石油勘探与开发 >

2024 , Vol. 51 >Issue 2: 356 - 366

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.2023453

油气田开发

基质裂缝耦合下的致密油/页岩油动态渗流实验

  • 杜猛 , 1, 2, 3 ,
  • 杨正明 , 1, 2, 3 ,
  • 吕伟峰 2, 3, 4 ,
  • 李忠诚 5 ,
  • 王国锋 6 ,
  • 陈信良 1, 3 ,
  • 亓翔 3, 4 ,
  • 姚兰兰 1, 3 ,
  • 张育豪 1, 4 ,
  • 贾宁洪 3, 4 ,
  • 李海波 3, 4 ,
  • 常艺琳 2, 4 ,
  • 霍旭 1, 3
展开
  • 1 中国科学院大学，北京 100049
  • 2 中国科学院渗流流体力学研究所，河北廊坊 065007
  • 3 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 4 提高油气采收率全国重点实验室，北京 100083
  • 5 中国石油吉林油田勘探开发研究院，吉林松原 138000
  • 6 中国石油青海油田公司，甘肃敦煌 817500
杨正明（1969-），男，江苏盐城人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，主要从事低渗透油气藏/致密油气的物理模拟、渗流理论和三次采油方面的研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院提高采收率研究所，邮政编码：065007。E-mail:

杜猛（1996-），男，云南玉溪人，中国科学院大学在读博士研究生，主要从事油层物理及渗流力学、气驱提高采收率方面的研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国科学院渗流流体力学研究所，邮政编码：065007。E-mail：

Copy editor: 唐俊伟

收稿日期: 2023-08-19

  修回日期: 2024-02-05

  网络出版日期: 2024-04-03

基金资助

中国石油科技重大专项“页岩油多介质组合提高单井EUR室内实验研究”（技2021-117(技2021-117)

中国石油CCUS重大科技专项“CCUS驱油地质体精细描述及油藏工程关键技术研究”(2021ZZ01-03)

收起

Experiment of dynamic seepage of tight/shale oil under matrix fracture coupling

  • DU Meng , 1, 2, 3 ,
  • YANG Zhengming , 1, 2, 3 ,
  • LYU Weifeng 2, 3, 4 ,
  • LI Zhongcheng 5 ,
  • WANG Guofeng 6 ,
  • CHEN Xinliang 1, 3 ,
  • QI Xiang 3, 4 ,
  • YAO Lanlan 1, 3 ,
  • ZHANG Yuhao 1, 4 ,
  • JIA Ninghong 3, 4 ,
  • LI Haibo 3, 4 ,
  • CHANG Yilin 2, 4 ,
  • HUO Xu 1, 3
Expand
  • 1 University of Chinese Academy of Sciences, Beijing 100049, China
  • 2 Institute of Porous Flow & Fluid Mechanics, Chinese Academy of Sciences, Langfang 065007, China
  • 3 Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China
  • 4 State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery, Beijing 100083, China
  • 5 Exploration and Development Research Institute of PetroChina Jilin Oilfield, Songyuan 138000, China
  • 6 PetroChina Qinghai Oilfield Company, Dunhuang 817500, China

Received date: 2023-08-19

  Revised date: 2024-02-05

  Online published: 2024-04-03

Fold

摘要

基于核磁共振和CT扫描技术建立了动态驱渗结合的物理模拟实验方法，分析了致密油/页岩油动态渗吸微观孔喉动用机制及影响动态渗吸开发效果的因素，模拟了致密油/页岩油压裂—焖井—返排—开采一体化的动态渗流过程，明确了不同开发阶段的生产动态特征及对采出程度的贡献。研究表明：致密油/页岩油储层的渗流可分为大孔隙与裂缝间驱替快速产出的强驱替弱渗吸、小孔隙逆向渗吸缓慢采出的弱驱替强渗吸、动态平衡时的弱驱替弱渗吸3个阶段。驱替压力越大，驱替采出程度越高，渗吸采出程度越低，但驱替压力过大注入水易突破前缘，降低采出程度。渗透率越高，渗吸、驱替采出程度越大，渗吸平衡时间越短，最终采出率越高。裂缝可有效加大基质与水的渗吸接触面积，降低油水渗流阻力，促进基质、裂缝间的油水置换，提高基质排油速度和采收率。压裂后进行焖井有利于流体的渗吸置换与增能蓄能，有效利用返排液的携带、开采阶段的排驱置换作用是提高采收率的关键。

