基于正交試驗的致密油滲吸影響因素分析

劉俁含 趙志成 石善志 何小東 許冬進

1. 非常規湖北省協同創新中心·長江大學；2. 中國石油天然氣集團公司采油采氣重點實驗室長江大學分室；3. 中國石油新疆油田分公司工程技術研究院

全球能源需求飆升和常規石油產量下降，促使石油行業從致密油儲層等非常規資源中開采碳氫化合物［1］。致密油儲層具有低孔隙度、低滲透率和非均質性較強的特點［2］，一般無自然產能，需通過水力壓裂技術對儲層進行改造。壓裂過程中進入儲層基質的壓裂液在毛管力作用下與原油發生滲吸置換反應，以獲得高產，可見自發滲吸在致密油藏的開采過程中起到了重要作用［3-4］。

Handy［5］(1960)研究了壓力、溫度和滲透率對自發滲吸速度的影響。Makhanov等［6］(2012)使用蒸餾水及模擬地層水進行了滲吸實驗，分析了巖心潤濕性及流體內礦物成分含量等因素對滲吸作用的影響。Zhou等［7］(2014)通過室內實驗，研究不同壓裂液體系的自發滲吸規律，并分析了多種因素對滲吸作用的影響。Habibi等［8］(2015)通過實驗手段觀察蒸餾水、模擬地層水與致密巖心的反應，研究巖石礦物、水礦化度和滲吸時間對致密巖心滲吸作用的影響。李士奎等［9］(2007)以界面張力為變化量，通過室內實驗分析滲吸過程，認為低界面張力下的滲吸作用更加充分，對提高滲吸驅油效率有利。楊勝來等［10］(2011)通過研究得出裂縫性致密油儲層基質的滲透率越高，其滲吸排油作用越明顯，越有利于提高水驅油效果。程曉倩等［11］(2013)利用新疆低滲透砂礫巖，開展自然滲吸實驗，實驗內容包括流體黏度、巖心潤濕性以及巖心形狀等因素對滲吸作用的影響。黨海龍等［12］(2017)通過自發滲吸實驗研究了邊界條件、潤濕性、溫度、原油黏度、界面張力及滲透率等因素對滲吸驅油作用的影響，并得出主要影響因素是界面張力、滲透率、黏度和潤濕性。以上學者對滲吸的影響因素進行了充分研究，但在各個因素對滲吸采收率的影響程度大小排序方面尚未見公開發表。

在前人研究基礎上，針對致密儲層巖心靜態滲吸過程設計室內實驗，選取滲吸液體系、滲透率、原油黏度、界面張力、潤濕性和防膨劑含量6個影響因素進行對比分析，并依據文獻調研結果對其中4個主要影響因素設計正交試驗。以此得出不同因素對滲吸采收率的影響規律及影響程度大小，對新疆油田致密油M區塊現場壓裂施工壓裂材料的優選和壓后返排參數的確定提供理論依據。

1 滲吸測試實驗

1.1 實驗原理及設備

1.1.1 實驗原理

滲吸采收率的計算公式可表示為

式中，η為滲吸采收率，%；Vo為滲吸出油的體積，cm3；VP為巖心的孔隙體積，cm3；Δm為巖心質量差，g；ρo為模擬油密度，g/cm3；ρw為壓裂液密度，g/cm3；m2為巖心飽和油后的質量，g；m1為巖心干重，g。

1.1.2 實驗設備

針對傳統質量法存在測量誤差大、周期長、實驗過程繁復等問題，研發一種電子式的高精度靜態高溫高壓可視化滲吸實驗測量裝置。較常規室內滲吸實驗裝置而言，此裝置有簡化實驗過程、減小實驗誤差和自動化程度高的優勢，即通過自編軟件自動錄入實時數據替代常規滲吸實驗中誤差較大的人工反復測量操作，并且高靈敏液位傳感器和微流量泵可實現滲吸液面發生肉眼無法觀測到的微小下降時的及時補液，消除了傳統滲吸裝置因液面下降帶來的誤差，保證了實驗的精準進行。此裝置在降低實驗人員實驗工作強度的基礎上，最大限度減小了實驗誤差，進一步提高了測量精度，使實驗結果更具說服力。

