滲透率對致密砂巖儲集層滲吸采油的微觀影響機制

谷瀟雨，蒲春生，黃海，黃飛飛，李悅靜，劉楊，劉恒超

（1. 中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266580；2. 西安石油大學石油工程學院，西安 710065）

滲透率對致密砂巖儲集層滲吸采油的微觀影響機制

谷瀟雨1，蒲春生1，黃海2，黃飛飛1，李悅靜1，劉楊1，劉恒超1

（1. 中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266580；2. 西安石油大學石油工程學院，西安 710065）

以鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)延長組長 8段致密砂巖儲集層樣品為例，通過自發(fā)滲吸模擬實驗，結(jié)合核磁共振與CT掃描分析，進一步揭示了致密儲集層滲透率對滲吸采油效率的微觀影響機制。研究結(jié)果表明：①基質(zhì)自發(fā)滲吸排驅(qū)在致密砂巖儲集層注水開發(fā)中起著至關(guān)重要的作用，實驗巖心樣品自發(fā)滲吸采出程度可以達到 5.24%～18.23%，且基質(zhì)的滲透率越大，自發(fā)滲吸采出程度越高；②受吸附層厚度的影響，亞微米級以上孔隙在致密儲集層的滲吸驅(qū)油過程中起主導(dǎo)作用，納米—亞微米級孔隙對滲吸采出程度貢獻相對較弱；③孔喉的連通性是導(dǎo)致致密儲集層基質(zhì)滲透率與滲吸排驅(qū)采油效率呈正相關(guān)的主要微觀影響機制。不同滲透率樣品亞微米—微米級孔隙尺寸分布的差異并不大，但隨著滲透率的增加，連通孔喉個數(shù)與連通面孔率均呈指數(shù)遞增，導(dǎo)致滲吸排驅(qū)采出程度顯著提高。圖7表3參28

致密砂巖；滲吸驅(qū)油；影響機制；滲透率；吸附層；孔喉連通性；微—納米孔隙

0 引言

中國致密油可采資源量為13×108～14×108t，該類資源的高效開發(fā)是中國油氣可持續(xù)發(fā)展的重要保障[1-2]。鄂爾多斯盆地致密油是中國陸相沉積致密油資源的典型代表，其中富縣、黃陵、吳起等地區(qū)中生界延長組長6、長7和長8段發(fā)育大規(guī)模的致密砂巖儲集層[3-5]。理論與實踐表明，大型體積縫網(wǎng)壓裂技術(shù)是致密儲集層的有效開發(fā)手段，利用注水補充地層能量是致密儲集層體積壓裂后最具經(jīng)濟前景的穩(wěn)產(chǎn)與提高采收率的接替技術(shù)[6]。注水開發(fā)中，注入水主要沿裂縫驅(qū)入，由于基質(zhì)致密，孔隙內(nèi)流體流動存在啟動壓力梯度，難以形成有效驅(qū)替[7-9]。

毛細管力的自發(fā)滲吸作用是低滲—致密儲集層水驅(qū)采油的重要機理[9-10]。李士奎等[11-15]通過自發(fā)滲吸實驗研究了含水飽和度、油水界面張力、潤濕性等因素對滲吸采油效率的影響規(guī)律，發(fā)現(xiàn)對于潤濕性與含水飽和度一定的致密砂巖儲集層，巖石滲透率（巖石結(jié)構(gòu)）是影響滲吸采出程度的關(guān)鍵。

根據(jù)油層物理基本原理和對常規(guī)低滲油藏實驗研究可知，毛細管力是滲吸采油的動力，儲集層潤濕性一定時，毛細管力與孔隙半徑成反比，孔隙半徑越小，毛細管力越大。以往研究滲透率對于致密砂巖滲吸采油效率的影響時，多致力于宏觀巖心采出程度測定與實驗規(guī)律總結(jié)，部分學者發(fā)現(xiàn)隨著樣品滲透率降低滲吸驅(qū)油效率變差的現(xiàn)象[16-17]，但均未就其微觀影響機制進行深入分析，導(dǎo)致滲吸采油對致密儲集層的適用條件尚不明確。

