松遼盆地北部致密砂巖高溫高壓吞吐滲吸實驗

李斌會，付蘭清，董大鵬，王瑞晗，魯應平

(1.中國石油大學(北京)，北京 102249；2.中國石油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163712；3.東北石油大學，黑龍江 大慶 163318)

0 引 言

松遼盆地北部發育豐富的致密砂巖油藏，主要分布在高臺子層和扶余油層，地質資源量約為16×108t[1]。目前，致密砂巖油藏主要依靠的是水平井長井段大規模體積壓裂技術與吞吐滲吸采油技術相結合的開發方式，并在部分井組取得了較好的開發效果，單井初期產量可達25.5 t/d[2]。由于致密砂巖儲層本身較差的孔滲物性，隨著開發的深入，產量遞減非常快，開采一段時間后呈現產液能力下降、能量補充困難及采油速度低等問題，從而導致整體采出程度偏低。關于致密砂巖儲層及低滲透儲層滲吸機理和影響因素研究的文獻和報道較多，但大部分均為基于短的柱狀巖心，在靜態滲吸條件下開展的滲吸影響因素研究[3-11]，未能充分模擬礦場動態吞吐滲吸的實際生產過程。因此，亟需明確致密砂巖儲層的吞吐滲吸采油機理，并優選最佳吞吐滲吸介質，為科學高效開發致密砂巖油藏提供技術依據。

1 動態吞吐滲吸原理

在致密砂巖油層動態吞吐滲吸體系中，與常規靜態滲吸相比，除毛管力和重力作用外，儲層基質與裂縫通道之間的壓差形成返排驅作用力，也是滲吸驅油的動力。動態吞吐滲吸主要包括2個過程。

(1) 靜態的油水滲吸置換。在毛管力支配作用下油相由巖心基質孔喉向孔隙和微裂縫進行逆向滲吸，同時在孔隙和微裂縫內依靠油相與滲吸介質的重力差分異聚集形成微小油珠，油相通過毛管力和重力共同作用，完成由微小孔喉轉移到連通孔隙或微裂縫，而后運移到裂縫和基質與滲吸介質接觸界面的靜態滲吸過程。Aronofsky等[12]提出的裂縫和基質指數傳遞函數模型可表征靜態滲吸輸運過程：

η=1-e-?tD

(1)

式中：η為歸一化采收率；?為經驗常數；tD為無因次時間。

(2) 動態的驅替返排。在驅替壓差作用下，油相從基質與滲吸介質接觸處的裂縫和附近大孔道向壓裂改造等措施形成的滲流通道和井底運移。Gupta和Civan[13]在忽略基質死孔隙體積和死孔隙中極少油量的情況下，推導了歸一化采收率與無因次時間的關系式：

η=1-α1e-λ1DtD-α2e-λ2DtD

(2)

式中：λ1D、λ2D分別為連通孔隙和裂縫界面到裂縫的流動速度；α1、α2分別為最優化方法求出的對應流動速度的參數。

式(2)在表征動態吞吐滲吸第一階段靜態滲吸置換過程的基礎上，反映了油相由接觸界面運移到較大裂縫等優勢滲流通道的返排過程。

2 高溫高壓吞吐滲吸實驗條件

實驗用水為大慶油田外圍致密砂巖儲層模擬地層水,水型為NaHCO3型，總礦化度為6126.80 mg·L-1，50 ℃下黏度為0.57 mPa· s。實驗用油為模擬油，由大慶外圍致密砂巖儲層生產井脫水、脫氣原油和煤油混合而成，50 ℃下黏度為4.50 mPa·s。實驗巖心為大慶外圍致密砂巖儲層天然巖心，根據行業標準《SY/T 6943—2013致密油地質評價方法》，巖心空氣滲透率小于2.0×10-3μm2，空氣滲透率和孔隙度采用美國Coretest Systems公司生產的AP-608型覆壓孔滲儀測定。

