付蘭清

（1. 中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；2. 黑龍江省油層物理與滲流力學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163712）

0 引 言

致密砂巖油作為油田產(chǎn)量接替的現(xiàn)實(shí)領(lǐng)域，其規(guī)?；_發(fā)普遍采取壓裂改造措施，在悶井期間及投產(chǎn)后有大量壓裂液暫留或滯留在地層中，造成地層內(nèi)流體介質(zhì)體系發(fā)生變化，引起儲(chǔ)層滲流特征的改變[1‐4］。滲吸是致密油藏壓裂后悶井?返排過程中油液置換增產(chǎn)的重要開發(fā)機(jī)理。對(duì)于壓裂形成裂縫控制區(qū)以外的致密基質(zhì)難以通過地層的壓差條件來建立有效驅(qū)替體系的問題，滲吸采油是實(shí)現(xiàn)基質(zhì)原油動(dòng)用的主要方法，有必要在模擬致密油藏滲吸采油過程的基礎(chǔ)上開展?jié)B吸特征實(shí)驗(yàn)研究。

根據(jù)滲吸實(shí)驗(yàn)條件不同，滲吸分為靜態(tài)滲吸[5‐6］和動(dòng)態(tài)滲吸[7‐9］。關(guān)于靜態(tài)滲吸效率受溫度、界面張力、巖石物性、孔隙結(jié)構(gòu)、流體性質(zhì)及飽和度等因素的影響規(guī)律已取得較為豐富的研究成果[10‐14］。動(dòng)態(tài)滲吸現(xiàn)象是較為普遍的，在驅(qū)替壓差等動(dòng)力存在的動(dòng)態(tài)過程中，發(fā)揮毛管力控制下滲吸和壓差排驅(qū)的綜合采油效果[15］。申哲娜等[16］得出滲吸以動(dòng)用基質(zhì)中原油為主，滲吸與驅(qū)替可動(dòng)流體分布沒有嚴(yán)格的孔隙尺寸界限。X.Z.Wang 等[17］得出不同滲透率級(jí)別致密巖心驅(qū)替過程的動(dòng)態(tài)滲吸采收率約為靜態(tài)滲吸的2 倍。周萬富等[18］開展了動(dòng)態(tài)交替滲吸實(shí)驗(yàn)，認(rèn)為憋壓時(shí)間延長(zhǎng)，滲吸采收率增加，但增幅減小。胡亞斐等[19］通過動(dòng)態(tài)滲吸影響因素分析得出潤(rùn)濕性起主要影響作用。動(dòng)態(tài)滲吸排驅(qū)是延長(zhǎng)致密砂巖油藏開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間和提高其最終采收率的有效方法之一，利用微小孔隙的強(qiáng)毛管力控制下的壓裂液逆向滲吸作用提供基質(zhì)排油動(dòng)力，并在滲吸一定時(shí)間后適時(shí)排驅(qū)，從而提高基質(zhì)孔隙內(nèi)原油的動(dòng)用程度。

但是，目前對(duì)于動(dòng)態(tài)滲吸排油能力的評(píng)價(jià)較多采用出口端的油水分離器或集液管等計(jì)量總油量的方式，不利于直觀呈現(xiàn)各滲吸階段不同尺寸孔隙內(nèi)流體分布的情況，而且致密巖石基質(zhì)內(nèi)微小孔隙在受壓后的滲吸過程更為緩慢，如何挖掘這部分基質(zhì)孔隙內(nèi)的油是致密油提高采收率研究的重點(diǎn)之一。憑借快速、低擾動(dòng)、可重復(fù)的技術(shù)特點(diǎn)，核磁共振技術(shù)在深化致密儲(chǔ)層滲吸特征認(rèn)識(shí)，量化表征多孔介質(zhì)各尺度孔隙內(nèi)不同流體的分布情況分析中得到廣泛應(yīng)用[20‐23］。此外，悶井時(shí)間是影響滲吸效果和壓裂液返排率的主要因素之一，司志梅等[24‐25］通過驅(qū)替實(shí)驗(yàn)分析了巖心滲透率、模擬油黏度、返排壓差等因素對(duì)壓裂液濾液返排率的影響，但當(dāng)前利用滲吸作用與壓裂液返排率相結(jié)合開展分析的研究相對(duì)較少。