因此，本文以鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)中生界延長組長 8段天然砂巖樣品為例，通過自發(fā)滲吸物理模擬實驗研究滲透率對致密儲集層滲吸采出程度的影響規(guī)律。在此基礎(chǔ)上，利用核磁共振與亞微米CT掃描等分析手段對其微觀影響機制進行深入剖析，為致密儲集層注水補充地層能量、滲吸法采油開發(fā)決策提供理論依據(jù)。

1 實驗介紹

本文實驗由 3部分組成：自發(fā)滲吸模擬；核磁共振；巖心CT掃描。

1.1 實驗設(shè)備

實驗主要設(shè)備有 Zeiss510亞微米 CT掃描儀、MicroMR12-025V巖心核磁分析儀和體積法滲吸儀，輔助設(shè)備有BROOKFIELD黏度計、美國ISCO柱塞泵、V9500壓汞儀、分析天平、高壓驅(qū)替裝置、恒溫箱、CMS-300型孔滲測量儀、索氏抽提器及實驗玻璃儀器等。

1.2 實驗原理

1.2.1 自發(fā)滲吸模擬

將飽和好模擬油的巖樣放入滲吸儀中，向滲吸儀內(nèi)注入適量地層水后置于恒溫箱內(nèi)，進行自發(fā)滲吸驅(qū)油實驗。通過體積法測量不同時刻滲吸儀刻度管中滲吸驅(qū)油體積，計算滲吸驅(qū)油速度和采出程度。

1.2.2 核磁共振

核磁共振是一種無損的檢測方法，飽和單相流體的巖石的核磁共振T2譜可以反映巖石內(nèi)部孔隙結(jié)構(gòu)。均勻磁場中，所測橫向弛豫時間T2為[18]：

由于T2B數(shù)值遠大于T2，1/T2B可忽略不計，令：

則（1）式可簡化為：

可見，橫向弛豫時間T2與孔徑rc理論上呈線性正比關(guān)系，然而由于天然巖心孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，李愛芬等[19-20]通過大量的統(tǒng)計實驗發(fā)現(xiàn)T2與rc呈冪函數(shù)關(guān)系：

以高壓壓汞數(shù)據(jù)為依據(jù)，求出C值和n值，代入（6）式即可完成T2到rc的冪函數(shù)轉(zhuǎn)換，進而根據(jù)滲吸前后T2譜曲線包圍面積的差值計算得出不同孔徑對應(yīng)的采出程度。

1.2.3 CT掃描

巖心X射線CT掃描技術(shù)可對非透明物質(zhì)的組成和結(jié)構(gòu)進行無損化檢測，X射線源向載物臺上的物品發(fā)出X射線，與檢測樣品發(fā)生一系列作用后被接收器接收，接收器將其轉(zhuǎn)化為電信號返回給計算機進行切面重構(gòu)[21]。掃描完成后便可得到樣品不同切面上的多組投影數(shù)據(jù)，將所有二維投影疊加起來，便可得到三維圖像信息。

1.3 實驗材料

本文實驗用巖心、原油及地層水均取自鄂爾多斯盆地富縣地區(qū)中生界延長組長 8段致密儲集層，為排除潤濕性差異對實驗結(jié)果的影響，本文巖心樣品均取自同一口取心探井。

巖心樣品：長度為2.544～5.067 cm，直徑2.5 cm左右，覆壓氣測滲透率為 0.048×10-3～0.262×10-3μm2，孔隙度為4.26%～9.23%，巖心潤濕性為弱親水，相對潤濕指數(shù)為0.28左右。具體參數(shù)如表1所示。

由表 1可知：實驗樣品滲透率整體與孔隙度正相關(guān)，與束縛水飽和度負相關(guān)。滲透率越高，儲集層質(zhì)量越好。

實驗用水：長8段地層水，礦化度為15 100 mg/L左右，水型為CaCl2型，黏度為0.98 mPa·s（50 ℃），pH值為7.1。

表1 致密儲集層巖心樣品基本數(shù)據(jù)表

實驗用油：實驗?zāi)M油為長 8段原油與煤油按體積比1∶2混合而成，黏度為 2.75 mPa·s（50 ℃），與地層水的界面張力為16.7 mN/m，密度為0.81 g/cm3。

