林仁義，司勇，孫雷，梁宇，黃堃

（1.西南石油大學，四川成都610500；2.中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦124000）

不同注入流體對裂縫性變質(zhì)巖油藏采收率影響分析

林仁義1，司勇2，孫雷1，梁宇1，黃堃1

（1.西南石油大學，四川成都610500；2.中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦124000）

為了驗證不同注入流體對裂縫性變質(zhì)巖油藏采收率的影響，開展了一系列的室內(nèi)實驗研究。首先開展了組合巖心滲吸實驗研究，發(fā)現(xiàn)基巖介質(zhì)的滲吸能力非常微弱，其對采收率的貢獻可以忽略不計；其次開展了切縫短巖心啟動壓力梯度實驗測試，實驗測出的最高啟動壓力梯度為0.155 MPa/m，小于長巖心驅(qū)替實驗過程所使用的兩個壓力25.4 MPa和38.6 MPa所對應的驅(qū)替壓力梯度1.6 MPa/m和1.2 MPa/m，驅(qū)替實驗能順利開展；最后開展了長巖心驅(qū)替實驗，注入流體包括外輸氣、N2和水，并使用了脈沖驅(qū)和連續(xù)驅(qū)兩種方式，最終結果表明，注外輸氣效果最好，其次為注水，最差的是注N2。

裂縫性變質(zhì)巖；滲吸；啟動壓力梯度；采收率

裂縫性變質(zhì)巖油藏地質(zhì)構造復雜，裂縫發(fā)育，非均質(zhì)性強，但注水開發(fā)仍是此類油藏的主要開發(fā)方式[1-6]。目前存在的問題是，受到裂縫性變質(zhì)巖油藏強非均質(zhì)性的影響，在注水開發(fā)時，驅(qū)替前緣會優(yōu)先沿著滲透率大的裂縫介質(zhì)流動，且在很短的時間內(nèi)就會突破整個油藏，形成連續(xù)水流，導致大量的剩余油殘留在地層中，開采效率低下。

針對這種情況，亟需探索研究一種更好的開發(fā)方式。因此，提出了包括注外輸氣、N2等氣驅(qū)開發(fā)設想，并在實驗室中開展了相應的研究，并且把注入這三種流體（外輸氣、N2和水）驅(qū)替的結果進行對比分析，以此說明哪一種流體能最大程度上提高油藏的采收率。

1 研究思路

通過室內(nèi)實驗物理模擬研究來說明不同注入流體對裂縫性變質(zhì)巖油藏采收率的影響。

首先，采用不含裂縫的致密性變質(zhì)巖巖心開展巖心滲吸室內(nèi)實驗，以此確定巖心基巖介質(zhì)滲吸作用的強弱。若巖心基巖介質(zhì)的滲吸作用較強，那么在長巖心驅(qū)替實驗過程中，對采收率貢獻肯定有一部分來自于基巖介質(zhì)[7]。

其次，采用切割造縫的巖心開展巖心啟動壓力梯度實驗測試，并由此得出裂縫寬度與啟動壓力梯度的關系。把長巖心驅(qū)替實驗過程的壓力梯度與實驗所測的最大啟動壓力梯度相比較，以確定長巖心驅(qū)替實驗所使用的驅(qū)替壓力能否保證實驗的順利進行[8]。

最后，采用網(wǎng)狀壓裂造縫巖心開展在注入不同流體（外輸氣、N2和水）時的長巖心驅(qū)替實驗，并使用了脈沖驅(qū)替和連續(xù)驅(qū)替兩種不同驅(qū)替方式，最后得出了各自的采收率。先對得出的采收率進行分段對比分析，然后對最終采收率進行對比分析，最后就能得出不同注入流體對裂縫性變質(zhì)巖油藏開發(fā)過程影響的強弱[9-11]。