关键词： 致密油; 页岩油; 物理模拟; 核磁共振; CT扫描; 动态渗吸; 生产动态; 提高采收率

本文引用格式

杜猛 , 杨正明 , 吕伟峰 , 李忠诚 , 王国锋 , 陈信良 , 亓翔 , 姚兰兰 , 张育豪 , 贾宁洪 , 李海波 , 常艺琳 , 霍旭 . 基质裂缝耦合下的致密油/页岩油动态渗流实验[J]. 石油勘探与开发, 2024 , 51(2) : 356 -366 . DOI: 10.11698/PED.2023453

Abstract

A physical simulation method with a combination of dynamic displacement and imbibition was established by integrating nuclear magnetic resonance (NMR) and CT scanning. The microscopic production mechanism of tight/shale oil in pore throat by dynamic imbibition and the influencing factors on the development effect of dynamic imbibition were analyzed. The dynamic seepage process of fracking-soaking-backflow-production integration was simulated, which reveals the dynamic production characteristics at different development stages and their contribution to enhancing oil recovery (EOR). The seepage of tight/shale reservoirs can be divided into three stages: strong displacement and weak imbibition as oil produced rapidly by displacement from macropores and fractures, weak displacement and strong imbibition as oil produced slowly by reverse imbibition from small pores, and weak displacement and weak imbibition at dynamic equilibrium. The greater displacement pressure results in the higher displacement recovery and the lower imbibition recovery. However, if the displacement pressure is too high, the injected water is easy to break through the front and reduce the recovery degree. The higher the permeability, the greater the imbibition and displacement recovery, the shorter the time of imbibition balance, and the higher the final recovery. The fractures can effectively increase the imbibition contact area between matrix and water, reduce the oil-water seepage resistance, promote the oil-water displacement between matrix and fracture, and improve the oil displacement rate and recovery of the matrix. The soaking after fracturing is beneficial to the imbibition replacement and energy storage of the fluid; also, the effective use of the carrying of the backflow fluid and the displacement in the mining stage is the key to enhancing oil recovery.

Key words： tight oil; shale oil; physical simulation; nuclear magnetic resonance; CT scanning; dynamic imbibition; production performance; EOR

0 引言

致密油/页岩油作为全球非常规油气勘探开发的热点领域备受关注[1⇓-3]，中国致密油/页岩油资源极其丰富，已成为中国各大油区增储上产的关键战略资源[4-5]。中国致密油/页岩油储层以陆相沉积为主，大多数储层微纳米级别的孔喉结构极其复杂，多尺度天然裂缝发育[6]。目前，基于水平井大规模体积压裂的储层改造技术形成了大量人工压裂缝，有效实现了致密油/页岩油的初期规模动用。然而，由于常规水驱易沿裂缝发生水窜，导致基质内大量剩余油动用程度低，故亟待探索先进的开发工艺[7-8]。油田开发实践证明，利用毛管压力的渗吸作用结合压差驱替有助于提高开发效果[9]，因此，在考虑基质与裂缝耦合储层特征的基础上有效发挥基质与裂缝间的渗吸和驱替作用，提高基质动用程度，已成为提高致密油/页岩油开发效果的关键。
研究表明注水开发过程中的渗吸作用以动态渗吸为主，即润湿相流体在外力作用下进入基质外部（裂缝中）流动，在毛管压力、重力、驱替压力等多重作用下，渗吸过程更为复杂，影响因素多样[10-11]。国内外学者对于动态渗吸开展了系列研究，主要集中于动态渗吸采油机理及理论模型[12-13]、渗吸适用油藏类型及微观影响机制[14⇓-16]、渗吸动力学特征及影响因素[17⇓-19]等方面。但上述研究多采用常规驱替装置，难以有效测量通过渗吸作用排出的原油体积，尤其对于致密油/页岩油岩心，实验结果误差更大。还有部分学者采用微流控模型实验和数值模拟方法对致密油/页岩油渗吸动用规律开展了基础性研究[20⇓⇓⇓-24]。总体而言，目前大部分研究多集中于储层流体性质对动态渗吸效率影响的定性评价及注采参数优化上，而从微观孔隙尺度分析动态渗吸的驱油开发机理及影响因素方面鲜有文献报道，尤其对致密油/页岩油储层基质裂缝耦合模式下不同开发阶段的孔喉流体动用机制及动态开发特征缺乏定量化及可视化研究。
本文从渗流理论出发，综合利用高温高压核磁共振和CT扫描两套大型物理模拟实验系统，建立动态驱渗结合的在线物理模拟实验方法，定量研究渗吸和驱替作用的大小并探索致密油/页岩油储层动态渗吸的微观孔隙动用机制，分析不同影响因素对动态渗吸效果的影响。在此基础上，通过模拟压裂—焖井—返排—开采一体化的动态渗流过程，揭示不同开发阶段的动态生产特征，量化其对提高采收率的贡献程度。

