梅舜豪 蘇煜彬 袁 凱 趙忠武

（1.中國石化江漢石油工程有限公司，湖北 武漢 430200；2.中國石油長慶油田公司油氣工藝研究院，陜西 西安 710018；3.中國石化勝利油田分公司清河采油廠，山東 濰坊 262714）

0 引 言

非常規(guī)油氣資源儲量非?？捎^，在全球總油氣資源量中所占比例達(dá)到了80%。致密油作為非常規(guī)油氣資源之一，以吸附或游離態(tài)賦存于生油巖或儲集巖中，中國的鄂爾多斯盆地、準(zhǔn)噶爾盆地、四川盆地、松遼盆地、渤海灣盆地均有發(fā)現(xiàn)［1?2］，目前對致密油的勘探開發(fā)已成為國內(nèi)熱點，在保障能源安全方面有著重要的戰(zhàn)略意義。

近年來中國在致密油開發(fā)方面取得了重大突破，大液量的水力壓裂改造是對其成功開發(fā)的關(guān)鍵配套技術(shù)。但隨著開發(fā)工作的深入，一種反常現(xiàn)象越來越引起人們的重視：常規(guī)油氣相關(guān)理論認(rèn)為外來流體進(jìn)入基質(zhì)孔隙會引起強烈的水鎖傷害，壓裂完工后應(yīng)盡快返排，而致密油開發(fā)中采用的壓裂?悶井?生產(chǎn)模式能大概率實現(xiàn)增產(chǎn)，國外也有相似的開發(fā)實例［3］。針對這一增產(chǎn)現(xiàn)象，楊柳等［4］認(rèn)為儲層基質(zhì)中原油與壓裂液的滲吸替換對增產(chǎn)起到了很大的作用。李忠興等［5］研究認(rèn)為，致密儲層存在2種滲流機理：驅(qū)替和自發(fā)滲吸。隨著滲透率的降低，驅(qū)替作用減弱，自發(fā)滲吸增強，滲吸開采致密油將是致密儲層可能實現(xiàn)高效開發(fā)的新方向。壓裂施工后大量未返排的壓裂液將在致密儲層發(fā)生強滲吸作用［6?8］。悶井期間，壓裂液與儲層基質(zhì)接觸，由于毛管力和重力的作用，壓裂液發(fā)生滲吸作用進(jìn)入儲層基質(zhì)，將基質(zhì)中的原油替換出來［9］。開井生產(chǎn)后，被替換出的原油通過裂縫進(jìn)入井筒被采出地面，最終實現(xiàn)增產(chǎn)。

針對低滲透油藏滲吸作用影響因素的研究主要基于滲吸數(shù)值模型［10?12］和室內(nèi)人造巖心或相似巖心的實驗［13?18］。室內(nèi)實驗使用的人造巖心或相似巖心只能在滲透率上與目的層巖心保持基本一致，無法完全反映巖心物性上的差異，且實驗內(nèi)容沒有考慮不同壓裂液體系對滲吸作用的影響。本文利用新疆油田X區(qū)塊致密油藏的巖心開展了巖心滲吸室內(nèi)實驗，分析了壓裂液與儲層之間的相互作用，優(yōu)選壓裂液體系并研究不同因素對致密砂巖儲層自發(fā)滲吸過程的影響，包括：溫度、油水界面張力、潤濕性等。研究成果可以為致密油儲層壓裂開發(fā)提供參考。

1 實驗部分

滲吸實驗取得的主要資料是滲吸最終采出程度（采收率）和滲吸置換時間。滲吸最終采出程度為樣品自發(fā)滲吸結(jié)束時自發(fā)吸入巖樣的潤濕相體積占總孔隙體積的比例；滲吸反應(yīng)時間為從滲吸開始到滲吸采出程度基本保持不變所經(jīng)歷的時間。

