黨海龍 姜漢橋 王小鋒 趙習(xí)森 崔鵬興 侯玢池

1.中國(guó)石油大學(xué)(北京) 2.陜西延長(zhǎng)石油集團(tuán)有限責(zé)任公司

杏子川油區(qū)位于延安安塞縣境內(nèi)，鄂爾多斯盆地陜北斜坡的中部，長(zhǎng)6油藏是本區(qū)開發(fā)的主力區(qū)塊和主要層系，該儲(chǔ)層是典型的特低滲油層，具有成巖壓實(shí)作用強(qiáng)、孔隙度低、滲透率小、溶蝕孔和微裂縫發(fā)育、孔隙喉道細(xì)小且小孔喉所占比例很大，層內(nèi)、層間矛盾突出、微觀非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)。因此，認(rèn)識(shí)和把握裂縫參數(shù)，巖石不同滲透率與滲吸驅(qū)油效率的關(guān)系，改善注采方案，進(jìn)一步提高采收率，對(duì)于提高特低滲儲(chǔ)層開發(fā)效果具有重要意義。1952年，Brownscombe和Dyes最早認(rèn)識(shí)到滲吸作用，在毛管力作用下，接觸油層的水會(huì)自發(fā)地進(jìn)入基質(zhì)巖塊從而驅(qū)替出其中的原油[1]；1994年，陳淦等對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地火燒山油田二疊系裂縫性砂巖油藏巖樣進(jìn)行滲吸實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明，滲吸時(shí)間和滲吸效率之間存在較強(qiáng)的規(guī)律性，基質(zhì)巖塊的滲吸能力較低[2]；1999年，Akin和Kovscek研究了低滲透多孔介質(zhì)中的自吸現(xiàn)象，結(jié)果表明，水氣系統(tǒng)和水油系統(tǒng)的自吸結(jié)果均可以通過一個(gè)簡(jiǎn)單的無因次函數(shù)表示[3]；1999年，張紅玲對(duì)影響裂縫性油藏采出程度的敏感性參數(shù)進(jìn)行了相關(guān)研究，結(jié)果顯示，裂縫密度是影響采出程度的主要因素，密度越大，儲(chǔ)層的采出程度越高[4]；2005年，Tavassoli等分析了單一巖心端面的濕相流體與非濕相流體間的逆向滲吸過程，得到了一個(gè)表達(dá)滲吸驅(qū)油效率與滲吸時(shí)間關(guān)系的擬解析解[5]； 2014年，閆鳳林等以裂縫性油藏為研究對(duì)象，開展了巖心靜態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn)，得到了不同物性巖心的滲吸驅(qū)油效率曲線，并通過數(shù)學(xué)推導(dǎo)，建立了圓柱形巖心靜態(tài)滲吸數(shù)學(xué)模型[6]。鑒于此，開展了高溫高壓滲吸以及高溫高壓裂縫樣滲吸實(shí)驗(yàn)研究，從實(shí)驗(yàn)和理論兩個(gè)方面研究壓裂對(duì)滲吸的影響，找出適合特低滲儲(chǔ)層的滲吸開采方式，將其應(yīng)用在提高特低滲油藏采收率上，具有重要的理論價(jià)值和現(xiàn)實(shí)意義。

1 高溫高壓條件滲吸實(shí)驗(yàn)

1.1 樣品

根據(jù)杏子川地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層20塊巖心的物性測(cè)試結(jié)果，氣測(cè)滲透率分布區(qū)間為(0.052～0.505)×10-3μm2，平均滲透率為0.26×10-3μm2；孔隙度分布區(qū)間為9.8%～17.7%，平均孔隙度為14.845%。杏子川地區(qū)長(zhǎng)4+5儲(chǔ)層10塊樣品的物性測(cè)試結(jié)果表明，氣測(cè)滲透率分布區(qū)間為(0.091～0.805)×10-3μm2，平均滲透率為0.321×10-3μm2；孔隙度分布區(qū)間為9.9%～12.7%，平均孔隙度為11.27%。

本次高溫高壓滲吸實(shí)驗(yàn)選取了3塊儲(chǔ)層樣品(基礎(chǔ)孔滲特征見表1)測(cè)試，3塊均取自長(zhǎng)6儲(chǔ)層，樣品滲透率為(0.228～0.352) ×10-3μm2，孔隙度為10.2%～16.7%。為了評(píng)價(jià)裂縫對(duì)滲吸效果的影響，分別將原來每塊巖樣切割成長(zhǎng)度相等的兩塊新巖樣，對(duì)其中的一塊新巖樣實(shí)施人工造縫。這樣得到6塊巖樣編號(hào)分別為定3-C6(4)、定3-C6(4)-1、杏子川C6(2)、杏子川C6(2)-1、杏子川C6(5)和杏子川C6(5)-1。其中，人工造縫的3塊巖樣定3-C6(4)-1、杏子川C6(2)-1和杏子川C6(5)-1的縫長(zhǎng)分別為1/3縫長(zhǎng)、2/3縫長(zhǎng)和貫穿縫長(zhǎng)，如圖1所示。

