超低渗透油藏高温高压动态吞吐渗吸驱油实验

余海棠 何亚斌 刘艳梅 张添锦

（1.延长油田股份有限公司，陕西 延安 716000；2.延安大学石油工程与环境工程学院，陕西 延安 716000）

0 引言

目前，国内外对石油天然气资源的需求量越来越大，而中高渗油藏的油气资源已逐渐被大规模动用，低渗透、超低渗透以及致密油藏的油气资源有待进一步得到高效开发。其中超低渗透油藏是指地层渗透率在0.1×10-3～1×10-3μm2的油藏，此类油藏由于具有低孔、低渗、天然能量不足以及束缚水饱和度较高等特点，导致原油的渗流阻力较大，一般无自然产能，需要对其进行储层改造才具有工业开采价值［1-3］。压裂与注水相结合是超低渗透油藏最常用的增产开发方式，然而经过长时间的注水开发，储层中裂缝会吸收大量的水，且由于储层非均质性较强，注入水会沿着裂缝等大孔道窜流，极容易出现油井含水率升高，产油量下降的现象，致使注水开发的效果变差［4-5］。

渗吸驱油是低渗透油藏提高采收率的主要措施之一，其驱油机理是指多孔介质在毛细管力的作用下自发吸入润湿性流体（通常指水相）而将非润湿性流体（油相）置换出来的过程［6-8］。自1952年J.S.Aronofsky等［9］提出渗吸驱油是裂缝性油藏注水开发的最主要机理开始，近年来，国内外众多学者对低渗透、超低渗透以及致密油藏渗吸驱油的研究越来越多，主要集中在渗吸驱油机理、渗吸驱油效果影响因素以及渗吸驱油的数学模型等方面，并取得了一系列研究成果［10-16］。但前人主要是针对静态渗吸实验而开展的研究，其结果用来指导现场实践可能会产生一定的偏差，无法完全模拟矿场动态吞吐渗吸驱油的实际过程。动态渗吸驱油在近年来也开展了部分研究工作，但对模拟储层温度和压力条件下的动态吞吐渗吸驱油的研究则相对较少［17-21］，对其渗吸规律以及影响因素的认识尚不成熟。因此，本文以鄂尔多斯盆地某超低渗透区块为研究对象，采用高温高压动态吞吐渗吸驱油实验装置开展了超低渗透岩心动态吞吐渗吸驱油实验，主要评价了渗吸液种类、渗吸液注入量、驱替流速、裂缝开度、关井时间以及吞吐次数对动态吞吐渗吸驱油效果的影响，优选出最佳的动态吞吐渗吸驱油参数，并成功在矿场进行了试验，为提高超低渗透油藏注水开发后的采收率提供一定的参考。

1 实验设计

1.1 实验材料及仪器

实验材料：阴-非离子型表面活性剂YN-11（有效质量分数为75%）；模拟地层水（总矿化度为28 225 mg/L，水型为CaCl2型）；模拟原油（常温下密度为0.812 g/cm3，黏度为4.18 mPa·s）；实验用天然岩心取自目标区块储层段（孔隙度7.85%～8.32%，渗透率0.206×10-3～0.226×10-3μm2）。

实验仪器：高温高压动态吞吐渗吸驱油实验装置（主要包括平流泵、恒温控制系统、加压装置、渗吸仓、中间容器、压力传感器以及液体收集装置等）（图1）。

图1 实验装置流程示意Fig.1 Sketch of experimental equipment workflow

1.2 实验步骤

（1）将切割处理好的岩心洗油、洗盐、烘干后，测量其孔隙度和初始气测渗透率，备用；（2）将上述岩心抽真空饱和模拟地层水，并计算孔隙体积；（3）将岩心装入高温高压动态吞吐渗吸驱油实验装置的渗吸仓中，采用高压驱替法饱和模拟油至一定的含油饱和度，然后将岩心在储层温度（80℃）和压力（22 MPa）条件下放置48 h；（4）岩心水驱油至含水率达到98%为止，计算水驱油的采收率；（5）注入一定孔隙体积倍数的渗吸液，在储层温度和压力条件下关井渗吸反应一定时间，继续使用模拟地层水驱替岩心，直至产出液含水率再次达到98%，记录采收率变化情况；（6）重复步骤（5）观察不同吞吐次数对动态吞吐渗吸采收率的影响。

