李 帥，丁云宏，楊艷明，盧擁軍，才 博1中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京

2中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊

3渤海鉆探工程有限公司井下作業(yè)分公司，河北 任丘

致密巖心帶壓滲吸實(shí)驗(yàn)及多尺度模擬研究

李 帥1,2，丁云宏2，楊艷明3，盧擁軍2，才 博21中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京

2中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊

3渤海鉆探工程有限公司井下作業(yè)分公司，河北 任丘

致密儲(chǔ)層孔喉半徑小，毛細(xì)管壓力高，滲吸動(dòng)力強(qiáng)，壓裂后若不立即放噴，可依靠壓后燜井過(guò)程中的壓差驅(qū)替和自發(fā)滲吸提高原油采出程度。為探索該過(guò)程機(jī)理，進(jìn)行了帶壓滲吸實(shí)驗(yàn)和多尺度模擬研究：首先，將巖心單面開(kāi)啟，進(jìn)行帶壓滲吸實(shí)驗(yàn)，模擬壓裂完成后裂縫壁面在停泵壓力下的滲吸行為。其次，建立基于CT掃描的孔喉尺度模型，分別獲得驅(qū)替和滲吸的相對(duì)滲透率曲線和毛細(xì)管壓力曲線。最后，以相滲曲線和毛管壓力曲線為紐帶建立礦場(chǎng)尺度模型，進(jìn)行油藏尺度模擬。結(jié)果表明：①巖心帶壓滲吸條件下的采收率比自發(fā)滲吸提高約10%～15%；②通過(guò)調(diào)整孔喉尺度模型的微觀孔隙參數(shù)進(jìn)行滲吸采收率的擬合，可分別計(jì)算得到驅(qū)替和滲吸的相對(duì)滲透率及毛細(xì)管壓力曲線；③油藏尺度下對(duì)基質(zhì)賦予滲吸屬性、對(duì)裂縫賦予驅(qū)替屬性，可對(duì)開(kāi)采初期的產(chǎn)量變化有較好描述。

致密巖心，體積壓裂，自發(fā)滲吸，強(qiáng)制滲吸，孔隙尺度模型

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1.引言

致密儲(chǔ)層作為一種重要的非常規(guī)油氣資源，近些年來(lái)在國(guó)內(nèi)外越來(lái)越多地受到了重視[1]，也逐漸成為我國(guó)現(xiàn)階段油氣資源戰(zhàn)略中最現(xiàn)實(shí)、最有利的區(qū)域。但由于致密儲(chǔ)層本身所具有的自然屬性，經(jīng)過(guò)分段多簇大規(guī)模的體積改造后，盡管可以形成較為復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)[2]，現(xiàn)階段仍然面臨著產(chǎn)量低、遞減快、采收率低等問(wèn)題，亟待解決。

滲吸采油作為裂縫性油藏的重要采油原理是在20世紀(jì)50年代的德克薩斯州普拉柏雷油田的砂巖粉砂巖裂縫性油田被首次發(fā)現(xiàn)的[3]。國(guó)內(nèi)外油田的開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，對(duì)于水濕的裂縫性油藏，開(kāi)發(fā)過(guò)程中充分發(fā)揮毛管力的滲吸作用可在一定程度上提高原油采收率[4]。而對(duì)于致密砂巖儲(chǔ)層，在體積壓裂造成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)之后，是否可以通過(guò)注入壓裂液的滲吸作用提高原油產(chǎn)量，本文將表面活性劑復(fù)配至壓裂液中，進(jìn)行了表面活性劑的帶壓滲吸實(shí)驗(yàn)和模擬研究。

2.帶壓滲吸實(shí)驗(yàn)?zāi)M燜井過(guò)程

2.1.實(shí)驗(yàn)原理

壓裂停泵及燜井過(guò)程中，井筒內(nèi)壓力遠(yuǎn)大于地層壓力，壓裂液在壓差驅(qū)替或毛管滲吸作用下進(jìn)入儲(chǔ)層基質(zhì)。對(duì)于壓差占主導(dǎo)的驅(qū)替過(guò)程，應(yīng)該考慮如何進(jìn)一步降低油水界面張力，同時(shí)促使油水接觸后產(chǎn)生弱乳化效應(yīng)，提高基質(zhì)原油的驅(qū)替效率；而對(duì)于毛細(xì)管壓力主導(dǎo)的滲吸過(guò)程，則應(yīng)同時(shí)兼顧毛細(xì)管壓力以及相對(duì)滲透率兩方面，高毛細(xì)管壓力可以提高自發(fā)滲吸速率，但對(duì)應(yīng)的高界面張力會(huì)導(dǎo)致相對(duì)滲透率降低，進(jìn)而抑制滲吸驅(qū)油效果。由于不同的驅(qū)油機(jī)理對(duì)工藝設(shè)計(jì)以及驅(qū)油用添加劑的需求不同，因此設(shè)計(jì)了實(shí)驗(yàn)來(lái)模擬潤(rùn)濕相在驅(qū)替壓差和毛細(xì)管壓力共同作用下的滲吸置換過(guò)程(圖1)。

