王 棟，展轉(zhuǎn)盈，馬 彬

(1.陜西延長石油(集團)有限責任公司，陜西 西安 710075； 2.西安石油大學 化學化工學院，陜西 西安 710065)

引 言

鄂爾多斯盆地具有豐富的油氣資源，開發(fā)前景廣闊。但是由于致密油儲層的孔隙度及滲透率差、納米孔占比高、微裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性嚴重，導(dǎo)致注水壓力高、水注入困難、注入水驅(qū)波及面積小等問題[1-3]。隨著水平井技術(shù)和體積壓裂技術(shù)的日趨成熟和普及，致密油藏注水開發(fā)效果不斷改善。但是由于井間裂縫存在，且裂縫與基質(zhì)物性相差較大，造成油井快速見水，含水率快速上升，產(chǎn)量急劇下降。因此，如何提高裂縫與基質(zhì)間的滲吸作用，擴大水驅(qū)波及面積，是提高致密油藏采收率的關(guān)鍵。近些年，國內(nèi)外學者對致密砂巖儲層滲吸驅(qū)油特征及滲吸機理進行大量研究，并取得了一系列成果[4-7]。但由于受到實驗裝置和技術(shù)的限制，大部分研究主要集中在靜態(tài)自發(fā)滲吸，而對注水驅(qū)替/吞吐過程中的動態(tài)滲吸研究較少。在實際注水開發(fā)中，由于油水是不斷流動的，動態(tài)條件下的滲吸特征和油水滲流特征勢必與靜態(tài)條件下存在差異，如果將靜態(tài)滲吸實驗獲得的結(jié)論應(yīng)用于動態(tài)滲吸開發(fā)中，會對后續(xù)開發(fā)方案的制定產(chǎn)生影響，甚至對開發(fā)造成無法挽回的損失[8-9]。因此，本文在建立致密儲層動態(tài)高溫高壓注水吞吐滲吸實驗裝置和方法的基礎(chǔ)上，針對鄂爾多斯盆地西北部地區(qū)長7儲層的天然取樣巖心，開展了高溫高壓巖心注水吞吐滲吸驅(qū)油實驗，詳細評價了表面活性劑類型、原油黏度、巖心滲透率、潤濕性、裂縫發(fā)育程度、巖心體面比和生產(chǎn)壓差等因素對吞吐滲吸開發(fā)效果的影響，明確了注水吞吐動態(tài)滲吸特征。并將成果用以礦場先導(dǎo)試驗，獲得了顯著的增油降水效果，為鄂爾多斯盆地致密油藏的高效注水開發(fā)提供借鑒。

1 注水吞吐動態(tài)滲吸實驗

1.1 實驗材料

實驗用油為鄂爾多斯盆地西北部地區(qū)長7儲層的脫氣脫水原油，儲層條件(62 ℃)下脫氣原油密度為0.807 g/cm3，黏度為7.26 mPa·s，通過調(diào)整脫氣脫水原油與煤油混合比例來調(diào)整實驗用油的黏度。實驗巖心來自目標儲層的天然取樣巖心，經(jīng)過反復(fù)清洗后，測量巖心的滲透率和孔隙度，取樣巖心孔隙度介于8.3%～13.7%，滲透率介于(0.04～8.12)×103μm2。實驗用水為按照實際儲層地層水配制的等礦化度模擬地層水，水型為NaHCO3型，總礦化度為4 783.5 mg/L。實驗所用滲吸液為3種不同類型的表面活性劑溶液，包括陰離子表面活性劑(LAS)、陽離子表面活性劑(DTAB)和非離子表面活性劑(HYS-3)。詳細的巖心參數(shù)及實驗類型見表1。

表1 實驗巖心基本參數(shù)及實驗類型Tab.1 Basic parameters of experimental cores and experimental types

1.2 實驗儀器

實驗儀器包括：TX-500C型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、JC2000D型全自動接觸角測量儀、壓力供給裝置(包括ISCO雙缸驅(qū)替泵、圍壓泵和回壓泵)、S100-3型恒溫箱、高溫高壓滲吸倉(最高壓力100 MPa)。此外，還有中間容器若干、壓差傳感器、油水分離管、回壓閥等，實驗流程如圖1。

