岩石的润湿性对油气层的损害周杨摘要: 储层岩石的润湿性决定流体的流动性, 对油藏岩石润湿性的研究可以有效的指导油藏的开发, 提高油藏采收率。

本文从岩石的润湿性对剩余油饱和度分布、相对渗透率大小、毛管力、微粒的运移以及油层的采收率等方面的影响, 具体分析油气层损害原因在现象, 为推荐和制定各种油气层保护和解除油气层损害方案提供借鉴。

关键字：岩石润湿性剩余油饱和度分布渗透率毛管力微粒运移采收率油气层损害引言油田进入中后期开发, 油气藏地层都受到了不同程度的损害, 不仅降低了油气井的产出或注入能力及油气的采收率, 还可能损失宝贵的油气资源, 增加勘探开发成本。

因此了解生产过程中造成的油气层损害的机理, 不但有助于采取保护油气层的措施,而且也是判断油气层损害程度的基础。

润湿性是研究外来工作液注入（或渗入）油层的基础，是岩石—流体间相互作用的重要特性。

了解岩石的润湿性是对储层最基本的认识之一，它至少是和岩石孔隙度、渗透率、饱和度、孔隙结构等同样重要的一个储层基本特性参数。

特别是油田注水时，研究岩石的润湿性，对判断注入水是否能很好地润湿岩石表面，分析水驱油过程水洗油能力，选择提高采收率方法以及进行油藏动态模拟试验等方面都具有十分重要的意义。

本文通过对岩石润湿性油水的微观分布、相对渗透率大小、毛管力、微粒的运移以及油层的采收率等可能产生的各种影响分析其对油气层的损害。

1 润湿机理液体和固体接触时, 会产生不同的形状。

如果我们在固体表面上滴一滴液体, 这液滴可能沿固体表面立即扩散开来, 也可能仍以液滴形状附着于固体表面。

我们将液滴或气体在固体表面的扩散现象称为润湿作用, 当液滴在固体表面立即扩散, 即称给该种液体润湿固体表面, 当液滴呈圆球状, 不沿固体表面扩散, 则称为该液体不润湿固体表面。

在一般情况下, 水可以润湿固体表面, 而油则不润湿固体表面[ 1]( 见图 1) 。

液体对固体的润湿程度用润湿接触角表示,它是固体表面与液体——空气或液体——液体界面之间的夹角, 并规定从密度大的液体一方算起。

当< 90°, 液体润湿固体( 见图 1a) , = 0°, 为完全润湿;当 > 90°, 液体不润湿固体, ( 见图1b) ; = 180°, 为完全不润湿。

凡能被液体所润湿的, 称亲液性固体, 常见的是水, 在这种情况下, 就说固体是亲水的; 不能液体所润湿的, 称憎液性固体, 对水来说就是憎水的。

2 影响润湿性的因素岩石润湿性是岩石与地层流体在特定条件下综合作用的结果, 同一岩石的润湿性也不是一成不变的, 它会随着各种外在条件( 如润湿顺序, 时间, 地层压力和温度等) 的不同而改变, 但影响岩石润湿性的因素主要包括以下三点：2. 1 岩石的矿物成分储层岩石的矿物成分以硅酸盐矿物为主。