表1 高溫高壓自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)樣品基礎(chǔ)物性和實(shí)驗(yàn)條件巖心編號(hào)Ф/%kg/10-3 μm2t/℃p/MPa樣品條件滲吸介質(zhì)定3-C6(4)14.90.3525010基質(zhì)鹽水定3-C6(4)-116.50.35950101/3縫長(zhǎng)鹽水杏子川C6(2)16.70.2285010基質(zhì)鹽水杏子川C6(2)-119.90.23550102/3縫長(zhǎng)鹽水杏子川C6(5)10.20.2875010基質(zhì)鹽水杏子川C6(5)-115.521.505010貫穿縫鹽水

1.2 實(shí)驗(yàn)原理與方法

本研究基于自發(fā)滲吸方法，該方法主要指多孔介質(zhì)中潤(rùn)濕相依靠毛管力作用自發(fā)進(jìn)入巖石孔隙，將其中非潤(rùn)濕相驅(qū)出。而自發(fā)滲吸依據(jù)驅(qū)替方向的不同又可分為：逆向滲吸——潤(rùn)濕相吸入方向和非潤(rùn)濕相排出方向相反[7]；順向滲吸——潤(rùn)濕相吸入方向和非潤(rùn)濕相排出方向相同[8]。本研究主要發(fā)生的是逆向滲吸。

早期的滲吸實(shí)驗(yàn)方法主要為體積法和質(zhì)量法，不同的是各學(xué)者在實(shí)驗(yàn)儀器和設(shè)備上做了不同方面的改進(jìn)。本研究基于常溫常壓下自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)，增加壓力和溫度，開展模擬地層條件下的自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)，由于無法直觀地觀察到滲吸過程中油水在孔隙中的移動(dòng)變化規(guī)律及分布，所以利用X射線掃描[9-10]、CT掃描成像技術(shù)[11]、核磁共振成像及弛豫時(shí)間譜技術(shù)等進(jìn)行研究[12]。

1.3 實(shí)驗(yàn)裝置

本實(shí)驗(yàn)采用自制的高溫高壓下巖心滲吸測(cè)量裝置，手搖泵提供模擬地層壓力，磁力攪拌器提供模擬地層溫度。 裝置示意圖如圖2所示。

1.4 實(shí)驗(yàn)步驟

利用3塊儲(chǔ)層巖樣進(jìn)行地層條件滲吸實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)用滲吸液是質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6%的氯化錳溶液和總礦化度為30 000 mg/L的氯化鈉溶液的混合液；實(shí)驗(yàn)用油為模擬油，現(xiàn)場(chǎng)原油經(jīng)脫氣脫水處理后與煤油按1∶4(體積比)混合配制，室溫下黏度為2.23 mPa·s，密度為0.81 g/cm3。在實(shí)驗(yàn)開始前，使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6%的MnCl2溶液飽和樣品，樣品在飽和油后立即進(jìn)行高溫高壓滲吸實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)步驟：

(1) 建立巖樣束縛水飽和度，并采用核磁共振觀察油樣核磁信號(hào)強(qiáng)度，獲取束縛水飽和度核磁共振T2譜圖。

(2) 將飽和的巖樣放入裝滿滲吸液的高溫高壓容器中，在磁力攪拌器上設(shè)置預(yù)定壓力和轉(zhuǎn)速，通過手搖泵加壓并觀察容器內(nèi)壓力變化。

(3) 滲吸24 h后，取出樣品，用核磁共振儀掃描T2譜圖，計(jì)算出樣品的含油飽和度以及剩余油在孔徑范圍內(nèi)的分布情況。

(4) 將容器內(nèi)液體安全處理掉，重新注入新的滲吸液。

(5) 重復(fù)步驟(1)～(4)，監(jiān)測(cè)巖樣的含油飽和度變化情況，直至巖樣含油飽和度不再變化，此時(shí)達(dá)到殘余油狀態(tài)，本滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

2 高溫高壓條件滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

本實(shí)驗(yàn)研究基于圖2自主研發(fā)的模擬地層條件滲吸實(shí)驗(yàn)裝置，結(jié)合核磁共振技術(shù)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)滲吸油水流動(dòng)狀態(tài)和油水分布狀態(tài)。以下繪制了各巖樣滲吸過程的核磁T2譜圖、剩余油在孔隙中的飽和度分布圖，同時(shí)計(jì)算了剩余油飽和度變化過程以及對(duì)應(yīng)的滲吸驅(qū)油效率。