圖1 吞吐滲吸實驗流程Fig.1 Flow chart of huff-puff imbibition experiment

1.3 實驗步驟

①飽和地層水。選取所需參數(shù)的實驗巖心，經(jīng)清洗、烘干、稱重后放入高壓滲吸倉中，并測量巖心孔隙度和滲透率，抽真空后向巖心中充分飽和地層水，并調(diào)節(jié)恒溫箱將溫度恒定至62 ℃；②模擬成藏過程。向巖心中以0.1 mL/min速度注入實驗用油驅(qū)替地層水，當出口端不產(chǎn)水時，逐漸增大驅(qū)替壓力，以恒壓20 MPa再驅(qū)替3 PV，關(guān)閉巖心兩端閥門，老化24 h。③開展注水吞吐動態(tài)滲吸實驗。采用恒壓(p=21.5 MPa)模式向巖心中注入滲吸液(表面活性劑溶液)后，關(guān)閉巖心入口閥門，燜井24 h。然后通過回壓閥控制出口壓力恒定不變，打開出口閥門排液，直至出口不產(chǎn)液為止，記錄第1輪吞吐過程的吞吐時間、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量。④重復(fù)步驟3模擬多輪次注水吞吐滲吸過程，直至巖心不出油為止，并計算每輪吞吐采出程度和最終采出程度。

2 動態(tài)滲吸影響因素分析

2.1 表面活性劑類型

為研究不同類型表面活性劑對吞吐滲吸效果的影響，選取3種類型表面活性劑溶液(3%LAS、3%DTAB和3%HYS-3)作為滲吸液，分別在1#、2#和3#巖心中開展吞吐滲吸實驗，其中注地層水吞吐(4#巖心)為對比實驗，實驗結(jié)果見圖2。由圖2可知，在地層水中加入3類表面活性劑溶液作為滲吸液時，均能有效提高每輪吞吐采出程度和最終采出程度。其中，質(zhì)量分數(shù)3%HYS-3溶液的吞吐滲吸效果最好，最終采出程度達到27.3%，相比注地層水吞吐的采出程度提高了11.8%。其次為LAS溶液，其最終采出程度為23.3%。效果最差的為DTAB陽離子表面活性劑溶液， 其最終采出程度僅為21.4%。

圖2 不同類型表面活性劑作用下的采出程度與累積吞吐時間的關(guān)系Fig.2 Relationships between recovery degree and cumulative huff-puff time under different surfactants

通過測定不同類型滲吸液的表面張力、界面張力及其在2#巖心切片表面的接觸角(圖3)可知，純地層水的表面張力為70.9 mN/m，油水之間的界面張力為24.1 mN/m，油在水相巖石中的接觸角為66.2°，屬于弱親水性潤濕。當?shù)貙铀屑尤氩煌愋捅砻婊钚詣┖?，油水界面張力和三相接觸角均不斷下降，而巖石表面也轉(zhuǎn)變?yōu)橛H水性。3%HYS-3溶液作用下的界面張力和接觸角下降最為明顯，油水界面張力下降至0.38 mN/m，巖石表面潤濕性反轉(zhuǎn)為強親水性(27.4°)。當油水界面張力大幅下降后， 油相滲流阻力也會相應(yīng)降低，減少油滴在滲流過程中的滯留， 大幅提升驅(qū)油效率[10-12]。同時巖石表面潤濕性的轉(zhuǎn)變又有利于水相剝離顆粒壁面的油膜， 進一步提高驅(qū)油效率。由于非離子表面活性劑HYS-3的吞吐滲吸效果最好，后續(xù)實驗中均采用3% HYS-3溶液為默認滲吸液。

圖3 不同類型滲吸液表面張力、界面張力和接觸角Fig.3 Surface tension, interfacial tension and contact angle of different surfactant solutions

