不同注入流体对裂缝性变质岩油藏采收率影响分析

林仁义，司勇，孙雷，梁宇，黄堃

（1.西南石油大学，四川成都610500；2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦124000）

不同注入流体对裂缝性变质岩油藏采收率影响分析

林仁义1，司勇2，孙雷1，梁宇1，黄堃1

（1.西南石油大学，四川成都610500；2.中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院，辽宁盘锦124000）

为了验证不同注入流体对裂缝性变质岩油藏采收率的影响，开展了一系列的室内实验研究。首先开展了组合岩心渗吸实验研究，发现基岩介质的渗吸能力非常微弱，其对采收率的贡献可以忽略不计；其次开展了切缝短岩心启动压力梯度实验测试，实验测出的最高启动压力梯度为0.155 MPa/m，小于长岩心驱替实验过程所使用的两个压力25.4 MPa和38.6 MPa所对应的驱替压力梯度1.6 MPa/m和1.2 MPa/m，驱替实验能顺利开展；最后开展了长岩心驱替实验，注入流体包括外输气、N2和水，并使用了脉冲驱和连续驱两种方式，最终结果表明，注外输气效果最好，其次为注水，最差的是注N2。

裂缝性变质岩；渗吸；启动压力梯度；采收率

裂缝性变质岩油藏地质构造复杂，裂缝发育，非均质性强，但注水开发仍是此类油藏的主要开发方式[1-6]。目前存在的问题是，受到裂缝性变质岩油藏强非均质性的影响，在注水开发时，驱替前缘会优先沿着渗透率大的裂缝介质流动，且在很短的时间内就会突破整个油藏，形成连续水流，导致大量的剩余油残留在地层中，开采效率低下。

针对这种情况，亟需探索研究一种更好的开发方式。因此，提出了包括注外输气、N2等气驱开发设想，并在实验室中开展了相应的研究，并且把注入这三种流体（外输气、N2和水）驱替的结果进行对比分析，以此说明哪一种流体能最大程度上提高油藏的采收率。

1 研究思路

通过室内实验物理模拟研究来说明不同注入流体对裂缝性变质岩油藏采收率的影响。

首先，采用不含裂缝的致密性变质岩岩心开展岩心渗吸室内实验，以此确定岩心基岩介质渗吸作用的强弱。若岩心基岩介质的渗吸作用较强，那么在长岩心驱替实验过程中，对采收率贡献肯定有一部分来自于基岩介质[7]。

其次，采用切割造缝的岩心开展岩心启动压力梯度实验测试，并由此得出裂缝宽度与启动压力梯度的关系。把长岩心驱替实验过程的压力梯度与实验所测的最大启动压力梯度相比较，以确定长岩心驱替实验所使用的驱替压力能否保证实验的顺利进行[8]。

最后，采用网状压裂造缝岩心开展在注入不同流体（外输气、N2和水）时的长岩心驱替实验，并使用了脉冲驱替和连续驱替两种不同驱替方式，最后得出了各自的采收率。先对得出的采收率进行分段对比分析，然后对最终采收率进行对比分析，最后就能得出不同注入流体对裂缝性变质岩油藏开发过程影响的强弱[9-11]。

2 室内实验研究

在实验研究前需要做好充分的准备，本文所述的所有实验研究中所使用的岩心均来自于同一储层，以保证实验顺利进行，得到的数据可靠有效。

2.1 渗吸实验

渗吸是多孔介质自发的吸入某种润湿流体的过程。本次实验所选用的岩心是亲水的，水将沿着较细小的孔喉侵入基岩介质岩块中，吸进的水把原油从低渗的基岩介质岩块中沿着较大的孔喉驱替出来。裂缝油被驱出后将为注入水所补偿，由于毛管渗吸作用，水可以将基岩介质岩块中更多的原油置换和驱替到裂缝系统中。

2.1.1 实验准备

由岩心的孔渗参数可以看出，本次实验所用的岩心均为低孔特低渗岩心（表1），使用单块岩心达不到数据计量的基本要求，因此，我们选用了16块岩心组合在一起来进行实验。传统的渗吸实验装置只能进行单块岩心的渗吸实验，为满足本次实验的要求，选择了能承受高温高压的大容量原油复配器作为实验装置（图1）。

图1 渗吸实验流程Fig.1 Imbibition experiment flow diagram

把称重后的岩心放入盛满油的中间容器中，抽空后再加压至10 MPa后静置24 h，使其充分饱和，取出岩心擦去岩心外表的油并称重，最终得到的总饱和油量为2.130 3 g（表2）。把饱和油的16块岩心叠成4层，每层4块装入实验装置（原油复配器）中进行实验（图1），然后倒入地层水，并保证地层水没过岩心顶部后开始实验。本次实验的温度为108.5℃，驱替泵压力分别依次设定为0 MPa、10 MPa、20 MPa、30 MPa、38.6 MPa对体系加压，并且每次加压后静置24 h，然后打开出口排液，检查是否有油渗吸出来，同时做好计量。为了得到更精确的数据，出口管线使用的是直径为0.1 mm的细管线，在排液之前还要进行搅拌，使黏附在岩心表面的油分离出来，最终得到的实验结果见表2。

