部分润湿多孔介质渗流规律实验研究

肖易航, 郑 军, 何勇明, 周 波

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学)，成都 610059； 2.中国石油新疆油田分公司 实验检测研究院，新疆砾岩油藏实验室，新疆 克拉玛依 834000)

润湿性是描述储层孔隙表面性质的重要参数，直接影响流体在孔隙级毛细管中的分布及渗流规律。过去研究认为，原始油气藏储层润湿性是均质的，即均匀润湿[1-4]。随着实验手段的进步及研究的深入，人们逐渐认识到储层润湿性是非均质的，即混合润湿现象[5-6]。地下储层状况极为复杂，矿物种类及孔隙几何形状繁多，且流体化学成分不一，及孔隙表面粗糙度等诸多不确定因素为混合润湿体系的形成提供了条件；除此之外，目前众多三次采油技术，例如表面活性剂驱、碱驱、CO2驱等，均可改变储层原始润湿性，使得油气藏储层润湿性变得更为复杂[7-11]。目前均匀润湿体系渗流理论在油气藏开发应用中往往存在着较大偏差，因此，需要对混合润湿体系的渗流规律进行研究。

储层润湿性为混合润湿状态这一认识越来越被国内外诸多学者所认可。国外学者将混合润湿体系分为3类，即大孔油湿(MWL)体系[12-16]、小孔油湿(MWS)体系[17-18]及部分润湿(FW)体系[19-20]。MWL混合润湿体系，即大孔为油湿状态、小孔保持水湿状态；MWS混合润湿体系，即小孔为油湿状态、大孔为水湿状态；FW混合润湿体系，即所有的孔隙同时具有水湿和油湿特征。MWL及MWS混合润湿体系的润湿性分布是孔径的函数，而FW混合润湿体系的润湿性分布与孔径无关，且大量实验研究表明，孔隙多重润湿性贯穿于多孔介质(即FW混合润湿体系)的现象最为常见[21-23]。

诸多学者通过不同比例混合相同目数，且具有不同润湿性的颗粒模拟FW混合润湿体系，并对其进行毛细管压力实验及相对渗透率实验，以研究油湿比例因子(油湿孔隙体积与总孔隙体积的比值，本文用“k”表示)对渗流规律的影响。此类实验利用可定量反映不同润湿性占比的油湿比例因子，替换定性描述润湿性分布的接触角进行分析；但是，由于在制作FW混合润湿体系的过程中未施加压力，较大的孔隙度及渗透率无法得到准确的残余、束缚相饱和度。

基于此，本文通过自主研发的一种填砂模型压制及原位毛细管压力曲线测试装置[24]，在模拟地层压力下，制备了5种相似渗透率、孔隙度，且具有不同油湿比例因子的FW填砂模型，并对其进行油水两相稳态法相对渗透率实验与半渗透隔板法毛细管压力实验，从实验角度定量描述了不同油湿比例因子对FW混合润湿体系渗流规律的影响。虽然填砂模型在矿物组成、粒径分布、胶结及接触方式等方面与真实储层存在明显差异，但是该类实验考虑了重要的物理性质，并可以得出该物理性质对多相流现象的影响。

1 部分润湿填砂模型

1.1 填砂模型制备

部分润湿填砂模型制作样品采用高阶煤岩及石英，以保证颗粒具有不同的润湿性，并采用座滴法测定石英及高阶煤岩的表观接触角。测试流体为蒸馏水(密度ρ=1.00 g/cm3，黏度η=0.89 mPa·s)及煤油(ρ=0.80 g/cm3,η=2.21 mPa·s)，测试温度(t)为25 ℃，实验仪器为德国KRUSS DSA100HP液滴形状分析仪。实验结果表明，煤岩润湿性为强亲油(接触角：156.64°)，石英润湿性为强亲水(接触角：8.24°)。

