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摘要：利用当前的勘探开发方式针对致密性油藏进行开发的过程中经常会出现产量递减速度快、可采储量得等一些问题。针对这个问题通过建立相应的数学模型进行研究可以发现，亲油致密性储存在注入表面活性剂之后其润湿性会产生反转，从而使得储存产生自发渗吸状况，在此情况下就能够让储层的动用程度得到进一步提升。本文主要针对致密油层自渗吸提升采收率的各种影响因素进行了研究。
关键词：致密油层；自渗吸；采收率；影响因素
引言
致密油层本身的渗透率非常低，如果利用油田目前的常规勘探开发方式并不能真正将其产能挖掘出来，因此必须要首先进行大规模的人工压裂，然后再充分利用衰竭式的开采方式进行开发。在针对水湿型致密油藏进行开发的时候，在开采的初期阶段起到主要作用的是弹性力，随着开采的不断进行裂缝压力会快速下降，但是基质的压力下降速度相对比较缓慢，在这种情况下，基质中的油会流向裂缝；当裂缝压力与基质压力达到平衡状态的时候，因为存在毛管力的作用从而使得渗吸的作用充分发挥出来，从而使得基质与裂缝之间会产生油水交换现象，这样就能够让基质中剩余油得到进一步的开采。但是油湿型致密油藏在开采过程中由于并不会发生自发性的渗吸作用，因此，其基质内剩余油的动用程度相对比较低，必须要进行深入的挖掘。
1 致密油藏渗吸提升采收率数学模型
针对具体实施了大规模人工压裂施工之后致密油藏通常情况下都会利用双孔、双渗模型来进行描述。在这种模型下致密油藏的裂缝与基质孔隙系统都包括在内，裂缝孔隙系统本身的渗透率比较高，但是孔隙度相对较小；基质本身的渗透率相对比较小，但是其孔隙度较大。对于致密油藏来说，其主要的渗流通道是裂缝，虽然基质也存在一定的渗流作用，但是通常情况下基质主要是作为原油的储存空间。针对致密油藏中的原油流动通常情况下做以下一些描述：随着原油开采的不断进行裂缝压力会快速的下降，而基质压力的下降速度相对比较慢；由此就会在两个系统中产生一个势差，在这种势差的作用下，原油会从基质流向裂缝中，并且会通过达西渗流的方式最终进入到井筒中，最终被开采到地面。
致密油藏中的基质以及裂缝实际的导流量会受到压力差、毛管力差、重力势差等多种因素的共同影响[1]。在上述几种影响因素中通常都将重力势差进行忽略处理。此外，由于致密油藏中裂缝的孔径要比基质孔径大很多，因此，基质实际产生的毛管力也会远远超过裂缝。由此就可以看出，致密油藏在具体的开发过程中压力以及基质的毛管力在很大程度上能够直接决定其导流能力。
由于水湿性油藏会产生较强的毛管力，从而使得水湿性油藏的自发渗吸能力也比较强，在这种渗吸作用的影响下，裂缝中的水会被吸入到基质中，这样就能够对原油进入裂缝产生推动作用；与此相反，在油湿性致密油藏中，由于存在毛管力，从而对自发渗吸作用形成了抑制作用，反而对原油的开采形成了制约作用，从而导致在基质中积留大量不能被开采的原油。
2 自渗吸提升采收率数值模拟研究
在针对油湿性致密岩心建立起自发渗吸数值模型后，就可以针对致密油藏实际的开采效果在自发渗吸作用的影响下以及主要影响致密油藏开采效果的因素进行分析。致密油藏的岩样设置为3.4 cm×3.4 cm×7.6cm，将其在浓度为500mg/L的表面活性剂溶液中浸泡。在浸泡过程中除了岩样的地面之外，其他面都与浸泡液进行了接触。该饱和油致密岩样实际的渗透率达到了2.6×10-7μm2，实际孔隙度达到了0.10，岩样中的原油粘度达到了3.0mPa·s，岩样的初始含有饱和度达到了0.67，初始含水饱和度达到了0.33[2]。
2.1 自渗吸提升采收率效果