實驗步驟：①將巖心烘干后稱重，測量孔隙度和空氣滲透率，抽空飽和水，計算孔隙體積；②巖心用高壓驅替法飽和油后，放入高壓滲吸倉中，按上覆壓力設定圍壓為20 MPa；③打開驅替泵恒壓注入滲吸介質，停泵關閉高壓倉閥門，靜置滲吸24 h以上；④利用高壓泵打回壓，回壓與靜置滲吸時內部壓力的差值為模擬地層的生產壓差(為模擬滲吸接觸界面和內部基質間的壓力梯度，并降低返排時啟動壓力梯度影響，除生產壓差影響研究外，設置生產壓差為2 MPa)，而后打開高壓倉閥門，由于巖心內部孔隙壓力高于回壓，在壓差和液體膨脹作用下，巖心孔隙內的油水以及滲吸出來的油水被擠入精密的油水分離器中實現油水分離，每次返排10 h以上，記錄階段產油、產液體積；⑤重復過程③、④可完成多周期吞吐滲吸驅油的物理模擬實驗，直至巖心不出油為止，計算最終吞吐滲吸驅油的采出程度。

3 松遼盆地致密砂巖油藏滲吸影響因素分析

3.1 儲層孔滲物性影響

選取松遼盆地北部扶余、高臺子致密砂巖儲層不同滲透率巖心各2塊，開展動態吞吐滲吸驅油實驗(圖1)。其中，扶余儲層巖心滲透率為0.613×10-3、1.935×10-3μm2，孔隙度為10.14%、14.27%，原始含油飽和度為63.81%、64.53%；高臺子儲層巖心滲透率為0.574×10-3、1.872×10-3μm2，孔隙度為9.47%、13.48%，原始含油飽和度為62.71%、63.67%。

圖1 不同滲透率的采出程度和累計返排時間關系

由圖1可知，隨滲透率提高，滲吸最終采出程度增加，滲吸采油效果與孔滲物性呈正相關性；相近物性時，扶余油層巖心的吞吐滲吸驅油效果好于高臺子油層。此外，隨著吞吐滲吸次數的增加，單次滲吸采出程度增幅逐漸減小，在第4次返排后采出程度趨于平穩。這是因為隨吞吐次數增加，巖心含油飽和度降低，巖心內部油相滲透能力降低，置換運移更加困難，滲吸驅油效果逐漸變差。

3.2 油水黏度比影響

為研究油水黏度比對滲吸驅油效果的影響，在水相黏度不變的情況下，分別配制黏度為1.74、4.50、9.78 mPa·s的模擬油，開展了在不同油水黏度比條件下的動態吞吐滲吸驅油實驗(表1)。由表1可知，隨油水黏度比增加，滲吸最終采出程度降低，出油緩慢，表明滲吸采出程度隨油水黏度比的增大而減小。這是因為隨油相黏度增大，油水兩相滲流阻力增加，在相同物性和吞吐滲吸條件下，滲吸驅油的滲流過程難度加大，從而導致最終采出程度降低。

3.3 巖心體面比的影響

巖心體面比是巖心外觀總體積與有效滲吸面積的比值。為研究滲吸驅油效果受輸運距離的影響情況，將巖心烘干，側面用環氧樹脂涂層，飽和油后拼接成長巖心，通過圍壓作用于高壓滲吸倉膠桶以包緊巖心，確保側面不與滲吸介質接觸。在吞吐滲吸截面積相同的條件下，巖心體面比與巖心長度呈現正相關。開展不同體面比致密儲層巖心動態吞吐滲吸驅油實驗(表2)，采出程度和累計返排時間關系見圖2。

表1 不同油水黏度比的采出程度實驗結果

由表2、圖2可知：滲吸體面比越小，其吞吐滲吸采出程度越高，采油速度也更快；隨巖心長度增加，滲吸最終采出程度降低，達到最終采出程度時間更長，需要的吞吐周期也更多，致密儲層吞吐滲吸開發效果與體面比有很強的負相關性。其原因可能是在壓差一定條件下，吞吐滲吸驅油作用的距離有限，儲層內部深處的油很難被有效置換并攜帶出來。

