渗透岩心最终采出程度有不同程度的提高,对于渗透率小于0.1×10-3μm2的岩心,提高幅度约为2.8%,对于渗透率在0.1~1.0×10-3μm2的岩心,最终采出程度能提高6.5%,对于1.0~10×10-3μm2的岩心,最终采出程度能提高6.7%,所以波动对渗吸作用采出程度的提高幅度也取决于岩心的物性,岩心物性越好,波动提高渗吸采出程度幅度越大。
3.6本章小结
本章基于自发渗吸基本原理和低频谐振波辅助采油原理,开展低渗透岩心低频波动辅助渗吸实验,评价了波动强度、波动频率,波动时间,波动方式对低渗自发渗吸采出程度的影响规律,根据自发渗吸提高幅度,优选了最优参数。在此基础上,开展最优波动参数对不同渗透率砂岩样品-静态与动态渗吸特征模拟,取得的认识如下:
(1)岩心物性固定时,随波动频率的增加,自发渗吸采出程度先增大,后减小,最佳波动频率为30Hz;波动加速度越大,自发渗吸采出程度先迅速增加后趋于平缓,优选最佳波动加速度为1.0m/s2;随波动时间的延长,自发渗吸采出程度先增加后趋于平缓,实验模拟最佳作用时间8小时;此外,连续波动更能有利于提高渗吸采出程度。
(2)以采出程度增幅为评价指标,波动参数中,波动频率和波动强度对提高低渗砂岩岩心最终采收率幅度的影响最大,为主导因素,其它参数作为辅助因素能够不同程度地提高渗吸最终采出程度;
(3)实验最优波动参数下,岩心渗透率介于0.063~1.357×10-3μm2时,自发渗吸采出程度增幅5.86~7.83%,基质渗透率越高,孔隙结构越好时,提高采出程度越大;岩心渗透率介于0.068~1.441×10-3μm2之间的样品动态渗吸采出程度小于自发渗吸,但与不加载波动的裂缝岩心水驱采出程度相比,其提高采收率增幅也比较明显,提高幅度约为2.8~6.7%。
 
第十二章波动提高自发渗吸采出程度微观机制研究
基于核磁共振监测量多孔介质中氢核分布的基本原理,开展波动辅助渗吸实验,利用压汞资料数据对核磁信号T2谱分布转化为孔喉半径分布,对比不同孔隙尺寸内水渗吸与波动渗吸动用程度,分析低频波动对低渗砂岩基质提高采出程度的微观机制。
4.1核磁共振技术的基本原理与方法
4.1.1基本原理
核磁共振技术是利用带有核磁性的原子与外磁场的相互作用引起的共振现象来检测各种物质[53,54]。通过检测核磁共振信号强度,就可以反演出样品中所含氢核物质的量,氢核的磁化矢量在射频场的激发下发生核磁共振时,以一定的速度发生磁级跃迁偏离平衡态后又恢复到平衡态的过程,这个过程称为弛豫过程[54],可用弛豫时间来表征其特征,所以反过来可以用弛豫时间来描述氢核物质的性质。
对于岩石等多孔介质,其中的矿物组成和孔隙结构分布非常复杂决定了流体在其中的分布特征,流体复杂的分布形态使得各个原子核弛豫时间得到加强的几率不等,所以岩石流体系统中原子核弛豫呈现一个分布。不同岩石流体系统的物性决定了它们T2分布不同的,因此反过来获得了它们的T2分布就可以确定它们的物理性质[55,56]。
核磁共振T2时间谱可以反映岩石内部孔隙结构,单个孔隙内的弛豫时间可用公式表达[57]。
                               (5-1)
式中,T2——岩心孔隙中流体的弛豫时间,ms;
ρ——为岩心表面弛豫强度常数;μm/ms;
 ——是岩心中孔隙的比表面,μm 2/μm 3;
r——为孔隙半径大小,μm;
C——为孔隙模型类型常数。
由式(1)可以看出,核磁共振弛豫时间与岩心内部孔隙半径正相关。所以,通过测量氢核信号强度,可以反演出流体在不同半径孔隙中的分布情况。有学者在这方面做了研究,目前认可度比较高的孔隙半径与T2谱的对应关系复合指数关系:
                               (5-2)
岩石多孔介质中存在大量不同大小孔隙,总的弛豫为单个孔隙弛豫的叠加[56],即:
                 (5-3)
其中: ——为总核磁信号强度,%;
 ——为弛豫时间,ms;
