渗透率对致密砂岩储集层渗吸采油的微观影响机制

谷潇雨，蒲春生，黄海，黄飞飞，李悦静，刘杨，刘恒超

（1. 中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2. 西安石油大学石油工程学院，西安 710065）

渗透率对致密砂岩储集层渗吸采油的微观影响机制

谷潇雨1，蒲春生1，黄海2，黄飞飞1，李悦静1，刘杨1，刘恒超1

（1. 中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2. 西安石油大学石油工程学院，西安 710065）

以鄂尔多斯盆地富县地区延长组长 8段致密砂岩储集层样品为例，通过自发渗吸模拟实验，结合核磁共振与CT扫描分析，进一步揭示了致密储集层渗透率对渗吸采油效率的微观影响机制。研究结果表明：①基质自发渗吸排驱在致密砂岩储集层注水开发中起着至关重要的作用，实验岩心样品自发渗吸采出程度可以达到 5.24%～18.23%，且基质的渗透率越大，自发渗吸采出程度越高；②受吸附层厚度的影响，亚微米级以上孔隙在致密储集层的渗吸驱油过程中起主导作用，纳米—亚微米级孔隙对渗吸采出程度贡献相对较弱；③孔喉的连通性是导致致密储集层基质渗透率与渗吸排驱采油效率呈正相关的主要微观影响机制。不同渗透率样品亚微米—微米级孔隙尺寸分布的差异并不大，但随着渗透率的增加，连通孔喉个数与连通面孔率均呈指数递增，导致渗吸排驱采出程度显著提高。图7表3参28

致密砂岩；渗吸驱油；影响机制；渗透率；吸附层；孔喉连通性；微—纳米孔隙

0 引言

中国致密油可采资源量为13×108～14×108t，该类资源的高效开发是中国油气可持续发展的重要保障[1-2]。鄂尔多斯盆地致密油是中国陆相沉积致密油资源的典型代表，其中富县、黄陵、吴起等地区中生界延长组长6、长7和长8段发育大规模的致密砂岩储集层[3-5]。理论与实践表明，大型体积缝网压裂技术是致密储集层的有效开发手段，利用注水补充地层能量是致密储集层体积压裂后最具经济前景的稳产与提高采收率的接替技术[6]。注水开发中，注入水主要沿裂缝驱入，由于基质致密，孔隙内流体流动存在启动压力梯度，难以形成有效驱替[7-9]。

毛细管力的自发渗吸作用是低渗—致密储集层水驱采油的重要机理[9-10]。李士奎等[11-15]通过自发渗吸实验研究了含水饱和度、油水界面张力、润湿性等因素对渗吸采油效率的影响规律，发现对于润湿性与含水饱和度一定的致密砂岩储集层，岩石渗透率（岩石结构）是影响渗吸采出程度的关键。

根据油层物理基本原理和对常规低渗油藏实验研究可知，毛细管力是渗吸采油的动力，储集层润湿性一定时，毛细管力与孔隙半径成反比，孔隙半径越小，毛细管力越大。以往研究渗透率对于致密砂岩渗吸采油效率的影响时，多致力于宏观岩心采出程度测定与实验规律总结，部分学者发现随着样品渗透率降低渗吸驱油效率变差的现象[16-17]，但均未就其微观影响机制进行深入分析，导致渗吸采油对致密储集层的适用条件尚不明确。

因此，本文以鄂尔多斯盆地富县地区中生界延长组长 8段天然砂岩样品为例，通过自发渗吸物理模拟实验研究渗透率对致密储集层渗吸采出程度的影响规律。在此基础上，利用核磁共振与亚微米CT扫描等分析手段对其微观影响机制进行深入剖析，为致密储集层注水补充地层能量、渗吸法采油开发决策提供理论依据。

1 实验介绍

本文实验由 3部分组成：自发渗吸模拟；核磁共振；岩心CT扫描。

1.1 实验设备

实验主要设备有 Zeiss510亚微米 CT扫描仪、MicroMR12-025V岩心核磁分析仪和体积法渗吸仪，辅助设备有BROOKFIELD黏度计、美国ISCO柱塞泵、V9500压汞仪、分析天平、高压驱替装置、恒温箱、CMS-300型孔渗测量仪、索氏抽提器及实验玻璃仪器等。

1.2 实验原理

1.2.1 自发渗吸模拟

将饱和好模拟油的岩样放入渗吸仪中，向渗吸仪内注入适量地层水后置于恒温箱内，进行自发渗吸驱油实验。通过体积法测量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。