為此，本文選取松遼盆地北部扶余油層致密砂巖巖心，其具有微?納米級(jí)孔喉占比高、儲(chǔ)集空間以亞微米級(jí)孔隙為主、原始潤(rùn)濕性為弱親水、地層水礦化度較低的特點(diǎn)[26‐28］，基于壓裂液質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)選，利用矩陣轉(zhuǎn)換法建立核磁共振弛豫時(shí)間與孔徑分布之間關(guān)系，開展了動(dòng)態(tài)滲吸排驅(qū)過程核磁共振在線掃描實(shí)驗(yàn)及滲吸作用距離測(cè)定實(shí)驗(yàn)。通過量化表征基質(zhì)孔隙內(nèi)流體分布，分析了致密砂巖滲吸排驅(qū)過程的流體動(dòng)用特征及不同孔隙對(duì)滲吸效率貢獻(xiàn)，對(duì)比了不同滲吸轉(zhuǎn)驅(qū)替時(shí)間對(duì)基質(zhì)內(nèi)流體分布的影響。根據(jù)相似原理，換算合理現(xiàn)場(chǎng)悶井時(shí)間。研究成果可為致密油開發(fā)選取合理悶井時(shí)間和生產(chǎn)制度優(yōu)化提供依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)裝置與材料

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)采用自主設(shè)計(jì)巖心無磁高壓滲吸排驅(qū)裝置和蘇州紐邁公司MacroMR12‐150H‐1 型在線核磁共振掃描系統(tǒng)，磁場(chǎng)強(qiáng)度0.3 T，主頻率12.8 MHz，設(shè)置回波時(shí)間100 μs，等待時(shí)間3 s，疊加次數(shù)64次，執(zhí)行行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6490―2014《巖樣核磁共振參數(shù)實(shí)驗(yàn)室測(cè)量規(guī)范》進(jìn)行核磁共振T2譜的測(cè)定。實(shí)驗(yàn)溫度為50 ℃。油與壓裂液的界面張力測(cè)試采用TX‐500C 型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，壓裂液?油?巖石三相接觸角測(cè)試采用DSA100 型接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)試。

1.2 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)樣品為松遼盆地北部扶余油層致密砂巖巖心，取心深度1 789~1 858 m，長(zhǎng)度4.01~5.12 cm，直徑2.49~2.50 cm，加壓飽和法孔隙度11.80%~12.71%，氣 測(cè) 滲 透 率0.087×10?3~0.132×10?3μm2。全巖X 衍射分析顯示，巖心礦物以石英（質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均47.43%）和長(zhǎng)石（質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均32.45%）為主，黏土礦物主要是伊/蒙混層（相對(duì)含量平均73.45%）和伊利石（相對(duì)含量平均15.25%）。平行樣品自吸法潤(rùn)濕性測(cè)試結(jié)果為弱親水，相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)0.36。

實(shí)驗(yàn)用油為去氫模擬油，在實(shí)驗(yàn)溫度50 ℃時(shí)黏度4.87 mPa·s，密度1.805 g/cm3。實(shí)驗(yàn)用水是模擬地層水，礦化度5 763 mg/L，在實(shí)驗(yàn)溫度50 ℃時(shí)黏度0.53 mPa·s。實(shí)驗(yàn)用氣為高純氮?dú)?，純度?9.99%。壓裂液為清潔壓裂液破膠后濾液。

2 實(shí)驗(yàn)方法

2.1 壓裂液質(zhì)量分?jǐn)?shù)選取

利用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測(cè)試不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的壓裂液破膠后濾液與模擬油間的界面張力，以壓裂液濾液為滲吸介質(zhì)，使用滲吸儀進(jìn)行50 ℃下靜態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn)，之后用接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)試壓裂液?油?巖石接觸角。

2.2 動(dòng)態(tài)滲吸排驅(qū)核磁共振在線掃描

采用核磁共振在線掃描技術(shù)測(cè)定巖心飽和水、束縛水、各滲吸階段及排驅(qū)后殘余油狀態(tài)下的T2譜，獲取流體在巖心孔隙中的分布，結(jié)合出口端采油量計(jì)量，研究不同尺度孔隙的動(dòng)用特征和壓裂液滯留情況。實(shí)驗(yàn)流程如圖1 所示。