1 实验设计

1.1 动态渗吸-驱替作用在线核磁共振定量评价实验

致密油/页岩油注水开发过程中小孔道内和大孔道壁面原油主要在毛管压力的作用下排出，而驱替压力则以驱替的方式排驱出大孔道中部和裂缝中的原油。因此，本文通过开展在线核磁共振水驱油动态渗吸物理模拟实验构建渗吸-驱替作用定量评价实验方法。选取岩心开展水驱油动态渗吸实验，在驱油实验过程中的关键节点进行核磁共振测试，从而获得不同状态下的核磁共振图谱。由于T2值可表征不同尺度孔隙中流体的分布和动用情况[11,25]，通过选定一个T2截止值对核磁共振图谱进行切分，左边区域表示渗吸采油（小孔隙），右边区域表示驱替排油（大孔隙），通过计算不同采油方式（渗吸、驱替）采出量，进而定量评价注水开发过程中渗吸和驱替贡献作用的大小。同时，已有大量研究证明核磁共振测试获得的孔喉分布与高压压汞测得的孔喉分布具有较高的相关性[8,11]，如（1）式所示，本文通过将高压压汞获得的孔喉半径分布曲线和T2谱曲线绘制在同一对数坐标系（见图1），从而确定（1）式中的转换系数（C）为0.02 μm/ms。
$r=C{{T}_{2}}$
图1 岩心高压压汞实验结果与核磁共振孔径转换结果对比
本文将岩心高温高压驱替物理模拟系统与核磁共振技术相结合研发了致密油/页岩油储层水驱油动态渗吸在线核磁共振实验系统（见图2），主要包括：核磁共振测试系统，型号为MacroMR12，共振频率12.798 MHz；恒温恒压加热循环控制系统，通过氟油的流动控制温度和压力；流体驱替实验系统，由ISCO恒速恒压泵及油水分离装置等构成。
图2 水驱油动态渗吸在线核磁共振实验系统装置图
根据上述方法，选取准噶尔盆地玛湖凹陷百口泉组5块致密砂砾岩岩样（Z1—Z5）和吉木萨尔凹陷芦草沟组2块页岩岩样（Y1、Y2）开展水驱动态渗吸在线核磁共振实验，分析水驱动态渗吸影响因素，岩心物性参数如表1所示。为了模拟基质裂缝耦合下的动态渗吸过程，实验开始前对Z1—Z5、Y2等岩样进行造缝处理，缝长为岩心长度的2/3。将造缝后的岩心清洗干净，放入热缩套管中备用。
表1 水驱油动态渗吸在线核磁共振实验岩心参数
编
号		 直径/
cm		 长度/
cm		 孔隙度/
%		 渗透率/
10−3 μm2		 注入
介质		 拟分析
影响因素
Z1 2.501 6.782 11.7 0.217 重水 驱替压力
Z2 2.496 6.795 12.3 0.215 重水
Z3 2.504 6.812 11.5 0.213 重水
Z4 2.491 6.719 10.2 0.145 重水 渗透率
Z5 2.501 6.693 13.4 0.271 重水
Y1 2.498 6.877 10.5 0.121 重水 裂缝
Y2 2.495 6.853 11.6 0.657 重水
实验步骤：①配制实验用模拟油，地层条件下其黏度为8.3 mPa·s，岩样洗油洗盐后烘干称干重，将烘干后的岩心放入无磁夹持器中，抽真空加压饱和重水后称量湿重。②将实验系统温度升高至75 ℃，用配制的模拟油驱替饱和水的岩心，驱替至岩心出口端不再出水完成完全饱和油，随后对岩心进行老化处理，测试饱和油状态下的核磁共振图谱。③设定围压比注入端压力高3 MPa，采用高压泵向岩样中注入重水，在不同驱替时间（0.2，0.5，2.0，10.0，24.0，48.0，120.0，192.0 h）下进行核磁共振测试，同时通过各类传感器精确记录注入量、驱出流体量及压力等参数，T2谱线不再变化时结束实验，完成水驱油最终状态的核磁共振图谱测试。实验前饱和油状态和实验后最终状态核磁共振图谱的差值即为采出油量，T2截止值的左边表示通过渗吸作用采出的小孔隙的流体，右边则表示通过驱替作用排驱的大孔隙和裂缝内流体，进而定量评价不同采油方式（驱替+渗吸）的贡献程度。④更换岩心，重复步骤①—③，以分析驱替压力（3，10，15 MPa）、渗透率（0.145×10−3，0.215×10−3，0.271×10−3 μm2）、裂缝（基质型和裂缝型）等因素对不同采油方式的影响。

