致密油藏渗吸作用影响因素实验——以新疆油田X区块为例

梅舜豪 苏煜彬 袁 凯 赵忠武

（1.中国石化江汉石油工程有限公司，湖北 武汉 430200；2.中国石油长庆油田公司油气工艺研究院，陕西 西安 710018；3.中国石化胜利油田分公司清河采油厂，山东 潍坊 262714）

0 引 言

非常规油气资源储量非常可观，在全球总油气资源量中所占比例达到了80%。致密油作为非常规油气资源之一，以吸附或游离态赋存于生油岩或储集岩中，中国的鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、四川盆地、松辽盆地、渤海湾盆地均有发现［1⁃2］，目前对致密油的勘探开发已成为国内热点，在保障能源安全方面有着重要的战略意义。

近年来中国在致密油开发方面取得了重大突破，大液量的水力压裂改造是对其成功开发的关键配套技术。但随着开发工作的深入，一种反常现象越来越引起人们的重视：常规油气相关理论认为外来流体进入基质孔隙会引起强烈的水锁伤害，压裂完工后应尽快返排，而致密油开发中采用的压裂−闷井−生产模式能大概率实现增产，国外也有相似的开发实例［3］。针对这一增产现象，杨柳等［4］认为储层基质中原油与压裂液的渗吸替换对增产起到了很大的作用。李忠兴等［5］研究认为，致密储层存在2种渗流机理：驱替和自发渗吸。随着渗透率的降低，驱替作用减弱，自发渗吸增强，渗吸开采致密油将是致密储层可能实现高效开发的新方向。压裂施工后大量未返排的压裂液将在致密储层发生强渗吸作用［6⁃8］。闷井期间，压裂液与储层基质接触，由于毛管力和重力的作用，压裂液发生渗吸作用进入储层基质，将基质中的原油替换出来［9］。开井生产后，被替换出的原油通过裂缝进入井筒被采出地面，最终实现增产。

针对低渗透油藏渗吸作用影响因素的研究主要基于渗吸数值模型［10⁃12］和室内人造岩心或相似岩心的实验［13⁃18］。室内实验使用的人造岩心或相似岩心只能在渗透率上与目的层岩心保持基本一致，无法完全反映岩心物性上的差异，且实验内容没有考虑不同压裂液体系对渗吸作用的影响。本文利用新疆油田X区块致密油藏的岩心开展了岩心渗吸室内实验，分析了压裂液与储层之间的相互作用，优选压裂液体系并研究不同因素对致密砂岩储层自发渗吸过程的影响，包括：温度、油水界面张力、润湿性等。研究成果可以为致密油储层压裂开发提供参考。

1 实验部分

渗吸实验取得的主要资料是渗吸最终采出程度（采收率）和渗吸置换时间。渗吸最终采出程度为样品自发渗吸结束时自发吸入岩样的润湿相体积占总孔隙体积的比例；渗吸反应时间为从渗吸开始到渗吸采出程度基本保持不变所经历的时间。

综合考虑岩心矿物组成与基础物性差异控制、消除不同渗吸因素间的影响以及室内实验的可行性，确定利用新疆某致密油藏区块1口探井同一目的层的岩心研究不同的压裂液体系、温度、界面张力、润湿性对渗吸时间和最终采出程度的影响。

1.1 实验设计

实验1：不同压裂液体系对渗吸的影响实验，常压下开展2组实验。

鉴于新疆油田在压裂施工时多使用瓜胶及滑溜水压裂液体系，因此选取这2个压裂液体系进行不同压裂液体系的渗吸对比实验。优选出一种压裂液体系进行后续实验研究。

实验2：不同温度对渗吸的影响实验，常压下开展3组实验。

为研究温度对渗吸采收率的影响，首先考虑对比室温（25 ℃）及油藏温度下的渗吸采收率。运用实验1中优选出的压裂液体系作为实验反应液。通过分析新疆油田X区块致密油藏地层温度，选取处于该区块储层中部温度范围内的75 ℃作为实验油藏温度。在油藏及室温之间增加55 ℃渗吸实验，使影响趋势更加明确，更有利于发现温度对致密岩心渗吸采出程度的影响规律。