2 高温高压动态吞吐渗吸驱油效果的影响因素

按照1.2中的实验方法，分别评价了不同渗吸液类型、渗吸液注入量、驱替流速、裂缝开度、关井时间和吞吐次数对高温高压动态吞吐渗吸驱油效果的影响。

2.1 渗吸液类型

使用模拟地层水分别配制不同质量分数的阴-非离子型表面活性剂YN-11溶液作为渗吸液，评价了不同类型渗吸液对高温高压动态吞吐渗吸采收率的影响，渗吸液注入量均为0.2 PV（PV为孔隙体积倍数），驱替流速均为0.05 mL/min，关井时间均为96 h，实验结果见图2。

由图2可知，随着模拟地层水中表面活性剂质量分数的不断增大，岩心的高温高压动态吞吐渗吸采收率呈现出“先升高后降低”的趋势，当阴-非离子型表面活性剂YN-11的质量分数为0.5%时，渗吸采收率达到最大，最终采收率为31.6%，注渗吸液和后续水驱提高采收率幅度为11.2%，继续增大表面活性剂的质量分数，渗吸采收率有所降低。这是由于阴-非离子型表面活性剂YN-11的加入能使渗吸液具有较低的界面张力和较强的润湿反转性能（使岩心表面更亲水），使黏附在岩心孔隙表面的油滴更易于脱落、聚集，从而被顺利驱出，提高了驱油效率；而当表面活性剂的质量分数进一步增大时，渗吸液的界面张力过小，作为渗吸驱油动力的毛细管力降低幅度过大，从而减弱了渗吸驱油的效率。因此，渗吸液的界面张力并不是越小越好，在选择渗吸液的类型时应综合考虑界面活性和渗吸采收率之间的关系，以最大限度地提高超低渗透油藏高温高压动态吞吐渗吸的采收率，推荐使用0.5%YN-11溶液作为目标区块高温高压动态吞吐渗吸实验的渗吸液。

图2 不同渗吸液类型的采收率与注入量的关系Fig.2 Relationship between recovery and injection volume of different types of imbibition fluid

2.2 渗吸液注入量

依据1.2中的实验步骤，评价了不同渗吸液注入量对高温高压动态吞吐渗吸采收率的影响，渗吸液类型均为0.5%YN-11，驱替流速均为0.05 mL/min，关井时间均为96 h，实验结果见表1。由表1可知，随着渗吸液注入量的增大，岩心的高温高压动态吞吐渗吸采收率呈现逐渐升高的趋势，当渗吸液注入量达到0.4 PV时，注渗吸液和后续水驱提高采收率幅度可达16%以上，总采收率可以接近37%，再继续增大渗吸液注入量，采收率提升的幅度不大。因此，综合考虑渗吸驱油效果和施工成本等因素，推荐目标区块高温高压动态吞吐渗吸实验时渗吸液的最佳注入量为0.4 PV。

表1 渗吸液注入量对采收率的影响Table1 Effect of imbibition fluid injection volume on recovery

2.3 驱替流速

依据1.2中的实验步骤，评价了不同驱替流速对高温高压动态吞吐渗吸采收率的影响，渗吸液的类型均为0.5%YN-11，渗吸液注入量均为0.4 PV，关井时间均为96 h，实验结果见图3。

图3 不同驱替流速的采收率与注入量的关系Fig.3 Relationship between recovery and injection volume of different displacement rate

