致密砂岩储层渗吸采油理论及应用

第1章绪论 在我国，通常将覆压基质渗透率小于等于0.1mD（1D=0.986923×10-2m2），孔隙度小于等于10%的砂岩储层定义为致密砂岩储层[1]。这类储层多发育微纳米级孔喉，席状、弯片状孔喉连通性较差，较大的毛细管压力（简称“毛管压力”）为油水渗吸置换提供了不竭的动力。以渗吸的方式进行油气开发，*大化毛管压力的驱动力作用，是开发致密砂岩储层的重要手段。因此，本章首先对致密砂岩储层渗吸基本机理、渗吸影响因素和渗吸模型建立等方面予以介绍。 1.1渗吸简介 渗吸是指多孔介质中润湿相在毛管压力作用下将非润湿相驱替出来的过程，渗吸具有自发性，因此也称自发渗吸，简称自吸。本书主要研究油、水两相的驱替过程，在亲水岩石中，水为润湿相，油为非润湿相，毛管压力为水驱油的动力，水优先进入较细小的基质孔喉，将原油从较大孔喉中驱替出来。 1）逆向渗吸 当润湿相的吸入方向与非润湿相的排出方向相反时，该渗吸过程称为逆向渗吸，此时流体的运动状态为对流[3]，如图1-1（a）所示。一般地，当毛管压力作用大于浮力作用时，发生逆向渗吸。在低渗透地层中，油水流动阻力较大，毛管压力作用显著，因而多发生逆向渗吸。在逆向渗吸过程中，润湿相从小孔道r1吸入，将非润湿相从大孔道r2中驱出。假设孔喉为圆形毛管，则渗吸过程中的驱动力如式（1-1）所示： （1-1） 式中，.pc1为毛管压力，Pa；σ为界面张力，N/m；θ为接触角，r1为小孔道半径，m；r2为大孔道半径。 2）同向渗吸 当润湿相的吸入方向与非润湿相的排出方向相同时，该渗吸过程称为同向渗吸，此时流体的运动状态为单向流[3]，如图1-1（b）所示。一般裂缝性亲水中高渗透地层在渗吸中、后期，受浮力、毛管压力作用，水从底部吸入岩心，油从顶部流出，发生同向渗吸。通常，将饱和油的岩心放入水中，由于大小不同的孔隙中毛管压力差异较大，首先发生逆向渗吸，随着渗吸速度的逐渐降低，浮力成为渗吸的主导因素，同向渗吸逐渐占据主导地位。 1.2致密砂岩储层渗吸研究现状及发展趋势 1.2.1致密砂岩储层渗吸置换模式研究 在致密砂岩储层油水渗吸置换模式方面已有大量研究。在渗吸油水置换方面：等研究了裂缝性油藏裂缝与基质间的渗吸置换[4-7]；Morsy等[8]研究了页岩储层的渗吸特征；Bertoncello等[9]研究了非常规储层早期单井压裂返排过程中的自吸情况。在渗透压油水渗吸置换方面：Rangel等主要研究了页岩储层渗透压渗吸置换特征[10-13]。其中，油水渗吸置换主要由毛管压力主导，包括逆向渗吸置换和同向渗吸置换，渗透压油水渗吸置换主要由浓度差引起的渗透压差主导，致密砂岩储层渗吸置换模式具体见表1-1。 虽然大部分关于致密砂岩储层油水渗吸置换的研究不考虑渗透压差的作用，但仍有部分文献指出水的矿化度是影响油水渗吸置换的因素之一。有研究表明，裂缝性致密砂岩储层提高原油采收率的有效方式是使用低矿化度盐水，部分文献给出的解释是低矿化度盐水改变了裂缝性致密砂岩储层的润湿性，增强了油水的渗吸置换作用，从而提高原油采收率。然而，目前关于油水渗透压置换模式仍有以下问题尚未解决：致密砂岩储层渗透压置换模式作用到底有多大；盐浓度对致密砂岩储层采收率的影响是否是因为其改变了储层的润湿性；渗透压置换是否只对于某些特定储层作用明显。 