1.4 實驗流程

1.4.1 自發(fā)滲吸實驗

①利用常規(guī)油層物理方法標定巖心孔隙度與氣測滲透率。

②巖心抽真空穩(wěn)定至0.1 MPa保持24 h以上，飽和地層水，然后放入夾持器內(nèi)飽和模擬油，待出口端無水流出且壓力穩(wěn)定時，計算束縛水飽和度，放入50 ℃烘箱內(nèi)，老化36 h后備用。

③將老化后的巖心放置于體積法滲吸儀內(nèi)，向滲吸儀緩慢加入地層水，待液面上升至刻度線時，停止注入，之后每隔一段時間（1～2 h）記錄刻度管讀數(shù)并采集圖像信息，待刻度管內(nèi)讀數(shù)24 h不變時，記錄最終采出程度。

④鑒于標定樣品滲吸采出程度時“掛壁現(xiàn)象”與“門檻跳躍”等效應(yīng)[22]會造成滲吸中采出程度過程值測量不準確，本實驗忽略過程值變化，僅測定巖心樣品的最終滲吸采出程度。

1.4.2 自發(fā)滲吸核磁共振實驗

①開啟核磁共振監(jiān)測儀器，設(shè)置主要測試參數(shù)：等待時間2.5 s，回波間隔0.504 ms，回波個數(shù)2 500，以此測試巖心飽和油狀態(tài)時的T2譜。

②將巖心放入滲吸儀內(nèi)，滲吸儀內(nèi)介質(zhì)為含有MnCl2的地層水溶液。設(shè)定恒溫箱溫度為50 ℃，觀察巖心表面再無油滴滲出后，繼續(xù)浸泡48 h以上，將樣品取出，測定滲吸終止后的T2譜。

③將完成以上步驟的巖心重新洗油、烘干，放入壓汞儀進行壓汞實驗，設(shè)定最高進汞壓力為241 MPa，可識別出的最小喉道直徑為0.003 μm。

1.4.3 巖心CT掃描實驗

①巖心壓汞實驗前，將巖心固定于掃描轉(zhuǎn)臺上，利用 Zeiss510亞微米 CT掃描儀對巖心干樣中部 801個截面進行掃描，設(shè)定掃描工作電壓為 50×103V，曝光時間1.5 s，掃描尺寸為2 048×2 048個像素，像素尺度為 0.7 μm，可滿足亞微米級以上的孔隙識別需要。

②為消除巖心邊界偽影的影響，截取 500個 CT掃描圖像的矩形部分作為研究區(qū)域，對 500張二維圖像進行中值濾波降噪處理，使得圖像的清晰度與對比度得到提高。

③根據(jù)巖石骨架與孔隙的灰度差峰值差異，對獲取的二維圖像進行二值化分割處理，獲取切片內(nèi)孔隙信息。

④利用三維容積重建技術(shù)，將所有的二維圖像疊加還原巖心模型內(nèi)孔隙的三維信息，并通過最大球算法[23-24]獲取亞微米級—微米級孔徑分布。

⑤在巖心模型孔隙結(jié)構(gòu)三維重構(gòu)的基礎(chǔ)上，定義巖心模型內(nèi)孔隙體像素點與巖心切面邊界重合且體像素點連續(xù)的孔隙為連通孔隙，否則視為不連通孔隙，從而將巖心模型內(nèi)三維空間及二維切片內(nèi)連通孔隙與不連通的孔隙區(qū)分開。

2 實驗結(jié)果與討論

2.1 滲透率對自發(fā)滲吸采出程度的影響

對 9塊不同滲透率的天然巖心樣品進行自發(fā)滲吸模擬實驗，為避免實驗時出現(xiàn)掛壁現(xiàn)象，實驗前用酒精與硫酸混合液清洗滲吸儀器，實驗過程中適當補充地層水，確保體積讀數(shù)。實驗結(jié)果如圖1和圖2所示。

圖1 滲透率與采出程度的關(guān)系

由圖 1可知：研究區(qū)砂巖樣品滲吸采出程度為5.24%～18.23%，基質(zhì)滲透率越高，滲吸采出程度越高。通過實驗圖像采集觀測，隨浸泡時間的增加，巖心表面析出的細小油滴的體積逐漸變大，油滴間距逐漸減少，在界面張力的作用下，油滴間發(fā)生“聚并”現(xiàn)象，“聚并”后的大油滴在浮力的作用下，克服油滴與巖石表面的黏滯力，脫離巖心表面。等時間條件（5 h）下，樣品滲透率越高，巖石表面滲吸油滴分布越多（見圖 2）。

