延长组长6低渗油藏高温高压条件下裂缝对渗吸效率的影响①

党海龙 姜汉桥 王小锋 赵习森 崔鹏兴 侯玢池

1.中国石油大学(北京) 2.陕西延长石油集团有限责任公司

杏子川油区位于延安安塞县境内，鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中部，长6油藏是本区开发的主力区块和主要层系，该储层是典型的特低渗油层，具有成岩压实作用强、孔隙度低、渗透率小、溶蚀孔和微裂缝发育、孔隙喉道细小且小孔喉所占比例很大，层内、层间矛盾突出、微观非均质性强等特点。因此，认识和把握裂缝参数，岩石不同渗透率与渗吸驱油效率的关系，改善注采方案，进一步提高采收率，对于提高特低渗储层开发效果具有重要意义。1952年，Brownscombe和Dyes最早认识到渗吸作用，在毛管力作用下，接触油层的水会自发地进入基质岩块从而驱替出其中的原油[1]；1994年，陈淦等对准噶尔盆地火烧山油田二叠系裂缝性砂岩油藏岩样进行渗吸实验，结果表明，渗吸时间和渗吸效率之间存在较强的规律性，基质岩块的渗吸能力较低[2]；1999年，Akin和Kovscek研究了低渗透多孔介质中的自吸现象，结果表明，水气系统和水油系统的自吸结果均可以通过一个简单的无因次函数表示[3]；1999年，张红玲对影响裂缝性油藏采出程度的敏感性参数进行了相关研究，结果显示，裂缝密度是影响采出程度的主要因素，密度越大，储层的采出程度越高[4]；2005年，Tavassoli等分析了单一岩心端面的湿相流体与非湿相流体间的逆向渗吸过程，得到了一个表达渗吸驱油效率与渗吸时间关系的拟解析解[5]； 2014年，闫凤林等以裂缝性油藏为研究对象，开展了岩心静态渗吸实验，得到了不同物性岩心的渗吸驱油效率曲线，并通过数学推导，建立了圆柱形岩心静态渗吸数学模型[6]。鉴于此，开展了高温高压渗吸以及高温高压裂缝样渗吸实验研究，从实验和理论两个方面研究压裂对渗吸的影响，找出适合特低渗储层的渗吸开采方式，将其应用在提高特低渗油藏采收率上，具有重要的理论价值和现实意义。

1 高温高压条件渗吸实验

1.1 样品

根据杏子川地区长6储层20块岩心的物性测试结果，气测渗透率分布区间为(0.052～0.505)×10-3μm2，平均渗透率为0.26×10-3μm2；孔隙度分布区间为9.8%～17.7%，平均孔隙度为14.845%。杏子川地区长4+5储层10块样品的物性测试结果表明，气测渗透率分布区间为(0.091～0.805)×10-3μm2，平均渗透率为0.321×10-3μm2；孔隙度分布区间为9.9%～12.7%，平均孔隙度为11.27%。

本次高温高压渗吸实验选取了3块储层样品(基础孔渗特征见表1)测试，3块均取自长6储层，样品渗透率为(0.228～0.352) ×10-3μm2，孔隙度为10.2%～16.7%。为了评价裂缝对渗吸效果的影响，分别将原来每块岩样切割成长度相等的两块新岩样，对其中的一块新岩样实施人工造缝。这样得到6块岩样编号分别为定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，人工造缝的3块岩样定3-C6(4)-1、杏子川C6(2)-1和杏子川C6(5)-1的缝长分别为1/3缝长、2/3缝长和贯穿缝长，如图1所示。

表1 高温高压自发渗吸实验样品基础物性和实验条件岩心编号Ф/%kg/10-3 μm2t/℃p/MPa样品条件渗吸介质定3-C6(4)14.90.3525010基质盐水定3-C6(4)-116.50.35950101/3缝长盐水杏子川C6(2)16.70.2285010基质盐水杏子川C6(2)-119.90.23550102/3缝长盐水杏子川C6(5)10.20.2875010基质盐水杏子川C6(5)-115.521.505010贯穿缝盐水

1.2 实验原理与方法

本研究基于自发渗吸方法，该方法主要指多孔介质中润湿相依靠毛管力作用自发进入岩石孔隙，将其中非润湿相驱出。而自发渗吸依据驱替方向的不同又可分为：逆向渗吸——润湿相吸入方向和非润湿相排出方向相反[7]；顺向渗吸——润湿相吸入方向和非润湿相排出方向相同[8]。本研究主要发生的是逆向渗吸。

早期的渗吸实验方法主要为体积法和质量法，不同的是各学者在实验仪器和设备上做了不同方面的改进。本研究基于常温常压下自发渗吸实验，增加压力和温度，开展模拟地层条件下的自发渗吸实验，由于无法直观地观察到渗吸过程中油水在孔隙中的移动变化规律及分布，所以利用X射线扫描[9-10]、CT扫描成像技术[11]、核磁共振成像及弛豫时间谱技术等进行研究[12]。

1.3 实验装置

本实验采用自制的高温高压下岩心渗吸测量装置，手摇泵提供模拟地层压力，磁力搅拌器提供模拟地层温度。 装置示意图如图2所示。

1.4 实验步骤

利用3块储层岩样进行地层条件渗吸实验，实验用渗吸液是质量分数为6%的氯化锰溶液和总矿化度为30 000 mg/L的氯化钠溶液的混合液；实验用油为模拟油，现场原油经脱气脱水处理后与煤油按1∶4(体积比)混合配制，室温下黏度为2.23 mPa·s，密度为0.81 g/cm3。在实验开始前，使用质量分数为6%的MnCl2溶液饱和样品，样品在饱和油后立即进行高温高压渗吸实验。