 ——组份所占的比例,即与 对应的一定孔径的孔隙体积占总孔隙体积的比例,%。
4.1.2基本方法
对于岩石样品,由于饱和于多孔介质中的流体(油和水)在T2谱上很难分辨出油、水信号[58]。基于核磁共振原理,岩石中顺磁离子会与流体的氢核自旋发生相互消除作用,很大幅度地加强了核自旋驰豫作用,使信号衰减加快[58,59]。所以在流体中加入能溶于水而不溶于油的顺磁离子Mn2+,就会加速流体中的水的信号的衰减直到消失,而油的信号保持不变,测得的T2谱即为油相的驰豫谱,由于多孔介质中氢核的弛豫时间与其孔隙的大小呈正相关,即氢核的横向弛豫时间越长,反映出岩石的孔隙半径越大[59,60]。岩心完全饱和油相,得到的豫驰时间T2谱分布能够有效反映出岩石的孔隙大小和分布。利用压汞毛管力曲线资料能够反映岩石孔隙和喉道特征,得到岩石孔隙大小的分布[60]。所以毛管力曲线和横向弛豫时间T2谱之间存在密切关系。利用压汞曲线数据与核磁T2谱数据确定岩心豫驰时间T2和孔隙半径的关系,即确定式5-2中的常数c和n的值,进而确定岩心中流体的分布特征。
4.1.3核磁孔径转化
在利用压汞曲线数据确定核磁豫驰时间T2和孔隙半径的关系时,我们注意到,岩心中孔喉尺寸的大小分布差异性很大,根据高压压汞的原理,可知压汞资料得到的孔喉半径随毛管压力的分布曲线并不能完全反映岩心的所有孔隙的信息,通过核磁得到T2谱分布是能够反映多孔介质中全部孔喉的分布特征。将岩心完全饱和油时的T2谱得到的累计分量曲线与压汞得到的孔隙累积分布曲线对比,但二者由于上述原因直接拟合存在较大误差,我们只选取二者对应关系较好的部分进行拟合。在同一图中绘制核磁共振T2 弛豫时间和高压压汞孔喉半径的累积分布曲线(图5-1),在拟合段寻找任意r(i),在压汞孔喉累积分布曲线上对应到横坐标,找到累积分布频率F(i),在核磁T2累积分布曲线上取F=F(i)进行插值得到F(i)对应的弛豫时间T2(i),即得到r(i)~ T2(i)的数据。
图5-1  压汞孔喉累积分布与核磁T2分布
Fig.5-1  Pore-throat cumulative distribution from mercury intrusion and T2 distribution from NMR 
将式5-2两端取对数,得到下式:
                              (5-4)
将前边得到的的数据绘制在双对数坐标系内进行拟合,即可得到c、n值。
通过对两块岩样压汞测试,得到毛管力曲线如图5-2所示,
 
图5-2  岩样压汞毛管力曲线
Fig.5-2  Capillary pressure curves of core samples 
a.HY1-5岩心拟合 b.HY1-5岩心拟合
图5-3  孔喉半径r与弛豫时间T2拟合
Fig.5-3  The fitting between pore-throat radius r and Relaxation time T2
按照上述方法分析不同渗透率岩心的转换系数c、n值,如下表:
表5-1  核磁参数转换表
岩心编号 渗透率/10-3μm2 孔隙度/% c n
HY1-5 0.289 9.62 0.0151 1.2971
HY4-3 1.857 10.43 0.0233 1.2167
4.2自发渗吸和波动辅助渗吸可动流体标定
利用核磁共振技术,对不同渗透率岩心渗吸前后流体分布范围和大小进行表征,研究不同条件下的低渗透岩心的采出程度及可动流动分布范围差异[60]。
4.2.1实验设备及材料
实验装置有核磁共振测试仪、渗吸仪、ES-6波动台等。
实验所用流体为模拟地层水和模拟油,模拟地层水为浓度为20000mg/L的MnCl2溶液,实验用油为模拟原油,22℃时其密度为0.8058g/cm3,粘度为7.25mPa•s。
图5-4 核磁设备及测试图
Fig.5-4  NMR equipment 
岩心采用天然岩心,按照要求经过处理,其基本参数见表6-2,将两块从中间截断,制作平行样本,分别用以开展自发渗吸实验和波动辅助渗吸实验。