由图3可知，在水驱阶段，驱替流速越大，水驱采收率达到稳定的速度越快；而在注渗吸液和后续水驱阶段，随着驱替流速的不断增大，岩心的高温高压动态吞吐渗吸采收率增幅呈现出“先升高后降低”的趋势，当驱替流速处在0.05～0.1 mL/min时，渗吸采收率较高，此时注渗吸液和后续水驱提高采收率幅度可以达到16.3%～17.8%，总采收率可以达到36.8%～38.1%，继续增大驱替流速至0.2 mL/min，渗吸采收率增幅明显降低。这是由于当驱替流速小于0.1 mL/min时，渗吸液中表面活性剂等活性成分能够充分地吸附在岩心孔隙表面，并渗吸至孔隙内部，通过降低油水界面张力和改变岩石表面润湿性等方式来增强渗吸驱油的效果，并且随着驱替流速的增大，油滴在岩心中的渗流能力逐渐增强，致使渗吸采收率逐渐升高；而当驱替流速大于0.1 mL/min时，过快的驱替流速导致渗吸液中的表面活性剂分子无法在岩心孔隙内部充分吸附，减弱了渗吸作用，同时驱替流速较大时，水相会过早的占据岩心中的大孔隙，缩短了油水交换时间，进一步降低了渗吸驱油效果。因此，在实际应用中应选择一个适宜的驱替流速，以最大程度地提高渗吸驱油效果。

2.4 裂缝开度

将目标区块储层段的天然岩心制作成不同裂缝开度的裂缝性岩心，裂缝开度的计算参照文献［22］。依据1.2中的实验步骤，评价了岩心的不同裂缝开度对高温高压动态吞吐渗吸采收率的影响（图4），渗吸液的类型均为0.5%YN-11，渗吸液的注入量均为0.4 PV，驱替流速均为0.1 mL/min，关井时间均为96 h。

图4 不同裂缝开度的采收率与注入量的关系Fig.4 Relationship between recovery and injection volume of different fracture aperture

由图4可知，随着裂缝开度的不断增大，岩心的高温高压动态吞吐渗吸采收率逐渐升高，当裂缝开度为0.105 mm时，注渗吸液和后续水驱阶段提高采收率幅度可以达到28.4%，明显高于裂缝开度为0.032 mm时的18.3%，这说明裂缝开度的增大有助于提高渗吸采收率。这是由于在相同的实验条件下，裂缝开度越大，渗吸液就越容易进入到岩心孔隙的内部，增大了渗吸驱油的有效接触面积和渗流通道，降低了原油的排出阻力，从而增强渗吸驱油的效果；同时裂缝开度越大，岩心的非均质性就越强，此时小孔道吸水、裂缝和大孔道排油的作用就越强，有利于渗吸采收率的提高。因此，在超低渗透油藏实际开发过程中，可以将压裂施工和渗吸驱油措施相结合，以最大限度地提高此类油藏的采收率。

2.5 关井时间

依据1.2中的实验步骤，评价了不同关井时间对高温高压动态吞吐渗吸采收率的影响，渗吸液的类型均为0.5%YN-11，渗吸液注入量均为0.4 PV，驱替流速均为0.1 mL/min，实验结果见图5。

图5 不同关井时间的采收率与注入量的关系Fig.5 Relationship between recovery and injection volume of different shut in duration

由图5可知，随着关井时间的不断增加，岩心在高温高压条件下的动态吞吐渗吸采收率逐渐升高，当关井时间达到120 h时，注渗吸液和后续水驱阶段提高采收率幅度可以达到20%左右，再继续增加关井时间至144 h，采收率基本不再增加。这是由于在渗吸反应后期，油水渗吸强度逐渐减弱，导致渗吸采收率增幅逐渐减小。因此，在超低渗透油藏实际开发过程中，应选择合适的关井时间，这样就可以在兼顾作业效率的同时，还能够提高渗吸驱油的效果。

2.6 吞吐次数

依据1.2中的实验步骤，研究了吞吐次数对高温高压动态吞吐渗吸采收率的影响，渗吸液的类型均为0.5%YN-11，渗吸液注入量均为0.4 PV，驱替流速均为0.1 mL/min，关井时间均为120 h，实验结果见表2。

