致密儲集層滲吸影響因素分析與滲吸作用效果評價

楊正明 ，劉學偉 ，李海波 ，雷啟鴻，駱雨田 ，王向陽

（1.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；2.中國科學院滲流流體力學研究所，河北廊坊 065007；3.中國石油長慶油田公司勘探開發研究院，西安 710018）

0 引言

致密油作為全球非常規石油勘探開發的亮點領域,已成為中國各大油區增儲上產的重要接替資源[1-2]。美國能源信息署在2013年預測全球致密油可采儲量為473×108t，預計到2035年致密油產量將占原油總產量的45%[3]。中國致密油資源豐富，初步預測中國陸上主要盆地致密油分布面積達50×104km2，地質資源量大約為200×108t，技術可采資源量為（20～25）×108t[4]。目前，雖然利用水平井和體積壓裂改造技術實現了致密油的初期規模動用，但致密儲集層整體采出程度低于10%，急需研發新技術來有效開發致密儲集層資源[5-8]。長慶、大慶和吉林等油田開展了致密油注水吞吐礦場試驗，取得了一些進展，同時也暴露出一些問題，這些問題的解決有賴于對致密儲集層滲吸機理的深入了解。致密儲集層微裂縫發育，通常通過大規模體積壓裂措施提高產能，使得孔隙、微裂縫、人工裂縫形成的網絡系統更為復雜，同時裂縫與基質間滲流能力差異巨大，注入水極易沿裂縫發生水竄，導致基質內富集大量剩余油，注水開發效果差。如何有效發揮裂縫與基質之間的滲吸作用，提高基質內原油的動用程度，已成為提高致密儲集層開發效果的重要問題[9-13]。

滲吸是通過毛細管力作用由潤濕相置換非潤濕相的過程，國內外許多學者進行了相關研究。1952年，Brownscombe等[14]提出滲吸作用有利于油田提高原油產量，隨后國內外多位學者[15-20]對多孔介質自發滲吸過程進行了系統研究，分析了各種因素對自發滲吸的影響，并建立了相應的滲吸模型。但這些研究很多基于裂縫性油藏，甚少研究致密儲集層，且對驅替過程中的滲吸作用及滲吸距離的研究涉及較少。

本文利用高壓大模型物理模擬系統和核磁共振等技術[21]，建立不同尺度巖心滲吸物理模擬實驗方法，分析滲透率、裂縫和潤濕性對致密巖心滲吸效果的影響，研究驅替和滲吸作用的大小及滲吸作用的傳播距離，揭示致密儲集層滲吸機理，探索致密儲集層高效開發的基礎理論。

1 致密儲集層逆向滲吸影響因素

逆向滲吸是指吸入方向和排出方向完全相反的一種滲吸現象。在注水吞吐過程中，逆向滲吸在致密儲集層裂縫和基質的物質傳輸中起重要作用。選用如表1所示的巖心，利用滲吸物理模擬實驗系統，研究滲透率、裂縫和潤濕性對致密巖心逆向滲吸效果的影響。

表1 實驗巖心基礎物性參數

1.1 滲透率

選取空氣滲透率為0.21×10-3μm2，1.52×10-3μm2和8.16×10-3μm2的3塊巖心（表1中的1號、2號、3號巖心）開展實驗。步驟為：①將巖心外表和一個端面用聚四氟乙烯材料密封，只保留巖心一個端面與外界相連通；②巖心抽真空后飽和原油樣品，置于實驗系統中，保證巖心與外界相連通的一端接觸水，但巖心中不產生壓力梯度；③通過毛細管力吸入水置換原油，并從進水端采出，采出的油由蠕動泵導入油水分離器，記錄采油量。

實驗結果如圖1所示，其中滲吸采出程度為滲吸采出油量占原始總飽和油量的百分比?？梢钥闯觯簬r心在逆向滲吸過程中，滲透率越低，滲吸平衡時間越長，采出程度越低，且油滴析出較晚；隨著滲透率的增大，滲吸速度、滲吸采出程度均同步提高。

