松辽盆地北部致密砂岩高温高压吞吐渗吸实验

李斌会，付兰清，董大鹏，王瑞晗，鲁应平

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249；2.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163712；3.东北石油大学，黑龙江 大庆 163318)

0 引 言

松辽盆地北部发育丰富的致密砂岩油藏，主要分布在高台子层和扶余油层，地质资源量约为16×108t[1]。目前，致密砂岩油藏主要依靠的是水平井长井段大规模体积压裂技术与吞吐渗吸采油技术相结合的开发方式，并在部分井组取得了较好的开发效果，单井初期产量可达25.5 t/d[2]。由于致密砂岩储层本身较差的孔渗物性，随着开发的深入，产量递减非常快，开采一段时间后呈现产液能力下降、能量补充困难及采油速度低等问题，从而导致整体采出程度偏低。关于致密砂岩储层及低渗透储层渗吸机理和影响因素研究的文献和报道较多，但大部分均为基于短的柱状岩心，在静态渗吸条件下开展的渗吸影响因素研究[3-11]，未能充分模拟矿场动态吞吐渗吸的实际生产过程。因此，亟需明确致密砂岩储层的吞吐渗吸采油机理，并优选最佳吞吐渗吸介质，为科学高效开发致密砂岩油藏提供技术依据。

1 动态吞吐渗吸原理

在致密砂岩油层动态吞吐渗吸体系中，与常规静态渗吸相比，除毛管力和重力作用外，储层基质与裂缝通道之间的压差形成返排驱作用力，也是渗吸驱油的动力。动态吞吐渗吸主要包括2个过程。

(1) 静态的油水渗吸置换。在毛管力支配作用下油相由岩心基质孔喉向孔隙和微裂缝进行逆向渗吸，同时在孔隙和微裂缝内依靠油相与渗吸介质的重力差分异聚集形成微小油珠，油相通过毛管力和重力共同作用，完成由微小孔喉转移到连通孔隙或微裂缝，而后运移到裂缝和基质与渗吸介质接触界面的静态渗吸过程。Aronofsky等[12]提出的裂缝和基质指数传递函数模型可表征静态渗吸输运过程：

η=1-e-∂tD

(1)

式中：η为归一化采收率；∂为经验常数；tD为无因次时间。

(2) 动态的驱替返排。在驱替压差作用下，油相从基质与渗吸介质接触处的裂缝和附近大孔道向压裂改造等措施形成的渗流通道和井底运移。Gupta和Civan[13]在忽略基质死孔隙体积和死孔隙中极少油量的情况下，推导了归一化采收率与无因次时间的关系式：

η=1-α1e-λ1DtD-α2e-λ2DtD

(2)

式中：λ1D、λ2D分别为连通孔隙和裂缝界面到裂缝的流动速度；α1、α2分别为最优化方法求出的对应流动速度的参数。

式(2)在表征动态吞吐渗吸第一阶段静态渗吸置换过程的基础上，反映了油相由接触界面运移到较大裂缝等优势渗流通道的返排过程。

2 高温高压吞吐渗吸实验条件

实验用水为大庆油田外围致密砂岩储层模拟地层水,水型为NaHCO3型，总矿化度为6126.80 mg·L-1，50 ℃下黏度为0.57 mPa· s。实验用油为模拟油，由大庆外围致密砂岩储层生产井脱水、脱气原油和煤油混合而成，50 ℃下黏度为4.50 mPa·s。实验岩心为大庆外围致密砂岩储层天然岩心，根据行业标准《SY/T 6943—2013致密油地质评价方法》，岩心空气渗透率小于2.0×10-3μm2，空气渗透率和孔隙度采用美国Coretest Systems公司生产的AP-608型覆压孔渗仪测定。

实验步骤：①将岩心烘干后称重，测量孔隙度和空气渗透率，抽空饱和水，计算孔隙体积；②岩心用高压驱替法饱和油后，放入高压渗吸仓中，按上覆压力设定围压为20 MPa；③打开驱替泵恒压注入渗吸介质，停泵关闭高压仓阀门，静置渗吸24 h以上；④利用高压泵打回压，回压与静置渗吸时内部压力的差值为模拟地层的生产压差(为模拟渗吸接触界面和内部基质间的压力梯度，并降低返排时启动压力梯度影响，除生产压差影响研究外，设置生产压差为2 MPa)，而后打开高压仓阀门，由于岩心内部孔隙压力高于回压，在压差和液体膨胀作用下，岩心孔隙内的油水以及渗吸出来的油水被挤入精密的油水分离器中实现油水分离，每次返排10 h以上，记录阶段产油、产液体积；⑤重复过程③、④可完成多周期吞吐渗吸驱油的物理模拟实验，直至岩心不出油为止，计算最终吞吐渗吸驱油的采出程度。