实验步骤：

(1) 建立岩样束缚水饱和度，并采用核磁共振观察油样核磁信号强度，获取束缚水饱和度核磁共振T2谱图。

(2) 将饱和的岩样放入装满渗吸液的高温高压容器中，在磁力搅拌器上设置预定压力和转速，通过手摇泵加压并观察容器内压力变化。

(3) 渗吸24 h后，取出样品，用核磁共振仪扫描T2谱图，计算出样品的含油饱和度以及剩余油在孔径范围内的分布情况。

(4) 将容器内液体安全处理掉，重新注入新的渗吸液。

(5) 重复步骤(1)～(4)，监测岩样的含油饱和度变化情况，直至岩样含油饱和度不再变化，此时达到残余油状态，本渗吸实验结束。

2 高温高压条件渗吸实验结果与分析

本实验研究基于图2自主研发的模拟地层条件渗吸实验装置，结合核磁共振技术实时监测渗吸油水流动状态和油水分布状态。以下绘制了各岩样渗吸过程的核磁T2谱图、剩余油在孔隙中的饱和度分布图，同时计算了剩余油饱和度变化过程以及对应的渗吸驱油效率。

2.1 渗吸T2谱图

对3组岩样记录了模拟地层条件(即高温50 ℃、高压10 MPa)下的自发渗吸实验过程的核磁共振T2谱曲线的变化过程，见图3～图5。对选取的3块基质岩样完成模拟地层条件自发渗吸实验之后，对这3个样品洗油洗盐，重新饱和油，再进行造缝处理，从岩心中心剖面切不同深度缝来模拟不同缝长，讨论缝长与渗吸效率之间的影响关系。定3C6(4)岩样造缝缝长为1/3，杏子川C6(2)岩样造缝缝长为长度2/3，杏子川C6(5)岩样造贯穿缝。

由图3～图5的T2谱图可知：T2弛豫时间谱呈双峰，左峰明显高于右峰，说明高温高压渗吸过程主要是小孔隙内的油水置换，水进入小孔隙将油置换到大孔隙中，大部分岩样孔隙结构表现出双重孔隙介质特征[13]。造缝前，高温高压条件下的渗吸作用主要发生在渗吸0～72 h；造缝后，同样条件下，渗吸作用主要发生在渗吸0～8 h，说明裂缝的存在提高了渗吸速度，提升了渗吸效率。因此，基质或裂缝渗吸作用主要发生在渗吸早期，渗吸速度最快，对最终渗吸效率的贡献最大达50%以上，渗吸中后期渗吸速度减缓趋于0，对最终渗吸效率影响较小。

2.2 剩余油分布

对上述3组渗吸T2谱图实验结果绘制了剩余油在孔隙中的分布状态。图6～图8为模拟地层条件基质渗吸和裂缝渗吸的实验结果。

由上述实验剩余油分布图可知：造缝前，大孔隙和小孔隙中油渗吸出来的速度较慢，采收率也较低；造缝后，渗吸速度加快，采收率提升。大孔隙中的油全部被渗吸出来，大部分小孔隙中的油也被渗吸动用出来。在渗吸早期，大、小孔隙中的大部分油已经被渗吸驱替出来，渗吸中后期，各孔隙中的剩余油饱和度变化趋势直至稳定不变。

2.3 剩余油饱和度变化和渗吸效率

基于上述核磁共振T2谱图和剩余油分布直方图，进一步计算绘制出岩心在渗吸过程中的含油饱和度变化曲线和渗吸驱油效率曲线。图9～图11为模拟地层条件基质岩样渗吸效率和裂缝岩样渗吸效率。

由图9～图11可看出：当渗吸速度趋于0时，造缝前的3块岩样含油饱和度为0.20～0.35，渗吸效率为0.50～0.75；造缝后的3块岩样含油饱和度为0.15～0.25，渗吸效率为0.65～0.8。造缝后渗吸效率提升了2%～11%。由此可以说明，裂缝的存在明显地提高了渗吸效率，缩短了渗吸时间。另外，造缝前0～72 h渗吸效率明显增加，造缝后0～8 h渗吸效率显著增加，到渗吸的中后期，渗吸效率增加到一定值后趋于不变。可知，在渗吸的初始阶段，渗吸效率的曲线斜率很大，渗吸速度很快，低渗油藏储层中岩石的中等孔隙和小孔隙在毛管压力的作用下排水洗油，渗吸效率提高，随着中等孔隙和小孔隙中含水饱和度的增加，渗吸速度逐渐减慢，渗吸效率幅度变缓。在现场生产中，可采取压裂措施，通过温和注水来提高采收率。

2.4 基质渗吸与裂缝渗吸效率

对3块样品的基质渗吸效率和裂缝渗吸效率进行比较可知，1/3缝长最终渗吸效率提高2%，2/3缝长提高7%，贯穿缝长提高11%，含裂缝渗吸效率均比基质渗吸效率高，且缝长越长，渗吸效率提高就越多，主要因为渗吸接触面积(波及面积)增加。

3 结论

(1) 渗吸作用主要发生在渗吸早期，约24～72 h内即完成了最终渗吸效率的50%，且在渗吸早期渗吸速度最快。

(2) 高温高压渗吸能有效将小孔隙中的原油置换出来，并且渗透率越高，最终渗吸效率越高，残余油饱和度越低。

(3) 同一样品，有裂缝的渗吸采收率比没有裂缝的渗吸采收率高。