1.2 压裂—焖井—返排—开采一体化动态开发评价实验

为了进一步研究基质裂缝耦合下致密油/页岩油储层的压裂、焖井、返排、开采一体化全周期动态开发特征，本文基于上述核磁共振在线动态驱渗实验系统，选取具有代表性的玛湖凹陷百口泉组致密砂砾岩和吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩岩样各1块（Z6、Y3），设计了基于核磁共振在线测试的不同开发阶段（压裂、焖井、返排、开采）一体化动态渗流物理模拟实验，再现致密油/页岩油储层流体地下渗流情况，分析不同开发阶段中的动态开发特征。同时选取致密砂砾岩和页岩各1块平行岩样（同一井区孔渗物性相似的样品）Z7、Y4开展动态渗流在线CT扫描对比实验，获得不同开发阶段岩心内流体饱和度沿程分布，通过（2）式计算不同阶段含油饱和度的变化，从而量化对采收率的贡献程度。每块岩心实验前进行造缝处理（缝长为岩心长度的2/3），清洗干净备用。岩心参数如表2所示。
${{S}_{\text{o}}}=\frac{C{{T}_{\text{dry}}}-C{{T}_{\text{x}}}}{C{{T}_{\text{wet}}}-C{{T}_{\text{dry}}}}\times \frac{C{{T}_{\text{water}}}-C{{T}_{\text{air}}}}{C{{T}_{\text{water}}}-C{{T}_{\text{oil}}}}\times \text{100 }\!\!%\!\!\text{ }$
表2 压裂—焖井—返排—开采一体化动态开发实验岩心参数
编号 直径/cm 长度/cm 孔隙度/% 渗透率/10−3 μm2 岩心类型
Z6 2.498 6.695 13.8 0.219 砂砾岩
Z7 2.501 6.783 12.9 0.213 砂砾岩
Y3 2.497 6.861 13.6 0.217 页岩
Y4 2.503 6.792 13.4 0.215 页岩
本文采用自主研发的在线CT扫描岩心驱替实验系统（见图3），按照“压裂—焖井—返排—开采”的实验流程设计了动态渗流在线CT扫描对比实验，主要采用美国通用电气公司的LIGHTSPEED 8层螺旋CT扫描仪进行扫描，利用CT图像分析软件（CCTAS）进行数据处理，注入泵选用QUZIE5200泵，围压由ISCO泵精确控制。
图3 “压裂—焖井—返排—开采”一体化动态渗流在线CT扫描实验系统装置图
实验步骤：①岩心洗油洗盐后烘干，将烘干后的岩心放入无磁夹持器中，抽真空加压饱和重水后称量湿重。②将实验系统温度升高至75 ℃，用配制的模拟油驱替至岩心出口端不再出水后进行老化处理，测试饱和油状态T2谱。③采用高压泵将配制的无氢压裂液从夹持器入口端注入岩样中，模拟压裂过程，并在不同压裂时间进行核磁共振测试。④关闭夹持器出口端阀门，升高注入压力至系统压力稳定在15 MPa后关闭入口端阀门，并在焖井时间为12，24 h时开展核磁共振测试，分析焖井过程微观孔隙中油水分布变化情况。⑤打开入口端阀门，逐步降低注入压力至10，5，2，0 MPa，每个压力点稳定后测试T2谱，分析返排过程中油水产出及变化过程。⑥待岩心入口端和出口端压力稳定后，出口端以10 MPa的注入压力单向注入重水，模拟远处注水井注水开发，在开发时间为2，12，24，48，96，144 h时进行核磁共振测试，核磁共振图谱不再变化时停止实验。⑦更换岩心，重复步骤①—⑥，分析不同岩样的动态渗流特征。⑧选取Z7砂砾岩和Y4页岩岩样，将岩心洗油洗盐烘干后放入CT夹持器中，参照步骤①—⑥，开展2块平行岩样的动态渗流在线CT扫描对比实验。⑨将CT扫描数据导入CT图像处理软件，获取不同开发阶段的油水饱和度图像。