实验3：不同油水界面张力对渗吸的影响实验，常压下开展3组实验。

通过不同的表面活性剂来研究不同原油和流体间界面张力对渗吸采出程度的影响。选取新疆油田常用的3种表面活性剂进行实验研究，编号分别为3⁃1、3⁃2、3⁃3，将这3种表面活性剂加入优选出的压裂液体系作为实验反应液，使实验结果更能反映现场压裂闷井过程的渗吸规律。

实验4：不同润湿性岩心对渗吸的影响实验，常压下开展2组实验。

通过分析岩心资料可知，新疆油田X区块的致密岩心多为亲水岩心。因此将充分饱和油后的储层岩心浸泡入实验用油中进行老化处理。运用实验1中优选出的压裂液体系作为实验反应液，通过实验对比“未老化”岩心与“老化”岩心的渗吸采出程度。

1.2 实验装置

储层物性是影响渗吸的重要因素之一［19］，针对非常规储层特性，孔隙度测试仪器使用KXD⁃Ⅲ型氦气孔隙度测定仪。渗透率的测试仪器使用YRD⁃CP 200型脉冲渗透率仪，其测量范围为1×10-9~ 1×10-2μm2。

新型高精度电子式全自动静态渗吸测量装置包括：加热恒温系统（恒温装置）、高精度分析天平、密闭容器、岩心室、岩心固架、恒温杯、数据采集系统（计算机）等（图1）。具有数据自动记录功能的高精度分析天平（量程220 g，测量精确度0.1 mg）连接实验岩心，24 h不间断地记录静态渗吸时岩样的质量变化情况，并将获取的数据传入数据采集系统（计算机）。实验过程中充分考虑了蒸发、气流等因素对实验的影响。

图1 渗吸实验装置示意Fig. 1 Schematic diagram of imbibition experiment equipment

1.3 实验样品

为了降低实验误差，提高实验的可靠性，本次实验选用同一批次、各项物性参数均相近的8块岩心进行实验，岩心参数见表1。

表1 实验岩心参数Table 1 Experimental core parameters

1.4 前期准备

实验前期准备步骤为：

（1）利用岩心分析方法对岩心样品进行前期处理［20］。清洗、烘干、冷却后使用游标卡尺测量岩心长度、直径，使用天平测量干质量等。

（2）通过抽真空或驱替的方法对清洗烘干后的岩心饱和油。在地层温度下，将饱和模拟油后的岩心浸泡在模拟油中21 d。

（3）按照现场施工程序对压裂液进行交联、破胶，之后对其进行过滤，得到滤液用于渗吸实验。

（4）利用界面张力仪测量表面活性剂溶液和模拟油之间的界面张力。

2 实验结果

2.1 不同压裂液体系下的渗吸作用

实验滑溜水配方：体积分数0.12%减阻剂X1+体积分数0.1%复合增效剂X2+体积分数0.03%聚合物降解剂X3+体积分数0.03%聚合物降解助剂X4。其pH为6.8，黏度为13.5 mPa·s，表面张力为25 mN/m。

实验瓜胶破胶液配方：体积分数0.6%瓜胶粉Y1+体积分数0.015%过硫酸铵。其pH为7.0，黏度为20.0 mPa·s，表面张力为45 mN/m。

常温条件下对比瓜胶压裂液体系与滑溜水压裂液体系的渗吸实验结果可以看出（图2），瓜胶压裂液体系测试岩心渗吸反应时长为115 h，最终采出程度为3.6%；滑溜水压裂液体系测试岩心渗吸反应时长为33 h，最终渗吸采出程度为6.2%，综合性能明显优于瓜胶压裂液体系，后续实验以基础性能一致的滑溜水为渗吸反应液。

图2 瓜胶压裂液体系和滑溜水压裂液体系的渗吸采出程度Fig. 2 Imbibition recovery of guar gum fracturing fluid system and slickwater fracturing fluid system

黏度和界面张力的差异是造成2种压裂液体系渗吸采出程度存在差距的原因。驱替相和非驱替相的黏度比影响相渗曲线，黏度比越小，液体与岩心之间的黏附力就越小，渗吸的阻力也就越小，在驱动力相同的情况下，渗吸阻力越小，非润湿相越容易被驱出，渗吸采出程度就越高。