2 室內(nèi)實驗研究

在實驗研究前需要做好充分的準備，本文所述的所有實驗研究中所使用的巖心均來自于同一儲層，以保證實驗順利進行，得到的數(shù)據(jù)可靠有效。

2.1 滲吸實驗

滲吸是多孔介質(zhì)自發(fā)的吸入某種潤濕流體的過程。本次實驗所選用的巖心是親水的，水將沿著較細小的孔喉侵入基巖介質(zhì)巖塊中，吸進的水把原油從低滲的基巖介質(zhì)巖塊中沿著較大的孔喉驅(qū)替出來。裂縫油被驅(qū)出后將為注入水所補償，由于毛管滲吸作用，水可以將基巖介質(zhì)巖塊中更多的原油置換和驅(qū)替到裂縫系統(tǒng)中。

2.1.1 實驗準備

由巖心的孔滲參數(shù)可以看出，本次實驗所用的巖心均為低孔特低滲巖心（表1），使用單塊巖心達不到數(shù)據(jù)計量的基本要求，因此，我們選用了16塊巖心組合在一起來進行實驗。傳統(tǒng)的滲吸實驗裝置只能進行單塊巖心的滲吸實驗，為滿足本次實驗的要求，選擇了能承受高溫高壓的大容量原油復配器作為實驗裝置（圖1）。

圖1 滲吸實驗流程Fig.1 Imbibition experiment flow diagram

把稱重后的巖心放入盛滿油的中間容器中，抽空后再加壓至10 MPa后靜置24 h，使其充分飽和，取出巖心擦去巖心外表的油并稱重，最終得到的總飽和油量為2.130 3 g（表2）。把飽和油的16塊巖心疊成4層，每層4塊裝入實驗裝置（原油復配器）中進行實驗（圖1），然后倒入地層水，并保證地層水沒過巖心頂部后開始實驗。本次實驗的溫度為108.5℃，驅(qū)替泵壓力分別依次設定為0 MPa、10 MPa、20 MPa、30 MPa、38.6 MPa對體系加壓，并且每次加壓后靜置24 h，然后打開出口排液，檢查是否有油滲吸出來，同時做好計量。為了得到更精確的數(shù)據(jù)，出口管線使用的是直徑為0.1 mm的細管線，在排液之前還要進行攪拌，使黏附在巖心表面的油分離出來，最終得到的實驗結果見表2。

2.2 實驗結果分析

整個實驗過程中，實驗裝置所示的液體收集裝置中都沒有油出現(xiàn)。同時，由表2可以看出，巖心飽和油后的質(zhì)量與滲吸實驗結束后相比，幾乎沒有發(fā)生變化，表中最后一欄的質(zhì)量變化也非常小，并且有正有負，這是由于實驗中稱重儀器的誤差所致。由此說明，致密性變質(zhì)巖巖心基巖介質(zhì)對水的滲吸作用幾乎可以忽略不計。同時也表明了，在后續(xù)開展的長巖心驅(qū)替實驗過程中，基巖介質(zhì)對采收率的貢獻可以忽略不計，即對采收率的貢獻主要來自于微裂縫和裂縫網(wǎng)絡。

2.3 啟動壓力梯度實驗

2.3.1 實驗準備

本次實驗考察的是不同縫寬的裂縫系統(tǒng)在氣驅(qū)條件下的滲流能力。實驗所用巖心是經(jīng)過專門加工之后拼合而成的（圖2）。選擇12塊致密性變質(zhì)巖巖心，要求每兩塊的長度基本一致，使用切割機縱向剖開，拼合在一起后再切平端面，在兩片巖心之間加入不同直徑的填充物，最后得到6塊不同縫寬的巖心（表3）。對每一個縫寬來說，由實驗數(shù)據(jù)算出每一級壓差下的流量，作圖后通過數(shù)據(jù)擬合就可以得到相應的啟動壓力，最后計算每個縫寬對應的啟動壓力梯度（表3）。實驗采用的實驗裝置見圖3。

