中油网消息：对于低渗硅藻岩重油油藏，采用水力压裂井热采是进行油田开发并提高采收率的一种方法。常规蒸汽驱开采过程中伴有凝析液，以及由蒸汽驱注入井形成的热水流，所以在裂缝性低渗孔隙介质中，热水渗吸作用是热采的重要组成部分。为了更好地了解硅藻岩油藏中多相流和热流动特性，进行了自发对流渗吸岩心驱替的一系列试验。

    1.试验设备和方法

    为了获得岩心内含水饱和度的变化情况、测量渗吸速率和确定流体的驱替模式，可以使用X射线层析成像法（CT），该方法在试验仪器的设计和材料的选择方面有一定要求。

   （1）岩心夹持器。采用铝制Hassler套筒的岩心夹持器，以便能透过X射线。夹持的岩心长2.5～7.5cm、直径2.5cm。岩心外涂以硅氧烷凝胶薄膜，装入FTP热收缩管作为高温套筒。在套筒和夹持器之间的环形空间内充入矿物油承压液，夹持器外缠绕加热带，然后覆以绝热材料。此装置可进行温度高达260℃和围压7MPa的试验。

   （2）CT扫描器。扫描器为第四代Picker1200SX，一次图像采集时间约6s，沿岩心进行扫描所需的总时间足够短，因此可在特定的时间内得到饱和度剖面。

   （3）岩心。采用两种岩心进行试验，一种是中途日落油田的硅藻岩岩心，孔隙度为55%～59%，渗透率为0.8～1.3md；另一种是露头硅藻岩岩心，孔隙度为62%～67%，渗透率为2～4md。

   （4）流体。采用三种白油（正癸烷、两种不同粘度的白矿物）和一种原油（过滤和脱水后的中途日落油田原油），其室温下的粘度分别为0.93、35、407、6400mPa·s，以试验不同粘度油相的渗吸特性。

    2.试验条件

    试验是在20～180℃恒温状态和4.1～5.5MPa围压条件下进行，用泵以0.5立方厘米/m的速率泵送盐水流过岩心的一面，在渗吸阶段关闭岩心夹持器的出口。用量筒收集产出油，并用X射线CT扫描测量含水饱和度。

    3.试验结果

   （1）用露头干岩心在强水湿条件下试验水的自吸特性。试验温度为25℃，原始含水饱和度为零，驱替相与被驱替相的粘度比大于1。水的渗吸速度很快，约270min达到终采收率0.79PV。将此试验作为基准，用三种不同的矿物油在25℃、48℃和88℃三种温度下试验，其渗吸速度和终采收率均随温度的升高而加快和提高。

   （2）用油田岩心和原油在42℃、120℃和180℃温度下进行试验。42℃为原始油藏温度，但该温度下未显示出有任何水渗吸现象；温度增到120℃有水渗吸，其采收率为0.22PV；180℃温度下渗吸速度加快，终采收率为0.43PV。另用原始含水饱和度为30%的岩心在180℃温度下试验，自发水渗吸的终采收率为原始原油地质储量的28%，加压水渗吸的终采收率为原始原油地质储量的50%。

   （3）试验结果说明温度对水渗吸速度和原油采收率的影响很大。温度升高使原油粘度下降，易于形成有利的流度比，同时使自发渗吸速度加快。温度升高使得岩心亲水性增加，在试验的温度范围内，温度的变化对亲水性的影响比对界面张力的影响更显著。