圖1 不同滲透率巖心滲吸效果對比

逆向滲吸的這種現象是由油藏的物理性質-力學機理控制的。逆向滲吸包含兩個過程：①水吸入過程，該過程主要取決于毛細管力的大小，在潤濕性不變的情況下，毛細管半徑越小，滲透率越小，毛細管力越大，水滲入的距離越大；②油排出過程，該過程中，油排出的阻力有單相油的啟動壓力和油水兩相流阻力。這些力與滲透率有直接關系，即滲透率越大，阻力越小，越有利于油的排出，因而巖心的滲透率越大，逆向滲吸采出程度越高。

1.2 裂縫

為了分析裂縫對巖心滲吸效果的影響，選取表1中的4號、5號巖心（基質空氣滲透率均為0.22×10-3μm2），將其中一塊沿軸線切成兩部分，隨后將兩部分拼合起來構造一條人工裂縫（見圖2），代表裂縫性巖心，另一塊代表基質巖心開展滲吸對比實驗。

圖2 巖心人工制造裂縫示意圖

裂縫的存在不僅擴大了致密基質與水接觸的滲吸面積和滲吸前緣的范圍，而且還減小了油排出的阻力，提高了滲吸速度和采出程度（見圖3）。因此，對致密儲集層進行大規模體積壓裂改造和注水吞吐，利用逆向滲吸的吸水排油機理，可提高滲吸排油速度和采出程度，改善開發效果。

圖3 裂縫性巖心和基質巖心滲吸效果對比

1.3 潤濕性

選擇表1中的6—9號4塊基質巖心進行逆向滲吸實驗，其空氣滲透率均為0.26×10-3μm2，但具有不同潤濕性（強親水、弱親水、中性和強親油）。測試結果如表2所示，可以看出：強親水巖心的逆向滲吸驅油效率最高，為19.12%；強親油巖心的逆向滲吸驅油效率最低，為2.82%，比強親水巖心的驅油效率低16.30%。因此，致密儲集層的注水吞吐開發，可以通過改變儲集層潤濕性來提高開發效果。

表2 不同潤濕性巖心的滲吸驅油效果

2 水驅油時滲吸作用的定量評價方法

親水油藏水驅油過程中，毛細管力是滲吸的主要動力，水驅油微觀圖像[22]證實毛細管力主要排驅大孔道壁面附近和小孔道內的原油，而驅替壓力主要驅動大孔道中部的原油，如何定量評價滲吸作用的大小，目前未見相關文獻。因此，本文結合核磁共振圖譜和水驅油物理模擬實驗，構建水驅油時滲吸作用大小的定量評價方法。

核磁共振圖譜中的橫向馳豫時間（T2）是流體傳遞能量大小的特征參數，在小孔道和大孔道壁面處的流體T2值小，而在大孔道中部的流體T2值大，可以用一個T2截止值把核磁共振圖譜分開[21]，左邊部分表示小孔道和大孔道壁面處的流體信號，右邊部分表示大孔道中部的流體信號。選取巖心進行驅油實驗，并測試飽和水、束縛水、水驅油結束等狀態下的核磁共振信號，作出相應的核磁共振圖譜（見圖4），計算滲吸采出量和驅替采出量，進而定量評價滲吸和驅替作用的大小。

實驗步驟：①將烘干的巖心抽真空飽和水，完成第1次核磁共振圖譜測試，得到整個巖心的流體分布（飽和水狀態）；②將飽和水的巖心用去氫模擬油（核磁共振中沒有信號）驅替，建立束縛水飽和度，完成第2次核磁共振圖譜（飽和油后束縛水狀態）測試，第1次和第2次所得兩條核磁測試曲線所包圍的面積為飽和油的分布狀態；③再用水驅替模擬油至不產油，得到殘余油飽和度場，完成第3次核磁共振圖譜（水驅油最終狀態）測試。由實驗過程可知，第3次和第2次核磁共振圖譜的差值即為采出油（圖4中黃色和蘭色部分面積之和），T2截止值的右邊為大孔道中部采出的流體，是通過驅替作用采出的；T2截止值的左邊為小孔道和大孔道壁面處采出的流體，是通過滲吸作用采出的，可見通過核磁共振圖譜可定量評價驅替采出程度和滲吸采出程度。