毛管壓力是低滲—致密砂巖基質(zhì)滲吸驅(qū)油的動力，由于實驗巖心樣品符合典型的致密儲集層特征，滲透率越低，孔隙半徑越細小，毛管壓力越大。為分析高滲巖心滲吸采出程度高于低滲巖心滲吸采出程度的原因，本文利用核磁共振手段進一步分析了滲透率對自發(fā)滲吸可動流體分布的影響。

2.2 滲透率對自發(fā)滲吸可動流體分布的影響

選取與1號、4號、8號巖心樣品物性參數(shù)分別相似的 12號、11號、10號巖心樣品，開展自發(fā)滲吸核磁共振實驗。將巖心樣品滲吸前與滲吸終的T2譜繪制于同一坐標內(nèi)，如圖3所示。

圖3 砂巖樣品自發(fā)滲吸T2譜

由圖3可知：①樣品滲透率越高，滲吸前后T2譜曲線包圍面積的差值越大，采出程度越高；②3個樣品T2譜左峰內(nèi)均存在部分區(qū)域滲吸前后孔隙度分量無變化的現(xiàn)象，表明砂巖樣品滲吸過程中部分細小孔隙無法發(fā)生滲吸作用。

弛豫時間T2越大，對應(yīng)的孔隙半徑越大。由于不同滲透率樣品的孔隙結(jié)構(gòu)存在差異，以實驗樣品壓汞資料為依據(jù)，利用多元回歸的方法擬合獲得參數(shù)C和n（見表2），通過（6）式將弛豫時間轉(zhuǎn)化為孔隙半徑，得到不同孔徑內(nèi)滲吸采出程度分布情況。在圖 3的基礎(chǔ)上，定義孔隙度分量開始出現(xiàn)差異的T2所對應(yīng)的孔隙半徑為滲吸驅(qū)油孔隙半徑下限，根據(jù)孔隙度分量差異累計值，統(tǒng)計了不同滲透率樣品中孔徑值小于1 μm、1～10 μm、大于10 μm孔隙的滲吸采出程度，結(jié)果如圖4所示。

表2 弛豫時間與孔隙半徑轉(zhuǎn)化表

由表2與圖4可知：研究區(qū)砂巖樣品孔徑細小（納米—微米級），整體而言，亞微米孔徑為研究區(qū)致密儲集層滲吸排油的下限；巖心樣品內(nèi)孔徑小于1 μm的孔隙對滲吸采出程度的貢獻較低，孔徑大于1 μm的孔隙在對滲吸采出程度的貢獻中占主導(dǎo)地位，其中，孔徑1～10 μm的孔隙是滲吸發(fā)生的主要場所，隨樣品滲透率增加，孔徑大于10 μm的孔隙滲吸能力逐漸增強。

圖4 不同孔徑孔隙對滲吸采出程度貢獻

分析認為，毛管壓力是滲吸排驅(qū)時的驅(qū)動力。對于理想條件下的假設(shè)圓管，管徑、長度和油水黏度均為定值，符合Hagen-Poiseuille公式。但受孔喉表面粗糙度及黏土礦物的影響，致使原油與水常以油膜或水膜形式吸附在孔喉表面，導(dǎo)致有效滲吸毛管半徑常小于實際孔喉半徑。因此，可將Hagen-Poiseuille公式轉(zhuǎn)化為（7）式：

當δ=rc時，滲吸流量Q為零，表現(xiàn)為無法流動的特性，即經(jīng)典邊界層理論的無滑移條件[25]。因此當孔隙半徑等于或小于吸附層厚度時，孔道內(nèi)因液膜吸附層的力學性質(zhì)變成了無效的滲流空間。

李洋等[26-27]關(guān)于微管水驅(qū)的研究結(jié)果表明，對于微米級石英圓管，靜水邊界層厚度約為0.7 μm；對于管徑為2.5 μm的石英圓管，即使壓力梯度達10 MPa/m，管內(nèi)仍有6%（厚度占管徑百分比）左右的邊界層無法移動，水膜（吸附層）厚度約為0.15 μm。此外，鄭忠文等[28]利用研究區(qū)長 6—長 8段巖心開展了超低滲儲集層原油邊界層測試，結(jié)果表明，超低滲儲集層孔喉中原油吸附層厚度為0.110～0.345 μm，原油吸附層占孔隙體積 15%～23%。上述研究得到的吸附層厚度與本文得到的滲吸排驅(qū)孔隙半徑下限具有較好的一致性。