圖1 高壓滲吸排驅(qū)實(shí)驗(yàn)流程示意Fig. 1 Experiment workflow sketch of high pressure imbibition drainage

具體實(shí)驗(yàn)步驟：

（1）巖心洗油烘干，測(cè)取孔滲數(shù)據(jù)，在50 ℃下抽空加壓飽和模擬地層水48 h 后進(jìn)行核磁共振掃描。對(duì)巖心平行樣進(jìn)行高壓壓汞測(cè)試（最高進(jìn)汞壓力為200.3 MPa）。

（2）對(duì)無磁夾持器進(jìn)行核磁共振空白掃描，保持夾持器無基底信號(hào)，將飽和水巖心裝入夾持器，采用階梯恒壓法（最高驅(qū)替壓力32 MPa）注入去氫模擬油至出口端不再產(chǎn)水，調(diào)整圍壓為30 MPa，降低驅(qū)替壓力至18 MPa，繼續(xù)驅(qū)替1 PV，使得巖心內(nèi)的壓力分布均勻，再進(jìn)行束縛水狀態(tài)的核磁共振掃描。

（3）關(guān)閉夾持器入口，打開夾持器右側(cè)連接壓裂液濾液的滲吸流程，實(shí)現(xiàn)巖心一端與滲吸介質(zhì)接觸，利用驅(qū)替泵使巖心內(nèi)壓快速增壓至22 MPa，恒定壓力15 min，再設(shè)置驅(qū)替泵壓力為20 MPa，并設(shè)置回壓19.8 MPa，同步開啟Quizix 精密驅(qū)替泵，設(shè)置注入速度0.05 mL/min，使壓裂液在巖心端面的連續(xù)緩慢流動(dòng)，把滲吸作用從巖心端面排出的油攜帶出來，記錄不同時(shí)間的滲吸產(chǎn)油量，并對(duì)應(yīng)進(jìn)行核磁共振掃描。通過這一過程模擬具有導(dǎo)流能力裂縫附近的基質(zhì)動(dòng)態(tài)滲吸，壓裂初期的壓差作用將一部分壓裂液壓入基質(zhì)，基質(zhì)在后續(xù)滲吸過程內(nèi)保持相對(duì)穩(wěn)定的高壓狀態(tài)，主要依靠毛管力作用進(jìn)行逆向滲吸排油，排出的油進(jìn)入裂縫。裂縫內(nèi)壓裂液緩慢流動(dòng)，不對(duì)基質(zhì)產(chǎn)生壓力干擾，并在毛管力作用下逐漸深入基質(zhì)內(nèi)部進(jìn)行滲吸。

（4）達(dá)到設(shè)計(jì)滲吸時(shí)間后，在另一端用氮?dú)夂愣?qū)替壓力20 MPa 驅(qū)替3 PV，采用圍壓跟蹤模式，出口端設(shè)置回壓12 MPa，記錄累計(jì)出油量，驅(qū)替結(jié)束后進(jìn)行核磁共振掃描。

（5）更換巖心，重復(fù)步驟（1）至（4）。

2.3 滲吸作用距離測(cè)定

（1）對(duì)孔滲物性相近、長(zhǎng)度2.0~4.5 cm 的多塊巖心洗油烘干后，抽空飽和重水48 h，用去氫模擬油驅(qū)替飽和至束縛水狀態(tài)。

（2）拼接組成長(zhǎng)巖心并放入長(zhǎng)巖心夾持器中，用去氫模擬油排空，按照前述動(dòng)態(tài)滲吸排驅(qū)實(shí)驗(yàn)的第（2）、第（3）步驟，以壓裂液破膠后濾液為介質(zhì)進(jìn)行滲吸實(shí)驗(yàn)，通過出口端分離器計(jì)量產(chǎn)油。

（3）待不再產(chǎn)油后取出巖心，按與滲吸出口端的距離由近到遠(yuǎn)依次進(jìn)行核磁共振掃描，以檢測(cè)不到核磁共振信號(hào)的第1 塊巖心為界，之前已掃描巖心的累計(jì)總長(zhǎng)度為滲吸作用距離。