2 水驱油动态渗吸微观孔隙动用特征及影响因素

2.1 水驱油动态渗吸微观孔隙动用特征

图4为Z4岩心水驱油动态渗吸实验核磁共振T2谱，根据上述所建立的渗吸-驱替作用定量评价方法和不同采油方式对应的孔径范围，将岩样孔隙划分为2类：小孔隙（r≤0.2 μm），大孔隙、裂缝（0.2<r<50.0 μm），分别对应于T2≤10 ms，10<T2<2 500 ms。由图4可知，随着动态驱替时间的增加，T2谱峰逐渐下移，表明注入水可有效动用岩心孔隙内的原油。驱替0.5 h时，右峰信号量下降了一定幅度，表明注入水进入岩心后首先动用大孔隙和裂缝内原油。驱替10 h时，右峰信号量持续下降，左峰无明显变化，表明大孔隙和裂缝持续供油。驱替24 h时，右峰顶点大幅度下降且左峰信号量亦开始出现下降趋势，表明该阶段大孔隙和裂缝贡献大量原油，同时小孔隙开始成为出油主力。驱替48~120 h时，小孔隙谱峰顶点持续降低，包络线变窄且略微左移，表明小孔隙出油量持续增加。驱替192 h时，T2谱线与驱替120 h时基本重合，表明达到流体动用下限。整体上初期阶段以大孔隙和裂缝排油为主，后期以小孔隙排油为主，残余油主要赋存于纳米孔及亚微米小孔喉中。
图4 Z4岩心水驱油动态渗吸核磁共振T2谱
根据图4所示的不同驱替时间下核磁共振T2谱，可计算获得不同孔隙原油采出程度随驱替时间的变化曲线（见图5）。可见不同孔隙原油动用特征不同，总体上，水驱油动态渗吸过程可划分为3个阶段：第Ⅰ阶段为0~24 h，表现为强驱替弱渗吸，由于裂缝具有更高的导流能力和较低的渗流阻力，水首先进入裂缝以驱替的方式排出裂缝内的油。其次，由于裂缝和基质之间存在压差，油水在基质、裂缝间产生交渗流动，在驱替作用（黏性力）和渗吸作用（毛管压力）下水可顺向渗吸进入裂缝周围的大孔隙和部分小孔隙中，使得其孔隙内原油被有效排出。该阶段以驱替作用和顺向渗吸的采油方式为主（见图6a），大孔隙采出程度快速增大，进而带动总采出程度迅速增大。第Ⅱ阶段为24~120 h，表现为弱驱替强渗吸，该阶段压降逐渐传导至小孔隙，伴随着孔隙间的压差逐渐减小，同时波及的孔隙孔径变小、毛管压力增大，导致驱替作用逐渐减小，大孔隙及裂缝采出程度增幅减缓。同时，大孔隙和裂缝内残留的水相通过渗吸作用进入基质小孔隙，使得孔隙壁面油膜被剥离排出，当水膜占据小孔隙主要空间后，小孔隙中部原油可被采出，排出的原油流入大孔隙或裂缝中向出口端运移。该阶段主要以小孔隙的逆向渗吸采油方式为主（见图6b），小孔隙持续增加的采出油量成为采出程度的主要贡献。第Ⅲ阶段为120~192 h，表现为弱驱替弱渗吸，该阶段基质小孔隙内油水两相的毛管压力和重力达到动态平衡，小孔隙和大孔隙的采出程度增幅逐渐变缓，采出程度趋于稳定。应该指出的是，岩心基质、裂缝间的油水交渗流动是一个缓慢的过程，需要较长时间才能达到真正的动态平衡。
图5 Z4岩心不同阶段孔隙采出程度与驱替时间的关系
图6 Z4岩心水驱油动态渗吸不同阶段流体运移示意图