2.1 滲吸T2譜圖

對(duì)3組巖樣記錄了模擬地層條件(即高溫50 ℃、高壓10 MPa)下的自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)過程的核磁共振T2譜曲線的變化過程，見圖3～圖5。對(duì)選取的3塊基質(zhì)巖樣完成模擬地層條件自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)之后，對(duì)這3個(gè)樣品洗油洗鹽，重新飽和油，再進(jìn)行造縫處理，從巖心中心剖面切不同深度縫來模擬不同縫長(zhǎng)，討論縫長(zhǎng)與滲吸效率之間的影響關(guān)系。定3C6(4)巖樣造縫縫長(zhǎng)為1/3，杏子川C6(2)巖樣造縫縫長(zhǎng)為長(zhǎng)度2/3，杏子川C6(5)巖樣造貫穿縫。

由圖3～圖5的T2譜圖可知：T2弛豫時(shí)間譜呈雙峰，左峰明顯高于右峰，說明高溫高壓滲吸過程主要是小孔隙內(nèi)的油水置換，水進(jìn)入小孔隙將油置換到大孔隙中，大部分巖樣孔隙結(jié)構(gòu)表現(xiàn)出雙重孔隙介質(zhì)特征[13]。造縫前，高溫高壓條件下的滲吸作用主要發(fā)生在滲吸0～72 h；造縫后，同樣條件下，滲吸作用主要發(fā)生在滲吸0～8 h，說明裂縫的存在提高了滲吸速度，提升了滲吸效率。因此，基質(zhì)或裂縫滲吸作用主要發(fā)生在滲吸早期，滲吸速度最快，對(duì)最終滲吸效率的貢獻(xiàn)最大達(dá)50%以上，滲吸中后期滲吸速度減緩趨于0，對(duì)最終滲吸效率影響較小。

2.2 剩余油分布

對(duì)上述3組滲吸T2譜圖實(shí)驗(yàn)結(jié)果繪制了剩余油在孔隙中的分布狀態(tài)。圖6～圖8為模擬地層條件基質(zhì)滲吸和裂縫滲吸的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

由上述實(shí)驗(yàn)剩余油分布圖可知：造縫前，大孔隙和小孔隙中油滲吸出來的速度較慢，采收率也較低；造縫后，滲吸速度加快，采收率提升。大孔隙中的油全部被滲吸出來，大部分小孔隙中的油也被滲吸動(dòng)用出來。在滲吸早期，大、小孔隙中的大部分油已經(jīng)被滲吸驅(qū)替出來，滲吸中后期，各孔隙中的剩余油飽和度變化趨勢(shì)直至穩(wěn)定不變。

2.3 剩余油飽和度變化和滲吸效率

基于上述核磁共振T2譜圖和剩余油分布直方圖，進(jìn)一步計(jì)算繪制出巖心在滲吸過程中的含油飽和度變化曲線和滲吸驅(qū)油效率曲線。圖9～圖11為模擬地層條件基質(zhì)巖樣滲吸效率和裂縫巖樣滲吸效率。

由圖9～圖11可看出：當(dāng)滲吸速度趨于0時(shí)，造縫前的3塊巖樣含油飽和度為0.20～0.35，滲吸效率為0.50～0.75；造縫后的3塊巖樣含油飽和度為0.15～0.25，滲吸效率為0.65～0.8。造縫后滲吸效率提升了2%～11%。由此可以說明，裂縫的存在明顯地提高了滲吸效率，縮短了滲吸時(shí)間。另外，造縫前0～72 h滲吸效率明顯增加，造縫后0～8 h滲吸效率顯著增加，到滲吸的中后期，滲吸效率增加到一定值后趨于不變?？芍?，在滲吸的初始階段，滲吸效率的曲線斜率很大，滲吸速度很快，低滲油藏儲(chǔ)層中巖石的中等孔隙和小孔隙在毛管壓力的作用下排水洗油，滲吸效率提高，隨著中等孔隙和小孔隙中含水飽和度的增加，滲吸速度逐漸減慢，滲吸效率幅度變緩。在現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)中，可采取壓裂措施，通過溫和注水來提高采收率。

2.4 基質(zhì)滲吸與裂縫滲吸效率

對(duì)3塊樣品的基質(zhì)滲吸效率和裂縫滲吸效率進(jìn)行比較可知，1/3縫長(zhǎng)最終滲吸效率提高2%，2/3縫長(zhǎng)提高7%，貫穿縫長(zhǎng)提高11%，含裂縫滲吸效率均比基質(zhì)滲吸效率高，且縫長(zhǎng)越長(zhǎng)，滲吸效率提高就越多，主要因?yàn)闈B吸接觸面積(波及面積)增加。

3 結(jié)論

(1) 滲吸作用主要發(fā)生在滲吸早期，約24～72 h內(nèi)即完成了最終滲吸效率的50%，且在滲吸早期滲吸速度最快。

(2) 高溫高壓滲吸能有效將小孔隙中的原油置換出來，并且滲透率越高，最終滲吸效率越高，殘余油飽和度越低。

(3) 同一樣品，有裂縫的滲吸采收率比沒有裂縫的滲吸采收率高。