王振宇，王 磊，汪 杰，梁 晨，聶法健

(1.長江大學 石油工程學院，湖北 武漢430100；2.中石化勝利工程公司 難動用項目部，山東 東營 257000；3.中國石油大港油田公司 勘探開發(fā)研究院，天津 300280)

引 言

如何經(jīng)濟高效地開發(fā)裂縫性致密油藏是目前學者們關注的熱點和難點[1-6]。滲吸采油是裂縫性致密油藏開發(fā)的重要手段[7-15]，具備降低界面張力、改善潤濕性的滲吸液通過人工和天然裂縫與基質廣泛接觸，作為潤濕相流體在毛管力作用下自發(fā)地被吸入基質，置換出非潤濕相流體(原油)，從而使得原油通過裂縫通道返排至井底。目前，學者們主要通過常溫常壓或高溫高壓下的靜態(tài)滲吸實驗研究滲吸驅油的機理、效果影響因素及表面活性劑性能對滲吸的影響等[16-21]。但未見針對裂縫性致密油藏開展的高溫高壓動態(tài)吞吐滲吸實驗的相關報道。

涇河長8油藏儲層致密，裂縫發(fā)育，衰竭開發(fā)遞減快，注水易無效水竄，尚未有補充能量及有效的開發(fā)方式。為深入研究涇河油藏巖心滲吸能力，明確高溫高壓下滲吸吞吐采油規(guī)律，對自研的納米滲吸劑進行基本物性測試，選取實驗區(qū)塊地層巖心，模擬地層條件，開展了衰竭采油、地層水吞吐采油及滲吸劑吞吐采油3組對照實驗，進一步明確了滲吸吞吐采油規(guī)律及可行性，為涇河油藏等裂縫性致密油藏滲吸采油提供技術支撐。

1 實驗材料、儀器與方法

1.1 實驗材料

1.1.1 實驗流體

實驗所用滲吸劑為長江大學研發(fā)的HI30型納米滲吸劑，主要為陰非離子表面活性劑和納米二氧化硅顆粒；油樣為涇河油田脫水脫氣原油，地面條件下密度為0.837 g/cm3，黏度為7.673 mPa·s，含蠟量15.32%，屬輕質常規(guī)原油；水樣根據(jù)地層水性質配置，總礦化度為50 000 mg/L，水型為CaCl2。

1.1.2 巖心特征及造縫處理

針對涇河長8油藏儲層低孔特低滲、裂縫發(fā)育的特點，應用地層巖心開展人工切割造縫處理[22]，根據(jù)流動相似準則及油藏裂縫原始潤濕性、孔滲條件確定環(huán)氧樹脂與石英砂比例并進行填充，確保人工裂縫與地層天然裂縫的物性具有高度相似性。人工裂縫長度4.5 cm(未貫穿巖心)，裂縫寬度為0.15 cm(填充石英砂)，其尺寸介于壓裂裂縫與天然裂縫之間，滲透率為約60×10-3μm2，巖心物性參數(shù)如表1所示。

表1 巖心物性參數(shù)

1.2 實驗方法與步驟

1.2.1 滲吸劑靜態(tài)性能評價實驗

利用納米粒度分析儀、界面張力儀、接觸角測量儀對納米滲吸劑開展靜態(tài)評價實驗，實驗步驟如下：

(1)納米滲吸劑合成及粒徑測試。通過微乳液法合成納米滲吸劑，配制質量分數(shù)0.30%的納米滲吸劑溶液，并采用馬爾文激光納米粒度分析儀測定納米滲吸劑粒徑。

(2)界面張力測試。利用Texas-500C 型界面張力儀采用“旋滴法”測定不同質量分數(shù)納米滲吸劑油水界面張力，溫度為55 ℃。

(3)潤濕角測試。將巖心切片在不同質量分數(shù)納米滲吸劑溶液中浸泡24 h，通過克呂士接觸角測量儀采用“躺滴法”測量油滴在巖心切片表面的接觸角。

1.2.2 滲吸動態(tài)吞吐實驗

針對巖心致密且存在裂縫，飽和原油及制造束縛水時流體難以進入致密巖心等問題，實驗采取注入端20 MPa高壓持續(xù)飽和，飽和水及飽和原油分別耗時2 d、7 d，并靜置老化3 d確保巖心油水分布符合油藏特征。為保證巖心內(nèi)部滲流狀態(tài)穩(wěn)定、實驗結果精確，產(chǎn)液過程中采用小壓降、逐級穩(wěn)步降壓產(chǎn)液的方法，每組實驗降壓產(chǎn)液時間大于1 d。3組實驗耗時達52 d，具體實驗步驟如下：