表5-4  所用岩心基本数据
Table5-4  The parameter of cores for experiment
实验分组 岩心编号 长度/cm 直径/cm 渗透率/10-3μm2 孔隙度/% 含油饱和度/% 方式
第一组 HY1-5A 2.534 2.506 0.289 9.62 100 渗吸
HY4-3A 2.624 2.512 1.857 10.43 100
第二组 HY1-5B 2.534 2.506 0.289 9.62 100 波动
渗吸
HY4-3B 2.624 2.512 1.857 10.43 100
4.2.2实验步骤
1.锰离子消除水信号处理:将洗油的地层水饱和岩样在浓度为20000mg/L的MnC12溶液中浸泡,12小时后,Mn2+充分扩散进入岩样孔隙内,岩样中的水信号基本完全消除。
2.将两组岩心按照抽真空饱和流体步骤饱和模拟油饱和岩心,饱和完成后老化12h,进行核磁共振测试,得到单独饱和油时的T2谱分布(用于确定转化系数),测试完成后,第一组岩心轻放入渗吸仪中,注入含有Mn2+离子的模拟地层水,把渗吸仪固定在波动台上,设置波动台的波动参数进行波动渗吸实验,待实验结束后,用核磁共振测试其剩余油状态的T2谱图;第二组岩心轻放入渗吸仪中,注入含有Mn2+离子的模拟地层水进行渗吸,由于岩心中饱和的油量较少,类比之前实验,渗吸持续120h可认为采出程度已经达到了最大,并用核磁共振测试剩余油状态的T2谱图。
3.实验后不同渗透率岩心各选取一块,送样做压汞,获取压汞资料,为求取岩心孔隙半径r和弛豫时间T2转化系数提供基础资料。
4.根据两次测试得到的T2谱图进行叠合,对其数据进行处理,计算岩心的原油采出程度,标定流体流动范围。
4.2.3实验结果与分析
两组岩心分别进行自发渗吸和波动辅助渗吸实验,之后测取T2信号谱分布,利用转换系数将T2谱分布转化岩心孔喉分布,两个级别渗透率的岩心样品在波动辅助渗吸和自发渗吸前后核磁信号转化谱分布如图5-9、图5-10所示。
图5-9  HY1-5岩心自发渗吸和波动辅助渗吸条件下流体分布
Fig.5-9  Flow distribution of HY1-5 under the condition of spontaneous imbibition and vibration auxiliary imbibition 
图5-10  HY4-3岩心自发渗吸和波动辅助渗吸条件下流体分布
Fig.5-10  Flow distribution of HY4-3 under the condition of spontaneous imbibition and vibration auxiliary imbibition
对于岩心HY1-5,其渗透率为0.289×10-3μm2,自发渗吸实验结果可以看出,渗吸作用下孔喉内流体发生变化的孔喉半径范围大致在0.001μm以上的孔隙空间,渗吸最终采出程度为21%,但渗吸作用发生的主要的孔隙空间在0.1μm以上的相对较大的孔隙内,采出程度为14%,占到了总采出程度的三分之二,波动辅助渗吸实验明显增加了孔喉流体流动的范围(见图5-9),流体流动半径下限小于0.001μm,并且在不同的孔隙空间内,油相采出程度都又增加了,小于0.1μm的孔隙空间采出程度增加了4.5%,大于0.1μm的孔隙空间,采出程度提高了3.6%。
表5-5  实验结果统计
Table5-5  Data of the experiment result
岩心号 原始 自发渗吸 波动辅助渗吸
总孔隙度/% <0.1μm 总采出程度/% <0.1μm ≥0.1μm 总采出程度/% <0.1μm ≥0.1μm
HY1-5 9.0 5.6 21.0 33.3 66.7 29.1 39.5 60.5
HY4-3 10.6 4.8 24.9 20.8 79.2 38.1 25.3 74.7
图5-11  HY1-5自发渗吸和波动辅助渗吸采出程度和可动流体分布占比