通过分析油湿性致密岩心自发渗吸采油效果曲线图可以发现。当岩心在经过表面活性剂浸泡之后，会导致油湿性岩心的润湿性发生改变，这样就会诱导油湿性岩心出现自发渗吸作用。油湿性岩心中的原油几乎不会被开采出来；但是當油湿性岩心的润湿性发生改变之后，其实际的采收率是只能够超过20%。这主要是因为，当油湿性岩心处于原始状态下的时候，其内部存在的毛管力对原油的开采形成的抑制作用，而且几乎不会产生任何自发渗吸作用；但是当油湿性岩心在经过表面活性剂浸泡之后，油湿性岩心的认识性发生了反转，成为了水湿，在这种情况下，原本表现为阻力的毛管力转变成驱动力，通过自发渗吸的作用使得外围的水能够顺利的进入到岩心内部，而基质中的原油就能被顺利的开采出来。在针对致密油藏进行开采的过程中自发渗吸作用是提升其采收率的主要机理，而这种自发渗吸作用在油湿性致密油藏中表现的更加突出。
2.2 自渗吸采油效果影响因素等级
2.2.1 基质形态
针对基质形态对渗吸采油效果的具体影响进行分析后可以发现，基质的横向宽度、厚度都会对自发渗吸采油效果形成巨大的影响。当基质的厚度、宽度不断降低的情况下，采油速度会进一步增加，实际的开采效果更好。这主要是因为基质宽度以及厚度的下降会使得基质与裂缝之间的接触面积增加，这样就能够让渗吸的强度也相应的增加[3]。
2.2.2 毛管力大小
在经过表面活性剂浸泡之后，岩石的润湿性会从油湿转变了水湿，在这种情况下原本为阻力的毛管力也会相应的转变为驱动力。毛管力的不断增加会使得渗吸强度也进一步增加，如此就会是实际采油效果也进一步提升。
3 结束语
针对致密油藏建立起双孔双渗致密油藏渗吸提升采收率数学模型之后，通过模型分析可以发现，在针对致密油藏进行开发的过程中主要应用的是自发渗吸作用，将油湿性致密油藏注入表面活性剂之后，能够让油湿性转成水湿，这样就能够让基质的自发渗吸作用进一步增强，从而使得油藏实际开发效果得到有效提升。
参考文献：
[1]刘秀婵，陈西泮，刘伟，王霞.致密砂岩油藏动态渗吸驱油效果影响因素及应用[J/OL].岩性油气藏：1-8[2019-09-08].http：//kns.cnki.net/kcms/detail/62.1195.te.20190703.1756.002.html.
[2]付金华，喻建，徐黎明，牛小兵，冯胜斌，王秀娟，尤源，李涛.鄂尔多斯盆地致密油勘探开发新进展及规模富集可开发主控因素[J].中国石油勘探，2015，20（05）：9-19.
[3]赵靖舟，白玉彬，曹青，耳闯.鄂尔多斯盆地准连续型低渗透-致密砂岩大油田成藏模式[J].石油与天然气地质，2012，33（06）：811-827.
关键词：致密油层；自渗吸；采收率；影响因素
引言
致密油层本身的渗透率非常低，如果利用油田目前的常规勘探开发方式并不能真正将其产能挖掘出来，因此必须要首先进行大规模的人工压裂，然后再充分利用衰竭式的开采方式进行开发。在针对水湿型致密油藏进行开发的时候，在开采的初期阶段起到主要作用的是弹性力，随着开采的不断进行裂缝压力会快速下降，但是基质的压力下降速度相对比较缓慢，在这种情况下，基质中的油会流向裂缝；当裂缝压力与基质压力达到平衡状态的时候，因为存在毛管力的作用从而使得渗吸的作用充分发挥出来，从而使得基质与裂缝之间会产生油水交换现象，这样就能够让基质中剩余油得到进一步的开采。但是油湿型致密油藏在开采过程中由于并不会发生自发性的渗吸作用，因此，其基质内剩余油的动用程度相对比较低，必须要进行深入的挖掘。
1 致密油藏渗吸提升采收率数学模型
针对具体实施了大规模人工压裂施工之后致密油藏通常情况下都会利用双孔、双渗模型来进行描述。在这种模型下致密油藏的裂缝与基质孔隙系统都包括在内，裂缝孔隙系统本身的渗透率比较高，但是孔隙度相对较小；基质本身的渗透率相对比较小，但是其孔隙度较大。对于致密油藏来说，其主要的渗流通道是裂缝，虽然基质也存在一定的渗流作用，但是通常情况下基质主要是作为原油的储存空间。针对致密油藏中的原油流动通常情况下做以下一些描述：随着原油开采的不断进行裂缝压力会快速的下降，而基质压力的下降速度相对比较慢；由此就会在两个系统中产生一个势差，在这种势差的作用下，原油会从基质流向裂缝中，并且会通过达西渗流的方式最终进入到井筒中，最终被开采到地面。
