摘要：為了明確體積壓裂過程中基質(zhì)孔隙壓力與壓裂液施加在裂縫端面的壓力之間存在的縫端壓差對頁巖儲層滲吸排驅(qū)效果的影響，以長7頁巖儲層巖心為研究對象，開展頁巖油高壓補(bǔ)能和穩(wěn)壓燜井過程中，不同縫端壓差下的滲吸排驅(qū)模擬試驗，并借助動態(tài)核磁共振檢測、實(shí)時壓力監(jiān)測和可視化圖像分析等手段，闡釋縫端壓差對頁巖儲層滲吸排驅(qū)效果的影響。結(jié)果表明：高壓補(bǔ)能階段存在明顯的逆壓差逆向滲吸作用，且隨著縫端壓差的不斷增大，高壓補(bǔ)能階段的排液效率逐漸增加，其中以小孔隙中的滲吸排驅(qū)作用為主（0～6 MPa時，小孔隙的排液效率分別為33.31%、29.51%、35.65%和64.89%）；穩(wěn)壓燜井階段小孔隙中由于液體排驅(qū)壓力降低，逆壓差逆向滲吸現(xiàn)象不明顯，排液過程仍以毛管力作用下的逆向滲吸為主，同時部分大孔隙中的原油滲入小孔隙當(dāng)中。

關(guān)鍵詞：縫端壓差； 頁巖油儲層； 動態(tài)滲吸； 核磁共振

中圖分類號：TE 122.14"" 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：何延龍，黃海，唐梅榮，等.體積壓裂縫端壓差對頁巖儲層排驅(qū)效果的影響機(jī)制［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2024，48（6）：114-122.

HE Yanlong， HUANG Hai， TANG Meirong， et al. Influence mechanisms of pressure difference in fracture ends on dynamic imbibition and displacement in shale reservoirs［J］. Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2024，48（6）：114-122.

Influence mechanisms of pressure difference in fracture ends on

dynamic imbibition and displacement in shale reservoirs

HE Yanlong^1，2， HUANG Hai^1，2， TANG Meirong3， NI Jun4， LI Huazhou5， TAYFUN Babadagli5， ZHANG Xuancheng^1，2

（1.School of Petroleum Engineering， Xi an Shiyou University， Xi an 710065， China;

2.Engineering Research Center of Ministry of Education for the Development and Treatment of Western Low-Extra Low Permeability Reservoirs， Xi an 710065， China;

3.Natural Gas Evaluation Project Department of Changqing Oilfield， CNPC， Xi an 710065， China;

4.Shaanxi Yanchang Petroleum （Group） Company Limited， Xi an 710065， China;

5.School of Mining and Petroleum Engineering， Faculty of Engineering， University of Alberta， Edmonton T6G1H9， Canada）

Abstract：The pressure difference between the pressure exerted by fracturing fluid and the pressure of reservoir matrix at the ends of the fractures can have an important influence on oil-water imbibition and displacement. In this study， using cores collected from Chang 7 shale formation， simulation experiments of imbibition and displacement under different fracture end pressure difference were carried out under conditions of supplement formation energy with high pressure injection of fracturing fluid and well shut-in with constant pressure. In the experiments， a dynamic nuclear magnetic resonance （NMR） technique， real-time pressure detection， and visual image analysis were applied to analyze and interpret the influence mechanisms of the fracture end pressure difference. The results show that reverse differential pressure with reverse imbibition can be obviously observed， especially in the process of supplement formation energy by the fracturing fluid， in which， with the increase of the fracture end pressure difference， the efficiency of imbibition and displacement gradually increases. The efficiency of imbibition and displacement is dominated in the micro pores （at 0-6 MPa， the imbibition and displacement efficiency are 33.31%， 29.51%， 35.65% and 64.89% respectively）. In the process of well shut-in with a constant pressure， the reverse differential pressure imbibition is reduced due to the weakening of the differential pressure in micro pores， and the imbibition and displacement process are still dominated by reverse imbibition with capillary force， while oil in large pores can imbibe into micro pores.