为了使5种不同油湿比例因子的部分润湿填砂模型具有相似的物性，采用40～60目的石英砂颗粒(Q)和高阶煤颗粒(S)分别作为水湿和油湿颗粒进行压制。将烘干后的石英砂及高阶煤岩颗粒分别按照体积比为1∶0、3∶1、1∶1、1∶3及0∶1的比例均匀混合，通过30 MPa的压力在“一种填砂模型压制及原位毛管压力曲线测试装置”中压制24 h后，分别得到油湿比例因子(k)分别为0、1/4、1/2、3/4和1的部分润湿填砂模型，其中k=0为均匀水湿体系，k=1为均匀油湿体系。

1.2 填砂模型孔渗测试

对5种不同油湿比例因子的部分润湿填砂模型进行了氦孔隙度实验及气测渗透率实验后发现，5种不同油湿比例因子填砂模型的孔隙度(q)、渗透率(K)基本相同，平均渗透率为50.07×10-3μm2，平均孔隙度为24.51%(表1)。

表1 不同的部分润湿填砂模型孔隙度、渗透率Table 1 The porosity and permeability of different fractional wet sand fill packs

2 填砂模型渗流规律实验

2.1 稳态法相对渗透率实验

2.1.1 填砂模型制作

在稳态法相对渗透率实验过程中，为了避免填砂模型在称重法测定含水饱和度时发生破碎，通过“一种填砂模型压制及原位毛管压力曲线测试装置”将部分润湿填砂模型压制在圆柱形刚套(内径×外径×长度为20 mm×25 mm×38.5 mm)中，且可防止施加围压时对填砂模型造成破坏(图1)。

2.1.2 填砂模型抽空饱和水

由于填砂模型未添加胶结剂，普通的抽空饱和过程会使填砂模型发生破碎，因此笔者设计了一套针对未固结填砂模型的抽空饱和水流程(图2)。抽空饱和装置包括氮气瓶、压力传感器、围压泵、计算机、烧杯(装有蒸馏水)、电子天平、岩心夹持器、缓冲瓶(密封瓶口)、真空泵、阀门。

图1 压制于钢套中的部分润湿填砂模型Fig.1 Fractional wet sand filling pack pressed into steel bushing

部分润湿填砂模型饱和步骤如下：

a.将压制于钢套内的填砂模型放置在岩心夹持器中，并在入口端及出口端放置过滤板，防止颗粒堵塞入口及出口堵头，利用电子天平称量烧杯及缓冲瓶的质量。

b.打开氮气瓶及阀门1和3，将压力调至0.4 MPa打开围压泵的气控开关，通过计算机设置围压3 MPa并运行。

c.打开阀门2和4，启动真空泵，烧杯中的蒸馏水将缓慢吸入夹持器中的填砂模型，待出口端无气泡流出时，结束抽空饱和过程。

d.称烧杯及缓冲瓶的质量，并计算出中间管线(即出入口管线以及堵头管线)体积后，即可得到填砂模型孔隙体积。

2.1.3 实验仪器及步骤

实验仪器由围压泵、ISCO微量注入泵、中间容器、岩心夹持器、压力传感器、自动旋转计量仪、计算机组成(图3)。本次稳态法油水相对渗透率测定流程参照行业标准《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》[25]。

图2 填砂模型抽空饱和流程图Fig.2 Flow chart of vacuum-saturation in sand filling pack

2.2 半渗透隔板法毛细管压力实验

2.2.1 实验仪器及配件

实验仪器为自主研发的“一种填砂模型压制及原位毛管压力曲线测试装置”。半渗透隔板分为水湿半渗透隔板及油湿半渗透隔板(由江苏联友科技有限公司提供)，隔板突破压力均为1.5 MPa。在实验前，水湿及油湿半渗透隔板需要分别饱和蒸馏水和煤油，并浸泡其中保存，以防止隔板出现裂痕；出口端及入口端管线型号均为∅3,承压5 MPa，且出口端管线标有刻度，以计量出水体积；出口端、入口端有高精度调压阀各一个。注意：出口及入口端管线体积大于填砂模型孔隙体积。实验流程如图4所示。