表2 吞吐次数对采收率的影响Table 2 Effect of huff-n-puff times on recovery

由表2实验结果可知，随着动态吞吐次数的不断增加，岩心的渗吸采收率增幅逐渐减小，第1次吞吐渗吸采收率增幅平均可以达到18.4%，第2次和第3次吞吐后渗吸采收率平均增幅则分别减小至8.1%和2.8%，而第4次吞吐渗吸采收率增幅平均仅为0.2%，渗吸驱油效果逐渐变差，吞吐次数对岩心高温高压动态吞吐渗吸采收率的影响较大。这是由于在第1次动态吞吐时，岩心中的含油饱和度比较高，渗吸液的注入能够置换出较多的原油，渗吸采收率较高，而随着吞吐次数的增大，岩心中含油饱和度不断降低，渗吸液可以置换出的原油越来越少，导致渗吸采收率增幅逐渐降低，经济效益也随之降低。因此，兼顾渗吸驱油效果和经济效益，推荐此类超低渗透油藏的最佳吞吐次数为3次。

综合以上实验结果，推荐适合超低渗透油藏高温高压动态吞吐渗吸驱油实验的最优参数为：渗吸液的类型选择0.5%YN-11，渗吸液的注入量为0.4 PV，驱替流速为0.05～0.1 mL/min，关井时间为120 h，吞吐次数为3次，同时尽可能增大储层裂缝开度。

3 矿场试验

鄂尔多斯盆地某油田S区块属于典型的超低渗透砂岩油藏，目的层厚度在15 m左右，储层物性较差，非均质性较强，平均孔隙度为8.07%，平均渗透率为0.207×10-3μm2，地层温度最高可达80℃左右。从2013年开始，该区块一直采用水平井压裂后注水的方式进行开发，初期开发效果较好，随着开采时间的延长，注水开发的效果逐渐变差，油井产量显著下降，采出液含水率急剧升高，部分油井甚至出现了水淹的现象。因此，经过研究决定在该区块内的4口油井开展注渗吸液动态吞吐渗吸驱油试验，使用质量分数为0.5%的阴-非离子表面活性剂YN-11溶液作为渗吸液，根据不同油井的实际生产情况选择渗吸液的注入量和注液速度，关井时间根据室内实验结果推算选择为25 d，然后开井进行生产，生产6个月后继续开展第2次和第3次吞吐试验。具体措施效果见表3。

表3 试验井动态吞吐渗吸驱油措施效果Table 3 Effect of dynamic huff-n-puff imbibition displacement in test wells

由表3中可知，经过3次动态吞吐试验后，4口油井的平均日产油量由措施前的2.51 t提高至5.84 t，提升幅度达到132.7%，平均含水率由措施前的95.4%降低至71.3%，降低幅度达到25.3%，4口井的平均累计增油量达到了583 t，控水增油效果显著，说明采用注表面活性剂动态吞吐渗吸驱油能够有效地提高超低渗透油藏水驱开发后的采收率。

4 结论

（1）阴-非离子型表面活性剂YN-11溶液作为渗吸液可以显著提高超低渗透岩心的高温高压动态吞吐渗吸采收率，推荐其最佳质量分数为0.5%，最佳注入量为0.4 PV。

（2）随着驱替流速的不断增大，岩心高温高压动态吞吐渗吸采收率增幅先升高后降低，当驱替流速在0.05～0.1 mL/min时，渗吸采收率较高；裂缝开度越大、关井时间越长，岩心高温高压动态吞吐渗吸采收率越高；随着吞吐次数的不断增加，动态吞吐渗吸采收率的增幅逐渐减小，当吞吐次数超过3次以后，渗吸采收率增幅急剧降低，推荐最佳吞吐次数为3次。

（3）矿场试验结果表明，注表面活性剂溶液动态吞吐渗吸驱油措施能够显著提高超低渗透油藏水驱开发后的采收率，S区块4口油井措施后日产油量平均增幅达到132.7%，含水率平均降低幅度达到25.3%，取得了良好的控水增油效果，该措施有望在同类油藏中得到进一步推广应用。