1.2.2 核磁共振

核磁共振是一种无损的检测方法，饱和单相流体的岩石的核磁共振T2谱可以反映岩石内部孔隙结构。均匀磁场中，所测横向弛豫时间T2为[18]：

由于T2B数值远大于T2，1/T2B可忽略不计，令：

则（1）式可简化为：

可见，横向弛豫时间T2与孔径rc理论上呈线性正比关系，然而由于天然岩心孔隙结构复杂，李爱芬等[19-20]通过大量的统计实验发现T2与rc呈幂函数关系：

以高压压汞数据为依据，求出C值和n值，代入（6）式即可完成T2到rc的幂函数转换，进而根据渗吸前后T2谱曲线包围面积的差值计算得出不同孔径对应的采出程度。

1.2.3 CT扫描

岩心X射线CT扫描技术可对非透明物质的组成和结构进行无损化检测，X射线源向载物台上的物品发出X射线，与检测样品发生一系列作用后被接收器接收，接收器将其转化为电信号返回给计算机进行切面重构[21]。扫描完成后便可得到样品不同切面上的多组投影数据，将所有二维投影叠加起来，便可得到三维图像信息。

1.3 实验材料

本文实验用岩心、原油及地层水均取自鄂尔多斯盆地富县地区中生界延长组长 8段致密储集层，为排除润湿性差异对实验结果的影响，本文岩心样品均取自同一口取心探井。

岩心样品：长度为2.544～5.067 cm，直径2.5 cm左右，覆压气测渗透率为 0.048×10-3～0.262×10-3μm2，孔隙度为4.26%～9.23%，岩心润湿性为弱亲水，相对润湿指数为0.28左右。具体参数如表1所示。

由表 1可知：实验样品渗透率整体与孔隙度正相关，与束缚水饱和度负相关。渗透率越高，储集层质量越好。

实验用水：长8段地层水，矿化度为15 100 mg/L左右，水型为CaCl2型，黏度为0.98 mPa·s（50 ℃），pH值为7.1。

表1 致密储集层岩心样品基本数据表

实验用油：实验模拟油为长 8段原油与煤油按体积比1∶2混合而成，黏度为 2.75 mPa·s（50 ℃），与地层水的界面张力为16.7 mN/m，密度为0.81 g/cm3。

1.4 实验流程

1.4.1 自发渗吸实验

①利用常规油层物理方法标定岩心孔隙度与气测渗透率。

②岩心抽真空稳定至0.1 MPa保持24 h以上，饱和地层水，然后放入夹持器内饱和模拟油，待出口端无水流出且压力稳定时，计算束缚水饱和度，放入50 ℃烘箱内，老化36 h后备用。

③将老化后的岩心放置于体积法渗吸仪内，向渗吸仪缓慢加入地层水，待液面上升至刻度线时，停止注入，之后每隔一段时间（1～2 h）记录刻度管读数并采集图像信息，待刻度管内读数24 h不变时，记录最终采出程度。

④鉴于标定样品渗吸采出程度时“挂壁现象”与“门槛跳跃”等效应[22]会造成渗吸中采出程度过程值测量不准确，本实验忽略过程值变化，仅测定岩心样品的最终渗吸采出程度。

1.4.2 自发渗吸核磁共振实验

①开启核磁共振监测仪器，设置主要测试参数：等待时间2.5 s，回波间隔0.504 ms，回波个数2 500，以此测试岩心饱和油状态时的T2谱。

②将岩心放入渗吸仪内，渗吸仪内介质为含有MnCl2的地层水溶液。设定恒温箱温度为50 ℃，观察岩心表面再无油滴渗出后，继续浸泡48 h以上，将样品取出，测定渗吸终止后的T2谱。

③将完成以上步骤的岩心重新洗油、烘干，放入压汞仪进行压汞实验，设定最高进汞压力为241 MPa，可识别出的最小喉道直径为0.003 μm。

1.4.3 岩心CT扫描实验

①岩心压汞实验前，将岩心固定于扫描转台上，利用 Zeiss510亚微米 CT扫描仪对岩心干样中部 801个截面进行扫描，设定扫描工作电压为 50×103V，曝光时间1.5 s，扫描尺寸为2 048×2 048个像素，像素尺度为 0.7 μm，可满足亚微米级以上的孔隙识别需要。