2.2.2 实验步骤及计算方法

a.将已抽空饱和蒸馏水及煤油的半渗透隔板先后放入加压容器内进行试压，将隔板上面加以薄层润湿相流体以淹没隔板为准，通过非润湿相流体逐渐加压到隔板的突破压力，以隔板出口不出非润湿相流体为合格；将试压后的隔板浸泡润湿相流体中待用(15天更换一次饱和流体)[26]。

b.抽空饱和填砂模型：通过“一种填砂模型压制及其毛管压力曲线测试装置”对填砂模型进行抽真空饱和，并计算孔隙体积[21]。注意：抽空饱和结束后，需取出出口端及入口端过滤板。

c.放置半渗透隔板：将已饱和润湿相流体的水湿、油湿半渗透隔板分别放在出口端及入口端，使其与填砂模型端面充分接触，并确保出口端及入口端分别充满水和油后，即可开始实验。

d.压力设定：进行均匀水湿填砂模型实验时，不必放置入口端的油湿半渗透隔板，且不需施加出口压力(pw)，入口压力(po)由低到高进行驱替即可(pc>0)；进行均匀油湿及FW混合润湿填砂模型实验时，由于初始时刻出口压力大于入口压力形成负压(pc<0)，因此为了防止填砂模型内及出口管线的水相回流至入口端，必须放置入口端的油湿半渗透隔板。按照设定压力点逐级升高入口压力进行油自吸及油排驱过程。当压力稳定且出水量变化小于0.8%后，即可进行下一个压力点测试[27]。需要注意的是：每个测试压差小于半渗透隔板突破压力。

图3 稳态法相对渗透率实验流程Fig.3 Test procedure of relative permeability by steady state method

图4 半渗透隔板法毛细管压力实验流程Fig.4 Test process of capillary pressure experiment by semi-permeable-membrane

e.记录每一测试压力点的压差、岩样流出的水相体积，计算出填砂模型含水饱和度后，绘制毛管压力曲线。

填砂模型含水饱和度通过下式进行计算[27]

式中：Sw为岩心含水饱和度(体积分数)；Qi为第i个毛管压力平衡点的出水量(体积)；Vp为岩样孔隙体积。

3 实验结果与分析

3.1 相对渗透率实验

3.1.1 相对渗透率曲线

图5 部分润湿填砂模型相对渗透率曲线Fig.5 Relative permeability curves of fractional wet sand pack

随着油湿比例因子的增加，相对渗透率(Kr)曲线整体向左移动(图5)。产生这一现象的原因为相对渗透率在给定饱和度下是该相流度的函数，而流度是润湿性和流体喉道平均截面积(即饱和度)的函数。随着油湿比例因子的增加，油相富集于小孔隙附着在孔隙表面而具有相当低的流度，而水相流体位于大孔隙中心，油相需通过更高的含油饱和度补偿其较低的流度，因此，亲水体系(k=0、k=1/4)等渗点对应的含水饱和度(Sw)要大于50%，而在亲油体系(k=1、k=3/4、k=1/2)中则小于50%；且在同一含水饱和度下，水相相对渗透率(Krw)随着油湿比例因子的增加呈上升趋势，而油相相对渗透率(Kro)随之降低，这也是由于在不同润湿体系中，油水分布差异导致的。

图6展示了部分润湿填砂模型的束缚水饱和度、残余油饱和度及驱油效率的对比。随着油湿比例因子的增加，束缚水饱和度减小，残余油饱和度增加。这是由于随着油湿比例因子的增加，水相逐渐转变为非润湿相，而油相转变为润湿相，润湿相多位于多孔介质的小孔隙中，并且以润湿膜的形式附着于孔隙壁面，因此，润湿相是很难被非润湿相驱替的，而非润湿相只位于大孔隙的中央。驱油效率随着油湿比例因子的增加而减小，这一现象同样是由于随着多孔介质亲油性的增强，大量油相以无法被驱替的分布形式而存在。