这类矿物在表面洁净的情况下, 一般是亲水的, 但其润湿程度并不相同。

有机物质是憎水亲油的。

如果岩石中( 特别是生油岩) 含有较多的有机物质将使颗粒表面局部亲油。

铁具有从原油中吸附表面活性物质的能力, 因此富含铁的矿物的岩石也可以局部亲油, 但大部分沉积岩含铁矿物不多, 故铁的影响没有重要意义。

粘土矿物, 特别是蒙脱石, 是吸水的。

泥质胶结物的存在应当增加岩石的亲水性。

总之, 不同的矿物成分具有不同的润湿程度。

储油岩石的矿物成分十分复杂, 并且在宏观和微观上都是非均质的。

因此矿物成分的复杂性和非均质性可能导致岩石各部分之间的润湿性的差异。

2. 2 流体成分表1是一些纯烃类液体在四氟乙烯光面上的润湿接触角。

聚四氟乙烯虽不是矿物, 但可以侧面说明各种烃组分润湿性的差异行。

它告诉我们, 石油中的烃类成分虽然是非极性的, 但其润湿程度并不相同。

因此, 流体成分的变化可以影响油层的润湿性。

2. 3 石油中的极性物质当石油中含有极性物质时, 会对石油在矿物表面上的润湿性产生复杂的影响。

实验结果表明, 极性物质对各种矿物表面的润湿性都有影响, 但影响程度不同, 并不一定都能改变矿物表面的润湿性。

综上所述, 储油岩石的矿物成分, 矿物表面的粗糙程度, 流体成分, 特别是流体中的极性物质是影响油层润湿性的主要因素。

3 岩石润湿性对油水渗流规律的影响3.1 岩石润湿性决定孔道中毛管力的大小和方向在水驱油过程中，油水在岩石孔道中的动态分布在很大程度上也受润湿性的控制和影响。

润湿性直接影响着束缚水饱和度、残余油饱和度、水驱油效率、毛管压力、相对渗透率曲线、水驱动态和电阻率。

在亲水毛管中，毛管力的方向和注入水驱替压差方向一致，毛管力为动力；在亲油毛管中，毛管力与注入水驱油方向相反，毛管力为阻力。

当生产压差或注入水压差很小时，毛管力对驱油起着重要的作用。

岩石的润湿性不同, 在地层中有亲水孔道和亲油孔道, 不同的润湿性, 润湿接触角的大小不同,弯液面凹凸形状和方向也不同, 其结果所产生的毛管方向也不同。

在亲水毛管中( 见下图2) , 毛管力 pc 的方向与主睡驱替压差△p 方向一致, 毛管力pc为动力; 相反, 在亲油毛管中, 毛管力pc与注水驱油方向△p 相反, 毛管力 pc为阻力。

流动阻力的大小直接影响着油、水的流动。

在实际生产中,当生产压差或注水压差很小时, 毛管力对与驱油将起着重要的作用。

图2因此，当润湿性导致毛管力为阻力时，就影响油的运移，对油气开采造成影响。

3.2 润湿性影响地层中微粒的运移油藏开发初期，地层中只有油流动，以束缚水存在的水相不流动，亲水微粒在束缚水膜的保护下不参与油的流动，整个地层没有微粒运移；油层一旦注水，油水同时流动，此时在束缚水膜保护下的微粒也开始随水流动。

油水同时流动时，亲水微粒一般不会在空隙喉道处形成桥堵；对于具有混合润湿的微粒，由于微粒部分表面亲油，部分表面亲水，使微粒处于束缚水膜和油相表面，其运动直接受油流及束缚水膜两者的影响。

处于这种界面上的微粒虽可以移动，但并不是能被油流带走，只能在界面上作不同的移动，有时会在空隙窄口处形成桥堵，造成堵塞地层，降低储层的渗透率，影响油藏开发。

3.3 润湿性对油气水三相相对渗透率的影响下面三幅图是用实验得来的：图3 水的相对渗透率曲线图4 油的相对渗透率曲线图5气的相对渗透率曲线从图中可以看出,油水的相对渗透率在油湿和水湿条件下明显不同。

在水湿岩中,.水的等渗线为一组直线,油的等渗线为一组凹向100 % s。

点的曲线;在油湿岩石中,油水的相对渗透率与所有三相的饱和度有关,它们的等渗线均为凸向1 0 0%各自饱和度点的曲线而气的等渗线均为一组凸向100 % S:点的曲线,润湿性仅影响气相相对渗透率数值的大小。

在水湿岩石中,水是润湿相,油是中间润湿相,气是非润湿相,水主要占据岩石中的小孔道和孔隙表面,气体占据大孔道,而油分布在中间的孔道,这样可以把油气看作一相,为非润湿相。

因此油气水三相系统中的水相对渗透率与油水两相系统相同,只是Sw 的函数,即水等渗线为直线。

由于油占据中间的孔道,Sw增加,Sg下降会引起油向大孔道中流动,使流动阻力发生变化,同时,由于油相对气体是润湿相,在原来气体占据的孔道中捕捉部分气体,形成贾敏效应,使油的流动阻力增加。