1.2.2致密砂岩储层渗吸置换影响因素研究 大量研究表明，影响多孔介质渗吸作用的因素是多方面的。Mirzaei等[16]利用CT扫描方法分析得出，岩石表面润湿性是影响油润湿裂缝岩心渗吸的主要因素，并提出可通过加入表面活性剂（surfactant）和使用低矿化度盐水等方法提高此类储层的采收率。Kathel等[17]研究认为，影响致密油藏采收率的主控因素为岩石表面的润湿性，其次为盐浓度。另外，残余油饱和度也对致密砂岩储层的渗吸作用有一定影响。Chahardowli等[18]研究了弱水湿及混合润湿岩心渗吸的影响因素，提出使用盐水可有效提高此类储层的采收率，实验结果表明一次采油的采收率可达石油地质储量（oil　initially　in　place，OIIP）的38%～46%。Habibi等[19]认为，受储层非均质性影响，同一岩心中发生渗吸的位置是随机的，使用盐水可改变岩石润湿接触角，增加流体与岩石之间的亲近关系，从而提高渗吸采收率。Lan等[20]探究了霍恩河盆地致密砂岩储层渗吸时水损失与岩石物性之间的关系，结果表明，总有机碳含量（total　organic　carbon，TOC）对致密砂岩储层渗吸作用有较大影响，TOC越大，渗吸量越小。魏一兴[21]以苏里格致密砂岩气储层为研究对象，探究了温度对该致密砂岩储层渗吸作用的影响，室内岩心实验结果显示，高温下岩心的渗吸置换速率明显高于常温下岩心的渗吸置换速率，表明温度对岩心渗吸有明显的促进作用。梁涛等针对巴肯致密油藏，采用灰色关联、信息量分析、设计正交实验等方法对单井产能影响参数做了分析，研究显示，原油黏度、裂缝参数、储层渗透率和地层压力对单井产能均有较大影响。韦青等通过低温氮气吸附、高压压汞、Amott法和渗吸-核磁联测等实验方法分析了影响致密砂岩储层渗吸采收率的主要因素。其中，储层品质、油水界面张力、*大连通孔喉半径、比表面等均对目标储层渗吸作用有较大影响。 综上所述，影响致密砂岩储层渗吸作用的因素可归为三类：①岩石的物理性质（非均质性、润湿性、渗透率等）；②储层流体的性质（黏度、矿化度、界面张力等）；③实验条件（温度、压力、边界条件等）。本书着重从以下方面研究渗吸作用的影响因素。 （1）非均质性的影响。多孔介质不同部位的渗透率系数等参数均有差异，高渗层与低渗层毛管压力不相等，产生毛管压力压差，使渗吸更容易发生。高陪[24]研究鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏渗吸特征时发现，当储层岩石有较强非均质性时，岩心渗吸量大且有较快的渗吸速率。 （2）润湿性的影响。岩石润湿性决定毛管压力的方向，从而改变渗吸的方向。Morrow[25]研究润湿性对岩心渗吸作用的影响规律时发现，岩心从弱水湿到强水湿，其渗吸速度和采出程度相差较大，可达几个数量级。强水湿岩心中毛管压力为主要驱动力，渗吸作用较强，*终采收率较高。 （3）渗透率的影响。渗透率不相等的岩心渗吸速率也不同。张星[26]对低渗透砂岩油藏渗吸规律研究时发现：当岩心气测渗透率小于50mD时，同等条件下岩心渗透率越大，毛管压力的主导作用越弱，渗吸速率越小；当岩心气测渗透率大于50mD时，岩心渗吸速率随渗透率的增加而增大。 （4）岩心长度的影响。朱维耀等[27]选取了相同层位、相近渗透率的不同长度岩心开展渗吸实验，以研究岩心长度对渗吸规律的影响。