柴曉龍， 田冷， 王恒力， 成毅， 王嘉新， 閆方平

(1.中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室， 北京 102249； 2.中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院， 北京 102249； 3.中國石油國際勘探開發(fā)有限公司， 北京 100032； 4.河北石油職業(yè)技術(shù)大學(xué)石油工程系， 承德 067000)

儲層巖石表面發(fā)生液體流散的現(xiàn)象為巖石的潤濕性。潤濕性是在一定的溫度和壓力條件下，油-水-巖石之間的相互作用，該性質(zhì)對微觀孔喉內(nèi)原油的分布狀態(tài)具有重要的作用，也是提高開發(fā)效果和評價油田采收率的重要指標(biāo)之一。巖石潤濕性會對地層油和地層水的流動特征、分布模式和類型產(chǎn)生重要影響，也是選擇何種開放方式的重要考量指標(biāo)之一。因此確定巖石潤濕性，對于油藏合理開發(fā)具有重要意義[1-3]。中外學(xué)者對明確儲層巖石潤濕性進(jìn)行了不同測定方法的研究。目前油藏潤濕性實驗測定的傳統(tǒng)方法有定量測定法、定性測定法和現(xiàn)場測定法[4]。孫軍昌等[5]在大量文獻(xiàn)調(diào)研的基礎(chǔ)上，采用核磁共振的方法表征了巖石的潤濕性，對核磁共振明確巖石潤濕性方法機理、適用性進(jìn)行了描述；戎克生等[6]使用光滑的石英玻片和經(jīng)拋光的方解石晶片替代典型砂巖和碳酸鹽巖的巖石表面，對接觸角測定巖石潤濕性的方法進(jìn)行了改進(jìn)，得到了改進(jìn)后的潤濕角確定巖石潤濕性的方法；Alvarez等[7]研究表明，采用接觸角法、核磁共振法和Zeta電位測量法能夠準(zhǔn)確評價非常規(guī)油藏巖石潤濕性，同時也是最合適的評價方法；楊正明等[8]采用物理模擬實驗和核磁共振技術(shù)相結(jié)合的實驗方法，確定巖石的潤濕性，并在此基礎(chǔ)上，對巖石潤濕指數(shù)進(jìn)行了分類；張亞云等[9]采用機器學(xué)習(xí)的方法，建立了巖石潤濕性廣義回歸神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)模型，以此來實現(xiàn)巖石潤濕性的定量表征，并明確了潤濕性主控因素為有機碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)、黏土礦物和石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)；閆頂點等[10]采用測井技術(shù)，通過自然伽馬、密度或中子、和電阻率組合等測井資料，計算飽和度指數(shù)n值，以此來確定巖石潤濕性。并與核磁共振測試結(jié)果進(jìn)行對比，驗證了該方法的準(zhǔn)確性；梁燦等[11]采用核磁共振的方法，進(jìn)一步分析了T1-T2弛豫圖譜，根據(jù)弛豫值表征出了巖石的潤濕性，該方法并與實驗方法進(jìn)行了對比驗證，驗證了該方法的準(zhǔn)確性；郭建春等[12]針對巖石潤濕性影響因素較多，難以準(zhǔn)確評價的難題，采用多種實驗手段，并建立了混合潤濕性模型，同時結(jié)合層次分析法和灰色關(guān)聯(lián)法，實現(xiàn)潤濕性的定性分析和定量表征，并明確了巖石潤濕性主控因素；曾雋等[13]采用光學(xué)接觸角測試方法，明確了巖石潤濕性，并通過建立樣式方程，通過界面張力實現(xiàn)了定量表征巖石潤濕性特點，與接觸角法相結(jié)合，實現(xiàn)了評價巖石潤濕性；Feng等[14]推導(dǎo)了毛管壓力、孔隙度和中值壓力的J函數(shù)估計電阻率指數(shù)的模型，并將J函數(shù)與SDR(schlumberger-doll-research)模型相結(jié)合，建立了一種基于電阻率指數(shù)預(yù)測的潤濕性測定新方法。