2.2 实验结果分析

整个实验过程中，实验装置所示的液体收集装置中都没有油出现。同时，由表2可以看出，岩心饱和油后的质量与渗吸实验结束后相比，几乎没有发生变化，表中最后一栏的质量变化也非常小，并且有正有负，这是由于实验中称重仪器的误差所致。由此说明，致密性变质岩岩心基岩介质对水的渗吸作用几乎可以忽略不计。同时也表明了，在后续开展的长岩心驱替实验过程中，基岩介质对采收率的贡献可以忽略不计，即对采收率的贡献主要来自于微裂缝和裂缝网络。

2.3 启动压力梯度实验

2.3.1 实验准备

本次实验考察的是不同缝宽的裂缝系统在气驱条件下的渗流能力。实验所用岩心是经过专门加工之后拼合而成的（图2）。选择12块致密性变质岩岩心，要求每两块的长度基本一致，使用切割机纵向剖开，拼合在一起后再切平端面，在两片岩心之间加入不同直径的填充物，最后得到6块不同缝宽的岩心（表3）。对每一个缝宽来说，由实验数据算出每一级压差下的流量，作图后通过数据拟合就可以得到相应的启动压力，最后计算每个缝宽对应的启动压力梯度（表3）。实验采用的实验装置见图3。

图2 切缝岩心Fig.2 Kerf core

表2 质量变化Table 2 Quality variation

表3 不同裂缝宽度下的启动压力梯度Table 3 Threshold pressure gradients of different fracture widths

图3 启动压力梯度测试实验装置流程Fig.3 Experimental apparatus flow diagram of threshold pressure gradient experiment

2.3.2 实验结论分析

对六种不同缝宽的岩心进行启动压力梯度实验测试，得到了它们各自的启动压力梯度（表3），并作出缝宽与启动压力梯度的关系曲线（图4）。

图4 裂缝宽度与启动压力梯度关系曲线Fig.4 Relation curve of fracture widths and threshold pressure gradients

图4展示的是岩心裂缝宽度与启动压力梯度关系曲线，当裂缝宽度越趋于零时，启动压力梯度也越大；而当裂缝宽度增加，启动压力梯度随之降低，当增加到某一个值时，启动压力趋于零。由于随后进行的长岩心驱替实验所使用的岩心长度为81.453 cm，所使用的驱替压力包括25.4 MPa和38.6 MPa，回压分别为24.1 MPa和37.6 MPa，即驱替压差分别为1.3 MPa和1 MPa，故驱替压力梯度分别为1.6 MPa/m和1.2 MPa/m，明显高于本次实验所测得的最高启动压力0.155 MPa/m，因此，长岩心驱替实验可以顺利开展。

2.4 长岩心驱替实验研究

渗吸实验和启动压力梯度测试实验是长岩心驱替实验的基础。选出21块岩心进行网状压裂造缝，并按调和平均的方式排列，以模拟裂缝性变质岩油藏。实验条件为温度108.5℃，目前地层压力25.4 MPa，原始地层压力38.6 MPa。

2.4.1 实验准备

1）岩心参数

由表1可知，岩心经过网状压裂造缝之后，整体的渗透率增加，但岩心本身的基岩介质部分的渗透率实际上并未改变，而渗透率增加是由于岩心生成的裂缝所引起的，因此，说明造缝后的岩心内部其裂缝渗透率要远远大于基岩介质（表4）。

2）长岩心驱替装置流程图（图5）

2.4.2 实验结论对比分析

此次实验研究总共包括六组，每一种注入的流体（外输气、N2和水）都要分别进行一次脉冲驱和连续驱两组实验。脉冲驱过程：首先进行衰竭开采，然后在25.4 MPa下驱替至不出油为止，焖井24 h后再次进行驱替至不出油为止（驱替压力25.4 MPa，重复三次），然后提压至38.6 MPa，焖井24 h后驱替至不出油为止（重复三次）。连续驱过程：首先进行衰竭开采，然后在25.4 MPa下驱替至不出油为止，然后焖井72 h后再次进行驱替至不出油为止（驱替压力25.4 MPa），然后提压至38.6 MPa，再焖井72 h后驱替至不出油为止。以开始焖井的时刻为时间间隔，把每一组实验分为两个时间段，分别称为初期驱替、后期驱替。对不同时间段及不同驱替方式得到的采出程度作对比分析，最后对最终采收率进行对比分析。

图5 长岩心驱替实验流程Fig.5 Long core displacement experiment flow diagram

表4 岩心参数Table 4 Core parameters

1）初期驱替采出程度对比分析

初期驱替过程包含了衰竭和25.4 MPa下（未焖井）驱替两个部分。在初期驱替这个过程中，由于驱替时间相对较短，注入流体还来不及向基岩介质或微裂缝中扩散，因此，驱出的油几乎都是来自于大裂缝。注入倍数与采出程度关系曲线见表5和图6。