根據上述方法，測試了長慶油田長7致密儲集層32塊巖心的水驅油核磁共振圖譜（見圖5），其中滲透率大于1.0×10-3μm2的巖心2塊，（0.3～1.0）×10-3μm2的巖心4塊，（0.1～0.3）×10-3μm2的巖心11塊，小于0.1×10-3μm2的巖心15塊。從圖中可以看出，驅替采出程度隨滲透率的降低而降低，滲吸采出程度隨滲透率的降低而增大，說明水驅油條件下，滲透率越低，滲吸作用越明顯。

圖4 水驅油時滲吸作用定量評價原理示意圖

應該指出的是，水驅油條件下的滲吸是順向滲吸，而不是注水吞吐條件下的逆向滲吸。順向滲吸的作用主要表現為水的滲入能力，即滲透率越小，毛細管半徑越小，毛細管力越大，滲吸作用越強，滲吸采出程度越高。

3 滲吸作用的傳播距離

滲吸作用傳播的距離是反映滲吸作用強弱的一個重要參數。本文采用自主研發的高壓大模型實驗系統[23]設計了2個高壓大模型物理模擬實驗：①高壓大模型注水吞吐實驗，實驗系統由注入系統（Quizix驅替泵）、采集系統（調速型蠕動泵和油水分離計量裝置）、監測系統（壓力傳感器）和封裝好的露頭巖樣4部分組成（見圖6），按照“注—悶—采”的流程進行實驗。即首先開啟裂縫端的6號和12號閥門，注入地層水（注入壓力20 MPa）模擬地下注水補充地層能量過程；然后關閉6號和12號閥門，在恒定壓力下放置15 h模擬地下悶井流體滲吸置換過程；最后再開啟6號和12號閥門模擬地下采油過程；②高壓大模型逆向滲吸實驗，采用圖6所示的實驗系統，設計注入速度0.5 mL/min，從6號閥門不斷注水，由12號閥門不斷采出。其中連接6號和12號閥門的裂縫為無限導流能力裂縫，兩個閥門之間無滲流阻力，確保了逆向滲吸實驗中水在裂縫面上只發生逆向滲吸。

圖6 大模型注水吞吐實驗系統

測試滲吸距離的原理：通過對比高壓大模型注水吞吐和逆向滲吸實驗前、后模型壓力場的變化規律，判斷注水吞吐過程中注入水波及距離和逆向滲吸過程中的滲吸作用距離。

選擇空氣滲透率（約為0.2×10-3μm2）十分相近的2塊的露頭巖樣（尺寸40 cm×10 cm×2.7 cm）分別進行逆向滲吸和注水吞吐實驗。露頭巖樣滲透率低，體積大，常規抽真空飽和流體的方法難以滿足實驗要求，為解決該瓶頸問題，根據文獻[19]研發了大模型多點抽真空飽和流體的方法：①在大模型的①—⑤注采口抽真空，保證該處處于真空狀態；②從注采口⑥—?飽和水（50 mg/mL的標準鹽水，避免注入淡水對巖樣的傷害）；③當露頭巖樣整體真空度恢復到大氣壓力時，測試各個方向的電阻率，確保模型完全飽和水；④將飽和水的露頭巖樣放置到高壓大模型夾持器內進行飽和油（真空泵油和煤油按一定的比例配制黏度為1.48 mPa·s的模擬油），即先采用排狀注采方式飽和模擬油，然后在交叉注采口再進行飽和；⑤測試各個方向的電阻率變化，確保模型達到地層原始含油飽和度狀態。

實驗步驟為：①采用模擬油從大模型無裂縫端驅替，記錄模型不同時刻各測點的壓力變化；②分別進行注水吞吐（3個輪次，周期注入量為5 mL）和逆向滲吸實驗；③用模擬油從大模型無裂縫端再次驅替巖樣，記錄模型不同時刻各測點的壓力變化。