綜合考慮巖心礦物組成與基礎(chǔ)物性差異控制、消除不同滲吸因素間的影響以及室內(nèi)實驗的可行性，確定利用新疆某致密油藏區(qū)塊1口探井同一目的層的巖心研究不同的壓裂液體系、溫度、界面張力、潤濕性對滲吸時間和最終采出程度的影響。

1.1 實驗設(shè)計

實驗1：不同壓裂液體系對滲吸的影響實驗，常壓下開展2組實驗。

鑒于新疆油田在壓裂施工時多使用瓜膠及滑溜水壓裂液體系，因此選取這2個壓裂液體系進(jìn)行不同壓裂液體系的滲吸對比實驗。優(yōu)選出一種壓裂液體系進(jìn)行后續(xù)實驗研究。

實驗2：不同溫度對滲吸的影響實驗，常壓下開展3組實驗。

為研究溫度對滲吸采收率的影響，首先考慮對比室溫（25 ℃）及油藏溫度下的滲吸采收率。運用實驗1中優(yōu)選出的壓裂液體系作為實驗反應(yīng)液。通過分析新疆油田X區(qū)塊致密油藏地層溫度，選取處于該區(qū)塊儲層中部溫度范圍內(nèi)的75 ℃作為實驗油藏溫度。在油藏及室溫之間增加55 ℃滲吸實驗，使影響趨勢更加明確，更有利于發(fā)現(xiàn)溫度對致密巖心滲吸采出程度的影響規(guī)律。

實驗3：不同油水界面張力對滲吸的影響實驗，常壓下開展3組實驗。

通過不同的表面活性劑來研究不同原油和流體間界面張力對滲吸采出程度的影響。選取新疆油田常用的3種表面活性劑進(jìn)行實驗研究，編號分別為3?1、3?2、3?3，將這3種表面活性劑加入優(yōu)選出的壓裂液體系作為實驗反應(yīng)液，使實驗結(jié)果更能反映現(xiàn)場壓裂悶井過程的滲吸規(guī)律。

實驗4：不同潤濕性巖心對滲吸的影響實驗，常壓下開展2組實驗。

通過分析巖心資料可知，新疆油田X區(qū)塊的致密巖心多為親水巖心。因此將充分飽和油后的儲層巖心浸泡入實驗用油中進(jìn)行老化處理。運用實驗1中優(yōu)選出的壓裂液體系作為實驗反應(yīng)液，通過實驗對比“未老化”巖心與“老化”巖心的滲吸采出程度。

1.2 實驗裝置

儲層物性是影響滲吸的重要因素之一［19］，針對非常規(guī)儲層特性，孔隙度測試儀器使用KXD?Ⅲ型氦氣孔隙度測定儀。滲透率的測試儀器使用YRD?CP 200型脈沖滲透率儀，其測量范圍為1×10-9~ 1×10-2μm2。

新型高精度電子式全自動靜態(tài)滲吸測量裝置包括：加熱恒溫系統(tǒng)（恒溫裝置）、高精度分析天平、密閉容器、巖心室、巖心固架、恒溫杯、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)（計算機）等（圖1）。具有數(shù)據(jù)自動記錄功能的高精度分析天平（量程220 g，測量精確度0.1 mg）連接實驗巖心，24 h不間斷地記錄靜態(tài)滲吸時巖樣的質(zhì)量變化情況，并將獲取的數(shù)據(jù)傳入數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)（計算機）。實驗過程中充分考慮了蒸發(fā)、氣流等因素對實驗的影響。