綜上所述，目前物理模擬實驗室測量的方法時目前測定巖石潤濕角的常用方法之一。然而，致密砂巖儲層毛管效應(yīng)明顯，現(xiàn)有潤濕性測定方法未能充分利用毛管壓力。因此，提出一種利用毛管壓力確定儲層巖石潤濕性的方法，為確定致密砂巖油藏巖石潤濕性提供更好選擇，為合理設(shè)計開發(fā)方案和提高致密砂巖油藏采收率提供一定的支撐作用。

1 儲層孔隙結(jié)構(gòu)

在非常低的恒速進(jìn)汞過程中，汞與巖石的界面張力和汞-巖石表面接觸角保持恒定，汞進(jìn)入每一個孔隙，汞液體表面形狀會發(fā)生改變，造成毛管壓力隨之降低或增大。通過測定該過程中壓力和體積之間的關(guān)系及兩者的變化規(guī)律，可以獲得孔隙結(jié)構(gòu)的信息[15]。巖石喉道的大小和形狀會對汞流體進(jìn)入孔隙的過程產(chǎn)生影響，當(dāng)注入的汞由喉道進(jìn)入巖心孔隙中時，汞在巖心內(nèi)的分布會在瞬間發(fā)生改變，這將產(chǎn)生壓力降落的現(xiàn)象。隨后，壓力會上升，直到汞將孔隙充填完成，之后汞開始進(jìn)入下一個孔隙，可以得到此半徑下孔隙所占的體積[15]。如圖1所示為進(jìn)汞過程及壓力與進(jìn)汞體積的變化規(guī)律曲線。

為明確巖心孔隙結(jié)構(gòu)，開展巖心壓汞實驗，本次實驗采用恒速壓汞儀進(jìn)行實驗，其型號為ASPE730，由美國Coretest公司制造。該儀器實驗參數(shù)指標(biāo)進(jìn)汞壓力范圍為0～6.3 MPa。進(jìn)汞速度為5×10-5mL/min。實驗選取鄂爾多斯盆地延長組致密儲層巖樣進(jìn)行恒速壓汞實驗。

1.1 孔喉特征

選取3塊巖樣進(jìn)行恒速壓汞實驗，其編號分別為1#、2#和3#，其滲透率分別為1.22、0.828、0.129 mD。通過實驗，分別得到3塊巖心的孔隙半徑(圖2)、喉道半徑(圖3)、孔喉半徑比(圖4)分布特征。

圖2 孔隙半徑頻率分布圖Fig.2 The percentage distribution of radius of pore

圖3 喉道半徑頻率分布圖Fig.3 The percentage distribution of radius of throat

圖4 孔喉半徑比頻率分布圖Fig.4 The percentage distribution of radius rate of pore and throat

孔隙半徑分布結(jié)果圖表明：三塊巖心孔隙半徑分布圖形態(tài)較為相近，孔隙半徑分布范圍也基本一致?？紫栋霃街饕植荚?0～200 μm，而滲透率相差較大，滲透率與孔隙半徑分布的關(guān)系不大。

由巖心喉道半徑分布圖可以看出：喉道半徑主要分布在0.1～2 μm，三塊巖心的喉道半徑分布分別為0.1～2.2、0.1～1.6、0.1～0.4 μm。巖心滲透率越大，對應(yīng)的大喉道所占的比例越高，喉道半徑大小會對巖心滲透率產(chǎn)生影響。但滲透率較大時，其相應(yīng)的大喉道也越多；當(dāng)巖心滲透率降低時，導(dǎo)致喉道半徑分布范圍隨之變窄，最大喉道半徑降低。因此，致密巖心滲透率主要受喉道半徑控制。

孔喉半徑比分布圖表明：三塊巖心孔喉半徑比主要分布分別30～300、30～300、300～900?？缀戆霃奖却笮”碚髁肆黧w在巖心中流動能力的高低。當(dāng)巖心滲透率降低時，孔喉半徑比分布范圍變大，最大孔喉半徑比增大并且向大值方向偏移。