图6 部分润湿填砂模型束缚水饱和度、 残余油饱和度、驱油效率对比Fig.6 Comparisons of irreducible water saturation, residual oil saturation, displacement efficiency for fractional wet sand pack

3.1.2 相对渗透率和曲线

两相相对渗透率之和曲线可描述两相共渗时的渗流阻力，其值越大，表示两相共渗阻力越小。通过图7可以看出，随着含水饱和度的增加，所有润湿体系的相对渗透率和曲线均呈现出先减小后增加的趋势，即两相共渗阻力先增大后减小，但是残余油饱和度下的共渗阻力远大于束缚水饱和度下的共渗阻力。产生以上现象的原因是，当水相进入体系后，与体系内的油相产生界面张力，使得共渗阻力增加，随着驱替过程的继续，水相占据主要渗流通道，此时共渗阻力开始减小，但是由于残余油阻碍了水相的流动，因此束缚水饱和度处的相对渗透率和≪1。

图7 部分润湿填砂模型相对渗透率和曲线Fig.7 Relative permeability sum curves of fractional wet sand pack

当含水饱和度<39.35%时，相对渗透率和随着油湿比例因子的增加而减小，即两相共渗阻力随之增加，随着水驱油过程的继续，油湿比例因子与相对渗透率和之间无明显关系，当含水饱和度>65.00%时，相对渗透率和随着油湿比例因子的增加而增加，即两相共渗阻力随之减小。产生以上现象的原因是：在低含水饱和度时，水相还未占据主要渗流通道，因此，水相流动能力对油湿比例因子的敏感程度较低；但是，随着油湿比例因子的增加，水相逐渐偏向于富集大孔隙，因此，水相对油相流动能力的影响随之增加，即共渗阻力与油湿比例因子呈正比关系。随着含水饱和度的增加，体系内发生水、油两相的渗流通道竞争，导致油湿比例因子与两相共渗阻力之间的关系更为复杂。在高含水饱和度时，油相失去连续流动能力，因此对油湿比例因子的敏感程度大幅度降低；但是，随着油湿比例因子的增加，油相逐渐偏向于富集小孔隙中，因此，油相对水相流动能力的影响随之减小，即共渗阻力与油湿比例因子呈反比关系。

3.1.3 相对渗透率比曲线与含水率

相对渗透率之比曲线可以表征不同流动阶段的两相流动能力差异，其值越趋近于1，表明两相流动能力差异越小。通过部分润湿填砂模型相对渗透率比(Krw/Kro)曲线(图8-A)可以看出，不同部分润湿体系的相对渗透率比曲线接近于平行，随着含水饱和度的增加，所有体系的油水两相流动差异先减小后增加。随着油湿比例因子的增加，相对渗透率比曲线向左上方移动。产生这一现象的原因是由于在低含水饱和度处，随着油湿比例因子的增加，水相更偏向于富集大孔隙，此时水相的流动能力更接近于油相流动能力，即两相流动能力差异减小；随着水驱过程的继续，在油湿比例因子较大的体系中，水相在更低的含水饱和度处主导渗流过程(Krw/Kro>1)；在高含水饱和度处，随着油湿比例因子的增加，油相更偏向于富集小孔隙，造成两相流动能力差异逐渐增大。