圖7為滲透率為0.2×10-3μm2的露頭巖樣逆向滲吸實驗中滲吸前、后模型各測點的壓力變化，可以看出：①模型在逆向滲吸實驗前，各測點壓力隨驅替時間的延長而逐漸上升，驅替至4 000 s時，各測點的壓力基本穩定，說明模型內部阻力梯度一定，體現了模型單相滲流規律；②模型在逆向滲吸實驗后，用模擬油驅替時，各測點的壓力隨時間的延長先上升后降落，再趨于平行。這種現象是因為模型在逆向滲吸的作用下，水進入基質，形成油水兩相過渡帶，而未被水波及的區域依然只有油相，從而導致兩個區域的滲流阻力不同。各測點在時間為3 100 s時，壓力達到最大值。對比實驗前后的壓力數值，可以看出逆向滲吸實驗后，驅替壓力明顯上升。除裂縫端的測點外，其他5個測點滲吸后的壓力要比滲吸前的壓力高0.7～2.0 MPa，表明逆向滲吸以后，存在兩相區，滲流阻力增大。

注水吞吐實驗前后各測點的壓力曲線與逆向滲吸實驗一樣，注水吞吐后的驅替壓力要大于注水吞吐前的驅替壓力。

圖7 滲透率為0.2×10-3 μm2的露頭巖樣逆向滲吸前后反向驅替壓力隨時間的變化關系

通過對比注水吞吐和逆向滲吸實驗前后滲流壓力隨距離的變化規律發現，當曲線中壓力出現拐點時，該點所對應的距離即為注水吞吐和逆向滲吸過程中水的波及距離（見圖8）?？梢钥闯觯鹤⑺掏碌臐B吸距離為22.8 cm，逆向滲吸的滲吸距離為7.6 cm。注水吞吐的滲吸距離要大于逆向滲吸的滲吸距離，主要原因是因為在注水吞吐過程中，“吞”的階段有一部分水在壓力（壓差）作用下，擠入基質，“吐”的階段有一部分油依靠基質與裂縫間壓差的“驅動”采出，所以采出的油不能全部視為“滲吸”的貢獻，其波及距離也不完全是“滲吸”的作用，而是壓差與滲吸共同作用的結果，水相可進入更深的基質前緣。

圖8 滲透率為0.2×10-3 μm2的露頭巖樣注水吞吐和逆向滲吸實驗中驅替壓力隨距離的變化關系

按照上述實驗方法，注水吞吐過程中，注入水體積增加1倍時，測得的滲吸距離為40.0 cm，說明致密儲集層開采過程中，注入體積越大，滲吸距離也越大。

采用相同的實驗方法，對滲透率為2.0×10-3μm2的露頭巖樣進行實驗，測得注水吞吐的滲吸距離為30.4 cm，逆向滲吸的滲吸距離為10.0 cm（見圖9），結果表明，低滲儲集層滲透率越大，滲吸距離越大。

圖9 滲透率為2.0×10-3 μm2的露頭巖樣注水吞吐和逆向滲吸實驗中驅替壓力隨距離的變化關系

4 結論

逆向滲吸過程中，滲透率越低，油滴析出越晚，滲吸平衡時間越長，采出程度越低；裂縫可有效擴大致密基質與水接觸的滲吸面積和滲吸前緣的范圍，減小油排出的阻力，提高滲吸速度和采出程度；巖石越親水，巖樣的滲吸速度和采出程度越高。

順向滲吸過程中，滲透率越低，滲吸作用越明顯；驅替采出程度與滲透率呈正相關，而滲吸采出程度與滲透率呈負相關。

注水吞吐的滲吸距離要大于單純的逆向滲吸距離，滲透率和注入倍數越大，滲吸距離越大。致密儲集層大規模體積壓裂與改變儲集層潤濕性、注水吞吐相結合有利于提高致密儲集層的滲吸效果。