2.2 原油黏度

為了研究原油黏度對注水吞吐滲吸效果的影響，將脫水脫氣原油和中性煤油按1∶1和1∶2的比例分別配制成黏度為3.85 mPa·s和1.07 mPa·s的模擬油，分別在4#和5#巖心中開展吞吐滲吸實驗，并在3#巖心中開展黏度為7.26 mPa·s脫氣原油滲吸實驗， 結(jié)果見圖4。由圖4可知，每輪吞吐采出程度和最終采出程度隨原油黏度的增加而減小， 即原油黏度越大，吞吐滲吸效果越差。根據(jù)不同黏度原油與水之間界面張力及油水在4#巖心切片表面接觸角的變化(圖5)可知， 當原油黏度增加時，油水界面張力增大， 油相在水淹巖石表面的接觸角減小，導(dǎo)致油水流度比相應(yīng)增大， 油水兩相滲流阻力增大；另外，原油黏度增加也會增加原油流動黏滯力，導(dǎo)致孔隙中原油很難排出，降低驅(qū)油效率。因此，在實際開發(fā)中可以先向儲層中注入降黏劑，然后再注入表面活性劑溶液，以達到提高吞吐滲吸效果的作用。

圖4 不同黏度原油的采出程度與累積吞吐時間的關(guān)系Fig.4 Relationships between recovery degree of crude oil with different viscosity and cumulative huff-puff time

圖5 不同黏度原油與水之間界面張力及油水在巖心表面的接觸角Fig.5 Interfacial tension and contact angle on core surface between water and crude oil with different viscosity

2.3 滲透率

為了對比巖心的滲透率對吞吐滲吸驅(qū)油效果的影響，分別選取滲透率相差較大，但來自同一儲層的編號為6#、7#和8#的3塊巖心，采用脫氣原油與煤油按1∶1配制的模擬油(3.85 mPa·s)進行吞吐滲吸實驗，結(jié)果見圖6。由圖6可知，隨著巖心滲透率的增大，每輪吞吐采出程度和最終采出程度均不斷增大，經(jīng)過5輪吞吐后，8#巖心的最終采出程度達到28.8%，而6#巖心僅為21.9%。這主要是由于巖心滲透率越大，其孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)越好，平均孔隙半徑也越大，使得孔隙中原油受到的阻力變小，原油更容易被排出。同時，由于孔喉間連通性也越來越好，當微小孔隙中排出的原油進入大孔隙后變得更容易流動，提高了滲吸效率。

圖6 不同滲透率巖心采出程度與累積吞吐時間的關(guān)系Fig.6 Relationships between recovery degree of cores with different permeability and cumulative huff-puff time

2.4 裂縫

為了模擬裂縫及裂縫發(fā)育程度對吞吐滲吸效果的影響，選取3塊孔滲相近的基質(zhì)巖心，將9#巖心等體積橫向切割成兩半(裂縫長5 cm)，10#巖心也沿橫向切割，但不切成兩半，僅切割長度3 cm(裂縫長3 cm)，11#巖心橫向切割成兩半后再次進行縱向切割，將巖心切割成4半。然后將切割后的巖心放入熱縮套管中，加熱套管至400 ℃使巖心密封其中，模擬人造裂縫。采用脫氣原油與煤油按1∶1配制的模擬油(3.85 mPa·s)進行吞吐滲吸實驗，結(jié)果見圖7。由圖7可知，裂縫性巖心吞吐滲吸采出程度均大于基質(zhì)巖心的采出程度，且裂縫發(fā)育程度越高，每輪吞吐采出程度和最終采出程度也越大。11#巖心的最終采出程度能夠達到36.4%，比基質(zhì)巖心的最終采出程度提高了16%。這說明裂縫的存在不僅能夠增大基質(zhì)與滲吸液的接觸面積，還能夠使?jié)B吸液更容易進入巖心基質(zhì)的內(nèi)部，擴大滲吸前緣。此外，裂縫能夠降低原油排出時受到的阻力，增大水驅(qū)波及面積，最終達到提高采出程度的效果。因此，對于物性差、裂縫發(fā)育程度低的致密儲層，可以在延長水平井水平段長度的同時輔以大規(guī)模體積壓裂，以達到提高吞吐滲吸的效果。