2.3 不同滲透率樣品巖心結(jié)構(gòu)參數(shù)分析

微米級孔隙在滲吸驅(qū)油過程中起主導(dǎo)作用，其巖心結(jié)構(gòu)差異是造成采出程度差異的主要原因。將10號、11號、12號巖心樣品洗油烘干，利用Zeiss510亞微米CT掃描儀獲取了不同滲透率樣品巖心結(jié)構(gòu)特征，統(tǒng)計結(jié)果如圖5—圖7及表3所示。

圖5 典型樣品面孔率二維分布

圖6 樣品連通孔隙三維分布

由圖5—圖7及表3可知：3個不同滲透率樣品亞微米—微米級孔隙的整體尺寸屬同一數(shù)量級且峰值尺寸差異不大；亞微米—微米級孔喉連通性整體較差，孔喉連通率普遍小于10%，體現(xiàn)出研究區(qū)長 8段儲集層的致密化特點；隨樣品滲透率的增加，亞微米—微米級孔喉的平均連通面孔率、連通孔喉個數(shù)與孔喉連通率呈指數(shù)遞增的趨勢，高滲透率樣品孔喉三維連通性遠高于低滲樣品。

受孔隙壁面固-液吸附層厚度的影響，亞微米級以上孔隙在滲吸驅(qū)油過程中起主導(dǎo)作用，納米—亞微米級孔隙對滲吸采出程度的貢獻相對較弱；不同滲透率樣品亞微米—微米級孔隙內(nèi)滲吸排驅(qū)動力相近。但樣品滲透率越高，微米級孔喉連通性越強，減少油滴排驅(qū)時卡斷的幾率，有利于擴大滲吸范圍，提高滲吸采出程度。

3 結(jié)論

基質(zhì)自發(fā)滲吸排驅(qū)在致密砂巖儲集層注水開發(fā)中起著至關(guān)重要的作用，研究區(qū)巖心樣品自發(fā)滲吸采出程度可以達到5.24%～18.23%，且基質(zhì)的滲透率越大，滲吸采出程度越高。

受孔壁固-液吸附層厚度的影響，亞微米級以上孔隙在滲吸驅(qū)油過程中起主導(dǎo)作用，納米—亞微米級孔隙對滲吸采出程度貢獻相對較弱。

孔喉連通性對致密儲集層滲吸驅(qū)油效率起著至關(guān)重要的作用，不同滲透率樣品亞微米—微米級孔隙尺寸分布的差異并不大，但隨著滲透率的增加，連通孔喉個數(shù)與連通面孔率均呈指數(shù)遞增，滲吸排驅(qū)時油滴被卡斷的幾率大大減少，導(dǎo)致滲吸排驅(qū)采出程度顯著提高。

符號注釋：

C——核磁轉(zhuǎn)換系數(shù)，m/ms；Fs——單個孔隙的形狀因子，球形孔隙Fs=3，柱狀孔隙Fs=2；L——管長，m；n——指數(shù)；pc——毛管壓力，MPa；Q——滲吸流量，m3/s；rc——孔隙半徑，m；R——相關(guān)系數(shù)；S——單個孔隙表面積，m2；T2——橫向弛豫時間，ms；T2B——體積弛豫時間，ms；V——單個孔隙體積，m3；δ——吸附層厚度，m；μ1——流體黏度，mPa·s；ρ2——橫向表面弛豫強度，m/ms。

[1]賈承造, 鄭民, 張永峰. 中國非常規(guī)油氣資源與勘探開發(fā)前景[J].石油勘探與開發(fā), 2012, 39(2): 129-136.JIA Chengzao, ZHENG Min, ZHANG Yongfeng. Unconventional hydrocarbon resources in China and the prospect of exploration and development[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012,39(2): 129-136.

[2]鄒才能, 翟光明, 張光亞, 等. 全球常規(guī)-非常規(guī)油氣形成分布、資源潛力及趨勢預(yù)測[J]. 石油勘探與開發(fā), 2015, 42(1): 13-25.ZOU Caineng, ZHAI Guangming, ZHANG Guangya, et al.Formation, distribution, potential and prediction of global conventional and unconventional hydrocarbon resources[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(1): 13-25.

