裂缝性特低渗储层油水渗流特征研究

颜圣松，陈泽宇，李娟娟

(1.延长油田股份有限公司宝塔采油厂，陕西 延安 716000； 2.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580; 3.延长油田股份有限公司南泥湾采油厂，陕西 延安 716000)

0 引言

延长油田宝塔采油厂属于典型的低孔、特低渗储层，天然微裂缝发育加之后期压裂改造，储层形成裂缝-基质双重介质系统。该类油藏仅依靠天然能量开发，采收率低，一次采收率往往小于10%[1-2]。而采用常规注水对地层补充能量时，注入水易沿注水井周围裂缝突进，导致基质波及体积较小，大大降低了原油采收率[3-5]。前人研究发现依靠毛管力进行油水置换的渗吸作用在该类油藏下作用显著，裂缝或大孔道中的注入水靠毛管力的作用吸入基质岩块中，基质内的原油则被置换进入裂缝，继而被成功采出[6-8]。注水过程中，由于裂缝与基质间启动压力梯度的差异[9]，基质中的剩余油主要依靠渗吸置换作用进入裂缝，再以驱替的方式采出，对于裂缝性特低渗储层存在着驱替和渗吸的双重渗流作用[10-11]。

前人的研究主要集中在自发渗吸规律上，并未将渗吸-驱替这一完整过程进行详尽研究，同时对渗吸压力、基质裸露面积等参数的影响也未有全面认识[12-17]。该研究在借鉴油水渗流规律与注水开发动态规律研究的基础上[18-20]，以姚280区块天然长6岩心为载体，重点分析了基质裸露面积、渗透率以及渗吸压力等因素对长6岩样渗吸采出程度与采出速率的影响。通过基质渗吸排油特征研究与渗吸-驱替效率主控因素研究，揭示裂缝性特低渗储层渗吸、渗流规律，为进一步科学指导裂缝性特低渗油藏注水开发提供理论依据。

1 实验原理与方法

1.1 实验装置

体积法渗吸仪是静态自发渗吸的实验设备，如图1所示。

图1 体积法渗吸仪

动态驱替-渗吸的实验设备有渗吸瓶、真空饱和装置、洗油仪、岩心钻取机、渗透率测试仪、孔隙度测试仪、电子天平、烧杯、岩心渗吸驱替装置、岩心切割工具等，如图2所示。

图2 岩心动态驱替-渗吸实验装置

1.2 实验材料

1)实验流体

实验模拟油是由宝塔采油厂姚280井区井口脱水原油与煤油按1∶3配制而成的。实验用水为模拟地层水(按照NaCl∶CaCl2∶MgCl2·6H2O=7∶0.6∶0.4进行配制)，矿化度设定为25 000 mg/L。

2)实验岩心

岩心样品取自宝塔采油厂姚280区块长6储层的天然岩心，润湿性为中性偏水湿，岩心具体参数见表1。根据不同实验的影响因素的需要，选用具有合适孔渗参数的岩心并进行处理。

表1 岩心基本参数

动态渗吸-驱替实验材料有模拟地层水、模拟油、天然岩心(通过孔渗数据测试验证，静态渗吸实验后对岩心进行洗油-烘干后，岩心性质与静态实验前基本一致，所以为便于与静态渗吸规律进行对比，岩心尽量采用之前实验所用岩心重新洗油烘干后所得)等。

1.3 实验方法

1.3.1 基质渗吸排油特征研究

结合行业标准SY/T 7307—2016致密油气储层岩石物理实验室测量技术规范进行体积法基质渗吸排油特征实验研究。这种实验方法依靠渗吸仪计量不同时间点渗吸排油的体积，从而计算采出程度。首先将饱和好模拟油的岩样放入充满模拟地层水的渗吸仪中，在室温条件或放到设定好的满足实验要求温度的恒温箱内，读取渗吸仪刻度，最后计算渗吸驱油速度和采出程度。渗吸装置渗吸仪如图3所示。

图3 体积法渗吸装置

体积法所用渗吸仪构造简单，易于操作，但是渗吸的液滴易吸附在内壁上或是堵在缩颈的位置。读数前，为了使吸附在渗吸仪壁面和岩心表面的油珠上升到刻度管中，减小读数误差，可以轻微地摇晃渗吸仪。

1.3.2 渗吸-驱替实验

致密油藏体积压裂改造后形成的双重介质系统水驱过程中存在两种机理:驱替压力控制下的驱替作用和毛管压力控制下的渗吸作用。该研究利用研究区天然岩心样品造缝处理后开展室内水驱物理模拟实验，对研究区水驱过程中动态驱替-渗吸特征规律进行研究，明确渗透率、驱替压差等因素的影响规律。