圖1 滲吸實驗裝置示意Fig. 1 Schematic diagram of imbibition experiment equipment

1.3 實驗樣品

為了降低實驗誤差，提高實驗的可靠性，本次實驗選用同一批次、各項物性參數(shù)均相近的8塊巖心進(jìn)行實驗，巖心參數(shù)見表1。

表1 實驗巖心參數(shù)Table 1 Experimental core parameters

1.4 前期準(zhǔn)備

實驗前期準(zhǔn)備步驟為：

（1）利用巖心分析方法對巖心樣品進(jìn)行前期處理［20］。清洗、烘干、冷卻后使用游標(biāo)卡尺測量巖心長度、直徑，使用天平測量干質(zhì)量等。

（2）通過抽真空或驅(qū)替的方法對清洗烘干后的巖心飽和油。在地層溫度下，將飽和模擬油后的巖心浸泡在模擬油中21 d。

（3）按照現(xiàn)場施工程序?qū)毫岩哼M(jìn)行交聯(lián)、破膠，之后對其進(jìn)行過濾，得到濾液用于滲吸實驗。

（4）利用界面張力儀測量表面活性劑溶液和模擬油之間的界面張力。

2 實驗結(jié)果

2.1 不同壓裂液體系下的滲吸作用

實驗滑溜水配方：體積分?jǐn)?shù)0.12%減阻劑X1+體積分?jǐn)?shù)0.1%復(fù)合增效劑X2+體積分?jǐn)?shù)0.03%聚合物降解劑X3+體積分?jǐn)?shù)0.03%聚合物降解助劑X4。其pH為6.8，黏度為13.5 mPa·s，表面張力為25 mN/m。

實驗瓜膠破膠液配方：體積分?jǐn)?shù)0.6%瓜膠粉Y1+體積分?jǐn)?shù)0.015%過硫酸銨。其pH為7.0，黏度為20.0 mPa·s，表面張力為45 mN/m。

常溫條件下對比瓜膠壓裂液體系與滑溜水壓裂液體系的滲吸實驗結(jié)果可以看出（圖2），瓜膠壓裂液體系測試巖心滲吸反應(yīng)時長為115 h，最終采出程度為3.6%；滑溜水壓裂液體系測試巖心滲吸反應(yīng)時長為33 h，最終滲吸采出程度為6.2%，綜合性能明顯優(yōu)于瓜膠壓裂液體系，后續(xù)實驗以基礎(chǔ)性能一致的滑溜水為滲吸反應(yīng)液。

圖2 瓜膠壓裂液體系和滑溜水壓裂液體系的滲吸采出程度Fig. 2 Imbibition recovery of guar gum fracturing fluid system and slickwater fracturing fluid system

黏度和界面張力的差異是造成2種壓裂液體系滲吸采出程度存在差距的原因。驅(qū)替相和非驅(qū)替相的黏度比影響相滲曲線，黏度比越小，液體與巖心之間的黏附力就越小，滲吸的阻力也就越小，在驅(qū)動力相同的情況下，滲吸阻力越小，非潤濕相越容易被驅(qū)出，滲吸采出程度就越高。

2.2 不同潤濕性的滲吸作用

對實驗巖心進(jìn)行老化處理，測量得到巖心老化前潤濕角為42°，老化后為73°。實驗結(jié)果如圖3所示。

圖3 未老化巖心和老化巖心的滲吸采出程度Fig. 3 Imbibition recovery of unaged and aged cores

從圖3可以看出，未老化巖心和老化巖心滲吸反應(yīng)時長分別為32和23 h，滲吸結(jié)束后最終采出程度分別為6.2%、4.1%。老化前后巖心表面潤濕性明顯發(fā)生變化，巖石未老化時滲吸采出程度高，巖石老化后滲吸采出程度低；巖心的潤濕性對巖心滲吸采出程度有很大的影響，巖心介質(zhì)的親水程度改變了束縛水飽和度，通過影響相滲曲線導(dǎo)致滲吸采出程度的不同，弱親水介質(zhì)的滲吸采出程度低于強親水介質(zhì)。巖心越親水，其滲吸反應(yīng)的時間越長，滲吸采出程度也越高。

2.3 不同溫度下的滲吸作用

對比 25、55、75 ℃條件下的滲吸實驗結(jié)果可以看出（圖4），25、55及75 ℃條件下滲吸反應(yīng)時長分別為30、16、13 h。滲吸結(jié)束后最終采出程度分別為6.2%、5.0%、4.2%。從圖4中可以看出，溫度對滲吸有很大的影響。變化趨勢為：溫度增高后滲吸速度基本沒有變化，反應(yīng)時間縮短，滲吸采收程度降低。