2.4 核磁共振T2譜轉(zhuǎn)換孔徑分布方法

T2弛豫時(shí)間由表面弛豫時(shí)間、擴(kuò)散弛豫時(shí)間和自由弛豫時(shí)間組成，弛豫時(shí)間的表達(dá)式為

式中：T2——橫向弛豫時(shí)間，ms；T2s——表面弛豫時(shí)間，ms；T2b——自由弛豫時(shí)間，ms；T2D——擴(kuò)散弛豫時(shí)間，ms；ρ2——表面弛豫率，與巖石孔隙表面性質(zhì)、礦物成分及接觸流體性質(zhì)有關(guān)，mm/s；S/V——孔隙面體比，μm2/μm3；D——流體擴(kuò)散系數(shù)，cm2/s；TE——回波時(shí)間，μs；γ——旋磁比，rad/（s·T）；G——矢量磁場(chǎng)梯度，Gs/cm。

在均勻磁場(chǎng)條件下，自由弛豫時(shí)間通常大于3 s，因致密巖石低孔特低滲的物性特點(diǎn)，核磁共振回波時(shí)間短，式（1）中后兩項(xiàng)可近似略去。

大量實(shí)驗(yàn)研究表明多孔介質(zhì)的面體比與弛豫時(shí)間呈正相關(guān)，但現(xiàn)有技術(shù)條件難以直接測(cè)定多孔介質(zhì)的表面弛豫率ρ2和孔隙形狀因子Fs，弛豫時(shí)間與面體比的關(guān)系可以表示為

式中：Fs——孔隙形狀因子，平行板裂縫取1，毛細(xì)管狀孔隙取2，球形孔隙取3；r——孔隙半徑，μm。

為實(shí)現(xiàn)弛豫時(shí)間到孔徑分布的轉(zhuǎn)化，通常借助與弛豫時(shí)間幾何形態(tài)接近的壓汞法孔徑分布構(gòu)造轉(zhuǎn)換關(guān)系[29］。以往確定轉(zhuǎn)化系數(shù)一般采用線性轉(zhuǎn)換[30］和非線性冪函數(shù)轉(zhuǎn)換[31］方法，根據(jù)曲線形態(tài)對(duì)比或最小二乘法，選取最接近壓汞法孔徑分布的C值及k值定為轉(zhuǎn)化系數(shù)。線性轉(zhuǎn)換和非線性冪函數(shù)轉(zhuǎn)換的表達(dá)式為：

式中：C——轉(zhuǎn)換系數(shù)，與孔隙形狀及表面弛豫率有關(guān)；k——修正系數(shù)。

根據(jù)GB/T 34906―2017《致密油地質(zhì)評(píng)價(jià)方法》 的界定， 致密儲(chǔ)層氣測(cè)滲透率低于1×10?3μm2。上述2 種方法利用單一系數(shù)或?qū)ζ湫拚齺斫?duì)應(yīng)關(guān)系，對(duì)于孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜的致密巖樣存在線性擬合對(duì)微小孔隙段擬合度不夠高、求解轉(zhuǎn)換系數(shù)計(jì)算量較大等問題。因此，通過構(gòu)造轉(zhuǎn)化系數(shù)矩陣方式，建立T2譜弛豫時(shí)間與孔隙半徑之間的函數(shù)關(guān)系，實(shí)現(xiàn)整體轉(zhuǎn)換，其表達(dá)式為：

式中：r[n]——孔隙半徑n階方陣；C[n]——轉(zhuǎn)換系數(shù)n階方陣；T2[n]——弛豫時(shí)間n階方陣；r[n]?1——孔隙半徑n階方陣的逆矩陣。

因充分飽和水巖心的T2譜理論上反映所有孔徑尺度連通孔隙信息，而壓汞法孔徑分布的下限由最高進(jìn)汞壓力控制，孔徑范圍比核磁共振法更窄。在轉(zhuǎn)換時(shí)先參照文獻(xiàn)[31］中T2弛豫時(shí)間和壓汞孔徑累計(jì)分布曲線共同區(qū)域的劃分方法選取對(duì)比區(qū)，而后以T2譜累計(jì)分布曲線為基值，根據(jù)擬建立方陣的數(shù)據(jù)點(diǎn)數(shù)優(yōu)選代表性數(shù)據(jù)布點(diǎn)，對(duì)壓汞法孔徑累計(jì)分布曲線對(duì)應(yīng)插值，根據(jù)式（6）對(duì)處理后的數(shù)據(jù)求解轉(zhuǎn)化系數(shù)矩陣。