1.2 滲透率與喉道半徑關(guān)系

根據(jù)修正毛管束模型(經(jīng)典Kozeny-Carman方程)[16]，滲透率與毛管半徑計算公式為

(1)

式(1)中：K為滲透率，10-3μm2；φ為孔隙度；r為毛管半徑，μm；τ為迂曲度。

基于滲透率與毛管半徑計算公式，構(gòu)建各個巖心的滲透率與平均喉道半徑、平均孔隙半徑、平均喉道半徑平方、平均孔隙半徑平方比值關(guān)系(圖5)。

圖5 不同巖心滲透率與各個參數(shù)比值散點圖Fig.5 The scatter of the rate of the permeability and radius square

滲透率與平均喉道半徑和平均喉道半徑平方的比值接近1，而滲透率與平均孔隙半徑和平均孔隙半徑平方的比值相差較大，表明巖心滲透率與平均喉道半徑關(guān)系密切?；谠撜J(rèn)識，建立了滲透率與平均喉道半徑平方的關(guān)系(圖6)。

圖6 滲透率與平均喉道半徑平方關(guān)系圖Fig.6 The curve of the relationship and the square of the average radius of the throat

當(dāng)巖心滲透率不同時，巖心平均喉道半徑也存在較大差異。平均喉道半徑越大，滲透率越大，滲透率與平均喉道半徑成正比。巖心滲透率與平均喉道半徑平方的相關(guān)系數(shù)平方為0.942 1，兩者具有較好的相關(guān)性。平均喉道半徑平方值可以表征流體通過巖心的難易程度，平均喉道半徑平方越大，滲流阻力越小。

2 動態(tài)毛管壓力

為解決靜態(tài)毛管壓力無法準(zhǔn)確描述低滲儲層油水滲流規(guī)律的問題，開展動態(tài)驅(qū)替實驗，測定并分析動態(tài)毛管壓力變化規(guī)律。

2.1 毛管壓力測試

毛管壓力大小受到毛細(xì)管半徑和的界面張力的影響，常采用拉普拉斯方程[17]計算毛管壓力大小，毛管壓力計算公式為

(2)

式(2)中：Pc為毛管壓力，MPa；σ為非混相液體的界面張力，10-3N/m；θ為潤濕角，(°)。

本次采用全自動巖心驅(qū)替系統(tǒng)進(jìn)行驅(qū)替實驗，其型號為美國AFS300TM，實驗巖心為鄂爾多斯盆地致密巖心，以恒壓差進(jìn)行驅(qū)替。根據(jù)毛管壓力的含義，其大小為潤濕相和非潤濕相兩者之間的壓差(圖7)。采用恒壓差驅(qū)替模式，在飽和鹽水的巖心兩端建立壓差，其計算公式為

ΔPt=ΔPnw+Pc+ΔPw

(3)

式(3)中：ΔPt為入口端與出口端壓差，MPa；ΔPw為巖心中潤濕相流體的壓力降，MPa；ΔPnw為非巖心中潤濕相流體的壓力降，MPa。

圖7 動態(tài)毛管壓力測試原理圖Fig.7 The schematical diagram of dynamic capillary pressure measurement

動態(tài)毛管壓力計算假設(shè)條件如下。

(1)忽略非潤濕相流體在巖心上游端面處時的壓力損失(由于非潤濕相流體滲流速度低，經(jīng)計算非潤濕相流體消耗壓差僅為總壓差0.5%～1%)。

(2)兩相流體接觸前緣沒有指進(jìn)現(xiàn)象，驅(qū)替為活塞式驅(qū)替。

(3)流體在巖心中的流動特征為達(dá)西滲流。

當(dāng)非潤濕相流體驅(qū)替潤濕相流體時，受到毛管壓力的作用，會產(chǎn)生一個與驅(qū)替方向相反的反向作用力，降低了驅(qū)替壓差，導(dǎo)致出口端計量的流體體積降低。非潤濕相驅(qū)替潤濕相時，驅(qū)替壓差計算公式為