致密油藏中的基质以及裂缝实际的导流量会受到压力差、毛管力差、重力势差等多种因素的共同影响[1]。在上述几种影响因素中通常都将重力势差进行忽略处理。此外，由于致密油藏中裂缝的孔径要比基质孔径大很多，因此，基质实际产生的毛管力也会远远超过裂缝。由此就可以看出，致密油藏在具体的开发过程中压力以及基质的毛管力在很大程度上能够直接决定其导流能力。
由于水湿性油藏会产生较强的毛管力，从而使得水湿性油藏的自发渗吸能力也比较强，在这种渗吸作用的影响下，裂缝中的水会被吸入到基质中，这样就能够对原油进入裂缝产生推动作用；与此相反，在油湿性致密油藏中，由于存在毛管力，从而对自发渗吸作用形成了抑制作用，反而对原油的开采形成了制约作用，从而导致在基质中积留大量不能被开采的原油。
2 自渗吸提升采收率数值模拟研究
在针对油湿性致密岩心建立起自发渗吸数值模型后，就可以针对致密油藏实际的开采效果在自发渗吸作用的影响下以及主要影响致密油藏开采效果的因素进行分析。致密油藏的岩样设置为3.4 cm×3.4 cm×7.6cm，将其在浓度为500mg/L的表面活性剂溶液中浸泡。在浸泡过程中除了岩样的地面之外，其他面都与浸泡液进行了接触。该饱和油致密岩样实际的渗透率达到了2.6×10-7μm2，实际孔隙度达到了0.10，岩样中的原油粘度达到了3.0mPa·s，岩样的初始含有饱和度达到了0.67，初始含水饱和度达到了0.33[2]。
2.1 自渗吸提升采收率效果
通过分析油湿性致密岩心自发渗吸采油效果曲线图可以发现。当岩心在经过表面活性剂浸泡之后，会导致油湿性岩心的润湿性发生改变，这样就会诱导油湿性岩心出现自发渗吸作用。油湿性岩心中的原油几乎不会被开采出来；但是當油湿性岩心的润湿性发生改变之后，其实际的采收率是只能够超过20%。这主要是因为，当油湿性岩心处于原始状态下的时候，其内部存在的毛管力对原油的开采形成的抑制作用，而且几乎不会产生任何自发渗吸作用；但是当油湿性岩心在经过表面活性剂浸泡之后，油湿性岩心的认识性发生了反转，成为了水湿，在这种情况下，原本表现为阻力的毛管力转变成驱动力，通过自发渗吸的作用使得外围的水能够顺利的进入到岩心内部，而基质中的原油就能被顺利的开采出来。在针对致密油藏进行开采的过程中自发渗吸作用是提升其采收率的主要机理，而这种自发渗吸作用在油湿性致密油藏中表现的更加突出。
2.2 自渗吸采油效果影响因素等级
2.2.1 基质形态
针对基质形态对渗吸采油效果的具体影响进行分析后可以发现，基质的横向宽度、厚度都会对自发渗吸采油效果形成巨大的影响。当基质的厚度、宽度不断降低的情况下，采油速度会进一步增加，实际的开采效果更好。这主要是因为基质宽度以及厚度的下降会使得基质与裂缝之间的接触面积增加，这样就能够让渗吸的强度也相应的增加[3]。
2.2.2 毛管力大小
在经过表面活性剂浸泡之后，岩石的润湿性会从油湿转变了水湿，在这种情况下原本为阻力的毛管力也会相应的转变为驱动力。毛管力的不断增加会使得渗吸强度也进一步增加，如此就会是实际采油效果也进一步提升。
3 结束语
针对致密油藏建立起双孔双渗致密油藏渗吸提升采收率数学模型之后，通过模型分析可以发现，在针对致密油藏进行开发的过程中主要应用的是自发渗吸作用，将油湿性致密油藏注入表面活性剂之后，能够让油湿性转成水湿，这样就能够让基质的自发渗吸作用进一步增强，从而使得油藏实际开发效果得到有效提升。
参考文献：
[1]刘秀婵，陈西泮，刘伟，王霞.致密砂岩油藏动态渗吸驱油效果影响因素及应用[J/OL].岩性油气藏：1-8[2019-09-08].http：//kns.cnki.net/kcms/detail/62.1195.te.20190703.1756.002.html.
[2]付金华，喻建，徐黎明，牛小兵，冯胜斌，王秀娟，尤源，李涛.鄂尔多斯盆地致密油勘探开发新进展及规模富集可开发主控因素[J].中国石油勘探，2015，20（05）：9-19.
[3]赵靖舟，白玉彬，曹青，耳闯.鄂尔多斯盆地准连续型低渗透-致密砂岩大油田成藏模式[J].石油与天然气地质，2012，33（06）：811-827.