圖2 切縫巖心Fig.2 Kerf core

表2 質(zhì)量變化Table 2 Quality variation

表3 不同裂縫寬度下的啟動壓力梯度Table 3 Threshold pressure gradients of different fracture widths

圖3 啟動壓力梯度測試實驗裝置流程Fig.3 Experimental apparatus flow diagram of threshold pressure gradient experiment

2.3.2 實驗結論分析

對六種不同縫寬的巖心進行啟動壓力梯度實驗測試，得到了它們各自的啟動壓力梯度（表3），并作出縫寬與啟動壓力梯度的關系曲線（圖4）。

圖4 裂縫寬度與啟動壓力梯度關系曲線Fig.4 Relation curve of fracture widths and threshold pressure gradients

圖4展示的是巖心裂縫寬度與啟動壓力梯度關系曲線，當裂縫寬度越趨于零時，啟動壓力梯度也越大；而當裂縫寬度增加，啟動壓力梯度隨之降低，當增加到某一個值時，啟動壓力趨于零。由于隨后進行的長巖心驅(qū)替實驗所使用的巖心長度為81.453 cm，所使用的驅(qū)替壓力包括25.4 MPa和38.6 MPa，回壓分別為24.1 MPa和37.6 MPa，即驅(qū)替壓差分別為1.3 MPa和1 MPa，故驅(qū)替壓力梯度分別為1.6 MPa/m和1.2 MPa/m，明顯高于本次實驗所測得的最高啟動壓力0.155 MPa/m，因此，長巖心驅(qū)替實驗可以順利開展。

2.4 長巖心驅(qū)替實驗研究

滲吸實驗和啟動壓力梯度測試實驗是長巖心驅(qū)替實驗的基礎。選出21塊巖心進行網(wǎng)狀壓裂造縫，并按調(diào)和平均的方式排列，以模擬裂縫性變質(zhì)巖油藏。實驗條件為溫度108.5℃，目前地層壓力25.4 MPa，原始地層壓力38.6 MPa。

2.4.1 實驗準備

1）巖心參數(shù)

由表1可知，巖心經(jīng)過網(wǎng)狀壓裂造縫之后，整體的滲透率增加，但巖心本身的基巖介質(zhì)部分的滲透率實際上并未改變，而滲透率增加是由于巖心生成的裂縫所引起的，因此，說明造縫后的巖心內(nèi)部其裂縫滲透率要遠遠大于基巖介質(zhì)（表4）。

2）長巖心驅(qū)替裝置流程圖（圖5）

2.4.2 實驗結論對比分析

此次實驗研究總共包括六組，每一種注入的流體（外輸氣、N2和水）都要分別進行一次脈沖驅(qū)和連續(xù)驅(qū)兩組實驗。脈沖驅(qū)過程：首先進行衰竭開采，然后在25.4 MPa下驅(qū)替至不出油為止，燜井24 h后再次進行驅(qū)替至不出油為止（驅(qū)替壓力25.4 MPa，重復三次），然后提壓至38.6 MPa，燜井24 h后驅(qū)替至不出油為止（重復三次）。連續(xù)驅(qū)過程：首先進行衰竭開采，然后在25.4 MPa下驅(qū)替至不出油為止，然后燜井72 h后再次進行驅(qū)替至不出油為止（驅(qū)替壓力25.4 MPa），然后提壓至38.6 MPa，再燜井72 h后驅(qū)替至不出油為止。以開始燜井的時刻為時間間隔，把每一組實驗分為兩個時間段，分別稱為初期驅(qū)替、后期驅(qū)替。對不同時間段及不同驅(qū)替方式得到的采出程度作對比分析，最后對最終采收率進行對比分析。