②为消除岩心边界伪影的影响，截取 500个 CT扫描图像的矩形部分作为研究区域，对 500张二维图像进行中值滤波降噪处理，使得图像的清晰度与对比度得到提高。

③根据岩石骨架与孔隙的灰度差峰值差异，对获取的二维图像进行二值化分割处理，获取切片内孔隙信息。

④利用三维容积重建技术，将所有的二维图像叠加还原岩心模型内孔隙的三维信息，并通过最大球算法[23-24]获取亚微米级—微米级孔径分布。

⑤在岩心模型孔隙结构三维重构的基础上，定义岩心模型内孔隙体像素点与岩心切面边界重合且体像素点连续的孔隙为连通孔隙，否则视为不连通孔隙，从而将岩心模型内三维空间及二维切片内连通孔隙与不连通的孔隙区分开。

2 实验结果与讨论

2.1 渗透率对自发渗吸采出程度的影响

对 9块不同渗透率的天然岩心样品进行自发渗吸模拟实验，为避免实验时出现挂壁现象，实验前用酒精与硫酸混合液清洗渗吸仪器，实验过程中适当补充地层水，确保体积读数。实验结果如图1和图2所示。

图1 渗透率与采出程度的关系

由图 1可知：研究区砂岩样品渗吸采出程度为5.24%～18.23%，基质渗透率越高，渗吸采出程度越高。通过实验图像采集观测，随浸泡时间的增加，岩心表面析出的细小油滴的体积逐渐变大，油滴间距逐渐减少，在界面张力的作用下，油滴间发生“聚并”现象，“聚并”后的大油滴在浮力的作用下，克服油滴与岩石表面的黏滞力，脱离岩心表面。等时间条件（5 h）下，样品渗透率越高，岩石表面渗吸油滴分布越多（见图 2）。

毛管压力是低渗—致密砂岩基质渗吸驱油的动力，由于实验岩心样品符合典型的致密储集层特征，渗透率越低，孔隙半径越细小，毛管压力越大。为分析高渗岩心渗吸采出程度高于低渗岩心渗吸采出程度的原因，本文利用核磁共振手段进一步分析了渗透率对自发渗吸可动流体分布的影响。

2.2 渗透率对自发渗吸可动流体分布的影响

选取与1号、4号、8号岩心样品物性参数分别相似的 12号、11号、10号岩心样品，开展自发渗吸核磁共振实验。将岩心样品渗吸前与渗吸终的T2谱绘制于同一坐标内，如图3所示。

图3 砂岩样品自发渗吸T2谱

由图3可知：①样品渗透率越高，渗吸前后T2谱曲线包围面积的差值越大，采出程度越高；②3个样品T2谱左峰内均存在部分区域渗吸前后孔隙度分量无变化的现象，表明砂岩样品渗吸过程中部分细小孔隙无法发生渗吸作用。

弛豫时间T2越大，对应的孔隙半径越大。由于不同渗透率样品的孔隙结构存在差异，以实验样品压汞资料为依据，利用多元回归的方法拟合获得参数C和n（见表2），通过（6）式将弛豫时间转化为孔隙半径，得到不同孔径内渗吸采出程度分布情况。在图 3的基础上，定义孔隙度分量开始出现差异的T2所对应的孔隙半径为渗吸驱油孔隙半径下限，根据孔隙度分量差异累计值，统计了不同渗透率样品中孔径值小于1 μm、1～10 μm、大于10 μm孔隙的渗吸采出程度，结果如图4所示。

表2 弛豫时间与孔隙半径转化表

由表2与图4可知：研究区砂岩样品孔径细小（纳米—微米级），整体而言，亚微米孔径为研究区致密储集层渗吸排油的下限；岩心样品内孔径小于1 μm的孔隙对渗吸采出程度的贡献较低，孔径大于1 μm的孔隙在对渗吸采出程度的贡献中占主导地位，其中，孔径1～10 μm的孔隙是渗吸发生的主要场所，随样品渗透率增加，孔径大于10 μm的孔隙渗吸能力逐渐增强。

图4 不同孔径孔隙对渗吸采出程度贡献

分析认为，毛管压力是渗吸排驱时的驱动力。对于理想条件下的假设圆管，管径、长度和油水黏度均为定值，符合Hagen-Poiseuille公式。但受孔喉表面粗糙度及黏土矿物的影响，致使原油与水常以油膜或水膜形式吸附在孔喉表面，导致有效渗吸毛管半径常小于实际孔喉半径。因此，可将Hagen-Poiseuille公式转化为（7）式：

当δ=rc时，渗吸流量Q为零，表现为无法流动的特性，即经典边界层理论的无滑移条件[25]。因此当孔隙半径等于或小于吸附层厚度时，孔道内因液膜吸附层的力学性质变成了无效的渗流空间。