3 松辽盆地致密砂岩油藏渗吸影响因素分析

3.1 储层孔渗物性影响

选取松辽盆地北部扶余、高台子致密砂岩储层不同渗透率岩心各2块，开展动态吞吐渗吸驱油实验(图1)。其中，扶余储层岩心渗透率为0.613×10-3、1.935×10-3μm2，孔隙度为10.14%、14.27%，原始含油饱和度为63.81%、64.53%；高台子储层岩心渗透率为0.574×10-3、1.872×10-3μm2，孔隙度为9.47%、13.48%，原始含油饱和度为62.71%、63.67%。

图1 不同渗透率的采出程度和累计返排时间关系

由图1可知，随渗透率提高，渗吸最终采出程度增加，渗吸采油效果与孔渗物性呈正相关性；相近物性时，扶余油层岩心的吞吐渗吸驱油效果好于高台子油层。此外，随着吞吐渗吸次数的增加，单次渗吸采出程度增幅逐渐减小，在第4次返排后采出程度趋于平稳。这是因为随吞吐次数增加，岩心含油饱和度降低，岩心内部油相渗透能力降低，置换运移更加困难，渗吸驱油效果逐渐变差。

3.2 油水黏度比影响

为研究油水黏度比对渗吸驱油效果的影响，在水相黏度不变的情况下，分别配制黏度为1.74、4.50、9.78 mPa·s的模拟油，开展了在不同油水黏度比条件下的动态吞吐渗吸驱油实验(表1)。由表1可知，随油水黏度比增加，渗吸最终采出程度降低，出油缓慢，表明渗吸采出程度随油水黏度比的增大而减小。这是因为随油相黏度增大，油水两相渗流阻力增加，在相同物性和吞吐渗吸条件下，渗吸驱油的渗流过程难度加大，从而导致最终采出程度降低。

3.3 岩心体面比的影响

岩心体面比是岩心外观总体积与有效渗吸面积的比值。为研究渗吸驱油效果受输运距离的影响情况，将岩心烘干，侧面用环氧树脂涂层，饱和油后拼接成长岩心，通过围压作用于高压渗吸仓胶桶以包紧岩心，确保侧面不与渗吸介质接触。在吞吐渗吸截面积相同的条件下，岩心体面比与岩心长度呈现正相关。开展不同体面比致密储层岩心动态吞吐渗吸驱油实验(表2)，采出程度和累计返排时间关系见图2。

表1 不同油水黏度比的采出程度实验结果

由表2、图2可知：渗吸体面比越小，其吞吐渗吸采出程度越高，采油速度也更快；随岩心长度增加，渗吸最终采出程度降低，达到最终采出程度时间更长，需要的吞吐周期也更多，致密储层吞吐渗吸开发效果与体面比有很强的负相关性。其原因可能是在压差一定条件下，吞吐渗吸驱油作用的距离有限，储层内部深处的油很难被有效置换并携带出来。

3.4 储层裂缝影响

为研究裂缝存在对致密砂岩储层吞吐渗吸开发效果的影响，在室内对致密岩心进行人工造缝。

表2 不同体面比的采出程度实验结果

图2 不同体面比采出程度与累计返排时间关系

具体做法是：基质岩心洗油烘干后，先饱和油，再用劈缝法造缝。该方法具有成功率高，重现性好，可模拟裂缝开度等优点，形成平行于岩样轴向的2条裂缝，能够保证岩心造缝前后含油饱和度一致。

选取同一岩心，在人工造缝前后分别开展动态吞吐渗吸驱油实验(图3)。2块岩心在造缝前后的孔隙度分别为10.31%、14.04%，渗透率分别为0.692×10-3、1.779×10-3μm2，原始含油饱和度分别为64.16%、63.77%。通过压差变化控制裂缝闭合和开启状态，在静态置换阶段设置围压，保持裂缝闭合，降压返排阶段在生产压差作用下，开启裂缝促进排油，并控制岩心压力合理下降。由图3可知，相比造缝前，裂缝-基质双重介质岩心渗吸最终采出程度明显提高，返排前期采出程度增幅较大，采出程度趋于稳定所需时间更短。表明裂缝的存在使渗吸介质更易进入岩心孔隙内部，置换渗吸作用的有效面积增大，渗吸作用增强，同时降压返排时裂缝开启，可增加排油面积，最终提高了吞吐渗吸的驱油效果。

图3 造缝前后的采出程度和累计返排时间关系

3.5 储层润湿性影响

表3为不同润湿性岩心动态吞吐渗吸驱油实验结果。由表3可知，相同孔渗物性级别的亲油岩心，其吞吐渗吸采出程度低于亲水岩心，最终采出程度相差约为6.31个百分点，表明亲油储层的吞吐渗吸开发效果明显差于亲水储层。这是因为亲水储层岩心的毛管力作用大，有利于渗吸介质进入孔隙内部，将其中的原油置换并驱替出来，而亲油储层岩心则相反，主要依靠返排的作用力通过渗吸介质将油携带出来，因此，整体采出程度较低。一般亲油储层的原始含油饱和度较高，在开发过程中可考虑通过改变润湿性或者增加渗流能力的方式提高驱油效果。