Figure 1.The displacement and imbibitions in the well soaking duration (oil in the bigger pore and crude oil in the small pore)圖1.壓裂燜井中的驅(qū)替和滲吸現(xiàn)象(大孔隙內(nèi)為潤(rùn)濕相，小孔隙內(nèi)為原油)

2.2.實(shí)驗(yàn)材料

選用新疆油田某致密油區(qū)塊巖心，其空氣滲透率為0.3～1 mD，孔隙度為6%～12%，巖心直徑2.5 cm，長(zhǎng)度 2.6 cm，原油為該區(qū)塊采出原油。所用壓裂液在 26℃下的表面張力為 26～27 mN/m，界面張力為0.02～0.05 mN/m。

2.3.實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)步驟如下：①巖心烘干并稱重；②抽真空，飽和該區(qū)塊地層水(礦化度 5500 mg/L，黏度 0.82 mPa?s)，建立100%含水飽和度的巖心，稱濕重；③使用礦場(chǎng)原油，對(duì)該巖心進(jìn)行油驅(qū)，建立束縛水狀態(tài)；④用樹(shù)脂膠將巖心三面密封，只留裂縫壁面單面開(kāi)啟；⑤將巖樣置于不同液體中，施加驅(qū)替壓差 Δp1和圍壓Δp2，不斷記錄巖心重量，計(jì)算滲吸采收率。

式中：R為滲吸采收率，%；Δm為巖樣質(zhì)量增量，g；ρw為壓裂液密度，g/cm3；ρo為原油密度，g/cm3；Vo為飽和油的體積，cm3。

2.4.實(shí)驗(yàn)方法

歸一化是指對(duì)時(shí)間和滲吸采收率進(jìn)行無(wú)量綱處理，將不同條件下的實(shí)驗(yàn)結(jié)果放在同一尺度下比較。為進(jìn)行歸一化處理，許多學(xué)者[5]-[10]創(chuàng)立并發(fā)展了多種無(wú)量綱化處理方法(表1)。

Table 1.The method of dimensionless time表1.無(wú)量綱時(shí)間方法

但是，以上無(wú)量綱化的方法，均由常壓下的滲吸實(shí)驗(yàn)獲得，因此也僅針對(duì)于自發(fā)滲吸(spontaneous imbibition)。對(duì)于帶壓滲吸(forced displacement & imbibition)的無(wú)量綱歸一化方法，筆者在Ma等[7]的基礎(chǔ)上，加入驅(qū)替項(xiàng)Δp，進(jìn)行帶壓滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果的無(wú)量綱化。

式中：pc為滲吸毛細(xì)管壓力，100 kPa；Δp為驅(qū)替壓差，100 kPa；Vb為巖心體積，cm3；Ai為i方向的滲吸面積，cm2；lAi為滲吸界面到巖心中央的長(zhǎng)度，cm。

通過(guò)無(wú)量綱處理(圖 2)可以看出，采用式(2)、式(3)，可將不同巖心、不同液體條件的帶壓滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行較好的歸一化。

3.孔隙尺度滲吸過(guò)程的模擬

3.1.模型假設(shè)

孔隙尺度流動(dòng)模型以逾滲理論為基礎(chǔ)[11] [12]，用來(lái)研究復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)和連通性多孔介質(zhì)的內(nèi)部流動(dòng)。建立“孔隙尺度+礦場(chǎng)尺度”的多尺度綜合模擬方法模擬考慮滲吸作用的致密油藏體積改造壓后燜井以及返排生產(chǎn)過(guò)程。考慮致密儲(chǔ)層特征，建立基于 CT掃描的孔隙尺度網(wǎng)絡(luò)模型，調(diào)整孔隙尺度模型微觀參數(shù)進(jìn)行采收率的擬合，分別獲得滲吸、驅(qū)替狀態(tài)下的相對(duì)滲透率曲線和毛細(xì)管壓力曲線；然后，以相對(duì)滲透率曲線和毛細(xì)管壓力曲線為橋梁，建立礦場(chǎng)尺度模型，并分別劃分人工主裂縫、二級(jí)縫網(wǎng)、基質(zhì)、侵入?yún)^(qū)等，從油藏尺度模擬礦場(chǎng)流體的實(shí)際油水流動(dòng)。