圖7 不同裂縫發(fā)育程度巖心的采出程度與累積吞吐時間的關(guān)系Fig.7 Relationships between recovery degree of cores with different fracture development degrees and cumulative huff-puff time

2.5 潤濕性

為了模擬巖石表面潤濕性對吞吐滲吸效果的影響，依據(jù)石油天然氣行業(yè)標準SY/T5153-2017《油藏巖石潤濕性測定方法》[13]測定4塊實驗巖心的油/水/巖心之間的潤濕接觸角。然后選取12#巖心放置于硅油中浸泡72 h，另一塊13#巖心放入20%的HYS-3溶液中浸泡72 h，以改變兩塊巖心的潤濕性，浸泡結(jié)束后再次測定兩塊巖心的接觸角(表2)。采用脫氣原油與煤油按1∶1配制的模擬油(黏度3.85 mPa·s)分別在4#、12#、13#和14#巖心中進行吞吐滲吸實驗。

由表2可知， 在相同孔滲物性級別的巖心中， 巖心表面親水性越強， 吞吐滲吸采出程度越大；相反， 親油性越強， 采出程度越低。13#強親水巖心的最終采出程度比12#強親油巖心的采出程度高出近10.2%，這主要是因為親水巖心中，毛管壓力是滲吸驅(qū)油的動力，當親水程度越高時，毛管壓力越大，越有利于水相吸入孔隙驅(qū)替原油。而在親油巖心中，毛管壓力是滲吸驅(qū)油的阻力，當親油程度越高時，水相進入孔隙的阻力也越大。因此，在實際礦場注水吞吐開發(fā)中，可以采用提前注入一定濃度的化學劑改變近井地帶儲層的潤濕性，或者在親油儲層中采取酸化措施，增大孔喉半徑，減小毛管壓力，降低水相進入孔喉的阻力。

表2 不同潤濕性巖心吞吐滲吸效果對比Tab.2 Comparison of huff-puff imbibition effect of cores with different wettability

2.6 巖心體面比

為了研究吞吐滲吸過程中滲吸距離對滲吸效果的影響，分別選取洗凈烘干后的3#、4#、7#和15#巖心，在巖心側(cè)面涂抹環(huán)氧樹脂，確保巖心側(cè)面不與滲吸液接觸，然后依據(jù)長巖心拼接原理，將巖心拼接成不同長度的長巖心，采用脫氣原油與煤油按1∶1配制的模擬油進行吞吐滲吸實驗。通過引入巖心“體面比”來評價滲吸距離對滲吸效果的影響，體面比是指巖心外觀總體積與有效滲吸面積之比[14-15]，實驗結(jié)果見圖8。由圖8可知，巖心體面比與吞吐滲吸開發(fā)效果呈負相關(guān)性，即隨著巖心長度的增加，體面比也在不斷增大，每輪吞吐采出程度和最終采出程度在不斷減小。也就是說在巖心滲吸截面積不變的前提下，巖心長度的增加，滲吸采出程度越差，這是因為當滲吸距離延長后，滲吸達到平衡所需的時間越長，油水流動經(jīng)過的“關(guān)卡”也越多，阻力也越大，導(dǎo)致滲吸采油速度低下。

圖8 不同巖心體面比下的采出程度與累積吞吐時間的關(guān)系Fig.8Relationships between recovery degree of cores with different volume-to-surface ratio and cumulative huff-puff time

2.7 生產(chǎn)壓差

為了研究生產(chǎn)壓差對吞吐滲吸效果的影響，對同一塊巖心15#分別模擬了3種不同生產(chǎn)壓差1 MPa、2 MPa和5 MPa下的吞吐滲吸實驗，結(jié)果見圖9。由圖9可知，雖然隨著生產(chǎn)壓差的增加，吞吐滲吸最終采出程度不斷增大，但3個生產(chǎn)壓差下的最終采出程度相差較小，1 MPa生產(chǎn)壓差下的最終采出程度與5 MPa下的最終采出程度相差1.3%，這主要是因為實驗中巖心尺度較小，在很小生產(chǎn)壓差下滲吸液基本就能波及整塊巖心；而增大生產(chǎn)壓差時，只是加快了油水流動速度，提高了滲吸置換速率，并沒有增大驅(qū)油效率。因此，在滲吸作用范圍內(nèi)，僅靠增大生產(chǎn)壓差，很難大幅提高滲吸采出程度。