Keywords：fracture end pressure difference; shale oil reservoir; dynamic imbibition; nuclear magnetic resonance

縫網(wǎng)波及系數(shù)和油水滲吸置換效率的提高是頁巖油藏高效開發(fā)的必要前提^［1-2］?，F(xiàn)場通常在大規(guī)模體積壓裂的基礎(chǔ)上，采用壓后不返排的高壓補(bǔ)能和穩(wěn)壓燜井等生產(chǎn)管理制度來實(shí)現(xiàn)頁巖油藏開發(fā)過程中的壓力擴(kuò)散和油水置換，而基質(zhì)孔隙壓力與壓裂液施加在裂縫端面的壓力之間存在的縫端壓差直接影響著油水滲吸置換的效果^［3-4］。頁巖儲層孔隙致密，毛管力作用強(qiáng)，但受限于巖心尺度下油水滲吸量較小的特點(diǎn)，現(xiàn)有物理模擬試驗裝置難以實(shí)現(xiàn)與工程實(shí)際對應(yīng)的縫端壓差下滲吸過程的模擬與精確計量；同時體積壓裂后的高壓補(bǔ)能和穩(wěn)壓燜井等過程中，縫端壓差是影響滲吸置換效果的重要因素，而縫端壓差下頁巖油藏的滲吸排驅(qū)機(jī)制尚不明確，從一定程度上限制了頁巖油藏開發(fā)過程中合理生產(chǎn)制度的制定^［5-6］。筆者以鄂爾多斯盆地長7頁巖儲層巖心為研究對象，通過高溫高壓可視化滲吸排驅(qū)模擬試驗裝置，開展頁巖油藏高壓補(bǔ)能和穩(wěn)壓燜井過程中不同縫端壓差下的滲吸排驅(qū)模擬試驗，并借助動態(tài)核磁共振掃描（NMR）、實(shí)時壓力監(jiān)測和可視化圖像分析等手段，闡釋縫端壓差對頁巖儲層滲吸排驅(qū)效果的影響機(jī)制，為頁巖油開發(fā)生產(chǎn)制度的優(yōu)化提供理論指導(dǎo)。

1 縫端壓差下的滲吸排驅(qū)過程模擬

1.1 試驗樣品與儀器

（1）巖心樣品：取自鄂爾多斯盆地隴東頁巖油區(qū)延長組長7段。長7頁巖儲層為半深湖—深湖重力流沉積，平均油層厚度6～12 m，孔隙度8.8%，空氣滲透率0.11×10^-3 μm2，含油飽和度55%，取樣深度1800～2200 m，油層溫度58.1～81.7 ℃，原始地層壓力13.2～21.1 MPa。長7頁巖油儲層巖石具有高石英、低長石的特點(diǎn)，礦物中石英、斜長石、鉀長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為52.16%、23.98%、4.7%；黏土礦物以伊利石（5.84%）和綠泥石（4.1%）為主；存在少量菱鐵礦（0.54%）、黃鐵礦（0.12%）。

（2）油水樣品：長7頁巖油具有低密度、低黏度、低凝固點(diǎn)、不含硫的特點(diǎn)，原油密度0.83 g/cm3，地面原油黏度3.8～5.1 mPa·s。試驗用模擬油由15^#白油和染色劑油紅O按體積比1∶0.0001混合而成，黏度為4.14 mPa·s，密度為0.83g/cm3，其中15^#白油為工業(yè)級（?？松梨诠荆?；油紅O為生物染料級（上海沃凱化學(xué)試劑有限公司），模擬胍膠壓裂液由重水配制，其中重水為分析純（阿拉丁試劑（上海）有限公司）。

（3）試驗?zāi)Ｐ秃脱b置：在高壓補(bǔ)能和穩(wěn)壓燜井過程中，縫端壓差是由油藏基質(zhì)和裂縫中的壓力變化引起的，且壓裂液作用在裂縫端面的壓力大于基質(zhì)孔隙壓力。本次研究選用直徑為38 mm的天然巖心作為試驗巖心模型，巖心兩側(cè)分別為裝有油和壓裂液的腔室，其中裝有壓裂液的腔室用來模擬體積壓裂后的裂縫空間，可通過改變該腔室的壓力來模擬高壓補(bǔ)能和穩(wěn)壓燜井過程中壓裂液作用在裂縫端面上的壓力，巖心及油側(cè)腔室則主要用來模擬油藏基質(zhì)，油側(cè)腔室可為試驗?zāi)M過程中頁巖油藏的滲吸置換提供物質(zhì)和能量補(bǔ)充，同時可通過改變該腔室的壓力來模擬頁巖儲層基質(zhì)的孔隙壓力（圖1，pf、pi、pm分別為壓裂液、底層和基質(zhì)壓力）。