考慮致密砂巖非均質(zhì)性強(qiáng)，采用多塊具有相同深度、相近物性的巖心所求解的轉(zhuǎn)化系數(shù)矩陣進(jìn)行算數(shù)平均。圖2 為巖心核磁共振T2譜轉(zhuǎn)換的累計(jì)孔徑分布與壓汞法結(jié)果對(duì)比，轉(zhuǎn)換曲線與實(shí)測(cè)曲線在分布特征和形態(tài)上具有較高的相似性，表明矩陣轉(zhuǎn)換方法合理。

圖2 核磁共振T2譜轉(zhuǎn)換的孔徑累計(jì)分布與壓汞法對(duì)照Fig. 2 Pore radius cumulative distribution converted from NMR T2 spectra compared with that of mercury injection

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

3.1 壓裂液質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)選

為優(yōu)選最佳壓裂液質(zhì)量分?jǐn)?shù)進(jìn)行后續(xù)動(dòng)態(tài)滲吸排驅(qū)實(shí)驗(yàn)，配置不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)（5%、1%、0.5%、0.1%、0.05%和0.01%）的清潔壓裂液破膠后濾液，測(cè)試壓裂液濾液與油的界面張力、壓裂液?油?巖石接觸角、靜態(tài)滲吸采收率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。由于壓裂液中表面活性劑的存在，隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，界面張力和接觸角均降低，但整體上降幅逐漸減小，當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5% 時(shí)，界面張力為1.204 mN/m，接觸角降低為31.4°，潤(rùn)濕性已轉(zhuǎn)變?yōu)閺?qiáng)親水，質(zhì)量分?jǐn)?shù)繼續(xù)增大，接觸角變化不明顯，而且在界面張力低于1.204 mN/m 以后，滲吸采收率反而降低，因此，后續(xù)實(shí)驗(yàn)選取質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%的壓裂液破膠后濾液。

表1 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)壓裂液濾液的測(cè)試結(jié)果Table 1 Test results of filtrated fracturing fluid with different mass fraction

3.2 巖心飽和流體分布

致密巖心飽和水和束縛水狀態(tài)的核磁共振T2譜如圖3 所示，飽和水狀態(tài)呈現(xiàn)弛豫時(shí)間16.6 ms（利用矩陣轉(zhuǎn)換法計(jì)算出對(duì)應(yīng)半徑為1.71 μm）以下小孔隙分布（左峰）明顯高于較大孔隙（右峰）的雙峰分布特點(diǎn)，左峰的體積是右峰的4.15 倍。按T2弛豫時(shí)間劃分孔隙的含油量：微孔弛豫時(shí)間小于1 ms，半徑小于0.052 μm，含油體積比例4.01%；小孔弛豫時(shí)間是[1，10） ms，半徑為[0.052，1.038）μm，含油體積比例24.87%；中孔弛 豫 時(shí) 間 是[10，100） ms，半 徑 為[1.038，8.040）μm，含油體積比例19.88%；大孔弛豫時(shí)間大于100 ms，半徑大于8.04 μm，含油體積比例4.21%，表明小孔隙是致密油主要儲(chǔ)集空間。巖心束縛水呈單峰分布，主要集中在半徑小于1.038 μm 的微孔和小孔內(nèi)，弛豫時(shí)間100 ms 以上的大孔基本沒有束縛水。

圖3 致密巖心孔隙流體分布Fig. 3 Pore fluid distribution in tight cores

3.3 不同滲吸時(shí)間孔隙動(dòng)用特征

致密巖心從束縛水狀態(tài)開始接觸壓裂液進(jìn)行動(dòng)態(tài)滲吸過程中，孔隙內(nèi)流體分布情況如圖4 所示。

圖4 不同滲吸時(shí)間的孔隙流體分布Fig. 4 Pore fluid distribution in different imbibition time

隨著滲吸時(shí)間延長(zhǎng)，T2譜曲線包絡(luò)面積增加，峰位逐漸抬升，并呈現(xiàn)向右偏移的趨勢(shì)。通過計(jì)算不同滲吸時(shí)間的不同孔徑孔隙的階段采收率和動(dòng)用程度ηimb，實(shí)現(xiàn)滲吸排油能力和動(dòng)用程度的量化表征。其中，動(dòng)用程度是不同孔徑孔隙的滲吸排油量占該孔徑范圍內(nèi)原始飽和油量的比例，其表達(dá)式為

