我国致密油储量比较丰富，而受地质构造及成藏作用的影响，致密油储层多发育微裂缝，加之压裂施工过程中形成的人造裂缝，为储层原油提供了良好的渗流通道。由于致密油藏通常无自然产能或自然产能较低，通常需要采用注水方式开发。经过长时间注水后，致密油储层中的裂缝会吸收大量的注入水，容易导致水淹现象的出现，从而影响注水开发的效果^[1-8]。

渗吸驱油开发是致密砂岩油藏比较重要的一种开发方式，近年来受到越来越多的关注，也取得了比较显著的成效^[9-14]。前人研究结果表明，渗吸作用的主要动力为毛管压力，而毛管压力的大小通常受许多因素的影响，这些因素也将影响到渗吸驱油开发的效果^[15-18]。刘向君等^[19]针对低渗透砂岩常温常压以及脉冲压力条件下的渗吸规律及影响因素进行了研究，结果显示，在常压或脉冲压力条件下，最终渗吸采收率均随着岩心渗透率和孔隙度的增大而增加，脉冲渗吸驱油效果优于常压渗吸驱油效果；韦青等^[20]针对裂缝性致密砂岩储层渗吸机理及影响因素进行了研究，结果表明，储层品质越好、最大连通孔喉半径越大、比表面积越小、相对润湿指数越大以及界面张力越小，则越有利于渗吸驱油的进行；党海龙等^[21]针对裂缝性低渗透油藏渗吸驱油影响因素进行了研究，结果显示，润湿性、黏度、界面张力和渗透率均是影响渗吸驱油的主要因素，岩石越亲水，原油黏度越低，则渗吸驱油效果越好。

在致密油藏水驱开发之后，采用动态渗吸驱油开发，注入渗吸液能够提高致密油藏的采收率^[22-23]。目前，关于静态渗吸驱油的研究及报道较多，而在致密油藏实际开发过程中，需要考虑动态驱替过程（驱替流速、渗吸液类型、浓度以及注入量等因素）对渗吸驱油效果的影响，因此，有必要对致密砂岩油藏动态渗吸驱油效果的影响因素进行深入研究。以鄂尔多斯盆地某区块致密砂岩储层为研究对象，通过室内实验评价渗吸液类型、渗吸液浓度、渗吸液注入量、驱替流速、反应时间以及岩心渗透率对致密油储层动态渗吸驱油效果的影响，优选出适合目标储层的最优动态渗吸驱油参数，并进行矿场试验，以期为提高致密砂岩油藏的采收率提供理论依据和参考。

实验用岩心为鄂尔多斯盆地某区块致密砂岩储层岩心（岩心孔隙度为5.2%~9.8%，渗透率为0.2~ 3.5 mD），实验用水为目标区块储层模拟地层水（矿化度约为16 000 mg/L），实验用油为模拟油（储层原油与中性煤油按照1:2混合，50 ℃下的黏度为2.15 mPa·s），实验用表面活性剂为LAS（阴离子表面活性剂）、DTAB（阳离子表面活性剂）、HYS-3（非离子表面活性剂）和HXS-2（双子表面活性剂）。

实验仪器：TX-500 C型全量程旋转滴界面张力仪、HARKE-SPCA视频接触角测量仪、BH-2型岩心（油、水）抽空加压饱和实验装置、岩心动态渗吸驱替实验装置（主要包括平流泵、岩心夹持器、环压泵、中间容器、压力表、传感器等）。

（1）界面张力测定实验

采用模拟地层水配制不同类型的表面活性剂溶液（0.3% LAS，0.3% DTAB，0.3% HYS-3和0.3% HXS-2）作为渗吸液，调试好TX-500 C型全量程旋转滴界面张力仪，设定实验温度为25℃，注入渗吸液和模拟油，测定不同类型渗吸液与模拟油之间的界面张力值。

（2）接触角测定实验

将储层天然岩心切成相同厚度的薄片，洗油处理后烘干，然后将岩心切片在界面张力测定实验中配制的不同表面活性剂溶液中浸泡24 h，实验温度为25 ℃，取出岩心切片并烘干，然后使用HARKESPCA视频接触角测量仪测定蒸馏水在岩心切片表面的接触角大小。