縫端壓差下的可視化滲吸排驅(qū)模擬試驗裝置（圖2）包括高溫高壓可視化模擬裝置（自主研制），HA-4型超級恒溫箱（江蘇華安科研儀器有限公司）、200 mL中間容器（江蘇華安科研儀器有限公司），DG2113-A-10/B壓力傳感器（廣州森納士儀器有限公司）、1200萬像素高清攝像頭（深圳市艾敏科技有限公司）、500D ISCO高壓柱塞泵（Teledyne ISCO公司）等。試驗中的核磁共振檢測采用的是MesoMR23-60H-I型核磁共振成像分析系統(tǒng)（蘇州紐邁分析儀器股份有限公司）。

1.2 試驗方法與步驟

1.2.1 滲吸排驅(qū)模擬試驗

利用縫端壓差下的可視化滲吸排驅(qū)模擬試驗裝置開展模擬試驗，并進(jìn)行動態(tài)核磁共振掃描，以及實(shí)時圖像信息和壓力信號采集。試驗主要模擬了頁巖油藏開發(fā)過程中高壓補(bǔ)能和穩(wěn)壓燜井兩個連續(xù)生產(chǎn)階段中不同縫端壓差作用下的油水滲吸置換過程。高壓補(bǔ)能階段，保持巖心圍壓恒定，按照試驗方案設(shè)定高壓補(bǔ)能階段的縫端壓差，即巖心兩側(cè)腔室的初始壓差（表1），其中壓裂液側(cè)腔室的壓力高于油側(cè)腔室中的壓力。試驗主要模擬體積壓裂后高壓壓裂液作用在裂縫端面時，裂縫中壓裂液與基質(zhì)原油的滲吸排驅(qū)過程。穩(wěn)壓燜井階段，保持巖心圍壓恒定，按照試驗方案設(shè)定穩(wěn)壓燜井階段的縫端壓差，并保持恒定，其中腔室兩側(cè)的起始壓差（表1）為高壓補(bǔ)能階段最終的穩(wěn)定壓差，主要模擬高壓補(bǔ)能階段結(jié)束后，裂縫中壓力下降，油井進(jìn)入穩(wěn)定壓差燜井階段后，裂縫中流體與基質(zhì)原油的滲吸排驅(qū)過程。

具體試驗步驟如下：

（1）將巖心烘干后測干重，并進(jìn)行核磁共振掃描獲得干巖心的NMR曲線；

（2）將干巖心飽和模擬油后，取出測得濕重，并進(jìn)行核磁共振掃描獲得飽和油樣巖心的NMR曲線；

（3）將巖心裝入模擬裝置，打開圍壓閥，柱塞泵設(shè)定恒壓25 MPa；

（4）將配制好的壓裂液和模擬油分別裝入中間容器中，預(yù)熱至70 ℃；

（5）分別打開模擬裝置的腔室進(jìn)/排液閥，用柱塞泵通過中間容器給模擬裝置兩側(cè)腔室分別注入壓裂液和模擬油，直到兩側(cè)腔室內(nèi)均充滿液體，關(guān)閉兩側(cè)腔室的排液閥；

（6）通過柱塞泵持續(xù)給兩側(cè)腔室加壓，直到巖心兩側(cè)的初始壓差滿足試驗方案中高壓補(bǔ)能壓差的要求（表1）；

（7）啟動壓力和圖像采集系統(tǒng)，采集巖心兩側(cè)的圖像信息和壓力信號，試驗進(jìn)行4 d后停止；

（8）取出巖心進(jìn)行核磁共振掃描獲得滲吸排驅(qū)后的NMR曲線；

（9）排空圍壓及腔室內(nèi)的液體；

（10）重復(fù)（3）～（9）的步驟，其中巖心兩側(cè)的初始壓差滿足試驗方案中穩(wěn)壓燜井壓差的要求。

1.2.2 核磁共振掃描參數(shù)