2.2 水驱油动态渗吸提高采收率影响因素

通过开展水驱油动态渗吸在线核磁共振实验获得核磁共振T2谱。根据实验前后的核磁共振T2谱图结合（3）式量化不同采油方式（驱替、渗吸）的贡献程度及采出程度。本文重点分析了驱替压力、渗透率及裂缝对动态渗吸过程微观孔隙中原油产出、不同采油方式对采出程度贡献的影响，相关计算结果如表3所示。
$R=\frac{{{S}_{1}}-{{S}_{2}}}{{{S}_{1}}}\times 100%$
表3 不同影响因素下的在线核磁共振实验结果
影响因素 岩心
编号		 采出程度/
%		 不同采油方式采出程度/%
渗吸 驱替
驱替压力 Z1 34.68 29.92 7.76
Z2 40.47 10.57 29.90
Z3 36.35 6.82 29.53
渗透率 Z4 37.36 20.24 17.12
Z5 45.20 24.91 20.29
裂缝 Y1 34.06 25.95 8.11
Y2 38.18 8.42 29.76

2.2.1 驱替压力

驱替压力是动态渗吸过程中的关键影响因素。国外研究表明驱替压力大于临界压力时，为非稳定驱，采出程度较低，小于临界驱替压力时为高采出程度的稳定驱[26]。选取表1中的Z1、Z2、Z3样品开展不同驱替压力下的动态渗吸实验。由图7可知，T2谱峰随着驱替时间的延长而下降，表明一定压差下岩心内原油可被有效采出。Z1、Z2、Z3样品渗透率水平基本一致，Z1样品在3 MPa、Z2样品在10 MPa、Z3样品在15 MPa驱替压力下的采出程度分别为34.68%，40.47%，36.35%（见表3），随着驱替压力的增大，采出程度先上升后降低，表明动态渗吸实验的驱替压力并不是越大越好，存在最优取值范围。对比不同采油方式对采收率的贡献（见图8）可知渗吸采出程度随驱替压力增大而降低，由29.92%降低至6.82%，驱替采出程度随驱替压力增大先增大后缓慢减小。分析认为，当驱替压力较小时，黏性力较小，岩心渗吸过程接近自发渗吸，水可缓慢波及基质内小孔隙，渗吸过程处于毛管压力与黏性力的平衡区，此时以毛管压力对小孔隙的渗吸作用为主要排油机理，但低压导致黏性驱动力难以克服大部分小孔喉的毛管压力，难以有效发挥驱替作用，且相同时间内注入的水量有限，无法保证渗吸高效进行，最终总采出程度较低。当驱替压力增大至10 MPa时，驱替压力增大，黏性力也增加，在毛管压力渗吸作用和驱替黏性力排驱作用下，渗吸至大孔隙或裂缝中的原油可快速被黏性力驱替采出，总采出程度较高。当驱替压力继续升高至15 MPa时，黏性力成为排油的主导作用力，但裂缝中的水还未来得及与基质内的原油发生渗吸交换即被排出，基质渗吸作用发挥受限，渗吸效果较差，同时驱替压力高，黏性力较大，当黏性力大于毛管压力时将发生指进现象，突破时间急剧缩短，油水前缘失稳，可能造成严重水窜，进而导致高注入压力下的低采出程度。
图7 驱替压力为10 MPa时Z2岩心核磁共振T2谱
图8 不同驱替压力及采油方式下的采出程度变化
由此可知，对于实际现场注水开发，驱替压力的选择应关注2个方面：①确保驱替压力高于高效稳定驱的下限，即确保黏性力可有效克服大部分小孔喉的毛管压力，使其能有效进入小孔隙中置换原油，保证产油速度的同时有效提高基质动用程度。②确保驱替压力低于高效稳定驱的上限，避免水窜的同时尽可能发挥驱替作用，增大油水波及面积和渗吸效率，提高裂缝和大孔隙的动用程度。同时，还应结合储层物性、裂缝发育情况及流体特性优化选取矿场实际注入压力。

