Mechanism of Water Film Acting on Capillary Force in Porous Media of Tight Reservoirs

doi:10.12422/j.issn.1672-6952.2025.05.008

Abstract

Abstract:

The water film formed within the pores of tight reservoirs leads to a distinct "oil?core water?film" configuration in the distribution of oil and water within the porous medium, which has a significant impact on the flow channels and capillary forces of infiltration and absorption. To address these phenomena, high?pressure mercury injection and core imbibition experiments were conducted to study the microscopic distribution characteristics of oil?water and the underlying mechanisms of capillary forces. A capillary force calculation model considering water film thickness was established to elucidate the influence of water content distribution on capillary force. The results indicate that as the oil phase pressure increases, the water film on the pore wall gradually becomes thinner until it stabilizes. Under the same pressure, the smaller the pore size, the larger the proportion of water film to the pore size. When the capillary radius is less than 30 nm, the smaller the radius, the greater the influence of water film on capillary force; when the capillary radius is greater than 30 nm and the water saturation is greater than 0.60, the capillary force calculated with and without considering the water film is basically equal, and the influence of the water film on the water saturation and capillary pressure is relatively small. When the water saturation is less than 0.60, there is a significant difference in capillary force between the two conditions. Higher water saturation corresponds to a smaller deviation in capillary pressure. Furthermore, lower capillary forces are associated with reduced imbibition capacity and permeability of the rock core.

Key words: Tight reservoir, Porous media, Water film, Capillary force, Mechanization

摘要：

致密储层孔隙中形成的水膜会导致多孔介质中的油水呈“油芯水膜”分布状态，显著影响渗吸的流动通道及毛细管力大小。针对以上问题，通过高压压汞和岩芯渗吸实验，分析油水微观分布特征及毛细管力作用机理，建立了考虑水膜厚度的毛细管力计算模型，揭示了含水分布特征对毛细管力的影响规律。结果表明，随着油相压力的增大，孔隙壁面的水膜逐渐变薄并最终趋于稳定；在相同压力条件下，孔隙半径越小，水膜厚度占孔径比例越高；当孔隙半径小于30 nm时，水膜对毛细管力的影响较大；当孔隙半径大于30 nm且含水饱和度大于0.60，考虑水膜与未考虑水膜的毛细管力计算值基本一致，此时水膜对含水饱和度和毛细管力的影响较小；当含水饱和度小于0.60时，考虑水膜和未考虑水膜的毛细管力的计算值差异显著，且随着含水饱和度的增加，两者差异逐渐缩小，此时毛细管力较小，导致岩芯渗吸能力较弱。

关键词: 致密储层, 多孔介质, 水膜, 毛细管力, 机理

CLC Number:

TE348

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Figures/Tables 11

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岩芯号	井号	长度/cm	直径/cm	渗透率/mD	孔隙度/%	原油黏度/（mPa·s）
T⁃1	D2211	5.21	2.52	0.33	10.70	2.50
T⁃2	D2216	5.20	2.52	0.29	8.92	2.50
T⁃3	D2250	5.22	2.52	0.73	11.70	2.50
T⁃4	X3037⁃5	5.21	2.50	0.31	10.23	2.50

岩芯号	井号	长度/cm	直径/cm	渗透率/mD	孔隙度/%	原油黏度/（mPa·s）
T⁃1	D2211	5.21	2.52	0.33	10.70	2.50
T⁃2	D2216	5.20	2.52	0.29	8.92	2.50
T⁃3	D2250	5.22	2.52	0.73	11.70	2.50
T⁃4	X3037⁃5	5.21	2.50	0.31	10.23	2.50

孔喉半径/μm	水膜厚度/nm	考虑水膜厚度毛细管力/MPa	孔隙体积百分比/%	S_w	孔喉半径/μm	水膜厚度/nm	考虑水膜厚度毛细管力/MPa	孔隙体积百分比/%	S_w
2.70	7.11	0.03	0.08	1.00	0.54	4.16	0.15	0.59	0.97
2.16	6.60	0.04	0.11	1.00	0.43	3.86	0.19	1.08	0.96
1.97	6.39	0.04	0.08	1.00	0.22	3.06	0.38	5.37	0.73
1.80	6.21	0.04	0.08	1.00	0.20	2.97	0.41	6.53	0.65
1.66	6.04	0.05	0.05	0.99	0.18	2.88	0.45	5.99	0.58
1.44	5.76	0.06	0.16	0.99	0.15	2.74	0.53	9.31	0.46
1.20	5.42	0.07	0.11	0.99	0.14	2.62	0.60	6.80	0.38
1.08	5.24	0.07	0.11	0.99	0.12	2.52	0.68	1.46	0.36
0.90	4.93	0.09	0.24	0.99	0.11	2.43	0.76	1.19	0.34
0.83	4.80	0.10	0.22	0.98	0.09	2.29	0.91	1.92	0.32
0.77	4.68	0.10	0.24	0.98	0.08	2.23	0.99	0.57	0.31
0.72	4.57	0.11	0.22	0.98	0.08	2.17	1.07	0.76	0.30
0.07	2.12	1.14	0.54	0.30	0.03	1.60	2.73	1.59	0.19
0.07	2.08	1.22	0.65	0.29	0.03	1.53	3.14	1.38	0.18
0.06	2.04	1.30	0.78	0.28	0.02	1.47	3.55	1.48	0.16
0.06	2.00	1.38	0.62	0.27	0.02	1.42	3.96	0.78	0.15
0.05	1.93	1.53	0.40	0.26	0.02	1.38	4.37	0.89	0.14
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0.04	1.68	2.33	1.97	0.21	0.01	1.03	11.01	0.46	0.08

孔喉半径/μm	水膜厚度/nm	考虑水膜厚度毛细管力/MPa	孔隙体积百分比/%	S_w	孔喉半径/μm	水膜厚度/nm	考虑水膜厚度毛细管力/MPa	孔隙体积百分比/%	S_w
2.70	7.11	0.03	0.08	1.00	0.54	4.16	0.15	0.59	0.97
2.16	6.60	0.04	0.11	1.00	0.43	3.86	0.19	1.08	0.96
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0.04	1.68	2.33	1.97	0.21	0.01	1.03	11.01	0.46	0.08