射頻信號頻率的主值為23 MHz，射頻信號頻率的偏移量為60780.00 Hz，射頻90°脈沖寬度為4.6 μs，射頻180°脈沖寬度為10.4 μs，采樣時接收機(jī)采樣頻率為250 kHz，重復(fù)采樣間隔時間5000 ms，射頻延時0.005 ms，模擬增益10，數(shù)字增益1，累加采樣次數(shù)64，前置放大增益2，回波個數(shù)6000，回波時間0.1 ms。通過對樣品采集得到的回波衰減信號，使用SIRT反演算法進(jìn)行反演計算得到樣品的T2譜圖^［7］。

2 試驗結(jié)果討論

2.1 縫端的壓力變化特征

圖3 為不同縫端壓差下的壓力變化。由圖3可以看出，初始縫端壓差為0 MPa時，巖心兩側(cè)的壓力先升高后降低并趨于穩(wěn)定，壓力上升階段主要是由于隨著模擬裂縫（壓裂液腔室）中的常溫壓裂液溫度逐漸趨近于模擬地層溫度，壓裂液在受熱膨脹的作用下體積增大，使模擬壓裂液腔室中的壓力不斷上升。隨著模擬裂縫中的壓力不斷升高，裂縫中的液體能量逐漸向基質(zhì)孔隙中補(bǔ)充，造成裂縫中的壓力下降，基質(zhì)孔隙中的壓力逐漸上升^［8-10］。初始縫端壓差為2和4 MPa時，在高壓補(bǔ)能階段初期（3～3.5 h），巖心兩側(cè)的壓力呈現(xiàn)短暫上升，其中模擬裂縫中的壓力上升較為迅速，模擬裂縫中的壓力分別上升了0.82和2.24 MPa，基質(zhì)孔隙的壓力分別上升了1.32和2.63 MPa。隨著模擬裂縫中壓裂液作用時間的不斷增加，壓裂液在熱膨脹和高壓補(bǔ)能的雙重作用下，不斷向巖心基質(zhì)孔隙中補(bǔ)充，起到了較好的補(bǔ)能作用。隨著高壓補(bǔ)能作用的持續(xù)進(jìn)行，縫端壓差逐漸趨于穩(wěn)定并進(jìn)入壓差恒定的穩(wěn)壓燜井階段^［11-12］。值得注意的是，初始縫端壓差為6 MPa時，模擬裂縫中的壓力由6.5 MPa迅速下降至約4 MPa并趨于穩(wěn)定（3.57 MPa），基質(zhì)孔隙壓力由0.5 MPa上升至3.87 MPa，說明在高壓壓裂液的驅(qū)動下，基質(zhì)孔隙中的能量得到了快速補(bǔ)充^［13-14］。高壓補(bǔ)能階段結(jié)束后，縫端壓差逐漸趨于穩(wěn)定，由初始的0、2、4和6 MPa，分別變化為0.04、0.16、0.43和0.20 MPa。頁巖樣品動態(tài)滲吸排驅(qū)過程的縫端壓差變化具有以下3種特征：①縫端兩側(cè)壓力變化小，且高壓補(bǔ)能階段的作用弱（0 MPa壓差下）；②模擬裂縫中的壓力先升高后降低，液體緩慢向基質(zhì)孔隙中補(bǔ)充（2和4 MPa壓差下）；③模擬裂縫中的壓力快速下降，液體快速進(jìn)入基質(zhì)孔隙當(dāng)中（6 MPa壓差下）。

2.2 縫端的油滴分布特征

高壓補(bǔ)能階段開始時，與裂縫相連通孔隙中的原油在毛細(xì)管力的作用下發(fā)生自發(fā)的逆向滲吸作用（圖4）^［15］，當(dāng)孔隙半徑越小時，毛細(xì)管力越強(qiáng)，巖心表面的油滴以較小孔隙半徑孔隙中滲出的小油滴為主（圖5（a）、（c）、（e）、（g）高壓補(bǔ)能前）。隨著高壓補(bǔ)能過程的不斷進(jìn)行，在模擬裂縫端面，逐漸有油滴從裂縫表面滲出，并且隨著高壓補(bǔ)能壓差的不斷增大（0～6 MPa），在毛管力和高壓補(bǔ)能壓差的共同作用下裂縫端面滲出的油滴量增多，且?guī)r心表面的大油滴和小油滴均有分布（圖5（a）、（c）、（e）、（g）高壓補(bǔ)能后），其中6 MPa高壓補(bǔ)能階段，液體快速進(jìn)入基質(zhì)孔隙的同時，巖心端面的逆壓差逆向動態(tài)滲吸作用明顯，即油滴從低壓的基質(zhì)向高壓裂縫端面中發(fā)生了流動（圖4）^［16-18］。