圖5 長巖心驅(qū)替實驗流程Fig.5 Long core displacement experiment flow diagram

表4 巖心參數(shù)Table 4 Core parameters

1）初期驅(qū)替采出程度對比分析

初期驅(qū)替過程包含了衰竭和25.4 MPa下（未燜井）驅(qū)替兩個部分。在初期驅(qū)替這個過程中，由于驅(qū)替時間相對較短，注入流體還來不及向基巖介質(zhì)或微裂縫中擴散，因此，驅(qū)出的油幾乎都是來自于大裂縫。注入倍數(shù)與采出程度關系曲線見表5和圖6。

結合表5和圖6可以看出，注外輸氣和注水過程得到的采出程度明顯要高于注N2，同時注外輸氣的采出程度又高于注水，每一次驅(qū)替結束的標準為驅(qū)到不出油為止。這是因為注外輸氣驅(qū)替時，外輸氣會溶解在油中，起到抽提降黏的作用，延長驅(qū)替前緣突破時間，擴大波及范圍，因此，最終也能得到更高的采出程度。N2在油中的溶解度很低，水不溶于油，在注入這兩種流體的驅(qū)替過程中，驅(qū)替前緣會沿著大裂縫快速突破整個模擬油藏，降低了波及效率，采出程度也隨之降低。

圖6 初期驅(qū)替注入倍數(shù)與采出程度曲線Fig.6 Relation curves of total injection volume and recovery in initial displacement

2）后期驅(qū)替采出程度對比分析

后期驅(qū)替包括了脈沖驅(qū)和連續(xù)驅(qū)兩種驅(qū)替方式。在三種流體分別注入時，把使用脈沖驅(qū)替所貢獻的采收率進行對比發(fā)現(xiàn)，注外輸氣過程得到的采收率最高，其次為注N2驅(qū)，最后為注水驅(qū)替，并且注外輸氣過程要超出其他兩種注入流體很多，后兩者的數(shù)值相差并不大。連續(xù)驅(qū)替所得到的采收率大小順序也跟脈沖驅(qū)過程一樣。在注入同一種流體時，把使用脈沖驅(qū)和連續(xù)驅(qū)得出的采收率進行對比發(fā)現(xiàn)，兩種結果相差并不大，由此也說明脈沖驅(qū)和連續(xù)驅(qū)不是影響原油采收率的決定性因素（表6、圖7）。

表5 初期驅(qū)替注入倍數(shù)與采出程度數(shù)據(jù)Table 5 Data of total injection volume and recovery in initial displacement

表6 后期驅(qū)替注入倍數(shù)與采出程度數(shù)據(jù)Table 6 Data of total injection volume and recovery in late displacement

圖7 后期注入倍數(shù)與采出程度曲線Fig.7 Relation curves of total injection volume and recovery in late displacement

在后期驅(qū)替結束后，注外輸氣所增加的采出率遠高于注N2和注水的過程。表明在燜井過程中，注入外輸氣與微小裂縫中的原油所產(chǎn)生的滲吸作用強度要遠超出注入N2和水。這是由于外輸氣能很輕易的溶解在原油中，降低原油黏度，增加原油流動性，這樣就能使微小裂縫中的油源源不斷地滲流到裂縫中，最終在驅(qū)替過程中被驅(qū)出；在注入N2時，N2在原油中的溶解度非常小，所起到的降黏作用有限，因此，它對微小裂縫產(chǎn)生的滲吸作用也很微弱；在注水時，由滲吸實驗過程可以得知，基巖介質(zhì)是幾乎沒有滲吸能力的，那么比基巖介質(zhì)的滲透率稍大的微小裂縫的滲吸能力也就可想而知。這就是在后期驅(qū)替過程中，注N2和水與注外輸氣得到的采收率相差大的根本原因。