(4)

因此，毛管壓力計算公式為

Pc=ΔPt-ΔPw

(5)

式中：μ為黏度，mP·s；L為巖心長度，cm；A為巖心橫截，cm2；Qw為潤濕相流量，mL。

2.2 動態(tài)毛管壓力實驗

早在1967年學(xué)者們就發(fā)現(xiàn)毛管壓力的動態(tài)效應(yīng)，根據(jù)毛管壓力與飽和度分別為動態(tài)條件下、穩(wěn)態(tài)條件下和準(zhǔn)靜態(tài)條件下的三條曲線，表明同一飽和度下驅(qū)替速度大的毛管壓力值不同于靜態(tài)毛管壓力值，并且動態(tài)毛管壓力值大于靜態(tài)條件下的毛管壓力值[18-20]。實驗步驟(圖8)如下。

圖8 毛管壓力實驗流程圖Fig.8 The flow diagram of capillary experiment

(1)恒壓驅(qū)替，在巖心兩端建立壓差ΔPt，向巖心內(nèi)注入非潤濕相流體。

(2)在非潤濕相流體未進(jìn)入巖心入口端端面時，巖心內(nèi)飽和潤濕相流體，只存在潤濕相流動，此時注入端與出口端兩端壓差為ΔPt，記錄巖心出口端的流量。

(3)當(dāng)非潤濕相在巖心入口端面時，由于受到毛管壓力(Pc)的作用，導(dǎo)致潤濕相流體驅(qū)替壓差降低。

2.3 實驗結(jié)果與分析

實驗選取物性相近的巖心進(jìn)行不同速度下的壓汞實驗，巖心編號為3-1-1和3-1-2(表1)。進(jìn)汞時間分別取為10 s與1 800 s，得到不同進(jìn)汞速度下結(jié)果(圖9)。結(jié)果表明：同一進(jìn)汞飽和度下，速度越大，毛管壓力越大，毛管壓力存在著動態(tài)效應(yīng)。

表1 常規(guī)壓汞實驗巖心參數(shù)表Table 1 The parameters of cores in the experiment

圖9 不同進(jìn)汞速度下的毛管壓力Fig.9 The capillary pressure of different mercury injection rate

在此基礎(chǔ)上，進(jìn)一步開展不同進(jìn)汞速度的毛管壓力變化規(guī)律研究，分別設(shè)置巖心的進(jìn)汞時間為10、60、300、600 s，計算得到不同進(jìn)汞速度下毛管壓力曲線(圖10)。實驗結(jié)果揭示了進(jìn)汞速度與毛管壓力之間的關(guān)系，當(dāng)進(jìn)汞速度增大時，毛管壓力也隨之增大。進(jìn)汞時間為300 s與600 s時的毛管壓力相差不大。當(dāng)進(jìn)汞時間達(dá)到300 s時，動態(tài)毛管壓力的大小可以近似為靜態(tài)毛管壓力值。

圖10 不同進(jìn)汞速度下的毛管壓力Fig.10 The capillary pressure of different mercury injection rate

通過對長6巖心進(jìn)行動、態(tài)毛管壓力的測定，建立了喉道半徑與動、靜態(tài)毛管壓力之差的關(guān)系(圖11)。實驗結(jié)果表明：毛管壓力的動態(tài)效應(yīng)(動靜態(tài)毛管壓力之差)隨著滲透率的降低而急劇增加。當(dāng)滲透率大于10×10-3μm2時，毛管壓力的動態(tài)效應(yīng)可以忽略不計；當(dāng)滲透率小于1×10-3μm2時，毛管壓力的動態(tài)效應(yīng)不可忽略。對于致密儲層，毛管壓力動態(tài)效應(yīng)明顯。