實驗設備主要由4部分組成：實驗測試系統、加熱恒溫系統、實驗補液系統和數據采集系統，如圖1所示。

圖1 滲吸實驗裝置簡圖Fig. 1 Schematic experimental device of imbibition

1.2 實驗條件

根據M區塊的實際生產情況及資料數據，設計與現場參數對應的實驗條件。實驗溫度和壓力分別為70 ℃和15 MPa，在此基礎上設計6組不同因素影響實驗。實驗一為不同滲吸液體系影響實驗，設置滑溜水和胍膠2個對照組；實驗二為不同滲透率影響實驗，設置0.15×10?3μm2、0.25×10?3μm2和0.36×10?3μm2等3個對照組；實驗三為不同原油黏度影響實驗，設置3.95 mPa · s、5.41 mPa · s和7.27 mPa · s等3個對照組；實驗四為不同界面張力影響實驗，設置0.047 mN/m、0.014 mN/m和0.165 mN/m等3個對照組；實驗五為不同潤濕角影響實驗，設置42°、58°和73°等3個對照組；實驗六為不同防膨劑含量影響實驗，設置4%、2%和0%等3個對照組。

1.3 實驗步驟

實驗研究的是不同因素對滲吸作用的影響，均使用自行研發的滲吸裝置進行實驗，實驗步驟如下：

(1)致密儲層巖心處理后，將已飽和模擬油的巖樣置于裝滿滲吸液體的反應釜，使巖樣完全浸泡于壓裂液破膠濾液中，連接好計量、采集系統，關閉反應箱的箱門；

(2)打開溫度控制系統及調壓系統，根據實驗條件調整滲吸裝置內溫度及壓力；

(3)開始實驗。通過數據記錄系統自動錄入實時巖心質量變化數據；

(4)實驗結束，整理數據。通過巖心質量變化計算得到不同時刻對應的采收率，做圖并分析。

1.4 實驗結果及分析

1.4.1 不同滲吸液體系影響實驗

選擇同一致密砂巖儲層的2塊致密砂礫巖巖心進行實驗，根據M區塊現場常用的滲吸液體系配置實驗所用滑溜水和胍膠，實驗結果如圖2所示。

圖2 采收率與巖心滲吸時間關系曲線Fig. 2 Relationship of recovery factor and core imbibition time

由圖2可知，滑溜水作用下的巖心較胍膠作用下的巖心滲吸速度快得多，且滲吸采收率可達到更高的水平。為研究造成2種滲吸液體系采收率產生差距的原因，使用黏度計測量2種滲吸液體系的黏度，測得滑溜水和胍膠的黏度分別為7.8 mPa · s和18.1 mPa · s。低黏度滲吸液在流動通道中受到的黏附力較低，因而其流動能力更強，當驅動力一定時，流動阻力較小的滲吸液更容易將原油從孔隙中置換出來，可見使用低黏度的滲吸液體系有利于提高滲吸采收率。在此組對比實驗基礎上，將優選出的滑溜水體系作為其余5組實驗的滲吸液。

1.4.2 不同滲透率滲吸影響實驗

選擇3塊不同滲透率的低滲致密砂礫巖巖心進行實驗，滲透率分別為0.15×10?3μm2、0.25×10?3μm2和0.36×10?3μm2。由圖3實驗結果可看出，低滲巖心的滲吸采收率與滲透率呈正相關關系，即采收率隨滲透率的增大而增大。低滲巖心孔隙結構較為復雜，孔喉連通性差，從而導致流體流動性差，采收率較低；當滲透率稍高時，孔喉連通性變好，流體在巖心基質內流動阻力減小，滲吸采收率升高。