Fig.5-11  Recovery and flow distribution proportion of HY1-5 under the condition of spontaneous imbibition and vibration auxiliary imbibition
图5-12  HY4-3自发渗吸和波动辅助渗吸采出程度和可动流体分布占比
Fig.5-12  Recovery and flow distribution proportion of HY4-3 under the condition of spontaneous imbibition and vibration auxiliary imbibition
对于HY4-3岩心,其渗透率为1.857×10-3μm2,饱和单相流体(模拟油)测试信号谱分布,该岩心出现三个峰值,岩性孔喉就够较为复杂,自发渗吸实验后测取流体分布信号谱,可以看出:同HY1-5岩心相近,孔喉半径在0.001μm以上的空间流体可发生流动,主要流动空间分布在0.02μm以上,最终采出程度为24.9%,其中在0.02-0.5μm之间和1.5μm以上孔隙空间渗吸作用较明显,将孔隙空间按照孔喉半径分为三个区间:在孔喉半径小于0.1μm的孔隙空间内,自发渗吸采出程度为5.2%,在0.1~1.0μm孔隙空间内,渗吸采出程度为4.9%,孔喉半径大于1.0μm的孔隙空间,渗吸采出程度为14.8%;同样的,再波动条件下,孔隙空间内可动流体的范围有所增大,不同孔喉段的采出程度也有不同幅度的提高,在孔喉半径小于0.1μm的孔隙空间内,较自发渗吸采出程度提高了4.4%,在0.1~1.0μm孔隙空间内,渗吸采出程度提高了3.3%,孔喉半径大于1.0μm的孔隙空间,渗吸采出程度提高了6.5%,岩心波动辅助渗吸采出程度达38.1%。
4.3本章小结
1、通过核磁共振测试结果可知,低频波动是一种有效的增加低渗砂岩基质渗吸采出程度的方法,对于基质渗透率介于0.289~1.857×10-3μm2的岩心而言,最优波动参数下,渗吸采出程度可提高8~13个百分点。
2、岩心渗透率越高,孔隙结构越好,加载波动后渗吸采出程度增幅越明显,根据核磁转换可知,大于1μm孔隙尺寸内,是波动增幅的主力提采区域。
 
 
第十三章波动提高渗吸作用的力学机制分析
本章基于单根毛管模型,对毛管中油水两相在毛管力作用下油水界面的移动规律进行分析;在正弦波动波作用下,移动速度的变化情况进行分析;基于油滴模型,在波动条件下,对渗吸驱油过程中驻留在水相中的油滴受力进行了分析。
5.1基于毛管模型的渗吸力学分析
5.1.1模型建立
如图6-1所示,毛细管长度为 ,半径为 ,由于管壁润湿,粘度为 的水和粘度为 的油在毛管力作用下在毛细管中向前推进。
                         (6-1)
油相和水相粘度不同,水相在毛管力作用下驱替油相,假设此过程中流动为等温层流模式,根据毛细管模型泊肃叶方程可以得到弯液面前进的速度:
图6-1毛细管模型示意图
Fig.6-1 Schematic diagram of capillary model
5.1.2理论分析
(6-2)
 (6-3)
xL为毛细管中水相所占的长度,(1-x)L为毛细管中油相所占的长度;对于自发渗吸,
                          (6-4)
                        (6-5)
油水两相流动是连续的,故因此,可以求得弯液面移动的速度为:
(6-6)
式(6-6)说明在毛管力作用下,油水界面的前进速度与油水的粘度有关,与管径、管长和油水界面的位置有关。
建立波动作用下流体流动过程模型,加载正弦波动,,刘静[41]在研究低频谐振波下固体壁上液滴运动的数学分析中得到液滴所受的附加波动力可用下式表示:
(6-7)
其中,——波动力,N;m——液滴质量,kg; ——波动振幅,m; ——波动角频率, ; ——时间,s; ——初始相位角,rad。