Figure 2.The dimensionless and forced imbibition curve圖2.無(wú)量綱帶壓滲吸結(jié)果

3.2.模型建立

假設(shè)真實(shí)巖心的孔喉截面形狀分為三角形、正方形和圓形3種，采用這3種幾何形狀來(lái)描述巖心的真實(shí)孔隙空間。

式中：G為形狀因子，1；S為幾何形狀截面面積，m2；P為幾何形狀截面周長(zhǎng)，m。

對(duì)于孔喉的分布，采用截?cái)嗤紶柗植紒?lái)表示，則孔道半徑rp和喉道半徑r可以分別用式(6)和式(7)表示。

式中：rp為孔道半徑，m；α為孔喉比，1；nc為配位數(shù)，1；r，rmax，rmin分別為喉道半徑、最大喉道半徑、最小喉道半徑，m；δ，γ分別為特征參數(shù)，1。

3.3.模型計(jì)算

在模型中加入兩相流體，在存在驅(qū)替壓力和無(wú)驅(qū)替壓力情況下，分別進(jìn)行計(jì)算。其中，飽和度、滲透率、相對(duì)滲透率的計(jì)算方法如下。

1) 飽和度計(jì)算 統(tǒng)計(jì)某一時(shí)刻每一個(gè)孔喉單元的含水量和含油量，疊加之后即可獲得整個(gè)模型的含水飽和度：

式中：n為模型中孔喉總數(shù)，1；Viw為第i個(gè)孔喉內(nèi)水的體積，cm3；Vi為第i個(gè)孔喉的總體積，cm3。

2) 相對(duì)滲透率計(jì)算 某一相的相對(duì)滲透率可以由兩相流動(dòng)時(shí)的該相流量與單相流動(dòng)時(shí)該相流量相除得到：

式中：Kr為某一單相的相對(duì)滲透率，1；qm為多相流動(dòng)時(shí)的流體流量，cm3/s；qs為單相流動(dòng)時(shí)的流體流量，cm3/s。

最終，通過(guò)孔隙網(wǎng)絡(luò)模型進(jìn)行滲吸采收率的擬合，校正模型，并計(jì)算滲吸和驅(qū)替的毛細(xì)管壓力曲線(圖3)和相對(duì)滲透率曲線(圖4)。

Figure 3.The capillary pressure curve during the imbibition and displacement圖3.驅(qū)替和滲吸過(guò)程毛細(xì)管壓力曲線

Figure 4.The relative permeability curve during the imbibition and displacement圖4.滲吸和驅(qū)替相對(duì)滲透率曲線

4.礦場(chǎng)尺度模擬滲吸、驅(qū)替過(guò)程

4.1.實(shí)例分析

在礦場(chǎng)尺度，選取新疆油田某區(qū)塊進(jìn)行滲吸和驅(qū)替的模擬。該井目的層位為二疊系下烏爾禾組，油藏埋深為3850 m，油層厚度為14.5 m，原始含油飽和度為41.2%，平均孔隙度為9.29%，基質(zhì)滲透率為2 mD，為低孔、低滲致密儲(chǔ)層。

首先，根據(jù)微地震檢測(cè)數(shù)據(jù)，計(jì)算體積壓裂改造區(qū)(SRV)的大小。裂縫方位為北偏東103?，SRV西翼長(zhǎng)71 m，東翼長(zhǎng)122 m，SRV寬度為36 m，SRV高度為28 m，SRV體積為193 m × 36 m × 28 m = 0.19 × 106m3。

其次，選用雙重介質(zhì)模型，基質(zhì)層采用滲吸的相對(duì)滲透率和毛細(xì)管壓力曲線，裂縫層采用驅(qū)替的相對(duì)滲透率和毛細(xì)管壓力曲線(圖5(a))。

第三，對(duì)基質(zhì)層的SRV區(qū)進(jìn)行對(duì)數(shù)網(wǎng)格步長(zhǎng)的縫網(wǎng)加密(圖5(b))。對(duì)數(shù)步長(zhǎng)的裂縫加密為非等間距方式，離裂縫越近，網(wǎng)格越密，這樣可以保證相鄰網(wǎng)格的壓力降更符合實(shí)際油藏情況[13]。

4.2.結(jié)果分析

表面活性劑的加入即可以通過(guò)流體界面的吸附改變油水界面張力，又可通過(guò)液固界面吸附改變巖石潤(rùn)濕角和潤(rùn)濕性，進(jìn)而改變毛細(xì)管力的大小和方向。模擬結(jié)果顯示，壓裂后SRV區(qū)壓力上升明顯，燜井時(shí)壓力擴(kuò)散降低，并在生產(chǎn)過(guò)程中形成壓降漏斗；燜井過(guò)程中人工裂縫、侵入?yún)^(qū)內(nèi)的含水飽和度迅速降低，而基質(zhì)內(nèi)的含水飽和度由于體量的原因上升緩慢；燜井過(guò)程主要影響初期產(chǎn)量，長(zhǎng)期來(lái)看，產(chǎn)量主要取決于儲(chǔ)層性質(zhì)和改造效果。