圖4 25、55、75 ℃條件下的滲吸采出程度Fig. 4 Imbibition recovery at 25 , 55 and 75 ℃

為了研究溫度影響滲吸作用的內(nèi)在機理，選取室溫下剛破膠的滑溜水破膠液清液和保持75 ℃溫度下20 h的滑溜水破膠液清液進(jìn)行對比。高溫加熱后的滑溜水中存在絮狀物，高溫加熱一段時間使滑溜水破膠液清液內(nèi)部粒子的粒徑明顯增大，巖心表面的孔隙很快被堵塞，迫使?jié)B吸置換停止，最終導(dǎo)致溫度越高，滲吸反應(yīng)時間越短，滲吸采出程度越低。

2.4 不同界面張力下滲吸作用

選擇新疆油田常用的3種表面活性劑進(jìn)行實驗，3種表面活性劑（3?1、3?2、3?3）與實驗用油的界面張力值分別為4.7、1.4和16.5 mN/m。對比3種界面張力下的滲吸實驗結(jié)果（圖5）：3?1、3?2、3?3共3種表面活性劑測試中，滲吸反應(yīng)時長分別為100、280、75 h。滲吸結(jié)束后最終采出程度分別為23.2%、12.6%、11.8%。3條滲吸曲線均呈現(xiàn)出一個顯著的特點——滲吸平衡時間長，出現(xiàn)這種現(xiàn)象的原因主要是由于低滲介質(zhì)的孔隙結(jié)構(gòu)所致，而使用表面活性劑降低界面張力后導(dǎo)致毛管力的減小也是一個不可忽略的因素。

圖5 加入3種表面活性劑后的滲吸采出程度Fig. 5 Imbibition recovery after adding 3 surfactants

表面活性劑3?2的界面張力最小，但是滲吸時間最長；表面活性劑3?3的滲吸時間最大，滲吸時間最短，但和表面活性劑3?2相比，滲吸結(jié)束后最終采出程度都在12%左右；表面活性劑3?1界面張力介于表面活性劑3?2和表面活性劑3?1之間，其滲吸結(jié)束后最終采出程度最高，達(dá)到了23.2%，綜合性能最好。

對于致密油藏來說，表面活性劑對滲吸置換有2方面作用：一方面是洗油的作用，另一方面是對毛管力產(chǎn)生影響。毛管滲吸驅(qū)油過程中洗油相當(dāng)于將油從巖石表面拉開，表面活性劑降低了孔隙表面油滴的吸附力，有助于油滴的脫離，可以使孔隙表面的洗油效率提高；滲吸驅(qū)油過程會受到毛管力和重力的綜合作用，毛管力是致密油藏滲吸置換的主要驅(qū)動力，表面活性劑的使用會降低油水界面張力，使毛細(xì)管力減小，降低滲吸的驅(qū)油效果。

3 結(jié) 論

（1）相較于瓜膠壓裂液體系，滑溜水壓裂液體系下的巖心滲吸速度更快，滲吸采收率也更高，其內(nèi)在機理為黏度控制滲吸阻力大小，在驅(qū)動力相同的情況下，滲吸阻力越小，非潤濕相越容易被驅(qū)出，滲吸采收越高；界面張力從洗油效率和降低毛細(xì)管力兩方面影響驅(qū)油效果。

（2）巖心越親水滲吸采出程度越高，滲吸反應(yīng)的時間也越長，親水致密油藏壓后悶井將會有更好的增產(chǎn)效果；溫度增高，反應(yīng)液內(nèi)粒子的粒徑增大，滲吸反應(yīng)時間變短，滲吸采收率降低。

（3）界面張力的變化可以改變滲吸毛管力及洗油效率，其最優(yōu)值必須通過目的層巖心實驗得到，而并非越低越好。