首先将管道中的流动视为两个单相流,并且假设弹性波引起的孔隙内流体相对于固体的流动呈Poiseuille 型流动,根据细管流动Poiseuille公式,考虑波动的作用可以得出t时刻的水相和油相的流动速度:
水相流速:
              (6-8)
油相流速:
               (6-9)
此处水相和油相的流速分别指圆管截面上的平均流速,且没有考虑初始相位角的影响,即认为,下同。和分别代表油和水的密度;xL代表油水界面从 出发在t时刻所产生的位移。
水驱油时的流动是连续的,故,即    (6-10)
整理得
   (6-11)
令,由公式得
    (6-12)
对于自发渗吸, , ,且不考虑初始相位角的影响,即认为 ,将上式进行化简得:
                      (6-13)
忽略油水密度差项 ,令,则上式变为:
               (6-14)
对上式进行分离变量积分得
           (6-15)
            (6-16)
求解得
 
(6-17)
(6-18)
公式(6-18)即为波动下单管中两相流体的仅在毛管力作用下运动速度表达式,将此公式应用于毛管束模型可以从理论上计算得出油水界面运动的速度,从而得出不同时刻下的油水界面位置,即油水分布状态。
为了更形象观察和分析速度的变化趋势,现取具体值进行计算,各参数取值如表6-1所示。
表6-1基本参数表
Table6-1  Basic parameter table
水的粘度μw /(mPa•s) 1 油的粘度μo /(mPa•s) 7.25
水的密度ρw/(kg/m3) 1000 油的密度ρo/(kg/m3) 805.8
 /(N/m)
0.0167 润湿角 60°
波动加速度Aω2/(m/s2) 1.0 管长L/m 0.0005
波动频率f/Hz 30 管径R/μm 10
圆频率ω(= )/(1/s) 60pi 初始位置s0/μm 0
利用MATLAB计算并画图,结果如下:
图6-2两种方式下油水界面移动速度随时间变化曲线
Fig.6-2  The change of velocity with time under vibration
在设定参数条件下得到速度结果如图6-2所示,可以看出,在无波动条件下管内流体速度不变,加载波动以后流体速度呈波动形态发生变化,这是由波的性质决定的,在不考虑末端效应等因素的影响时上述运动状态是合理的,但在实际中,管内流体的流动会受到毛管末端效应的影响,速度逐渐会减小,当加载波动之后,流体速度的周期性变化则有助于解除末端效应产生的阻力,使得流体在继续向前推进,增加管内流体排油量,从而提高渗吸采出程度。
5.2波动条件下油滴模型的力学分析
在自发渗吸试验中,可以观察到渗吸到岩心表面的油滴会附着在岩心表面,只有当油底增大到一定程度时,在重力中作用下能够脱离岩心表面;同样地,在裂缝水驱过程中,基质与裂缝间的渗吸出的油滴附着在裂缝壁面上,只有当水驱速度达到一定值时,才能够将油滴携带出来,基于此,本节从岩心壁面油滴受力平衡出发研究油滴大小与临界水驱速度关系,揭示波动作用对裂缝性低渗透岩心水驱过程中渗吸作用的影响。
5.2.1模型建立
(1)油滴接触角和滞后张力
油滴静置粘附于固体壁面,当壁面为理想壁面时,其界面平衡满足Young方程:
                       (6-19)
其中 、 和 分别代表水-固、油-固和油-水界面张力;油滴在壁面移动式会出现前进角与滞后角不等的滞后现象,而油滴整体与壁面的接触角度从后退角 到前进角 之间是连续变化的[63-66],当水相以速度 掠过附着有油滴的水平壁面,油滴位于水相的层流边界层内,油滴在外界来流体作用下将发生形变,随水相流速的增加,逆流面接触角逐渐减小,背流面接触角逐渐增大,处于临界流速 时,油滴将脱离壁面,此时逆流面接触角等于后退角 ,背流面接触角等于前进角 。图6-3为我们实验中拍摄的油相在水相作用下油滴脱离前的形状。