式中：ηimb——某一孔徑范圍內(nèi)孔隙的動(dòng)用程度，%；Ak——某一滲吸時(shí)間點(diǎn)同一孔徑范圍孔隙的T2譜包絡(luò)面積，cm2；Awi——同一孔徑范圍的孔隙在束縛水狀態(tài)的T2譜曲線包絡(luò)面積，cm2；Aw——同一孔徑范圍的孔隙在飽和水狀態(tài)的T2譜曲線包絡(luò)面積，cm2。

對(duì)比圖5 和圖6 可知，在滲吸時(shí)間2 h 內(nèi)的初期階段，大孔和中孔對(duì)階段采收率起主要貢獻(xiàn)，大孔的動(dòng)用程度首先達(dá)到峰值19.75%，表明壓裂液首先通過較大孔隙進(jìn)入，先置換大孔隙的油。在2 ~72 h 的中期階段，小孔和微孔的階段采收率和動(dòng)用程度明顯增加，小孔在24 h 時(shí)最高，分別為4.10%和8.73%，微孔也在24 h 時(shí)達(dá)到峰值，而后逐漸降低。同一階段，大孔和中孔的階段采收率和動(dòng)用程度處于較低水平并持續(xù)下降，表明基質(zhì)內(nèi)的油是從小孔喉到大孔隙逐漸置換轉(zhuǎn)移。在72 h 之后的階段，各孔徑孔隙的階段采收率和動(dòng)用程度都在衰減，僅有小孔和微孔相對(duì)較高，表明油變?yōu)榱闵⒌姆沁B續(xù)相，緩慢的由小孔喉進(jìn)入相對(duì)較大的孔隙內(nèi)聚集再置換出來。巖心動(dòng)態(tài)滲吸總采收率為26.39%，在整個(gè)滲吸過程，各孔徑尺度孔隙具有不同的采收率和動(dòng)用程度，大孔總動(dòng)用程度為40.80%，其采收率為3.24%，反映出大孔主要起到滲吸排油通道作用。小孔、中孔總動(dòng)用程度分別為24.85%和21.81%，而采收率為11.67%和8.18%，明顯高于大孔，對(duì)采收率貢獻(xiàn)占主導(dǎo)地位，占總采收率的75.22%。微孔總動(dòng)用程度為43.52%，采收率為3.30%。

圖5 不同滲吸時(shí)間的孔隙采收率Fig. 5 Recovery rate at different pore scales in different imbibition time

圖6 不同滲吸時(shí)間的孔隙動(dòng)用程度Fig. 6 Producing degree at different pore scales in different imbibition time

滲吸速度反映不同滲吸階段內(nèi)單位時(shí)間的平均采油量（圖7）。在滲吸初期，中孔和大孔幾乎貢獻(xiàn)了全部的滲吸速度。進(jìn)入滲吸中期后，小孔和微孔的滲吸速度明顯增加，超過大孔隙，表明小孔隙表明小孔隙排出的油先在大孔隙內(nèi)聚集后排出，存在一定的排油滯后。總滲吸速度在2~8 h 呈現(xiàn)一個(gè)平穩(wěn)段，該階段小孔隙貢獻(xiàn)的滲吸速度填補(bǔ)了大孔隙的衰減。滲吸排油主要發(fā)生在96 h 之前，繼續(xù)延長(zhǎng)滲吸時(shí)間對(duì)采收率貢獻(xiàn)很小。