动态驱替-渗吸的实验方法为将岩心进行造缝处理，制作为裂缝性岩心，进行水驱，模拟裂缝性油藏双重介质的水驱过程。注水沿着裂缝进行驱替，裂缝与基质发生水油渗吸置换，最终由注入水将置换出的油驱走。

2 实验结果与讨论

2.1 基质渗吸排油特征研究

2.1.1 岩心裸露面积

利用聚四氟乙烯将研究区长6储层天然岩心密封，具体参数见表2，模拟不同边界条件下的渗吸过程，具体实验数据见表3。

表2 不同岩心裸露面积下渗吸实验岩心物性参数表

表3 不同岩心裸露面积下的岩心自然渗吸实验结果

自然渗吸实验结果如图4和图5所示。

图4 岩心渗吸采出程度与时间的关系曲线

图5 岩心渗吸速度与时间的关系曲线

由图4与图5可知，全部与水接触的岩心(裸露面积43.57 cm3)渗吸速度与采收率明显高于四周封闭的岩心(裸露面积4.867 cm3)。在相同物性条件下，岩心裸露面积越大，渗吸效果越好。分析认为，当岩心仅裸露上下两端时，由于裸露面积较小且裸露面间距较远，正向渗吸难以进行仅可发生逆向渗吸；而对于裸露面积为43.57 cm3的岩心样品，正向渗吸及逆向渗吸同时进行，油水置换充分则渗吸速度快且渗吸采出程度高。因此，在致密油藏注水开发中，体积压裂及时可以有效改善注入水与储层直接接触面积，增强渗吸效果。

2.1.2 渗透率

选取4块不同渗透率的岩心进行自然渗吸驱油实验，实验参数见表4，具体实验结果如图6、图7和图8所示。

表4 不同渗透率岩心物性参数表

图6 渗吸采出程度与时间的关系曲线

图7 渗吸速度与时间的关系曲线

图8 压力影响渗吸实验直方图

对于不同渗透率岩心自然渗吸实验结果，可以得出以下结论：

1)由图6可知，所选4块岩心样品最终采出程度差别较大，其中S48-3采出程度为19.3%而S48-4岩心样品采出程度仅为4.9%。最终采出程度与渗透率大小呈正相关，当渗透率小时，吸水出油能力相对较差，随着渗透率((0.506～0.721)×10-3μm2)的增加，孔喉间连通性增强，故渗吸采出程度增加。

2)由图7可知，岩心自发渗吸时间主要集中于前100 min，渗吸速度在10 min内即可达到最大值，后续过程中渗吸速度与渗吸时间呈负相关。4块岩心样品中，随着渗透率的升高，岩心渗吸速度衰竭越快。

2.1.3 渗吸压力

理论上高压的渗吸介质能够为其进入岩心基质深部提供动力，但高压渗吸介质又会对渗吸置换原油的排出造成一定的抑制，因此有必要研究渗吸压力对渗吸效果的影响规律。由于实验过程中设备仪器均在高压环境下，故选择在高压反应釜里进行，每块岩心只能得到最终的采出程度，实验数据见表5。

表5 压力影响渗吸实验数据表

理论上渗吸围压对渗吸置换采出程度的影响是把双刃剑，对于研究区储层而言，存在一个最佳的渗吸围压值，通过室内模拟实验发现，实验条件下，渗吸围压约为4 MPa时，其最终采出程度可达12.56%。当围压低于4 MPa时随压力升高，渗吸介质更多地进入岩心基质，使得渗吸置换程度有所提高；压力继续升高时，周围高围压环境对基质内原油外排的抑制作用加剧，导致渗吸采出程度开始降低。因此实际生产中需注意裂缝系统与基质间压差处于适宜的水平。

2.1.4 微裂缝对渗吸排油效率的影响

研究区长6储层属于非常规致密储层，存在天然裂缝，裂缝对渗吸基质单元的形状影响较大。所制岩心样品均为Φ2.5 cm的岩样，因此对研究区长6岩心进行人工造缝处理，来模拟天然裂缝对油水渗吸置换效果的影响，其中S37-7岩心为裂缝性岩心、S37-8岩心为纯基质岩心。自发渗吸实验结果见表6。