含水率(fw)曲线可以反映不同含水饱和度下的两相流动能力及驱油效果。通过部分润湿填砂模型含水率曲线(图8-B)可以看出，在同一含水饱和度下，含水率随着油湿比例因子的增加而增加，即驱油效果随之变差，这一现象与驱油效率呈现出的规律相同(图6)，产生这一现象的原因是油湿比例因子导致油水分布的不同。油湿比例因子也会影响含水率增加的趋势，k=1/2、k=3/4、k=1润湿体系的含水率曲线随着含水饱和度的增加先缓慢增加，然后快速增加，最后逐渐变缓；但是k=1/4和k=0润湿体系的含水率曲线随着含水饱和度的增加先缓慢增加，然后快速增加至驱替过程结束。产生这一现象的原因是：在低含水饱和度处，水相暂未占据主要渗流通道，因此含水率上升较为缓慢；随着水驱油过程的继续，水相占据更多的渗流通道，此时含水率快速上升；随着含水饱和度的继续增加，在油湿比例因子较大的体系中，油相较易产生Snap-off效应，对水相流动能力造成一定阻碍，而在油湿比例因子较小的体系中，附着在孔隙壁面的水膜提高了水相的流动能力。

图8 部分润湿填砂模型的含水饱和度与相对渗透率比、含水率的关系Fig.8 The relation between water saturation, relative permeability ratio and water content of fractional wet sand pack

3.2 毛细管压力实验

图9 部分润湿填砂模型毛细管压力曲线Fig.9 Capillary pressure curves of fractional wet sand pack

图9为部分润湿填砂模型毛细管压力(pc)曲线。从图中可以看出，均匀水和均匀油湿填砂模型分别仅具有排驱特征(pc>0)与自吸特征(pc<0)，而其余部分润湿填砂模型毛细管压力曲线位于二者之间，且同时具有排驱与自吸特征；随着油湿比例因子的增加，毛细管压力曲线逐步下移，即自吸特征所占比例逐渐增大。通过毛细管压力曲线还可以看出，当k=1时，束缚水饱和度最小；而当k=0时，束缚水饱和度最大；其余FW混合润湿体系的束缚水饱和度介于两种均匀润湿体系之间，这一现象与相对渗透率实验得到的规律相同。

4 结 论

本文通过自主研发的“一种填砂模型压制及原位毛管压力曲线测试装置”，压制了5种相似物性、不同油湿比例因子的填砂模型，并对其进行油水两相稳态法相对渗透率实验和半渗透隔板法毛细管压力实验，结论如下：

a.随着油湿比例因子的增加，油相逐渐富集于小孔隙并且附着于孔隙壁面，而水相集中于大孔隙，从而导致油水两相流度差异较大。表现为相对渗透率曲线整体向左移动；水相相对渗透率随之增加，而油相相对渗透率呈现相反的趋势；束缚水饱和度随之减少，而残余油饱和度随之增加，驱油效率随之降低。

b.随着油湿比例因子的增加，当含水饱和度<39.35%时，两相共渗阻力随之增加；当含水饱和度>65.00%时，两相共渗阻力随之减小；其余饱和度区间内发生油、水两相渗流通道竞争，导致油湿比例因子与两相共渗阻力之间关系更为复杂。

c.在低含水饱和度处，随着油湿比例因子的增加，两相流动能力差异逐渐减小。随着水驱过程的继续，在油湿比例因子较大的体系中，水相在更低的含水饱和度处主导渗流过程；而在高含水饱和度处，两相流动能力差异与油湿比例因子呈正比关系。

d.在同一含水饱和度下，驱油效果随着油湿比例因子的增加而变差。在低含水饱和度处，水相未占据主要渗流通道，含水率上升较慢；随着水驱油过程的继续，水相占据更多的渗流通道，含水率快速上升；随着含水饱和度的继续增加，在油湿比例因子较大的体系中，油相较易产生Snap-off效应，对水相流动能力造成一定阻碍，导致含水率上升缓慢；而在油湿比例因子较小的体系中，由于附着在孔隙壁面的水膜提高了水相的流动能力，因此含水率上升幅度并未减弱。

e.均匀水湿和均匀油湿体系分别仅具有排驱特征与自吸特征，而其余部分润湿体系毛细管压力曲线位于二者之间，且同时具有排驱与自吸特征；随着油湿比例因子的增加，自吸特征所占比例逐渐增大。