3.4 儲層裂縫影響

為研究裂縫存在對致密砂巖儲層吞吐滲吸開發效果的影響，在室內對致密巖心進行人工造縫。

表2 不同體面比的采出程度實驗結果

圖2 不同體面比采出程度與累計返排時間關系

具體做法是：基質巖心洗油烘干后，先飽和油，再用劈縫法造縫。該方法具有成功率高，重現性好，可模擬裂縫開度等優點，形成平行于巖樣軸向的2條裂縫，能夠保證巖心造縫前后含油飽和度一致。

選取同一巖心，在人工造縫前后分別開展動態吞吐滲吸驅油實驗(圖3)。2塊巖心在造縫前后的孔隙度分別為10.31%、14.04%，滲透率分別為0.692×10-3、1.779×10-3μm2，原始含油飽和度分別為64.16%、63.77%。通過壓差變化控制裂縫閉合和開啟狀態，在靜態置換階段設置圍壓，保持裂縫閉合，降壓返排階段在生產壓差作用下，開啟裂縫促進排油，并控制巖心壓力合理下降。由圖3可知，相比造縫前，裂縫-基質雙重介質巖心滲吸最終采出程度明顯提高，返排前期采出程度增幅較大，采出程度趨于穩定所需時間更短。表明裂縫的存在使滲吸介質更易進入巖心孔隙內部，置換滲吸作用的有效面積增大，滲吸作用增強，同時降壓返排時裂縫開啟，可增加排油面積，最終提高了吞吐滲吸的驅油效果。

圖3 造縫前后的采出程度和累計返排時間關系

3.5 儲層潤濕性影響

表3為不同潤濕性巖心動態吞吐滲吸驅油實驗結果。由表3可知，相同孔滲物性級別的親油巖心，其吞吐滲吸采出程度低于親水巖心，最終采出程度相差約為6.31個百分點，表明親油儲層的吞吐滲吸開發效果明顯差于親水儲層。這是因為親水儲層巖心的毛管力作用大，有利于滲吸介質進入孔隙內部，將其中的原油置換并驅替出來，而親油儲層巖心則相反，主要依靠返排的作用力通過滲吸介質將油攜帶出來，因此，整體采出程度較低。一般親油儲層的原始含油飽和度較高，在開發過程中可考慮通過改變潤濕性或者增加滲流能力的方式提高驅油效果。

表3 不同潤濕性巖心的采出程度實驗結果

3.6 滲吸生產壓差影響

為研究不同生產壓差對致密儲層吞吐滲吸開發效果的影響，對孔隙度為12.19%、滲透率為1.224×10-3μm2、原始含油飽和度為65.39%的同一巖心，在原有模擬生產壓差為2.0 MPa的基礎上，增加了生產壓差為1.0、5.0 MPa的實驗方案(圖4)。由圖4可知，在其他條件相近情況下，隨生產壓差提高，吞吐滲吸最終采出程度差異并不大，只是達到最終采收程度所需時間和吞吐周期有所減少，即滲吸返排效率提高。這是因為室內采取的柱狀小尺寸巖心實驗，生產壓差為1.0 MPa足以將巖心全部波及，因此，增大壓差只提高了滲吸置換的速率，并未提高最終采出程度。這表明在吞吐滲吸作用范圍內，提高生產壓差對增加滲吸驅油效果的作用不是十分顯著，僅可提高返排效率。

圖4 不同生產壓差下采出程度和累計返排時間關系

3.7 滲吸介質影響

為研究不同滲吸介質對吞吐滲吸驅油效果的影響，分別開展了地層水、活性水、壓裂液濾液及清水等介質在致密砂巖巖心上的動態吞吐滲吸采油實驗(表4)。其中，壓裂液為胍膠壓裂液(0.55%HPG+1%KCl+0.2%Na2CO3+0.6%Na2S2O3+0.1%助排劑+0.6%交聯劑)，在地層溫度下攜砂液破膠12 h后，取上層清液(黏度為0.70 mPa·s)作滲吸介質；活性水為模擬地層水配制；表面活性劑為石油磺酸鹽，質量濃度為0.1%；清水用的是礦化度為486 mg·L-1的KCl水溶液。