表6 有无裂缝岩心自发渗吸实验结果

模拟天然裂缝的自发渗吸实验结果如图9和图10所示。

图9 岩心渗吸采出程度与时间的关系曲线

图10 岩心驱油速度与时间的关系曲线

图9与图10为渗吸采出程度和渗吸速度受裂缝影响的实验曲线，分析对比可以发现:有裂缝的S37-7岩心样品采出程度可达16.56%，而无裂缝的S37-8号岩心样品采出程度仅为11.24%，且S37-7号岩心渗吸采出速度始终高于S37-8号岩心样品。裂缝的存在对自发渗吸影响很大，裂缝系统越发育越有利于渗吸作用的发生。

2.2 渗吸-驱替效率主控因素及其影响规律研究

2.2.1 渗透率影响

选取不同渗透率的岩心(S48-1，S48-2，S48-3，S48-4)，驱替速度设定为0.04 ml/min，考察渗透率对动态驱替渗吸采出程度影响规律，结果见表7、图11。

表7 不同渗透率岩心驱替渗吸效果统计

图11 渗透率与渗吸采出程度的关系曲线

根据图11可知，渗透率为(0.506～0.721)×10-3μm2时，随着渗透率的增加，渗吸采出程度呈现递增趋势，与静态自发渗吸趋势一致。但随渗透率的升高，递增幅度较小。将岩心渗透率与驱替渗吸采出程度的数据进行回归，得到在渗透率为(0.506～0.721)×10-3μm2时的拟合公式:

y=-56.766x2+106.88x-33.92

(1)

将驱替-渗吸实验与静态自发渗吸实验结果相对比，结果见图12。

图12 不同渗透率岩心动态驱替与静态渗吸采出程度对比

由图12可得，当岩心渗透率为(0.506～0.721)×10-3μm2时，驱替采出程度小于静态渗吸且渗透率越大采出程度差值越大，当渗透率为0.721×10-3μm2时采出程度差别最大达到5.63%。分析认为:该研究所用岩心处于夹持器内，岩心外表面被胶套密封，因此实际与注入水接触面积仅为岩心端面与裂缝面，裂缝内压力与含水饱和度均较高，裂缝内水洗较彻底，但基质内大量剩余油仍未发生渗吸作用而滞留。而对于实验中所用的岩心其渗吸作用较强烈，在静态渗吸条件下与渗吸介质接触面积大，且排油出口较多，而动态驱替过程中仅裂缝排油，且裂缝中高压系统对基质内渗吸出的油向裂缝内运移具有抑制作用，因此基质渗吸采出量与裂缝内洗油量之和小于静态渗吸采出量。

2.2.2 压力梯度影响

在岩心样品和渗流介质给定的条件下，一定的驱替压差与一定的稳定驱替速度一一对应，两者均反映了当前压力梯度下的渗流状态，因此研究了压力梯度与驱替效果之间的规律。实验选用姚280井区的5块岩心，造缝后进行水驱油实验，以出口端油量变化小于0.1 ml/2 h为驱替结束标志，实验结果见表8，驱替压力梯度与采出程度关系见图13。

表8 驱替压力梯度对采出程度影响实验结果

图13 驱替压力梯度与采出程度关系

通过图13可以看出，当驱替压力的梯度小于0.3 MPa/cm时驱替采出程度相差不大，其中压力梯度为0.3 MPa/cm时的S52-2岩心采出程度仅比压力梯度为0.1 MPa/cm时的S37-7号岩心高0.48%。当压力梯度达到0.5 MPa/cm时，岩心采出程度提升明显达到9.09%。分析认为在压力梯度小于0.3 MPa/cm时基质基本未参与驱替渗流，因此驱替采出程度较低；当压力梯度逐渐增大，越来越多的基质孔隙参与驱替渗流，因此有大量原油被驱替采出。可以看出，研究区基质发生有效渗流需0.3 MPa/cm以上的压力梯度，这在实际生产中是难以实现的，因此单凭常规驱替技术难以动用该区基质剩余油。

3 结论

1)姚280区块基质压力梯度在0.3 MPa/cm以上，此压差在矿场中难以实现，故单凭常规驱替难以动用该区基质剩余油。

2)相同物性条件下，岩心表面裸露面积越大，渗吸效果越好。因此，在特低渗油藏注水开发中，体积压裂可以有效改善注入水与储层直接接触面积，增强渗吸效果。

3)渗透率为(0.506～0.721)×10-3μm2时，静态自发渗吸作用主要发生在前960 min，渗吸速度迅速达到峰值后逐渐减小，直至自然渗吸作用停止。渗透率越大，岩心早期渗流速度越快，油水渗吸置换作用会较早停止。

4)实验条件下随着渗吸围压升高，置换程度先上升后下降，约为6 MPa时最佳，因而在实际生产中需注意裂缝系统与基质间压差处于适宜的水平。