图5-3水平壁面水相流动引起油滴变形
Fig.6-3 Schematic diagram of Oil droplets deformation caused by the level of surface water flow
5.2.2理论分析
当壁面为粗糙壁面时,王晓东[63]进行了实验研究,结果发现不只单纯存在三个界面张力,推断三相接触线上还存在有一个新的力,该附加力是由于壁面的粗糙产生的,具有摩擦力的性质,记为附加滞后阻力。
定义三相接触线上单位长度上的滞后阻力为f[65,66],为处理方便,取f为代数值,并且规定f>0时,f和 的方向一致。如图2-11,由力学平衡可得:
                  (6-20)
式中θ为接触角,满足θ1<θ<θ2,相应的前进接触角和后退接触角分别满足
                     (6-21)
                      (6-22)
在有外界来流时,油滴除受表面力( 、 和 )、滞后张力 作用,还受水相的冲力 作用。且临界流速下,在油滴接触线前、后缘, 将达到极值。( 、 和 )、滞后张力 使油滴附着在岩心壁面上,冲力 使油滴脱离壁面。表面张力和滞后张力作用于三相接触线上,由于油滴的形变,沿三相接触线接触角将连续从后退角 变化到前进角  (图6-4),确定水相冲击力 也需知道变形油滴的界面形状。文献中常假设接触角按某种规律变化[64-66],在临界状态下,油滴的形状是固定的(油滴的体积,铺展半径,前进角和后退角不变),从而给出沿油滴接触线周边接触角的变化规律,在临界状态下,就油滴的受力情况进行分析,在此基础上加载与流动方向一致的正弦谐振波,研究正弦波作用下,油滴的受力情况。
图6-4建立油滴三维坐标系统
Fig.6-4  Schematic diagram of establishing a three-dimensional coordinate system for oil droplets
建立图6-4所示坐标系,水相在o-xz平面内沿x轴方向流动,油滴在水流作用下变形,随着水相流速逐渐增大,油滴逆流面接触角减小,背流面接触角增大,当水相达到一定流速(定义为临界流速)时,逆流面接触角为后退角,背流面接触角为前进角。外界来流沿x方向,显然o -xy平面是油滴的对称面,根据实验中拍摄的油滴图像,假设y= c平面和油滴曲面的交线为圆周是合理的,此时只要知道油滴在z= 0平面上的投影方程就可确定油滴曲面方程。基于对实验拍摄到的大量油滴脱离前的界面形状分析,假设投影线为抛物线比较符合实际,即如图6-5所示:
图6-5油滴o-xy面投影呈抛物线形
Fig.6-5  Schematic diagram of parabolic projection of Oil droplets from o - xy plane 
(1)油滴曲面方程的建立
我们可以用极和极线来定义二次曲线[67],参见图6-5,二次曲线上存在两点 和 ,并且 和 处的切线为 和 ,若果这两条直线不相互平行,测它们必相交于一点,设为M,则称M为二次曲线的极;过 和 的弦称为二次曲线的极线,O为极限的中点。设直线 、 和弦  所在的直线 的参数方程为:
                      (6-23)
其中 , 为直线参数,那么,过 、 的二次曲线簇方程为:
(6-24)
其中 为一常数,若此曲线为抛物线,则该曲线上必存在一点K,平分线段OM,即K为OM的中点。
基于上述理论,我们的思路是先结合图6-4所示坐标系,得到直线 、 和 的参数方程,求出该抛物线的极的坐标,设为M ,然后得到抛物线上的点K的坐标,带入到方程(6-24),确定常参数 ,即可得到抛物线方程。
由已知的信息可以得到 , ,进而确定如下方程:
              (6-25)
二次曲线的极M的坐标,那么就可得到K的坐标,带入到(6-24)中就可得到 值,确定出抛物线方程如下:
(6-26)
其中。
基于1.1中的假设,y= c平面和油滴曲面的交线为圆周是合理的,结合得到的抛物线方程,来确定油滴曲面方程。将式(6-26)变形为
      (6-27)
由此可以得到y= c平面和油滴曲面的交线为圆周的圆心和半径。所以可以得到油滴曲面方程为:
(6-28)
(2)油滴滞后阻力分析
取三相接触线上任一点A(x,0,z),其受力如图6-4所示,共受四个表面力,分别为 、 、 和滞后张力 ,其中滞后张力满足[64,65]:
                      (6-29)
以整个液滴作为分析对象, 为内力, 和 沿整个圆周的积分为零,故上述四力的合力为:
(6-30)
式中 为图示夹角,由液滴曲面方程式(6-28),通过求导,可得液滴曲面在y= 0平面上各点处的切线斜率,即沿接触线圆周上接触角 的取值,带入式(6-30),可得
               (6-31)
由于,根据对称性,可以得到
(6-32)
(3)油滴所受到水的冲力
水相以 的速度沿x方向流动,对油滴有一定作用力,定义为冲力[68] :
                         (6-33)
                   (6-34)
式中 ——油滴的阻抗系数;无量纲,闵在Hayes的基础上认为气泡在外界来流作用下的脱离问题适用于液体,假设此理论也适用于水驱过程中油滴脱离壁面的情况,当流体流动为层流时, 取1.22比较合适; ——油滴逆流面面积(由油滴曲面方程积分得到),m2; ——水相的平均流速,m/s; ——水相密度,g/cm3。
基于之前的假设,油滴处于流体流动的边界层内,油滴受到的冲力与滞后阻力,即:
                         (6-35)
那么当达到临界状态时,油滴保持特定的“临界形状”,此临界形状可以用临界进退角 、 表示,此时的滞后阻力也达到了最大值 ,当水相速度大于临界速度时,油滴就会脱离壁面。
                        (6-36)
即:
 
(6-37)
在其他参数给定的情况下,研究油滴大小和水驱速度的关系,做出两者的关系曲线如图所示,可以看出随着油滴半径的增大临界水驱速度在减小,这是因为油滴半径增大时,水对油滴的冲力 比油滴滞后阻力增长得快,所以临界流速会降低。
表6-2基本参数表
Table6-2  Basic parameter table
水的粘度μw /(mPa•s) 1 油的粘度μo /(mPa•s) 7.25
水的密度ρw/(kg/m3) 1000 油的密度ρo/(kg/m3) 805.8
 /(N/m)
0.0167 前进角(°) 100
后退角角(°) 30
利用MATLAB计算并画图6-7,结果如下:
图6-7  油滴半径与临界驱替速度的关系
 
(4)波动力
波动力是液滴由于波动作用而受到的惯性力,其大小和方向是随着时间不断变化的。对于油滴而言,其受到的波动力为:
   (6-36)
式中: 波动角速度, ;mo——油滴质量,kg; ——波动振幅,m; ——时间,s; ——初始相位角,rad, ——油相密度,g/cm3。
在裂缝水驱过程中,水相流速达不到临界流速,我们假设在加载波动以后,当 大小达到某一特定值且方向与 一致时液滴处于将要发生移动的临界状态,此时液滴受力达到平衡,记临界条件下的波动力为 :
                          (6-37)
(6-38)
图6-6临界波动力变化示意图
Fig.6-6  The schematic diagram of change of critical vibration force
图6-6为波动力变化及其与临界波动力的关系示意图,受波动作用周期性的影响, 的变化也呈现周期性的规律。波动力 大于临界波动力 时,波动的动力作用克服壁面上液滴所受的阻力作用,平衡状态被打破,液滴在水相冲力和波动惯性力双重作用下发生移动,当该受力系统处于多孔介质驱替流体中时,发生移动的液滴会被流体携带驱出。