對(duì)于物性較好儲(chǔ)層，由于毛細(xì)管壓力遠(yuǎn)小于驅(qū)替壓差，數(shù)值模擬過(guò)程中通?？珊雎悦?xì)管壓力作用。但對(duì)于致密儲(chǔ)層，孔喉結(jié)構(gòu)微小，毛細(xì)管壓力可達(dá)10～30 MPa，在壓裂完成后的燜井期間，驅(qū)替壓差逐漸減弱，毛細(xì)管壓力則成為此期間流體在儲(chǔ)層重新分布的主要?jiǎng)恿?。然而在滲吸過(guò)程中，只有與裂縫壁面接觸的基質(zhì)才能進(jìn)行油水置換，提高接觸面積有利于提高滲吸效果，這就需要在儲(chǔ)層改造中，盡可能地根據(jù)儲(chǔ)層條件提高體積改造的裂縫復(fù)雜程度，增加基質(zhì)與液體的接觸面積與接觸體積，提高壓裂液與地層間的油水置換，最終提高基質(zhì)原油采出程度。

Figure 5.The sketch map of the numeral model圖5.礦場(chǎng)模擬示意圖

5.結(jié)論

1) 針對(duì)水濕儲(chǔ)層，進(jìn)行了小尺度巖芯帶壓滲吸實(shí)驗(yàn)以及帶壓滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果的歸一化方法研究，帶壓滲吸實(shí)驗(yàn)條件下的采收率比自發(fā)滲吸提高10%～15%。

2) 孔隙尺度模型可以對(duì)驅(qū)替和滲吸過(guò)程進(jìn)行微觀尺度的有效模擬，調(diào)整孔喉大小、孔喉比、配位數(shù)等校正模型，可獲得驅(qū)替和滲吸的相滲和毛細(xì)管壓力曲線。

3) 采用“孔隙尺度 + 礦場(chǎng)尺度”多尺度的綜合模擬方法可對(duì)開(kāi)采初期的產(chǎn)油產(chǎn)水變化有較好描述。

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[編輯] 黃鸝

Pressure Difference, Pore-Scale Modeling

Simulation Study on Forced Imbibition of Tight Rock Samples and Multi-Scale Modeling

Shuai Li1,2, Yunhong Ding2, Yanming Yang3, Yongjun Lu2, Bo Cai21Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing
2Research Institute of Petroleum Exploration and Development (Langfang Branch), Langfang Hebei3Downhole Operation Branch of Bohai Drilling Engineering Company, Renqiu Hebei

Received: Apr.8th, 2016; accepted: Sep.30th, 2016; published: Apr.15th, 2017

Because of small pore throat radius and high capillary pressure and strong imbibition force in tight reservoirs, if open flow was not implemented immediately after fracturing, in the soaking time after hydraulic fracturing, oil recovery was enhanced by displacement of differential pressure and imbibition displacement.To investigate the mechanism of this process, experiments with forced imbibition and multi-scale modeling were performed.Firstly, a one end open core sample was used to perform the experiment of imbibition under forced pressure for simulating the imbibition on the surface of fractures under pressure difference after fracturing.Secondly, a porethroat scale model based on CT scanning was established to obtain respectively the relative permeability curves and capillary pressure curves of imbibition and displacement.Eventually a field scale numerical model was established to simulate the water and oil flow based on the relative permeability and capillary pressure with matrix and difference of fractures.The results show that① oil recovery of forced imbibition is about 10% - 15% more than that of spontaneous imbibition,② adjusting the micro pore parameters in pore-throat scale model for oil recovery matching, the curves of relative permeability and capillary pressure of displacement and imbibition are obtained, ③ by simulation under reservoir scale, the attributes of matrix with imbibition and fractures for displacement are determined , it can be used for well description of yield changes at the initial stage of production.

Tight Rock Core, Volumetric Fracturing, Spontaneous Imbibition, Forced Displacement by

李帥(1987-)，男，博士生，主要從事儲(chǔ)層改造與油藏?cái)?shù)值模擬。

2016年4月8日；錄用日期：2016年9月30日；發(fā)表日期：2017年4月15日

文章引用: 李帥, 丁云宏, 楊艷明, 盧擁軍, 才博.致密巖心帶壓滲吸實(shí)驗(yàn)及多尺度模擬研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào), 2017, 39(2): 66-74.https://doi.org/10.12677/jogt.2017.392019

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2016ZX05023)。