(1)巖心制備。儲層巖心經(jīng)人工造縫充填后烘干，測量孔隙度、滲透率。

(2)制造束縛水及老化。將巖心抽真空后在55 ℃條件下飽和地層水，以0.01 mL/min的速度飽和原油并制造束縛水(注入原油PV數(shù)不低于5 PV)，計算含油飽和度，在此溫度下靜置老化3 d。

(3)注入模擬地層水及滲吸劑。以0.05 mL/min的速度分別向2#、3#巖心注入模擬地層水0.30 mL、納米滲吸劑0.28 mL(質量分數(shù)為0.25%)，停止注入時巖心夾持器內(nèi)部壓力為22 MPa，關閉進口端閥門繼續(xù)靜置3 d。

(4)產(chǎn)液。打開進口端閥門以較慢的壓降速度進行衰竭采油，直至不產(chǎn)液為止，記錄產(chǎn)液過程壓力、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量等相關數(shù)據(jù)。

實驗流程圖及裝置見圖1。

圖1 滲吸吞吐實驗裝置及流程

2 滲吸劑靜態(tài)性能評價結果與分析

2.1 滲吸劑基本物性

圖2為納米滲吸劑粒徑測試結果，其中橫坐標為顆粒尺寸的對數(shù)，縱坐標為體積占比。根據(jù)結果可知，納米滲吸劑粒徑主要集中在16 nm左右，與儲層微納米級孔喉匹配較好，確保可以通過滲吸作用進入致密巖心孔喉中，從而吸附在巖心內(nèi)表面改善其潤濕性，且納米二氧化硅滲吸劑與模擬地層水配伍性良好，無沉淀現(xiàn)象。

圖2 納米滲吸劑粒徑測試結果

2.2 界面張力評價

納米滲吸劑界面張力評價結果如圖3所示，隨著納米滲吸劑質量分數(shù)增加，油水界面張力值逐漸減??；納米滲吸劑質量分數(shù)為0時，油水界面張力值為22.27 mN/m，隨著納米滲吸劑質量分數(shù)的增加，界面張力值快速下降，達到0.25%時，界面張力為0.45 mN/m，質量分數(shù)為0.30%時油水界面張力降低至10-2mN/m級，為0.06 mN/m；隨著納米滲吸劑質量分數(shù)進一步增加，油水界面張力值降低幅度較小。

圖3 油水界面張力與納米滲吸劑質量分數(shù)關系

2.3 潤濕性評價

圖4為巖心切片在不同質量分數(shù)納米滲吸劑溶液中浸泡24 h后潤濕角測試結果及接觸角測量實圖。納米滲吸劑處理前，浸泡在鹽水中巖心表面油滴接觸角為53.25°；在質量分數(shù)為0.30%的納米滲吸劑溶液中浸泡24 h后，巖心表面接觸角增大至142.5°，之后接觸角隨納米滲吸劑質量分數(shù)增加，增加幅度較小。

圖4 靜態(tài)接觸角與納米滲吸劑質量分數(shù)關系

與傳統(tǒng)洗油用表活劑追求低界面張力不同，界面張力對滲吸效果的影響存在拐點，適當降低界面張力可有效提高洗油效率，降低流動阻力，但界面張力小于10-2mN/m后，毛管力減小，導致滲吸動力不足，影響滲吸效果。綜合考慮界面張力與接觸角測試結果，優(yōu)選滲吸劑質量分數(shù)采用0.25%，界面張力值為0.45 mN/m，潤濕角改善為120°。