实验结果表明，岩心长度对渗吸速率影响较大，长岩样的渗吸速率较短岩样的渗吸速率普遍偏小。 （5）岩性的影响。岩性是指反映岩石特征的一些属性，如颜色、成分、结构、胶结物及胶结类型、特殊矿物等。裴柏林等[28]研究了岩石矿物成分对渗吸规律的影响，研究发现，矿物成分成熟度低、结构成熟度低且经过强成岩作用的岩石渗吸作用被大大减弱，使该类储层原油采收率大幅降低。 （6）表面活性剂的影响。表面活性剂是指具有固定的亲水、亲油基团，在溶液的表面能定向排列，并使表面张力显著下降的物质。彭昱强等[29]进行低渗透砂岩渗吸研究时发现，表面活性剂可对岩心渗吸产生促进作用，加入表面活性剂的岩心渗吸较使用盐水的岩心渗吸的*终采收率可提高1%～9%。 （7）裂缝的影响。裂缝系统具有低孔隙度、高渗透率、高导压能力和易流动等特点，因此裂缝中更容易发生渗吸。张红玲[30]研究发现，裂缝性油藏中裂缝密度是影响原油采出程度的主要因素，裂缝密度越大，渗吸作用越明显，原油采出程度越高。 （8）实验条件的影响。①边界条件，指渗吸过程中岩心与液体的接触方式。Babadagli等[31]通过对比岩心端面使用环氧树脂密封前后渗吸速率的变化研究边界条件对渗吸规律的影响，实验结果显示，边界条件的差异对岩心渗吸速率有较大影响，端面未密封的岩心渗吸速率相对较快。②初始条件，指在渗吸前，岩石本身的润湿性及其内部结构中的油水分布状况等。蔡喜东等[32]研究了不同初始含水饱和度对渗吸规律的影响，实验发现，较小的初始含水饱和度对提高原油采收率很有利，初始含水饱和度越小，渗吸采出程度越大。 目前，国内外关于致密砂岩储层渗吸置换影响因素的研究成果主要基于室内实验分析，研究参数有限，且大多不考虑储层温度、压力影响，需要进一步开展系统深化研究。 1.2.3致密砂岩储层渗吸置换机理及模型研究 致密砂岩储层渗吸置换机理研究主要是在室内实验的基础上得到的一些认识，大量室内实验结果分析表明：逆向渗吸过程是注入水在毛管压力作用下先进入小孔道，将原油从毗邻的大孔道驱出，从而实现油水置换；同向渗吸过程是同一端半径不等的喉道都吸水，驱替原油从另一端渗出，从而实现油水置换。物模实验和半解析模型是研究致密砂岩储层渗吸置换模型的主要方法，这些方法大多集中于低渗透储层、裂缝性储层和页岩气储层的研究，主要渗吸置换模型见表1-2。 1.2.4致密砂岩储层渗吸置换表征方法研究 1．渗吸机理判别参数 1） Schechter等[44]曾用NB.1表示毛管压力、重力在渗吸驱替过程中的作用，其为Bond数的倒数，见式（1-2）： （1-2） 式中，.为油、水界面张力，.为多孔介质的孔隙度，K为多孔介质的渗透率，Δρ为油水密度差，为重力加速度，H为多孔介质的高度，C为与多孔介质几何尺寸有关的常数，对圆形毛细管，C为0.4。 当NB.1>5时，毛管压力在渗吸过程中起主导作用，主要发生逆向渗吸；当NB.1<0.2时，重力在渗吸过程中起主导作用，主要发生同向渗吸；当界面张力中等且NB.1较小时，重力和毛管压力都很重要，二者均不可忽略。 式（1-2）未考虑润湿性对油水渗吸置换的影响，李继山[45]引入介质润湿性cosθ项，对式（1-2）加以改进，得到式（1-3）： （1-3） 李继山认为，亲油岩心中NB.1<0，说明毛管压力方向与水的吸入方向相反，不发生渗吸；亲水岩心和中性岩心中NB.1≥0，说明水能在岩心中发生逆向渗吸。