3）最終采收率對比

由于裂縫性變質(zhì)巖油藏具有嚴重的非均質(zhì)性，因此，在注入不同的流體開發(fā)過程中也必然會產(chǎn)生截然不同的效果。比較注外輸氣、N2和水三種驅(qū)替方式的最終采收率，可以看出，裂縫性變質(zhì)巖油藏在注入外輸氣時得到的采收率最高，其次為注水開采，最后才是注N2。而造成這種結果的原因主要是由于注入流體的性質(zhì)不同所引起的（表7、圖8）。外輸氣可以很容易的溶解在油中，降低原油黏度，提高原油流動性能，同時，外輸氣還會抽提原油中的輕組分，使氣本身不斷加重，這樣就可以在驅(qū)替前緣形成一個過渡區(qū)，達到類似于混相驅(qū)替的效果，最終就得到了很高的采收率；水雖然不能像外輸氣一樣對原油進行抽提，但是由于驅(qū)替時注入速度緩慢，油水界面張力也比較大，因此，水驅(qū)過程就會產(chǎn)生一個類似于活塞驅(qū)替的效果，最終得到的采收率也比較高；但是注N2過程就與以上兩個過程有所不同，首先N2由于自身性質(zhì)的原因，在原油中的溶解度很小，并且對油的抽提作用也很輕微，在驅(qū)替前緣也就很難形成一個兩相過渡帶，因此，在驅(qū)替過程中，注入的N2驅(qū)會沿著裂縫這種大孔道很快突破整個油藏，并且在突破后形成一個連續(xù)的N2流，最終導致波及效率低下，采收率也就相應降低，但是在緩慢注入驅(qū)替時，注N2驅(qū)最終得到的采收率也會較高。

圖8 最終注入倍數(shù)與采出程度曲線Fig.8 Relation curves of final total injection volume and recovery

表7 最終注入倍數(shù)與采出程度數(shù)據(jù)Table 7 Data of final total injection volume and recovery

3 結論

1）致密性變質(zhì)巖巖心基巖介質(zhì)對水的滲吸驅(qū)油作用幾乎為零。

2）基巖介質(zhì)對采收率的貢獻可以忽略不計，對采收率起到主要貢獻的是裂縫和微裂縫。

3）長巖心驅(qū)替實驗所使用的巖心裂縫寬度幾乎都在0.01 mm以上，長巖心驅(qū)替實驗所使用的驅(qū)替壓力梯度分別為1.6 MPa/m和1.2 MPa/m，啟動壓力梯度實驗所測得的最高啟動壓力梯度為0.155 MPa/ m，因此，長巖心驅(qū)替實驗可以順利開展。

4）巖心驅(qū)替實驗中，脈沖驅(qū)和連續(xù)驅(qū)不是影響原油采收率的決定性因素。

5）裂縫性變質(zhì)巖油藏在注入外輸氣時得到的采收率最高，其次為注水，最后為注N2。

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（編輯：尹淑容）

The influence of different injected fluids on recovery of fractured metamorphic rock reservoir

Lin Renyi1,Si Yong2,Sun Lei1,Liang Yu1and Huang Kun1
(1.Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Research Institute of Exploration and Development,Liaohe Oilfield Company,CNPC,Panjin,Liaoling 124000,China)

In order to verify the influence of different injected fluids on recovery of fractured metamorphic rock reservoir,a series of indoor experiments are conducted.Firstly,combination core imbibition experiment shows that the imbibition ability of basement is so weak that its effect can be ignored.Secondly,threshold pressure gradient experiment of kerf short core shows that the highest threshold pressure gradient is 0.155 MPa/m.This value is less than 1.6 MPa/m and 1.2 MPa/m that correspond to 25.4 MPa and 38.6 MPa used in long core displacement experiment,thereby making sure the experiment successfully.Finally,using two ways of pulse displacement and continuous displacement,long core displacement experiment is carried out.The injected fluids include gas,N2and water.The result shows that the best injected fluid is gas,the medium is water and the worst is N2.

fractured metamorphic rock,imbibition,threshold pressure gradient,recovery

TE357

A

2015-02-03。

林仁義（1988—），男，在讀碩士研究生，油氣田開發(fā)。