2.2 不同润湿性的渗吸作用

对实验岩心进行老化处理，测量得到岩心老化前润湿角为42°，老化后为73°。实验结果如图3所示。

图3 未老化岩心和老化岩心的渗吸采出程度Fig. 3 Imbibition recovery of unaged and aged cores

从图3可以看出，未老化岩心和老化岩心渗吸反应时长分别为32和23 h，渗吸结束后最终采出程度分别为6.2%、4.1%。老化前后岩心表面润湿性明显发生变化，岩石未老化时渗吸采出程度高，岩石老化后渗吸采出程度低；岩心的润湿性对岩心渗吸采出程度有很大的影响，岩心介质的亲水程度改变了束缚水饱和度，通过影响相渗曲线导致渗吸采出程度的不同，弱亲水介质的渗吸采出程度低于强亲水介质。岩心越亲水，其渗吸反应的时间越长，渗吸采出程度也越高。

2.3 不同温度下的渗吸作用

对比 25、55、75 ℃条件下的渗吸实验结果可以看出（图4），25、55及75 ℃条件下渗吸反应时长分别为30、16、13 h。渗吸结束后最终采出程度分别为6.2%、5.0%、4.2%。从图4中可以看出，温度对渗吸有很大的影响。变化趋势为：温度增高后渗吸速度基本没有变化，反应时间缩短，渗吸采收程度降低。

图4 25、55、75 ℃条件下的渗吸采出程度Fig. 4 Imbibition recovery at 25 , 55 and 75 ℃

为了研究温度影响渗吸作用的内在机理，选取室温下刚破胶的滑溜水破胶液清液和保持75 ℃温度下20 h的滑溜水破胶液清液进行对比。高温加热后的滑溜水中存在絮状物，高温加热一段时间使滑溜水破胶液清液内部粒子的粒径明显增大，岩心表面的孔隙很快被堵塞，迫使渗吸置换停止，最终导致温度越高，渗吸反应时间越短，渗吸采出程度越低。

2.4 不同界面张力下渗吸作用

选择新疆油田常用的3种表面活性剂进行实验，3种表面活性剂（3⁃1、3⁃2、3⁃3）与实验用油的界面张力值分别为4.7、1.4和16.5 mN/m。对比3种界面张力下的渗吸实验结果（图5）：3⁃1、3⁃2、3⁃3共3种表面活性剂测试中，渗吸反应时长分别为100、280、75 h。渗吸结束后最终采出程度分别为23.2%、12.6%、11.8%。3条渗吸曲线均呈现出一个显著的特点——渗吸平衡时间长，出现这种现象的原因主要是由于低渗介质的孔隙结构所致，而使用表面活性剂降低界面张力后导致毛管力的减小也是一个不可忽略的因素。

图5 加入3种表面活性剂后的渗吸采出程度Fig. 5 Imbibition recovery after adding 3 surfactants

表面活性剂3⁃2的界面张力最小，但是渗吸时间最长；表面活性剂3⁃3的渗吸时间最大，渗吸时间最短，但和表面活性剂3⁃2相比，渗吸结束后最终采出程度都在12%左右；表面活性剂3⁃1界面张力介于表面活性剂3⁃2和表面活性剂3⁃1之间，其渗吸结束后最终采出程度最高，达到了23.2%，综合性能最好。

对于致密油藏来说，表面活性剂对渗吸置换有2方面作用：一方面是洗油的作用，另一方面是对毛管力产生影响。毛管渗吸驱油过程中洗油相当于将油从岩石表面拉开，表面活性剂降低了孔隙表面油滴的吸附力，有助于油滴的脱离，可以使孔隙表面的洗油效率提高；渗吸驱油过程会受到毛管力和重力的综合作用，毛管力是致密油藏渗吸置换的主要驱动力，表面活性剂的使用会降低油水界面张力，使毛细管力减小，降低渗吸的驱油效果。

3 结 论

（1）相较于瓜胶压裂液体系，滑溜水压裂液体系下的岩心渗吸速度更快，渗吸采收率也更高，其内在机理为黏度控制渗吸阻力大小，在驱动力相同的情况下，渗吸阻力越小，非润湿相越容易被驱出，渗吸采收越高；界面张力从洗油效率和降低毛细管力两方面影响驱油效果。

（2）岩心越亲水渗吸采出程度越高，渗吸反应的时间也越长，亲水致密油藏压后闷井将会有更好的增产效果；温度增高，反应液内粒子的粒径增大，渗吸反应时间变短，渗吸采收率降低。

（3）界面张力的变化可以改变渗吸毛管力及洗油效率，其最优值必须通过目的层岩心实验得到，而并非越低越好。