圖7 不同滲吸時(shí)間的滲吸速度Fig. 7 Imbibition rate in different imbibition time

3.4 滲吸時(shí)間對(duì)排驅(qū)效果的影響

不同滲吸時(shí)間轉(zhuǎn)排驅(qū)的結(jié)果如表2 和圖8 所示。對(duì)比排驅(qū)前后，孔隙度分量的變化集中在弛豫時(shí)間較長(zhǎng)的右側(cè)，表明排驅(qū)階段采油主要來自小孔隙在滲吸中后期排入大孔隙的油，因油滴體積小，需要在壓差作用下排出。隨著滲吸時(shí)間減少，排驅(qū)階段采收率增加，但加上滲吸階段的總采收率和壓裂液返排率先升高后降低，最高點(diǎn)對(duì)應(yīng)滲吸時(shí)間96 h。分析認(rèn)為，過早排驅(qū)，小孔隙內(nèi)滲吸作用仍在繼續(xù)，其與排驅(qū)過程壓力擾動(dòng)互相影響的結(jié)果使較多壓裂液留在孔隙中。適當(dāng)延長(zhǎng)滲吸時(shí)間，利用滲吸作用將油從小孔隙置換到大孔隙，增加大孔隙內(nèi)油的飽和度，有助于油隨壓裂液一同排出。

表2 致密巖心滲吸及排驅(qū)效果Table 2 Imbibition and drainage effect of tight cores

圖8 致密巖心不同滲吸時(shí)間轉(zhuǎn)排驅(qū)前后對(duì)比Fig. 8 Comparison before and after drainage at different imbibition time of tight cores

3.5 滲吸作用距離

繪制各塊巖心拼接成長(zhǎng)巖心的累計(jì)長(zhǎng)度與核磁共振信號(hào)比例的關(guān)系如圖9 所示。巖心與滲吸端面的距離越遠(yuǎn)，信號(hào)強(qiáng)度越低，滲吸作用越弱，當(dāng)累計(jì)長(zhǎng)度增大到11.02 cm 時(shí)，信號(hào)比例降低為的第1塊巖心的1/10，繼續(xù)增大距離，信號(hào)微弱，推算動(dòng)態(tài)滲吸作用距離約11 cm。參考基質(zhì)巖石靜態(tài)滲吸作用距離可達(dá)到7.60 cm[10］，在壓差作用下，滲吸介質(zhì)被壓入基質(zhì)內(nèi)，動(dòng)態(tài)滲吸作用距離一般高于靜態(tài)滲吸[32］，這與本次結(jié)果的規(guī)律一致?；谙嗨评碚揫33‐34］，毛管力控制下的逆向滲吸達(dá)到預(yù)計(jì)采收率所需滲吸時(shí)間與特征長(zhǎng)度的平方數(shù)呈正相關(guān)，根據(jù)前述滲吸排驅(qū)實(shí)驗(yàn)，巖心長(zhǎng)度4 cm，達(dá)到最高采收率的滲吸時(shí)間為96 h，對(duì)于滲吸作用距離11 cm，推算現(xiàn)場(chǎng)悶井時(shí)間約為30 d。

圖9 不同長(zhǎng)度巖心的核磁共振信號(hào)比例Fig. 9 NMR signal ratio of cores with different length

4 結(jié) 論

（1）通過致密砂巖動(dòng)態(tài)滲吸過程核磁共振在線掃描，利用矩陣轉(zhuǎn)換法構(gòu)建核磁T2弛豫時(shí)間與孔隙半徑之間關(guān)系，實(shí)現(xiàn)不同孔隙滲吸效率和動(dòng)用程度量化表征，轉(zhuǎn)換曲線與實(shí)測(cè)曲線在分布特征和形態(tài)上具有較高的相似性。

（2） 動(dòng)態(tài)滲吸采收率為26.39%，孔徑大于8.04 μm 的大孔起滲吸排油通道作用，中孔和小孔對(duì)滲吸采收率起主要貢獻(xiàn)，共占75.22%，微孔的動(dòng)用程度最高，達(dá)到43.52%。滲吸速度在前8 h 內(nèi)保持較高水平，初期由中孔和大孔貢獻(xiàn)，中期以小孔和微孔為主。

（3） 壓差排驅(qū)作用主要排出半徑大于1.038 μm 的中孔和大孔內(nèi)的油和壓裂液，在滲吸96 h 后排驅(qū)，采收率和壓裂液排出率最高，換算現(xiàn)場(chǎng)悶井時(shí)間為30 d。