[3]王香增, 任來義. 鄂爾多斯盆地延長探區(qū)油氣勘探理論與實踐進展[J]. 石油學報, 2016, 37(S1): 79-86.WANG Xiangzeng, REN Laiyi. Advances in theory and practice of hydrocarbon exploration in Yanchang exploration area, Ordos Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(S1): 79-86.

[4]李海波, 郭和坤, 楊正明, 等. 鄂爾多斯盆地陜北地區(qū)三疊系長 7致密油賦存空間[J]. 石油勘探與開發(fā), 2015, 42(3): 396-400.LI Haibo, GUO Hekun, YANG Zhengming, et al. Tight oil occurrence space of Triassic Chang 7 Member in Northern Shaanxi Area, Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(3): 396-400.

[5]張忠義, 陳世加, 楊華, 等. 鄂爾多斯盆地三疊系長7段致密油成藏機理[J]. 石油勘探與開發(fā), 2016, 43(4): 590-599.ZHANG Zhongyi, CHEN Shijia, YANG Hua, et al. Tight oil accumulation mechanisms of Triassic Yanchang Formation Chang 7 Member, Ordos Basin, China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(4): 590-599.

[6]李忠興, 屈雪峰, 劉萬濤, 等. 鄂爾多斯盆地長7段致密油合理開發(fā)方式探討[J]. 石油勘探與開發(fā), 2015, 42(2): 217-221.LI Zhongxing, QU Xuefeng, LIU Wantao, et al. Development modes of Triassic Yanchang Formation Chang 7 Member tight oil in Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015,42(2): 217-221.

[7]王家祿, 劉玉章, 陳茂謙, 等. 低滲透油藏裂縫動態(tài)滲吸機理實驗研究[J]. 石油勘探與開發(fā), 2009, 36(1): 86-90.WANG Jialu, LIU Yuzhang, CHEN Maoqian, et al. Experimental study on dynamic imbibition mechanism of low permeability reservoirs[J].Petroleum Exploration and Development, 2009, 36(1): 86-90.

[8]袁士義, 宋新民, 冉啟全. 裂縫性油藏開發(fā)技術(shù)[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 2004.YUAN Shiyi, SONG Xinming, RAN Qiquan. Development technology in natural fracture reservoir[M]. Beijing: Petroleum Industry Press,2004.

[9]蔡建超, 郁伯銘. 多孔介質(zhì)自發(fā)滲吸研究進展[J]. 力學進展, 2012,42(6): 735-754.CAI Jianchao, YU Boming. Advances in studies of spontaneous imbibition in porous media[J]. Advances in Mechanics, 2012, 42(6):735-754.

[10]朱維耀, 鞠巖, 趙明, 等. 低滲透裂縫性砂巖油藏多孔介質(zhì)滲吸機理研究[J]. 石油學報, 2002, 23(6): 56-59.ZHU Weiyao, JU Yan, ZHAO Ming, et al. Spontaneous imbibition mechanism of flow through porous media and waterflooding in low-permeability fractured sandstone reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2002, 23(6): 56-59.

[11]李士奎, 劉衛(wèi)東, 張海琴, 等. 低滲透油藏自發(fā)滲吸驅(qū)油實驗研究[J]. 石油學報, 2007, 28(2): 109-112.LI Shikui, LIU Weidong, ZHANG Haiqin, et al. Experimental study of spontaneous imbibition in low-permeability reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2007, 28(2): 109-112.

[12]TREIBER L E, OWENS W W. A laboratory evaluation of the wettability of fifty oil-producing reservoirs[R]. SPE 3526, 1972.

[13]CUIEC L, BOURBIAUX B, KALAYDJIAN F. Oil recovery by imbibition in low-permeability Chalk[R]. SPE 20259, 1994.

[14]李愛芬, 凡田友, 趙琳. 裂縫性油藏低滲透巖心自發(fā)滲吸實驗研究[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2011, 18(5): 67-69.LI Aifen, FAN Tianyou, ZHAO Lin. Experimental study of spontaneous imbibition in low permeability core, fractured reservoir[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2011, 18(5): 67-69.