經(jīng)過高壓補(bǔ)能階段，孔隙中的原油發(fā)生了明顯的滲吸排驅(qū)作用和能量交換，各試驗組的縫端壓差和巖心中的剩余油均顯著降低，因此相比高壓補(bǔ)能階段開始時，在穩(wěn)壓燜井階段開始時，裂縫端面基本沒有油滴滲出（圖5（b）、（d）、（f）、（g）穩(wěn)壓燜井前），但隨著滲吸時間的不斷增加，在較低的穩(wěn)定壓差下，基質(zhì)孔隙中剩余的油滴在毛細(xì)管力的作用下發(fā)生逆向滲吸作用，在巖心表面可以看到零星分布的大油滴（圖5（b）、（d）、（f）、（h）穩(wěn)壓燜井后）^［19-20］。與以往有關(guān)研究驅(qū)替條件下的動態(tài)滲吸過程不同，縫端壓差下滲吸過程模擬的是體積壓裂后，裂縫空間高壓條件下，裂縫端面的滲吸排油情況，通過試驗現(xiàn)象可以看到裂縫表面存在明顯的逆壓差逆向滲吸現(xiàn)象（裂縫側(cè)高壓，油從裂縫側(cè)滲出），并沒有驅(qū)替過程，同樣也沒有正向的滲吸現(xiàn)象。

2.3 巖心剩余油分布特征

圖6為頁巖巖樣核磁共振譜。由圖6可以看出，所取頁巖巖心的干樣核磁共振譜中小孔隙（T2lt;3.05 ms，rlt;0.0807 μm）較為發(fā)育，信號峰值出現(xiàn)在T2=0.43 ms，r=0.008 μm的位置，較大孔隙峰值出現(xiàn)在8.11 mslt;T2lt;16.29 ms，0.16 μmlt;rlt;0.33 μm的范圍。隨著原油的不斷飽和，核磁共振T2譜的峰值逐漸向右側(cè)偏移，其中孔隙中飽和流體的峰值出現(xiàn)在7.05 mslt;T2lt;10.72 ms，0.14 μmlt;rlt;0.21 μm的范圍。

當(dāng)巖心兩側(cè)充滿液體，并在縫端壓差下開始發(fā)生滲吸排驅(qū)作用時，兩側(cè)腔室中的液體以及巖心之間會發(fā)生質(zhì)量和能量的交換。模擬過程中（高壓補(bǔ)能和穩(wěn)壓燜井階段），頁巖孔隙中的流體分布發(fā)生了顯著的變化，核磁共振譜圖轉(zhuǎn)變?yōu)榈湫偷摹半p峰”型，且隨著縫端壓差的不斷增加，滲吸后巖心中的原油動用程度逐漸增加（藍(lán)色陰影部分面積增加）^［21-22］。在不同縫端壓差（0、2、4和6 MPa）作用下，經(jīng)過高壓補(bǔ)能階段，對應(yīng)的0.375、0.357、0.570和0.495 μm以下孔隙中的原油得到了有效動用。穩(wěn)壓燜井階段，孔隙中原油的動用程度相對較低，相比高壓補(bǔ)能階段，對應(yīng)孔隙半徑在0.045～0.570和0.75～12.27 μm（0 MPa）、0.00123～0.151和

0.0928～1.144 μm（2 MPa）、0.0095～0.081和0.247～14.10" μm（4 MPa）、0.00132～0.081和0.247～5.312 μm（6 MPa）的孔隙中的原油得到了動用（圖7、8）。