结合表5和图6可以看出，注外输气和注水过程得到的采出程度明显要高于注N2，同时注外输气的采出程度又高于注水，每一次驱替结束的标准为驱到不出油为止。这是因为注外输气驱替时，外输气会溶解在油中，起到抽提降黏的作用，延长驱替前缘突破时间，扩大波及范围，因此，最终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，在注入这两种流体的驱替过程中，驱替前缘会沿着大裂缝快速突破整个模拟油藏，降低了波及效率，采出程度也随之降低。

图6 初期驱替注入倍数与采出程度曲线Fig.6 Relation curves of total injection volume and recovery in initial displacement

2）后期驱替采出程度对比分析

后期驱替包括了脉冲驱和连续驱两种驱替方式。在三种流体分别注入时，把使用脉冲驱替所贡献的采收率进行对比发现，注外输气过程得到的采收率最高，其次为注N2驱，最后为注水驱替，并且注外输气过程要超出其他两种注入流体很多，后两者的数值相差并不大。连续驱替所得到的采收率大小顺序也跟脉冲驱过程一样。在注入同一种流体时，把使用脉冲驱和连续驱得出的采收率进行对比发现，两种结果相差并不大，由此也说明脉冲驱和连续驱不是影响原油采收率的决定性因素（表6、图7）。

表5 初期驱替注入倍数与采出程度数据Table 5 Data of total injection volume and recovery in initial displacement

表6 后期驱替注入倍数与采出程度数据Table 6 Data of total injection volume and recovery in late displacement

图7 后期注入倍数与采出程度曲线Fig.7 Relation curves of total injection volume and recovery in late displacement

在后期驱替结束后，注外输气所增加的采出率远高于注N2和注水的过程。表明在焖井过程中，注入外输气与微小裂缝中的原油所产生的渗吸作用强度要远超出注入N2和水。这是由于外输气能很轻易的溶解在原油中，降低原油黏度，增加原油流动性，这样就能使微小裂缝中的油源源不断地渗流到裂缝中，最终在驱替过程中被驱出；在注入N2时，N2在原油中的溶解度非常小，所起到的降黏作用有限，因此，它对微小裂缝产生的渗吸作用也很微弱；在注水时，由渗吸实验过程可以得知，基岩介质是几乎没有渗吸能力的，那么比基岩介质的渗透率稍大的微小裂缝的渗吸能力也就可想而知。这就是在后期驱替过程中，注N2和水与注外输气得到的采收率相差大的根本原因。

3）最终采收率对比

由于裂缝性变质岩油藏具有严重的非均质性，因此，在注入不同的流体开发过程中也必然会产生截然不同的效果。比较注外输气、N2和水三种驱替方式的最终采收率，可以看出，裂缝性变质岩油藏在注入外输气时得到的采收率最高，其次为注水开采，最后才是注N2。而造成这种结果的原因主要是由于注入流体的性质不同所引起的（表7、图8）。外输气可以很容易的溶解在油中，降低原油黏度，提高原油流动性能，同时，外输气还会抽提原油中的轻组分，使气本身不断加重，这样就可以在驱替前缘形成一个过渡区，达到类似于混相驱替的效果，最终就得到了很高的采收率；水虽然不能像外输气一样对原油进行抽提，但是由于驱替时注入速度缓慢，油水界面张力也比较大，因此，水驱过程就会产生一个类似于活塞驱替的效果，最终得到的采收率也比较高；但是注N2过程就与以上两个过程有所不同，首先N2由于自身性质的原因，在原油中的溶解度很小，并且对油的抽提作用也很轻微，在驱替前缘也就很难形成一个两相过渡带，因此，在驱替过程中，注入的N2驱会沿着裂缝这种大孔道很快突破整个油藏，并且在突破后形成一个连续的N2流，最终导致波及效率低下，采收率也就相应降低，但是在缓慢注入驱替时，注N2驱最终得到的采收率也会较高。

图8 最终注入倍数与采出程度曲线Fig.8 Relation curves of final total injection volume and recovery

表7 最终注入倍数与采出程度数据Table 7 Data of final total injection volume and recovery

3 结论

1）致密性变质岩岩心基岩介质对水的渗吸驱油作用几乎为零。

2）基岩介质对采收率的贡献可以忽略不计，对采收率起到主要贡献的是裂缝和微裂缝。

3）长岩心驱替实验所使用的岩心裂缝宽度几乎都在0.01 mm以上，长岩心驱替实验所使用的驱替压力梯度分别为1.6 MPa/m和1.2 MPa/m，启动压力梯度实验所测得的最高启动压力梯度为0.155 MPa/ m，因此，长岩心驱替实验可以顺利开展。

4）岩心驱替实验中，脉冲驱和连续驱不是影响原油采收率的决定性因素。

5）裂缝性变质岩油藏在注入外输气时得到的采收率最高，其次为注水，最后为注N2。

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（编辑：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。

林仁义（1988—），男，在读硕士研究生，油气田开发。