可以看出,在波动波作用下,流体的速度呈周期性波动(这是由波动的本质属性决定的)。当水相的速度未达到使油滴脱离的临界流速,油滴发生形变(图5-3),但依然粘附在壁面,加载低频谐振波后,流体速度的周期性波动使得在某一段时间内,流体的速度是加强的,当加强后的流体速度逾过临界流速,则油滴就能够从壁面脱离,如此一来,就能够提高这部分粘附在壁部油滴的脱落率,既提高了驱油的采出程度。
另外,考虑到两相间存在密度差,在单位体积的流体加载波动所产生的惯性力不同,所以在油水接触面处会存在二者产生的惯性力的对抗,由于水相单位体积质量是大于油相的,所以在波动作用下,油水两相对接触面的争夺会表现出水相占据优势,也会加剧油滴的脱离。
5.3本章小结
(1)本章基于单根毛管模型,对二维毛管中油水两相在毛管力作用下油水界面的移动规律进行理论分析,加载波动后,管内流体速度呈波动形态发生变化,流体速度的周期性变化则有助于解除末端效应产生的阻力,增加管内流体排油量,从而提高渗吸采出程度;
(2)基于油滴模型,在波动波条件下,对裂缝动态渗吸驱油过程中驻留在裂缝壁面的油滴受力进行了分析,建立受力平衡方程,通过计算和理论分析,波动能够提高粘附在壁部油滴的脱落率,从而提高了裂缝动态渗吸采出程度。
 
结论
 (1)自发渗吸作用是裂缝性低渗透油藏水驱开发的重要机理,由于裂缝通道的存在,基质渗吸与裂缝驱替是裂缝性低渗油藏的双重水驱模式;相较驱替而言,自发渗吸采出程度较低,大量剩余油富集与基质,如何提高自发渗吸采出程度,是提高水驱效果的关键。
 (2)岩心物性固定时,随波动频率的增加,自发渗吸采出程度先增大,后减小,最佳波动频率为30Hz;波动加速度越大,自发渗吸采出程度先迅速增加后趋于平缓,优选最佳波动加速度为1.0m/s2;随波动时间的延长,自发渗吸采出程度先增加后趋于平缓,实验模拟最佳作用时间8小时;此外,连续波动更能有利于提高渗吸采出程度。
(3)波动频率和波动强度对提高低渗砂岩岩心最终采收率幅度的影响最大,为主导因素,其它参数作为辅助因素能够不同程度地提高渗吸最终采出程度;
(4)实验最优波动参数下,岩心渗透率介于0.063~1.357×10-3μm2时,自发渗吸采出程度增幅5.86~7.83%,基质渗透率越高,孔隙结构越好时,提高采出程度越大;岩心渗透率介于0.068~1.441×10-3μm2的样品动态渗吸采出程度小于自发渗吸,但与不加载波动的裂缝岩心水驱采出程度相比,其提高采收率增幅也比较明显,提高幅度约为2.8~6.7%。
 (5)通过核磁共振测试结果可知,低频波动是一种有效的增加低渗砂岩基质渗吸采出程度的方法,对于基质渗透率介于0.289~1.857×10-3μm2的岩心而言,最优波动参数下,渗吸采出程度可提高8~13个百分点。岩心渗透率越高,孔隙结构越好,加载波动后渗吸采出程度增幅越明显,根据核磁转换可知,大于1μm孔隙尺寸内,是波动增幅的主要的提采区域。
(6)基于单根毛管模型,对二维毛管中油水两相在毛管力作用下油水界面的移动规律进行理论分析,加载波动以后流体速度呈波动形态发生变化,流体速度的周期性变化有助于克服毛管末端效应,增加管内流体排油量,提高渗吸采出程度;对裂缝动态渗吸驱油过程中驻留在裂缝壁面的油滴受力进行了分析,建立受力平衡方程,通过计算和理论分析,波动能够提高粘附在壁部油滴的脱落率,从而提高了裂缝动态渗吸采出程度。
 
(7)本论文基于低渗透岩心开展了大量的实验,在宏观层面上给出了裂缝性油藏水驱机理,受样本点限制,渗透率大多停留在0.2×10-3μm2~10×10-3μm2之间,对渗透率的研究范围较小,建议后续研究中将范围扩大到致密岩心和中低渗岩心,进行全面系统的评价对比;受实验装置材料和性能的影响,某些波动参数设定范围受限,后续设计新的实验设备,扩大参数选择范围,提高参数优化的精确性;
 
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