圖9 不同生產(chǎn)壓差下的采出程度與累積吞吐時間的關(guān)系Fig.9 Relationships between recovery degree of core and cumulative huff-puff time under different production pressure difference

3 先導(dǎo)試驗效果

為了驗證礦場注水吞吐滲吸開發(fā)效果，選取鄂爾多斯盆地西北部地區(qū)YJ區(qū)塊作為先導(dǎo)試驗研究區(qū)。該區(qū)塊為典型致密砂巖油藏，儲層物性差，平均孔隙度為10.6%， 平均滲透率為0.52×10-3μm2；縱向和橫向非均質(zhì)性嚴重，最大滲透率級差達到115。根據(jù)目標儲層典型井組取樣巖心高壓壓汞實驗結(jié)果，儲層納米級孔隙發(fā)育，孔隙半徑在0.002 3～0.101 1 μm的孔隙占比達到了53.6%，且微裂縫發(fā)育程度較高。經(jīng)過4 a注水開發(fā)，水驅(qū)采收率僅為14.8%，而含水率達到96.5%。為改善注水開發(fā)效果，從該區(qū)選取了一典型井組，采用五點法井網(wǎng)開展間歇性周期注水滲吸驅(qū)油試驗。通過監(jiān)測4口油井井底流壓、產(chǎn)油量和含水率的變化(表3)可知，第1輪吞吐過程中，注入質(zhì)量分數(shù)3%的HYS-3型非離子表面活性劑217 m3，關(guān)井24 d后4口油井平均流壓由注入前的10.4 MPa恢復(fù)至16.5 MPa，然后衰竭開發(fā)28 d后，平均流壓降至11.3 MPa，然后再繼續(xù)開展后續(xù)2輪吞吐，每輪吞吐表面活性劑溶液注入量、燜井時間和衰竭開發(fā)時長均與第1輪相同。由表3可以看出，隨著吞吐輪次的增加，平均日產(chǎn)油量逐漸降低，平均產(chǎn)水率逐漸升高，這與實驗結(jié)果一致。當3輪次吞吐滲吸結(jié)束后，單井平均日產(chǎn)油量升高至6.7 m3/d，提高幅度達235%，而平均產(chǎn)水率則下降至69.2%，降低幅度為28.4%，增油降水效果顯著。目前隨著多輪次吞吐開發(fā)，通過增加注入量、調(diào)整燜井時間，日產(chǎn)油量基本能夠保持穩(wěn)定，說明注水吞吐滲吸式驅(qū)油具有極大的推廣價值和應(yīng)用前景。

表3 試驗井組吞吐滲吸開發(fā)效果Tab.3 Huff-puff imbibition development effect of test well group

4 結(jié) 論

(1)表面活性劑溶液能夠降低油水界面張力，減小滲流阻力，增加基質(zhì)吸水強度，提高注水波及體積，從而提高滲吸效率。HYS-3溶液提高采出程度幅度最大，LAS溶液次之，DTAB溶液效果最差。

(2)目標儲層注水吞吐滲吸采出程度隨原油黏度和巖石體面比的增加而減小，隨巖石滲透率、親水程度和裂縫發(fā)育程度的增加而增大；而增大生產(chǎn)壓差僅能加快滲吸速率，對滲吸驅(qū)油效率影響較小。

(3)在實際開發(fā)物性差、裂縫發(fā)育程度低的致密油藏時，可在延長水平井水平段長度的同時配合大規(guī)模體積壓裂，增加基質(zhì)與滲吸液的接觸面積，減小滲吸體面比，或提前注入化學劑改善巖石潤濕性，降低油水滲流阻力，以大幅提高滲吸采出程度。

(4)先導(dǎo)試驗結(jié)果表明，經(jīng)過3輪注水吞吐滲吸后，平均日產(chǎn)油量能夠提高209%，平均含水率能夠下降29.2%，具有明顯的增油降水效果。