圖3 采收率與巖心滲吸時間關系曲線Fig. 3 Relationship of recovery factor and core imbibition time

1.4.3 不同原油黏度滲吸影響實驗

選擇同一致密砂巖儲層的3塊致密砂礫巖巖心進行實驗，原油黏度分別為3.95 mPa · s、5.41 mPa · s和7.27 mPa · s。實驗結果如圖4所示。

圖4 采收率與巖心滲吸時間關系曲線Fig. 4 Relationship of recovery factor and core imbibition time

由圖4可知，原油黏度為3.95 mPa · s的巖心滲吸速度較快且滲吸采收率較高，比7.27 mPa · s原油黏度下的采收率提高了2.4百分點。由實驗結果可知，滲吸采收率隨原油黏度的降低而增大。原油黏度越大，其黏滯力越大，滲吸效果越差；原油黏度較低時，滲吸液與原油的流度比較小，更易發生潤濕相對非潤濕相的置換，可以顯著改善滲吸驅油效果。

1.4.4 不同界面張力滲吸影響實驗

選擇同一致密砂巖儲層的3塊致密砂礫巖巖心進行實驗，通過添加編號分別為3-1、3-2和3-3的表面活性劑來改變巖心界面張力，分別為0.047 mN/m、0.014 mN/m和0.165 mN/m。實驗結果如圖5所示。

圖5 采收率與巖心滲吸時間關系曲線Fig. 5 Relationship of recovery factor and core imbibition time

由圖5可知，3種界面張力下的滲吸采收率都有較為顯著的提高，界面張力值為0.047 mN/m的巖心采收率可達15.8%。界面張力的改變對滲吸動力與流動阻力會產生一定影響，滲吸效果由這兩者共同決定。因此界面張力與采收率不呈正相關關系，而是存在某一最佳界面張力范圍使得滲吸采收率達到較高值。

1.4.5 不同潤濕角滲吸影響實驗

選擇同一致密砂巖儲層的3塊致密砂礫巖巖心進行實驗，通過改變老化時間來改變潤濕角，分別為42°、58°和73°。實驗結果如圖6所示。

圖6 采收率與巖心滲吸時間關系曲線Fig. 6 Relationship of recovery factor and core imbibition time

由圖6可知，潤濕角為42°的巖心滲吸采收率為6.2%，而潤濕角為73°的巖心采收率僅有4.1%。由實驗結果可知，對于親水巖心，潤濕角越小滲吸采收率越高。潤濕角小于90°時，巖心親水；潤濕角大于90°時，巖心親油。在0°到90°的范圍內，潤濕效果隨角度的減小而變好，即潤濕角越小巖心親水性越強，越有利于滲吸發生。

1.4.6 不同防膨劑含量滲吸影響實驗

選擇同一儲層的3塊致密砂礫巖巖心進行實驗，配置防膨劑氯化鉀含量分別為4%、2%和0%的滲吸液體系。實驗結果如圖7所示。

圖7 采收率與巖心滲吸時間關系曲線Fig. 7 Relationship of recovery factor and core imbibition time

由圖7可知，防膨劑添加量對提高滲吸采收率有一定影響，適當增加防膨劑的量有助于提高滲吸效果。防膨劑隨滲吸液體系進入儲層，通過分子間力和氫鍵力的作用牢固吸附在黏土表面，明顯防止了儲層中黏土礦物水化膨脹和分散運移，在增大滲吸液流動空間的同時提高了油水置換效率；而未加入防膨劑的滲吸液體系進入儲層后黏土會發生膨脹運移，堵塞滲流通道，大大降低滲吸效率。因此，適當增加防膨劑的量有助于提高滲吸采收率。

1.4.7 影響滲吸的其他因素

影響滲吸效果的因素多種多樣。根據現場生產經驗及前人所做研究可知，除以上討論的6種因素外，壓力、溫度、接觸面積等因素都會對低滲透致密砂礫巖油藏儲層滲吸采收率產生不同程度的影響。其中，較高壓力下的自發滲吸效果更好，且對小孔隙的影響較大［11］；溫度越高，滲吸采收率越高［12］；滲吸接觸面積越大，滲吸速率越快，越易達到平穩階段［13］。