李洋等[26-27]关于微管水驱的研究结果表明，对于微米级石英圆管，静水边界层厚度约为0.7 μm；对于管径为2.5 μm的石英圆管，即使压力梯度达10 MPa/m，管内仍有6%（厚度占管径百分比）左右的边界层无法移动，水膜（吸附层）厚度约为0.15 μm。此外，郑忠文等[28]利用研究区长 6—长 8段岩心开展了超低渗储集层原油边界层测试，结果表明，超低渗储集层孔喉中原油吸附层厚度为0.110～0.345 μm，原油吸附层占孔隙体积 15%～23%。上述研究得到的吸附层厚度与本文得到的渗吸排驱孔隙半径下限具有较好的一致性。

2.3 不同渗透率样品岩心结构参数分析

微米级孔隙在渗吸驱油过程中起主导作用，其岩心结构差异是造成采出程度差异的主要原因。将10号、11号、12号岩心样品洗油烘干，利用Zeiss510亚微米CT扫描仪获取了不同渗透率样品岩心结构特征，统计结果如图5—图7及表3所示。

图5 典型样品面孔率二维分布

图6 样品连通孔隙三维分布

由图5—图7及表3可知：3个不同渗透率样品亚微米—微米级孔隙的整体尺寸属同一数量级且峰值尺寸差异不大；亚微米—微米级孔喉连通性整体较差，孔喉连通率普遍小于10%，体现出研究区长 8段储集层的致密化特点；随样品渗透率的增加，亚微米—微米级孔喉的平均连通面孔率、连通孔喉个数与孔喉连通率呈指数递增的趋势，高渗透率样品孔喉三维连通性远高于低渗样品。

受孔隙壁面固-液吸附层厚度的影响，亚微米级以上孔隙在渗吸驱油过程中起主导作用，纳米—亚微米级孔隙对渗吸采出程度的贡献相对较弱；不同渗透率样品亚微米—微米级孔隙内渗吸排驱动力相近。但样品渗透率越高，微米级孔喉连通性越强，减少油滴排驱时卡断的几率，有利于扩大渗吸范围，提高渗吸采出程度。

3 结论

基质自发渗吸排驱在致密砂岩储集层注水开发中起着至关重要的作用，研究区岩心样品自发渗吸采出程度可以达到5.24%～18.23%，且基质的渗透率越大，渗吸采出程度越高。

受孔壁固-液吸附层厚度的影响，亚微米级以上孔隙在渗吸驱油过程中起主导作用，纳米—亚微米级孔隙对渗吸采出程度贡献相对较弱。

孔喉连通性对致密储集层渗吸驱油效率起着至关重要的作用，不同渗透率样品亚微米—微米级孔隙尺寸分布的差异并不大，但随着渗透率的增加，连通孔喉个数与连通面孔率均呈指数递增，渗吸排驱时油滴被卡断的几率大大减少，导致渗吸排驱采出程度显著提高。

符号注释：

C——核磁转换系数，m/ms；Fs——单个孔隙的形状因子，球形孔隙Fs=3，柱状孔隙Fs=2；L——管长，m；n——指数；pc——毛管压力，MPa；Q——渗吸流量，m3/s；rc——孔隙半径，m；R——相关系数；S——单个孔隙表面积，m2；T2——横向弛豫时间，ms；T2B——体积弛豫时间，ms；V——单个孔隙体积，m3；δ——吸附层厚度，m；μ1——流体黏度，mPa·s；ρ2——横向表面弛豫强度，m/ms。

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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

国家科技重大专项（2009ZX05009，2011ZX05001）；国家自然科学基金（51104173，51274229）

TE355

A

1000-0747(2017)06-0948-07

10.11698/PED.2017.06.12

谷潇雨, 蒲春生, 黄海, 等. 渗透率对致密砂岩储集层渗吸采油的微观影响机制[J]. 石油勘探与开发, 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.

谷潇雨（1989-），男，陕西西安人，中国石油大学（华东）石油工程学院在读博士研究生，主要从事低渗透油藏开发地质及渗吸采油等方面研究。地址：山东省青岛市黄岛区长江西路 66号，中国石油大学（华东）石油工程学院，邮政编码：266580。E-mail:458570670@qq.com

联系作者简介：蒲春生（1959-），男，四川广安人，中国石油大学（华东）石油工程学院教授，主要从事低渗、特低渗、稠油、超稠油等特种油气藏物理-化学强化开采及资源环境保护理论与技术方面的研究工作。地址：山东省青岛市黄岛区长江西路66号，中国石油大学（华东）石油工程学院，邮政编码：26658。E-mail: chshpu@163.com

2017-02-21

2017-10-20

（编辑 刘恋）