由表4可知，在4種滲吸介質中，活性水采出程度最高，清水采出程度略高于地層水，壓裂液濾液采出程度明顯低于地層水和清水。這是因為活性水能促進巖心孔隙潤濕性向親水轉變，提高了微觀動用程度，同時降低了油相運移的滲流阻力，減少油滴在流動過程中的滯留，有利于降壓返排過程的進行。由于清水礦化度低于地層水，巖心與清水接觸局部的pH值升高，伴隨油相極性組分發生皂化反應形成表面活性物質，促進油相運移[14]，提高滲吸采出程度。壓裂液濾液在悶井靜態置換時損害基質滲透率，影響返排過程中油相排出，導致多次吞吐采出程度較低且增加幅度小。

4 實踐指導

基于動態滲吸原理建立的動態吞吐滲吸實驗方法和實驗裝置，使巖心在每個吞吐周期先通過交互滲吸作用完成滲吸介質與飽和油的靜態置換，而后在降壓返排滲吸介質時將油攜帶出來，連續多次吞吐直至無油排出，實現了地層高溫(90 ℃)、高壓(50 MPa)條件下致密儲層吞吐滲吸開發的全過程模擬，既模擬了油相與滲吸介質之間交互滲吸置換過程，又模擬了返排過程中基質與裂縫及井筒內壓差形成的驅動力將原油從儲層中采出的過程。該方法為準確分析和評價致密儲層滲吸機理和影響因素提供了技術支持。影響因素實驗評價結果顯示，針對致密砂巖儲層利用壓裂后吞吐滲吸開發效果較為一般的問題，礦場開發可從以下幾個方面制訂相應的調整對策。

(1) 物性差且裂縫不發育的致密儲層，有必要通過長井段水平井和大規模壓裂相結合的措施，大幅度增加致密儲層的有效吞吐滲流面積，減小滲吸體面比，從而提高致密砂巖油藏吞吐滲吸開發效果。

(2) 儲層潤濕性為親油或中性的油藏，可通過注入化學劑或其他方法促使其潤濕性向親水轉化，同時降低滲流阻力，可大幅提高吞吐滲吸開發采出程度。

(3) 選擇合理的生產壓差很有必要，在保證吞吐滲吸作用范圍的前提下，應該保持一定的地層壓力，科學有效地利用原始地層的彈性能量。

(4) 采用胍膠壓裂液進行大規模壓裂施工結束后，應快速返排，縮短壓裂液在地層中的滯留時間，避免其污染儲層，降低儲層滲流能力。壓裂液返排后，可及時注入清水或者活性水補充地層能量，有利于改善吞吐滲吸開發效果。

5 結論和建議

(1) 設計并建立的高溫高壓動態吞吐滲吸物理模擬實驗裝置及實驗方法，可實現對致密砂巖儲層滲吸采油過程中靜態滲吸置換和動態吞吐返排2種作用的物理模擬。

(2) 松遼盆地北部致密砂巖儲層吞吐滲吸采出程度隨孔滲物性的增加而增大，隨著油水黏度比和滲吸體面比的增大而減小；相同物性級別的親水巖心滲吸驅油效果好于親油巖心；裂縫的存在可增加滲吸開發效果；在滲吸置換作用范圍內，提高生產壓差對增加滲吸驅油效果的作用不是十分顯著，但可提高返排效率。

(3) 活性水的滲吸驅油效果好于低礦化度清水，低礦化度清水好于模擬地層水。壓裂液濾液對儲層有一定的傷害，其吞吐滲吸驅油效果較差，建議縮短壓裂液在地層中的滯留時間。

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