3 滲吸吞吐實驗結果與分析

3.1 衰竭采油

圖5為1#巖心模擬天然能量衰減開發(fā)實驗結果，從圖5可知，隨著巖心壓力的降低原油采收率逐漸增加，曲線斜率變大，單位壓降下原油產(chǎn)出量增加，最終采收率為15.68%。與實際油藏開發(fā)相比，本實驗有兩點差異，一方面由于實驗巖心孤立存在，壓力下降時沒有臨近巖心流體支持，只能依靠巖心本身孔隙主導原油產(chǎn)出，因此壓力下降到較大幅度時原油產(chǎn)出才能完成；另一方面，整個實驗過程無水產(chǎn)出，原因在于巖心飽和原油時可流動水已經(jīng)被飽和油驅出，制造的束縛水在致密巖心中不參與流動，這與實際油藏中具有一定的游離地層水有所不同。

圖5 衰竭實驗采收率變化曲線

3.2 地層水滲吸吞吐采油

圖6為2#巖心模擬地層水滲吸吞吐采油實驗結果，從生產(chǎn)特征上可以劃分兩個階段，第一階段為純水采出階段，壓力降至3 MPa前，只產(chǎn)水不產(chǎn)油，綜合含水率為100%。壓力降至3 MPa后含水初步下降，隨著壓力的降低產(chǎn)油量逐步增加，實驗結束時綜合含水率為41.60%，最終采收率為24.06%。

圖6 地層水滲吸吞吐含水率及采收率變化曲線

3.3 滲吸劑吞吐采油

圖7為3#巖心滲吸劑吞吐采油實驗結果，與注水吞吐一樣，從產(chǎn)液特征上可以劃分兩個階段，但含水下降時間大幅提前，下降幅度大幅增加。壓力降至15 MPa前，含水率均為100%。壓力降至15 MPa后開始產(chǎn)油，隨著壓力的降低產(chǎn)液中含油量逐步增加，含水快速下降，實驗結束時綜合含水率為25.02%，采收率達36.95%。

圖7 滲吸劑吞吐采油含水率及采收率變化曲線

對比3組實驗結果，地層水、滲吸劑吞吐產(chǎn)出端見油時壓力分別為3 MPa、15 MPa，綜合含水率此時也開始下降，最終兩組實驗的綜合含水率分別為41.60%、25.02%，采收率分別達24.06%、36.95%。滲吸劑吞吐具有見油早、含水下降快及采收率高的特點。驗證了滲吸劑吞吐可以適當降低油水界面張力，將巖石潤濕性改善為更偏向水濕，巖心在毛管力作用下發(fā)生了普遍的滲吸置換作用，使得巖心中可以流動的原油量增加。同時，界面張力的下降也降低了油滴運移的阻力，變形通過喉道能力得到增強，也是有益的因素。

在裂縫性致密油藏中，注入水在裂縫中竄流，與基質之間無法形成足夠的壓差，基質中的原油很難通過滲流的方式提高采收率。滲吸采油通過潤濕反轉置換原油，可以在小壓差情況下大幅提高基質的采收率，是裂縫性致密油藏開發(fā)的有效手段。

4 結 論

(1)通過微乳液法合成陰非離子納米滲吸劑的粒徑為16 nm，在致密巖心中具有較好的注入性。優(yōu)選滲吸劑質量分數(shù)為0.25%，此時界面張力為0.45 mN/m，潤濕改性效果也較好，接觸角從53.25°增大至120°，巖心從油濕改性為水濕。

(2)3組實驗中衰竭采油效果最差，采收率為15.68%；注水吞吐有滲吸的作用，但采收率提高幅度較小，較衰竭采油提高8.4%；滲吸劑吞吐采油持續(xù)時間最長，提高采收率幅度也最高，較衰竭采油提高21.30%，較地層水吞吐提高12.89%；吞吐采油實驗在壓降較小時仍有部分油產(chǎn)出。

(3)滲吸劑吞吐見油時的壓力15 MPa遠大于地層水吞吐見油時的壓力3 MPa。通過降低界面張力、改善巖石潤濕性有效降低了吞吐采油的啟動壓力。此外滲吸劑吞吐結束時的含水率25.01%也遠小于地層水吞吐實驗的41.60%。