2.2.2 渗透率

致密油/页岩油储层渗透率较低，渗透率对于动态渗吸的影响较大。图9为Z5岩心（渗透率0.271×10−3 μm2）动态渗吸实验核磁共振T2谱，可见与渗透率较低的Z4岩心（渗透率0.145×10−3 μm2）相比，Z5岩心实验结束后小孔隙、大孔隙及裂缝内原油信号量下降幅度更大。由表3可知，Z5岩心渗吸和驱替采出程度分别为24.91%和20.29%，分别比Z4岩心提高了4.67，3.17个百分点，Z4、Z5岩心最终采出程度分别为45.20%和37.36%，表明驱替和渗吸采出程度均随渗透率增加而增大。分析认为这是由储层的微观力学机制和油藏物性控制的，水驱油动态渗吸主要包含两个过程：①注入水渗吸进入岩心过程，该过程由储层毛管压力决定，相同润湿性水平下，渗透率越低，毛细管半径越小，此时较高的毛管压力可带来较大的渗吸距离。②油被置换排出过程，该过程主要由孔隙壁面黏滞阻力引起的单相油启动压力及油水两相间的相对渗流阻力控制，这些阻力主要与渗透率相关。渗透率越高，孔喉半径更大，孔喉连通性更好，可有效减少油滴排驱时的卡断几率，且注入水进入小孔隙的阻力和油排出的阻力也越小，不同尺度孔喉中的原油均可得到较高程度的动用。此外，观察不同渗透率岩心采出程度随时间变化曲线（见图10）可知，岩心渗透率越低，所需渗吸平衡时间越长，采出程度越低，渗透率增大，渗吸效率、采出程度同步提高。
图9 Z4、Z5岩心动态渗吸核磁共振T2谱对比
图10 Z2、Z4、Z5岩心采出程度随驱替时间的变化
根据邦德数（重力与毛管压力的比值）的定义可知，邦德数随渗透率增加而增大，邦德数越大，重力作用越强，渗吸产油动力越大，但当渗透率增大至一定程度时，渗流阻力变化幅度变小，渗吸动力增幅亦变小，导致高渗透率下采出程度增幅减缓[14]。同时，图10还表明不同渗透率岩心动态渗吸时，采出程度表现为先陡增后缓增的趋势，即渗吸后期采出速率逐渐降低，据此可将不同渗透率岩心的动态渗吸过程划分为高速渗吸和低速渗吸阶段，高渗透率岩心的油量主要在高速渗吸阶段排出，低速渗吸阶段产油量极少且出现时机较早。分析认为，高渗透率样品渗流阻力较小，渗吸初期毛管压力高，渗吸动力大，采出程度较高，后期毛管压力随着基质含水饱和度上升而迅速下降，较快进入低速渗吸阶段。低渗透率岩心则需要较长的渗吸时间才能获得更高的采出程度。因此，实际矿场采用压裂等增渗措施后，极大改善了储层渗流能力，开展注水开发将极大提高开发效果。

2.2.3 裂缝

目前致密油/页岩油储层多采用水平井分段压裂形成压裂缝进行开发，裂缝对于动态渗吸存在较大影响。表1中Y1岩心为致密基质型岩心，渗透率为0.121× 10−3 μm2；Y2岩心为裂缝型岩心，渗透率为0.657×10−3 μm2。图11为两块岩心动态渗吸实验核磁共振T2谱，由图可知基质型岩心T2谱主要以单峰形式的纳米级小孔隙为主，发育部分大孔隙；裂缝型岩心为三峰态分布，除了小孔隙、大孔隙谱峰外，孔径在大于13 μm处出现T2谱峰，其核磁信号量随动态渗吸时间而下降，故定义大于13 μm的孔隙为裂缝。观察裂缝型岩心T2图谱可知，驱替0.2 h时，裂缝处T2谱曲线大幅下降，基质小孔隙处T2谱曲线略有下降，随着驱替时间增加，基质处和大孔隙处T2谱线逐渐降低且出现右移现象，表明基质中原油在水的作用下逐渐向裂缝运移，基质向裂缝供油。由表3可知，裂缝型岩心渗吸和驱替采出程度分别为8.42%和29.76%，基质型岩心渗吸和驱替采出程度分别为25.95%和8.11%，裂缝型岩心和基质型岩心最终总采出程度分别为38.18%和34.06%，表明岩心造缝后有助于水进入基质微纳米小孔隙置换其中的原油，总采收率较高。
图11 基质、裂缝型岩心动态渗吸核磁共振T2谱
从本质上讲，造缝后的岩心内部渗流能力更好，注水初期可将裂缝及裂缝周围大孔隙中的原油以驱替方式排出，后期裂缝既可以加大基质与水的渗吸接触面积，也可以降低油水渗流阻力，促进基质裂缝间的油水交换，故总采出程度较高。实际矿场采用大规模体积压裂等储层改造技术，利用基质裂缝间的动态渗吸排油机理，可有效提高采出程度。