[15]張星. 低滲透砂巖油藏滲吸規(guī)律研究[M]. 北京: 中國石化出版社,2013.ZHANG Xing. Low permeability sandstone reservoir imbibition law research[M]. Beijing: China Petrochemical Press, 2013.

[16]濮御, 王秀宇, 濮玲. 致密儲集層靜態(tài)滲吸實驗[J]. 大慶石油地質(zhì)與開發(fā), 2016, 35(6): 159-163.PU Yu, WANG Xiuyu, PU Ling. Experiment of the static imbibition for tight reservoir[J]. Petroleum Geology and Oilfield Development in Daqing, 2016, 35(6): 159-163.

[17]許建紅, 馬麗麗. 低滲透裂縫性油藏自發(fā)滲吸滲流作用[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2015, 22(3): 111-114.XU Jianhong, MA Lili. Spontaneous imbibition in fractured low permeability reservoir[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2015, 22(3): 111-114.

[18]何雨丹, 毛志強, 肖立志, 等. 核磁共振 T2分布評價巖石孔徑分布的改進方法[J]. 地球物理學報, 2005, 48(2): 373-378.HE Yudan, MAO Zhiqiang, XIAO Lizhi, et al. An improved method of using NMR T2distribution to evaluate pore size distribution[J].Chinese Journal of Geophysics, 2005, 48(2): 373-378.

[19]李愛芬, 任曉霞, 王桂娟, 等. 核磁共振研究致密砂巖孔隙結(jié)構(gòu)的方法及應(yīng)用[J]. 中國石油大學學報(自然科學版), 2015, 39(6): 92-98.LI Aifen, REN Xiaoxia, WANG Guijuan, et al. Characterization of pore structure of low permeability reservoirs using a nuclear magnetic resonance method[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2015, 39(6): 92-98.

[20]王學武, 楊正明, 李海波, 等. 核磁共振研究低滲透儲層孔隙結(jié)構(gòu)方法[J]. 西南石油大學學報(自然科學版), 2010, 32(2): 69-72.WANG Xuewu, YANG Zhengming, LI Haibo, et al. Experimental study on pore structure of low permeability core with NMR spectra[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science &Technology Edition), 2010, 32(2): 69-72.

[21]屈樂. 基于低滲透儲集層的三維數(shù)字巖心建模及應(yīng)用[D]. 西安:西北大學, 2014.QU Le. Modeling and application of three-dimensional digital core based on low permeability reservoir[D]. Xi’an: Northwest University,2014.

[22]王敉邦, 蔣林宏, 包建銀, 等. 滲吸實驗描述與方法適用性評價[J]. 石油化工應(yīng)用, 2015, 34(12): 102-105.WANG Mibang, JIANG Linhong, BAO Jianyin, et al. Imbibition experimental description and methods applicability evaluation[J].Petrochemical Industry Application, 2015, 34(12): 102-105.

[23]屈樂, 孫衛(wèi), 杜環(huán)虹, 等. 基于 CT掃描的三維數(shù)字巖心孔隙結(jié)構(gòu)表征方法及應(yīng)用: 以莫北油田 116井區(qū)三工河組為例[J]. 現(xiàn)代地質(zhì), 2014, 28(1): 190-196.QU Le, SUN Wei, DU Huanhong, et al. Characterization technique of pore structure by 3D digital core based on CT scanning and its application: An example from Sangonghe Formation of 116 Well Field in Mobei Oilfield[J]. Geoscience, 2014, 28(1): 190-196.

[24]肖佃師, 盧雙舫, 陸正元, 等. 聯(lián)合核磁共振和恒速壓汞方法測定致密砂巖孔喉結(jié)構(gòu)[J]. 石油勘探與開發(fā), 2016, 43(6): 961-970.XIAO Dianshi, LU Shuangfang, LU Zhengyuan, et al. Combining nuclear magnetic resonance and rate-controlled porosimetry to probe the pore-throat structure of tight sandstones[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(6): 961-970.

[25]田虓豐, 程林松, 曹仁義, 等. 致密油藏微納米喉道中的邊界層特征[J]. 計算物理, 2016, 33(6): 717-725.TIAN Xiaofeng, CHENG Linsong, CAO Renyi, et al. Characteristics of boundary layer in micro and nano throats of tight sandstone oil reservoirs[J]. Chinese Journal of Computational Physics, 2016, 33(6):717-725.