2 正交分析法

2.1 正交試驗設計

當試驗涉及的因素在3個或3個以上，而且因素間可能有交互作用時，試驗工作量就會變得很大，甚至難以實施，通過正交試驗法可以實現以最少的試驗次數達到與大量全面試驗等效的結果。因此應用正交表設計試驗是一種高效、快速而經濟的多因素試驗設計方法。

結合新疆油田致密油M區塊的儲層條件和實際生產情況，選取對儲層滲吸采收率有主要影響的滲透率、原油黏度、界面張力和潤濕角4個因素進一步計算分析。令以上四者作為因素，每個因素根據1.2中的實驗條件選取3個水平進行正交試驗，故選用L9(34)正交表進行試驗，選擇因素水平見表1。

表1 因素水平表Table 1 Factor level

2.2 正交試驗結果與分析

正交試驗結果見表2。根據正交試驗分析可知，某一因素的極差越大意味著對滲吸采收率的影響程度越大。由表2的數據可以看出，界面張力的極差值遠遠大于其他影響因素的極差值，這說明界面張力對滲吸采收率的影響程度最大；潤濕角的極差值最小，則對采收率的影響效果最小；滲透率和原油黏度的極差值介于界面張力和潤濕角之間，即對采收率起到了中等程度的影響。

表2 正交試驗結果Table 2 Result of orthogonal experiment

界面張力的改變對滲流動力和阻力有明顯的影響，兩者的綜合效果直接關系到滲吸采收率的高低：界面張力增加會引起小孔隙的毛管力變大，為自發滲吸提供了更高的動力，有利于滲吸過程的發生，此時滲吸動力大于阻力，初期綜合表現為隨著界面張力增大滲吸采收率變高；但在界面張力繼續增大的過程中，小孔隙與大孔隙間的毛管力差值逐漸變大，這使得小孔隙中的油被更多地置換出來，而小部分油以油滴的形式存在于大孔隙中，此時因賈敏效應產生的阻力大于滲吸動力，且隨著界面張力增大，這種阻力效果越明顯，后期綜合表現為滲吸采收率隨著界面張力增大而降低。因此，存在某一最佳界面張力范圍使得滲吸采收率達到較高值。

對于某一儲層，滲透率為定值，因此在實際生產中只考慮界面張力、原油黏度和潤濕角的改進措施即可。由上分析可知，界面張力對滲吸采收率的影響最大，因此建議在油田壓裂生產過程中優先考慮選擇合適的表面活性劑，可以最大程度地促進自發滲吸，顯著提高油田產量。在此基礎上依次考慮原油黏度和潤濕角對滲吸采收率的影響，有助于提升致密油儲層的開采效果。

3 結論

(1)通過電子式高精度靜態高溫高壓滲吸實驗測量裝置進行室內實驗，得到了不同因素對M區塊致密油儲層巖心滲吸采收率的影響規律：黏度較低的滑溜水體系較胍膠體系更有利于采收率的提高；采收率隨滲透率的增大及原油黏度的降低而升高；存在某一最佳界面張力范圍使得采收率達到較高值；對于親水致密巖心，潤濕角越小采收率越高；適當增加防膨劑的量有助于提高滲吸效果。

(2)基于正交試驗設計，對滲透率、原油黏度、界面張力和潤濕性4個因素的影響程度進行了量化分析，按照這些因素對采收率影響程度從大到小以此為：界面張力、滲透率、原油黏度、潤濕角。

(3)建議在油田實際生產中優先考慮界面張力對滲吸采收率的影響，選擇合適的表面活性劑可以顯著提高油田的產量。在此基礎上，依次考慮原油黏度和潤濕角對滲吸采收率的影響，選取最優條件以促進開發效果的提升。