（3）动态渗吸驱油实验

动态渗吸驱油实验流程如图 1所示。具体实验步骤为：①将储层天然岩心洗油、烘干、称重，然后抽真空饱和模拟地层水；②将岩心装入夹持器中，加环压，升高温度至储层温度（85 ℃），使用模拟油驱替岩心，直至出口端不出水为止，关闭进出口阀门老化24 h；③使用模拟地层水驱油，记录岩心出口端采出油量，直至出口端不出油为止，计算水驱油效率；④注入渗吸液，关闭岩心进出口端阀门，反应一段时间；⑤继续使用模拟地层水驱油，直至岩心出口端含水率达到98%为止，记录岩心出口端采出油量，计算最终的驱油效率。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 动态渗吸驱油实验流程 Fig. 1 Flow chart of dynamic imbibition displacement experiment

参照界面张力和接触角的测定实验方法，分别评价了模拟地层水和质量浓度为0.3%的不同渗吸液对界面张力和接触角的影响，实验结果如表 1所列。

表 1(Table 1)

表 1 渗吸液类型对界面张力和润湿性的影响 Table 1 Influences of imbibition fluid types on interfacial tension and wettability 渗吸液类型 界面张力/（mN·m-1） 接触角/（°） 模拟地层水 12.15 51.8 0.3% LAS 0.45 43.2 0.3% DTAB 0.92 45.6 0.3% HYS-3 0.12 31.9 0.3% HXS-2 0.79 40.5

下载CSV 表 1 渗吸液类型对界面张力和润湿性的影响 Table 1 Influences of imbibition fluid types on interfacial tension and wettability

从表 1可看出，在模拟地层水中加入不同类型的表面活性剂后，溶液的界面张力大幅降低，岩心切片表面的接触角也呈现出减小的趋势，其中非离子表面活性剂HYS-3降低界面张力和接触角的效果最好。

选取驱替流速为0.1 mL/min，渗吸液注入量为0.5 PV，反应时间为24 h，进行不同类型渗吸液动态渗吸驱油实验，分别评价了不同类型渗吸液对目标区块储层岩心动态渗吸驱油效果的影响（表 2、图 2）。

表 2(Table 2)

表 2 不同类型渗吸液动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 2 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects of different types of imbibition fluid 渗吸液类型 岩心渗透率/mD 水驱油效率/% 渗吸驱油效率/% 最终驱油效率/% 模拟地层水 1.08 14.6 — 14.6 0.3% LAS 1.05 14.3 5.9 20.2 0.3% DTAB 1.12 14.5 4.4 18.9 0.3% HYS-3 1.03 14.6 10.2 24.8 0.3% HXS-2 1.02 14.1 7.7 21.8

下载CSV 表 2 不同类型渗吸液动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 2 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects of different types of imbibition fluid

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 不同类型渗吸液对动态渗吸驱油效率的影响 Fig. 2 Influences of different types of imbibition fluid on dynamic imbibition displacement efficiency

从实验结果可以看出，目标区块储层致密砂岩岩心的水驱油效率为14%左右，当使用不同表面活性剂溶液作为渗吸液时，均能提高岩心的动态渗吸驱油效果。其中0.3% HYS-3溶液的效果最佳，渗吸驱油效率能够达到10%以上。这是由于非离子表面活性剂HYS-3能够显著降低油水界面张力，同时改变天然岩心表面的润湿性，从而降低原油与岩心孔隙表面的黏附功，使原油易于从孔隙表面剥离，提高驱油效率。

选取驱替流速为0.1 mL/min，渗吸液注入量为0.5 PV，反应时间为24 h，使用非离子表面活性剂HYS-3配制不同浓度的渗吸液进行动态渗吸驱油实验，评价渗吸液浓度对目标区块储层岩心动态渗吸驱油效果的影响（表 3、图 3）。

表 3(Table 3)

表 3 不同渗吸液浓度下动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 3 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects under different imbibition fluid concentration 渗吸液类型 岩心渗透率/mD 水驱油效率/% 渗吸驱油效率/% 最终驱油效率/% 0.1% HYS-3 1.10 14.3 6.2 20.5 0.3% HYS-3 1.03 14.6 10.2 24.8 0.5% HYS-3 1.09 14.1 13.8 27.9 1.0% HYS-3 1.04 14.3 13.9 28.2

下载CSV 表 3 不同渗吸液浓度下动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 3 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects under different imbibition fluid concentration

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 渗吸液浓度对动态渗吸驱油效率的影响 Fig. 3 Influences of imbibition fluid concentration on dynamic imbibition displacement efficiency

从实验结果可以看出，随着渗吸液浓度的升高，岩心动态渗吸驱油效率逐渐增大，当渗吸液体积浓度为0.5%时，渗吸驱油效率能够达到13.8%，继续增大渗吸液浓度，驱油效率增幅变化不大。因此，宜选择0.5% HYS-3作为渗吸液。