2.4 不同縫端壓差下的滲吸排驅(qū)特征

整個模擬過程中，隨著縫端壓差的不斷增大，總孔隙的滲吸排液效率逐漸增加，其中小孔隙的滲吸排液占主導(dǎo)地位，且隨著縫端壓差的逐漸增大，在逆向逆壓差作用下，小孔隙中的滲吸排液效率逐漸增大，縫端壓差為0、2、4和6 MPa時，對應(yīng)的總孔隙的滲吸排液效率分別為18.25%、28.11%、32.86%和50.22%，小孔隙的滲吸排液效率分別為32.07%、34.54%、37.93%和64.87%，大孔隙的排液效率分別為7.95%、21.45%、27.59%和35.53%。

滲吸排驅(qū)的原油主要發(fā)生在高壓補(bǔ)能階段，且隨著縫端壓差的不斷增加，高壓補(bǔ)能階段的排液效率也逐漸增加，其中以小孔隙（

半徑0.0009～0.0807 μm）中的滲吸排驅(qū)作用為主，縫端壓差為0、2、4和6 MPa時，對應(yīng)的高壓補(bǔ)能階段的總排液效率分別為13.34%、21.56%、27.09%和42.86%，小孔隙的排液效率分別為33.31%、29.51%、35.65%和64.89%，大孔隙的排液效率分別為-1.55%、13.33%、18.18%和20.80%。0 MPa時在毛管力的作用下，小孔隙中的排液過程占主導(dǎo)，部分小孔隙中的原油在毛管力的作用下自發(fā)滲吸進(jìn)入到大孔隙當(dāng)中，因此大孔隙出現(xiàn)排液效率為負(fù)值的情況。相比而言，隨著高壓補(bǔ)能壓差的增大，小孔隙中的逆壓差逆向滲吸作用更明顯，大孔隙中的滲吸排液效率差異不大^［23-24］。

穩(wěn)壓燜井階段，由于高壓補(bǔ)能階段使孔隙中的原油得到了有效動用，且縫端壓差較小，其對滲吸排液效率的影響較小，因此穩(wěn)壓燜井階段滲吸排液效率差異不大。穩(wěn)壓燜井階段小孔隙中由于缺少壓差作用，逆壓差現(xiàn)象不明顯，排液過程仍以毛管力作用下的逆向滲吸為主，排液效率相對較低，同時部分大孔隙中的原油滲入小孔隙當(dāng)中?？p端壓差為0、2、4和6 MPa時，對應(yīng)穩(wěn)壓燜井階段的滲吸排液效率分別為4.91%、6.55%、5.77%和7.35%，小孔隙的排液效率分別為-1.24%、5.03%、2.28%和-0.02%，

大孔隙的排液效率分別為9.50%、8.12%、9.40%和14.73%。在0 MPa時，由于在之前的高壓補(bǔ)能階段中毛管力使小孔隙中的原油發(fā)生了充分的滲吸置換作用，因此高壓補(bǔ)能階段小孔隙的排液效率本身就很低，此階段以較大孔隙中的滲吸作用為主，大孔隙的部分原油進(jìn)入到小孔隙當(dāng)中，使小孔隙的排液效率為負(fù)值。

3 結(jié) 論

（1）縫端壓差作用下，裂縫端面存在明顯的逆壓差逆向滲吸現(xiàn)象，其中高壓補(bǔ)能階段的逆壓差逆向作用更明顯。

（2）隨著縫端壓差的不斷增大，裂縫中的液體在毛管力和液體排驅(qū)壓力的共同作用下，使裂縫端水側(cè)壓力快速下降，液體快速進(jìn)入基質(zhì)孔隙當(dāng)中，裂縫端面滲出的油滴量越多，且?guī)r心表面的大油滴和小油滴均有分布。

（3）經(jīng)過高壓補(bǔ)能階段，在縫端壓差作用下，孔隙中的原油得到了有效動用，穩(wěn)壓燜井階段孔隙中原油的動用程度相對較低。

（4）隨著高壓補(bǔ)能壓差的增大，小孔隙中的逆向逆壓差作用更明顯，大孔隙中的滲吸排液效率差異不大，穩(wěn)壓燜井階段小孔隙中由于缺少壓差作用，逆壓差現(xiàn)象不明顯，排液過程仍以毛管力作用下的逆向滲吸為主。

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（編輯 李志芬）