[26]李洋. 微尺度下非線性流動特征及降低流動阻力的研究[D]. 北京:中國科學院研究生院, 2010.LI Yang. Study of microscale nonlinear flow characteristics and flow resistance reducing methods[D]. Beijing: Graduate School of Chinese Academy of Science, 2010.

[27]CHEN J D. Measuring the film thickness surrounding a bubble inside a capillary[J]. Journal of Colloid and Interface Science, 1986, 109(2):341-349.

[28]鄭忠文, 張漢生. 鄂爾多斯盆地富縣探區(qū)延長組長6—長8段超低滲砂巖儲集層孔喉特征[J]. 新疆石油地質(zhì), 2016, 37(1): 13-17.ZHENG Zhongwen, ZHANG Hansheng. Pore and throat characteristics of Chang6-Chang8 ultra-low permeability sandstone reservoirs of Yanchang Formation in Fuxian exploration area, Ordos Basin[J].Xinjiang Petroleum Geology, 2016, 37(1): 13-17.

Micro-influencing mechanism of permeability on spontaneous imbibition recovery for tight sandstone reservoirs

GU Xiaoyu1, PU Chunsheng1, HUANG Hai2, HUANG Feifei1, LI Yuejing1, LIU Yang1, LIU Hengchao1
(1.School of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao266580,China; 2.School of Petroleum Engineering,Xi’an Shiyou University,Xi’an710065,China)

Taking the Chang 8 tight sandstone reservoir of the Yanchang Formation of Fuxian area in Ordos Basin as an example, the influencing mechanism of permeability on imbibition recovery in tight sandstone was explored by spontaneous imbibition experiment,combining nuclear magnetic resonance (NMR) and CT Scanning. Results show that: (1) spontaneous imbibition played a vital role in water-flooding of the tight sandstone reservoir, the recovery by spontaneous imbibition of experimental core samples can reach 5.24% -18.23%, and the higher the matrix permeability, the higher the recovery degree by spontaneous imbibition; (2) because of the thickness of adsorbed layer, pores above sub-micron scale made a great contribution to the imbibition recovery of tight sandstone reservoir, and nano-submicron pores made less contribution to imbibition recovery; (3) the connectivity of pore and throat was the major microscopic mechanism of the positive correlation between matrix permeability and spontaneous imbibition recovery. Samples of different permeability didn’t differ much in the sizes of sub-micron to micron pores, but with the rise of permeability, the connected pores and throats and surface porosity increased exponentially, leading to significant increase of imbibition recovery.

tight sandstone; oil recovery by imbibition; influence mechanism; permeability; adsorbed layer; pore-throat connectivity;micro-nano pore

國家科技重大專項（2009ZX05009，2011ZX05001）；國家自然科學基金（51104173，51274229）

TE355

A

1000-0747(2017)06-0948-07

10.11698/PED.2017.06.12

谷瀟雨, 蒲春生, 黃海, 等. 滲透率對致密砂巖儲集層滲吸采油的微觀影響機制[J]. 石油勘探與開發(fā), 2017,44(6): 948-954.

GU Xiaoyu, PU Chunsheng, HUANG Hai, et al. Micro-influencing mechanism of permeability on spontaneous imbibition recovery for tight sandstone reservoirs[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(6): 948-954.

谷瀟雨（1989-），男，陜西西安人，中國石油大學（華東）石油工程學院在讀博士研究生，主要從事低滲透油藏開發(fā)地質(zhì)及滲吸采油等方面研究。地址：山東省青島市黃島區(qū)長江西路 66號，中國石油大學（華東）石油工程學院，郵政編碼：266580。E-mail:458570670@qq.com

聯(lián)系作者簡介：蒲春生（1959-），男，四川廣安人，中國石油大學（華東）石油工程學院教授，主要從事低滲、特低滲、稠油、超稠油等特種油氣藏物理-化學強化開采及資源環(huán)境保護理論與技術(shù)方面的研究工作。地址：山東省青島市黃島區(qū)長江西路66號，中國石油大學（華東）石油工程學院，郵政編碼：26658。E-mail: chshpu@163.com

2017-02-21

2017-10-20

（編輯 劉戀）