选取驱替流速为0.1 mL/min，渗吸液为0.5% HYS-3，反应时间为24 h，进行不同注入量渗吸液动态渗吸驱油实验，分别评价了渗吸液在不同注入量时对目标区块储层岩心动态渗吸驱油效果的影响（表 4、图 4）。

表 4(Table 4)

表 4 不同注入量渗吸液动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 4 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects under different injection volume of imbibition fluid 渗吸液注入量/PV 岩心渗透率/mD 水驱油效率/% 渗吸驱油效率/% 最终驱油效率/% 0.3 1.07 14.2 10.9 25.1 0.5 1.09 14.1 13.8 27.9 1.0 1.08 14.6 16.2 30.8 1.5 1.01 14.3 16.6 31.1

下载CSV 表 4 不同注入量渗吸液动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 4 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects under different injection volume of imbibition fluid

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 渗吸液注入量对动态渗吸驱油效率的影响 Fig. 4 Influences of injection volume of imbibition fluid on dynamic imbibition displacement efficiency

从实验结果可以看出，随着渗吸液注入量的增大，岩心动态渗吸驱油效率逐渐增大，当渗吸液注入量为1.0 PV时，渗吸驱油效率能够达到16.2%，继续增大渗吸液注入量，驱油效率增幅变化不大。因此，在现场进行渗吸采油施工设计时，应选择合适的渗吸液浓度和注入量，在确保渗吸驱油效率的基础上，最大程度地降低施工成本。

选取渗吸液为0.5% HYS-3，渗吸液注入量为1.0 PV，反应时间为24 h，进行不同驱替流速时的渗吸液动态渗吸驱油实验，分别评价了不同驱替流速对目标区块储层岩心动态渗吸驱油效果的影响（表 5、图 5）。

表 5(Table 5)

表 5 不同驱替流速动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 5 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects under different displacement velocity 驱替流速/（mL·min-1） 岩心渗透率/mD 水驱油效率/% 渗吸驱油效率/% 最终驱油效率/% 0.05 1.04 13.8 13.3 27.1 0.10 1.08 14.6 16.2 30.8 0.20 1.05 15.1 18.4 33.5 0.50 1.02 14.5 16.6 31.2 0.80 1.08 14.0 10.5 24.5

下载CSV 表 5 不同驱替流速动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 5 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects under different displacement velocity

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 驱替流速对动态渗吸驱油效率的影响 Fig. 5 Influences of displacement velocity on dynamic imbibition displacement efficiency

从实验结果可以看出，随着驱替流速的增大，岩心动态渗吸驱油效率呈现出先上升后下降的趋势，当驱替流速为0.2 mL/min时，渗吸驱油效率最大，能够达到18.4%，继续增大驱替流速，渗吸驱油效率下降。

这是由于致密砂岩油藏渗吸效率同时受黏性力和毛管压力的影响，当驱替流速较低时，毛管压力渗吸作用较强，随着驱替流速的增大，黏性力驱替作用增大，因此，会存在一个最优驱替流速，使渗吸效率达到最大。致密砂岩逆向渗吸作用表现为小孔隙吸水，大孔隙排油，在较高的驱替流速下，致密砂岩中的大孔隙渗吸出油端被注入水封闭，使后续渗吸作用的进行受到阻碍；另外，当驱替流速较大时，孔隙中油水交换的时间缩短，使孔隙中的水被过早地驱替出来，致使渗吸效率下降。因此，在进行矿场施工设计时，应选择合适的注液速度，使渗吸驱油效果达到最佳。

选取驱替流速为0.2 mL/min，渗吸液为0.5% HYS-3，渗吸液注入量为1.0 PV，进行不同反应时间下的动态渗吸驱油实验，分别评价了不同反应时间对目标区块储层岩心动态渗吸驱油效果的影响（表 6、图 6）。

表 6(Table 6)

表 6 不同反应时间动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 6 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects under different reaction time 反应时间/h 岩心渗透率/mD 水驱油效率/% 渗吸驱油效率/% 最终驱油效率/% 12 1.03 14.9 15.6 30.5 24 1.05 15.1 18.4 33.5 48 1.08 14.8 20.8 35.6 72 1.04 15.0 20.9 35.9

下载CSV 表 6 不同反应时间动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 6 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects under different reaction time

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 反应时间对动态渗吸驱油效率的影响 Fig. 6 Influences of reaction time on dynamic imbibition displacement efficiency

从实验结果可以看出，随着渗吸反应时间的增加，岩心动态渗吸驱油效率逐渐增大，但渗吸驱油效率增幅逐渐下降，当反应时间为48 h时，渗吸驱油效率能够达到20%以上，继续增大反应时间，渗吸驱油效率基本不变。因此，为提高油田生产效率，在矿场进行渗吸采油施工时，应选择合适的渗吸反应时间。