圖11 不同滲透率的巖心毛管壓力動態(tài)效應(yīng)Fig.11 The dynamic effect of capillary pressure of cores of different permeability

3 儲層巖石潤濕性的確定

巖石的潤濕性決定著流體在巖石內(nèi)的原始狀態(tài)及微觀重新分布情況[21-23]。當(dāng)潤濕相(非潤濕相)驅(qū)替非潤濕相(潤濕相)的時候，由于巖心中存在兩相界面(圖12)，巖心兩端就會存在壓差來平衡毛管壓力，所以通過測定巖心兩端壓差的大小和方向，就可以判斷巖心的潤濕性[24-25]。

圖12 毛管壓力示意圖Fig.12 The schematic diagram of the capillary pressure

如圖13所示，將巖心飽和油(水)，并且以恒定壓力的模式將油(水)注入巖心，直到出口端流速達(dá)到恒定狀態(tài)，此時關(guān)閉油(水)的閥門，同時開啟水(油)的閥門，并且測定巖心末端的流量，當(dāng)巖心末端流量出現(xiàn)拐點時，表明油水(水油)界面已經(jīng)進(jìn)入巖心入口端，此時，關(guān)閉巖心下游端閥門，由于注入并未停止，所以巖心末端壓力上升，直到兩端壓差與毛管壓力平衡為止。通過測定巖心兩端的壓差，可以確定巖心中的毛管壓力大小及方向。

圖13 實驗流程示意圖Fig.13 The schematic diagram of the experiment process

分別進(jìn)行水驅(qū)油和油驅(qū)水毛管壓力測定實驗，得到不同潤濕性巖心毛管壓力曲線(圖15)。1號巖心與2號巖心潤濕性均為水濕，1號巖心中進(jìn)行的實驗是水驅(qū)煤油，最終兩端壓差為135 kPa；2號巖心中進(jìn)行的實驗是煤油驅(qū)水，最終兩端壓差為-160 kPa；3號巖心與4號巖心潤濕性均為油濕，3號巖心中進(jìn)行的實驗是水驅(qū)煤油，最終兩端壓差為-317 kPa；4號巖心中進(jìn)行的實驗是煤油驅(qū)水，最終兩端壓差為58 kPa。

巖心中只有單相流體存在并且?guī)r心中流體處于靜止?fàn)顟B(tài)時，巖心兩端的壓差為0(圖14)。這可以用來對比兩相流體存在時的情況。

1 psi=6.895 kPa圖14 巖心中單獨水相的壓差動態(tài)曲線Fig.14 The dynamic differential pressure in the case of single water flow in the core

1 psi=6.895 kPa圖15 巖心毛管壓力測試曲線Fig.15 The static capillary pressure in the core

為了證實此方法的正確性，進(jìn)行了接觸角法與吸入法(Amott法)測定了巖心的潤濕性，對比分析了不同潤濕角確定方法的潤濕角和潤濕性(表2)。實驗結(jié)果與本方法實驗結(jié)果相同，驗證了本方法的準(zhǔn)確性。

表2 巖心潤濕性測定參數(shù)表Table 2 The parameters of the wettability of cores

4 結(jié)論

(1)根據(jù)不同滲透率巖心的孔隙半徑、喉道半徑以及孔喉半徑比頻率分布曲線形態(tài)，分析表明喉道半徑呈對數(shù)正態(tài)分布，其分布參數(shù)與滲透率的相關(guān)性很好，流體滲流能力主要受到喉道半徑的影響。

(2)利用壓汞實驗研究了兩相滲流的阻力變化特征，致密油藏毛管壓力及毛管壓力動態(tài)效應(yīng)尤其明顯，通過室內(nèi)動態(tài)驅(qū)替物理模擬實驗，測定并分析了潤濕相和非潤濕相動態(tài)毛管力。

(3)提出了利用毛管壓力確定巖石潤濕性的新方法，通過測定巖心兩端的壓差可以確定儲層巖石的潤濕性。