另外,S,增加,进入较大孔道中的水会捕捉部分油,使油的相对渗透率下降,如 s。

一 0.04,Sw从0.42 增加到0.04 时,油的相对渗透率从0.51 降到0.0 3。

气体的等渗线是一组凸向l 00% Sg点的曲线,这主要是由于进入大孔道中的油捕捉部分气体所造成的。

在油湿岩石中,油是润湿相.水是中间润湿相,水占据中间的孔道,随着S,个S。

今凡告,液体饱和度增加,液体进入原来气体占据的孔道,并在大孔道中捕捉部分气体,增加了水进入大孔道的阻力。

同时,随着水饱和度增加,油气饱和度降低,尽管S,增加一定,会使水在孔道中的分布不同,因此.水所受到的阻力不同。

由此可见,水的相对渗透率不仅与Sw有关,也与油、气饱和度有关。

由于初始水处于小孔道的中心,并被油所包围,为不连续的水滴,在孔隙中增加了油流动的阻力。

随着水饱和度的增加,这种阻力也发生变化,油的相对渗透率也随之改变,因此,油的相对渗透率与所有相饱和度有关。

对于气体来说,在水湿和油湿岩石中均为非润湿相。

当Sg下降、液体饱和度增加时,都存在着被润湿相捕捉的现象.但由于油、水的性质不同,捕捉气体的多少不同,形成的阻力不同,所以,在相同气体饱和度情况下,气相相对渗透率不同。

因此，润湿性对相对渗透率有很大影响，其影响总趋势为：随着岩心由亲水向亲油转化，油相相对渗透率趋于降低。

亲水岩石，水通常分布于细小空隙和岩石避面处，对油的渗流妨碍较小，而亲油岩石，在同样条件下，水既不在小空隙中，也不以薄膜状附着在固体表面，当含水饱和度较小时，以液滴形式分布在孔道中。

由于孔隙结构的复杂性，这种水滴流动到孔道窄口时便遇阻，产生贾敏效应，阻碍油相的渗流，使油相的相对渗透率降低。

3.4 润湿性对采收率的影响以下几个代表性试验的结论是:弱水湿水驱油效率最高。

用的是直径1英寸(2 5.4 m m ),长3英寸(7 6.Zm m )的规则岩柱(切自同一块O hio砂岩),这些岩样的润湿性和水驱油效率是相同的。

接着将另一些岩样进行高温焙烤和硅酮处理，使它们具有不同的润湿性。

然后用同一种原油和盐水饱和岩样,并以0.s m L / m ni的速度( 足以克服末端效应)进行水驱油实验。

当注入2.4倍孔隙体积盐水时,32 块岩样的水驱油效率如图6所示。

由图1可见,中间润湿和弱水湿岩样的水驱油效率强水湿和油湿的都高,图中的Iw和 Io。

图6水驱油采收率随润湿性的变化在微模型中直接观察了强水湿(I*= 1.。

少和弱水湿(IW~ 0.3 2一0.3 7 )系统中水驱油实验结果,见图3。

发现强水湿系统中的残余油主要被获在大孔道中;而弱水湿系统中的残余油主要被俘获在喉道中。

由图中还可以看出,强水湿系统中的残余油明显多于弱水湿系统中的。

图7 强水湿与弱水湿在玻璃微模型中润湿性对残余油饱和度的影响：将切自同一块 Be r e a砂岩的6 5块岩样(直径3.7 9em,长约cs m )处理成不同的润湿性,然后进行低速水驱油实验。

分别记录下岩样出口端见水时、注入3倍孔隙体积时、注入 20 倍孔隙体积时的采出程度,结果见图4。

由此可看出,当润湿指数IW~一I*一I。

一0.2 4 (弱水湿)时,水驱采收率最高。

在文献〔幻中,他们还综合了不同润湿条件下的水驱油资料,绘出了不同注水孔隙体积倍数下的采出程度曲线,见图5。

由图中可以看出,弱水湿 I(, _。

~ 0.3一0.)1的采收率最高;强水湿I(, 一一1.)0时的采收率最低。

以上几组实验表明,弱水湿岩样的水驱油效率明显高于强水湿的。