选取驱替流速为0.2 mL/min，渗吸液为0.5% HYS-3，渗吸液注入量为1.0 PV，反应时间为48 h，使用不同渗透率的岩心进行动态渗吸驱油实验，分别评价了不同岩心渗透率对动态渗吸驱油效果的影响（表 7、图 7）。

表 7(Table 7)

表 7 不同渗透率动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 7 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects under different permeability 岩心渗透率/mD 水驱油效率/% 渗吸驱油效率/% 最终驱油效率/% 0.20 13.9 12.8 26.7 1.08 14.8 20.8 35.6 3.18 15.2 24.2 39.4

下载CSV 表 7 不同渗透率动态渗吸驱油实验参数与结果 Table 7 Dynamic imbibition displacement experiment parameter and effects under different permeability

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 渗透率对动态渗吸驱油效率的影响 Fig. 7 Influences of permeability on dynamic imbibition displacement efficiency

从实验结果可以看出，岩心渗透率与动态渗吸驱油效率呈正相关，即随着岩心渗透率的增大，动态渗吸驱油效率逐渐增大。这是由于岩心渗透率越大，岩心中的大孔隙越多，孔喉连通性越好，且连通面孔率越大，从而能够降低原油动态渗吸的阻力，使油滴顺利通过孔隙排出，并且扩大了动态渗吸的范围，提高了动态渗吸驱油效率。

由以上动态渗吸驱油效果影响因素实验结果表明，驱替流速和渗吸液的浓度均是影响动态渗吸驱油效率的主要因素，渗吸液注入量和反应时间的影响较弱。推荐动态渗吸驱油实验的最优参数：驱替流速为0.2 mL/min，渗吸液为0.5% HYS-3，渗吸液注入量为1.0 PV，反应时间> 48 h。

鄂尔多斯盆地某区块S油田属于典型的致密砂岩油藏，储层整体物性较差，孔隙度平均为8.7%，渗透率平均为0.49 mD，储层埋深约为2 482 m，储层温度约为85 ℃。从2016年开始，S油田注水开发效果变差，油井产油量下降明显，因此，决定转变开采方式，在该油田实施注水吞吐动态渗吸驱油试验，前期共计实施5口井，有效率达到了100%。共计注入0.5% HYS-3的渗吸液540 m³，关井进入渗吸驱油阶段，开井后5口井的产油量均出现不同程度的增大现象。动态渗吸驱油措施前后产油量和含水率的对比结果如表 8所列。

表 8(Table 8)

表 8 动态渗吸驱油措施前后产油量与含水率对比 Table 8 Comparison of oil production and water cut before and after dynamic imbibition displacement measures 井号 产油量/（m3·d-1） 含水率/ % 措施前 措施后 措施前 措施后 S-1 4.2 8.1 89.3 61.9 S-2 3.1 7.2 87.5 59.2 S-3 3.6 7.6 91.2 65.3 S-4 3.9 8.5 88.5 60.4 S-5 4.1 7.7 90.8 62.5 平均值 3.8 7.8 89.5 61.9

下载CSV 表 8 动态渗吸驱油措施前后产油量与含水率对比 Table 8 Comparison of oil production and water cut before and after dynamic imbibition displacement measures

从表 8可以看出，采取动态渗吸驱油措施前，5口井的平均产油量为3.8 m³/ d，平均含水率为89.5%。采取措施后5口井的平均产油量升高至7.8 m³/d，是采取措施前的2倍多，而平均含水率下降至61.9%，目前已累计增油约650 t左右，增油效果显著。

（1）非离子表面活性剂HYS-3能够显著降低油水界面张力，并通过降低接触角来改变岩石表面的润湿性，从而降低原油与岩心孔隙表面的黏附功，大大提高致密砂岩岩心的动态渗吸驱油效率。

（2）动态渗吸驱油效果影响因素评价结果表明，随着渗吸液中表面活性剂浓度的升高、渗吸液注入量的增大、反应时间的延长以及渗透率的增大，动态渗吸驱油效率逐渐增大，而随着驱替流速的增大，岩心动态渗吸驱油效率呈现出先上升后下降的变化趋势，当驱替流速为0.2 mL/min时，渗吸驱油效率增幅最大。

（3）矿场应用试验结果表明，S油田采取注水吞吐动态渗吸驱油方案措施后，5口井平均日产油量是采取措施前的2倍多，含水率下降明显，取得了较为明显的增油效果。