表3 不同润湿性岩心的采出程度实验结果

3.6 渗吸生产压差影响

为研究不同生产压差对致密储层吞吐渗吸开发效果的影响，对孔隙度为12.19%、渗透率为1.224×10-3μm2、原始含油饱和度为65.39%的同一岩心，在原有模拟生产压差为2.0 MPa的基础上，增加了生产压差为1.0、5.0 MPa的实验方案(图4)。由图4可知，在其他条件相近情况下，随生产压差提高，吞吐渗吸最终采出程度差异并不大，只是达到最终采收程度所需时间和吞吐周期有所减少，即渗吸返排效率提高。这是因为室内采取的柱状小尺寸岩心实验，生产压差为1.0 MPa足以将岩心全部波及，因此，增大压差只提高了渗吸置换的速率，并未提高最终采出程度。这表明在吞吐渗吸作用范围内，提高生产压差对增加渗吸驱油效果的作用不是十分显著，仅可提高返排效率。

图4 不同生产压差下采出程度和累计返排时间关系

3.7 渗吸介质影响

为研究不同渗吸介质对吞吐渗吸驱油效果的影响，分别开展了地层水、活性水、压裂液滤液及清水等介质在致密砂岩岩心上的动态吞吐渗吸采油实验(表4)。其中，压裂液为胍胶压裂液(0.55%HPG+1%KCl+0.2%Na2CO3+0.6%Na2S2O3+0.1%助排剂+0.6%交联剂)，在地层温度下携砂液破胶12 h后，取上层清液(黏度为0.70 mPa·s)作渗吸介质；活性水为模拟地层水配制；表面活性剂为石油磺酸盐，质量浓度为0.1%；清水用的是矿化度为486 mg·L-1的KCl水溶液。

由表4可知，在4种渗吸介质中，活性水采出程度最高，清水采出程度略高于地层水，压裂液滤液采出程度明显低于地层水和清水。这是因为活性水能促进岩心孔隙润湿性向亲水转变，提高了微观动用程度，同时降低了油相运移的渗流阻力，减少油滴在流动过程中的滞留，有利于降压返排过程的进行。由于清水矿化度低于地层水，岩心与清水接触局部的pH值升高，伴随油相极性组分发生皂化反应形成表面活性物质，促进油相运移[14]，提高渗吸采出程度。压裂液滤液在闷井静态置换时损害基质渗透率，影响返排过程中油相排出，导致多次吞吐采出程度较低且增加幅度小。

4 实践指导

基于动态渗吸原理建立的动态吞吐渗吸实验方法和实验装置，使岩心在每个吞吐周期先通过交互渗吸作用完成渗吸介质与饱和油的静态置换，而后在降压返排渗吸介质时将油携带出来，连续多次吞吐直至无油排出，实现了地层高温(90 ℃)、高压(50 MPa)条件下致密储层吞吐渗吸开发的全过程模拟，既模拟了油相与渗吸介质之间交互渗吸置换过程，又模拟了返排过程中基质与裂缝及井筒内压差形成的驱动力将原油从储层中采出的过程。该方法为准确分析和评价致密储层渗吸机理和影响因素提供了技术支持。影响因素实验评价结果显示，针对致密砂岩储层利用压裂后吞吐渗吸开发效果较为一般的问题，矿场开发可从以下几个方面制订相应的调整对策。

(1) 物性差且裂缝不发育的致密储层，有必要通过长井段水平井和大规模压裂相结合的措施，大幅度增加致密储层的有效吞吐渗流面积，减小渗吸体面比，从而提高致密砂岩油藏吞吐渗吸开发效果。

(2) 储层润湿性为亲油或中性的油藏，可通过注入化学剂或其他方法促使其润湿性向亲水转化，同时降低渗流阻力，可大幅提高吞吐渗吸开发采出程度。

(3) 选择合理的生产压差很有必要，在保证吞吐渗吸作用范围的前提下，应该保持一定的地层压力，科学有效地利用原始地层的弹性能量。

(4) 采用胍胶压裂液进行大规模压裂施工结束后，应快速返排，缩短压裂液在地层中的滞留时间，避免其污染储层，降低储层渗流能力。压裂液返排后，可及时注入清水或者活性水补充地层能量，有利于改善吞吐渗吸开发效果。

5 结论和建议

(1) 设计并建立的高温高压动态吞吐渗吸物理模拟实验装置及实验方法，可实现对致密砂岩储层渗吸采油过程中静态渗吸置换和动态吞吐返排2种作用的物理模拟。

(2) 松辽盆地北部致密砂岩储层吞吐渗吸采出程度随孔渗物性的增加而增大，随着油水黏度比和渗吸体面比的增大而减小；相同物性级别的亲水岩心渗吸驱油效果好于亲油岩心；裂缝的存在可增加渗吸开发效果；在渗吸置换作用范围内，提高生产压差对增加渗吸驱油效果的作用不是十分显著，但可提高返排效率。

(3) 活性水的渗吸驱油效果好于低矿化度清水，低矿化度清水好于模拟地层水。压裂液滤液对储层有一定的伤害，其吞吐渗吸驱油效果较差，建议缩短压裂液在地层中的滞留时间。

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