3 压裂—焖井—返排—开采一体化开发动态特征

3.1 不同开发阶段生产动态

明确不同开发阶段基质裂缝间的生产动态特征对指导实际油藏开发具有重要意义。本文以表2中Z6（砂砾岩）、Y3（页岩）岩心不同开发阶段的核磁共振在线动态渗流实验结果为例，分析基质裂缝耦合下储层压裂—焖井—返排—开采一体化全周期开发过程中的微观孔隙动态特征和不同阶段对采收率的贡献程度。

3.1.1 压裂阶段

图12为Z6岩心压裂阶段核磁共振T2谱曲线，该图谱反映了压裂液进入岩心后流体在不同孔隙中的迁移模式。可见饱和油后的T2谱呈现较为明显的3峰分布，从左到右分别对应小孔隙、大孔隙、裂缝，因裂缝为人工造缝，第3个谱峰与第1、2谱峰的连续性较差。由图可看出，当压裂液进入岩心后，右侧裂缝处信号量下降，左侧小孔隙、大孔隙处信号量微微上升，表明孔隙内原油的微观运移特征存在差异。通过拟合谱峰顶点可获得孔隙原油运移趋势（黑箭头线），可见随着压裂的进行，小孔隙、大孔隙的趋势线具有向左倾斜的倾角，即谱峰有向左偏移的趋势。分析认为，压裂液进入岩心后，主要依靠注入前缘推进波及油相，由于压力梯度的作用，高压压裂液首先波及渗流阻力较小的裂缝，此时裂缝内原油微量排出导致信号量下降，同时在驱替及渗吸作用下，压裂液将驱动裂缝内的原油向尺度更小的孔隙微量运移，导致核磁共振T2谱峰向左偏移。
图12 压裂阶段T2谱与孔隙内原油迁移趋势

3.1.2 焖井阶段

图13为Z6岩心焖井阶段核磁共振T2谱曲线，焖井12 h时，T2谱左峰小孔隙信号量下移，中峰大孔隙信号量微量增加，右峰裂缝处信号量变化程度较小。经拟合，左峰谱峰顶点趋势线的倾角为90°，表明小孔隙内的含油量线性降低。焖井24 h时，大孔隙的信号量继续上升，而小孔隙和裂缝处信号量持续降低，表明小孔隙和裂缝内原油继续向大孔隙运移。图14为不同开发阶段孔隙内原油采出程度的变化，焖井结束时，致密砂砾岩和页岩岩心的小孔隙含油量分别下降9.90，0.16个百分点，裂缝处含油量分别下降2.67，2.48个百分点，而大孔隙中含油量分别上升2.17，1.90个百分点。由此可知，焖井过程中由于基质小孔隙和裂缝间存在压差，部分压裂液在压力作用和毛管压力的渗吸作用下进入基质小孔隙，同时部分基质小孔隙内的原油流入较大尺度的大孔隙，最终经大孔隙、裂缝运移至出口端，故图14中大孔隙的采出程度出现负值。
图13 焖井阶段T2谱与孔隙内原油迁移趋势
图14 不同开发阶段孔隙内原油采出程度变化

3.1.3 返排阶段

图15为Z6岩心返排阶段核磁共振T2谱曲线，由图可知：①返排压力为10 MPa时，与焖井结束时相比，大孔隙、裂缝T2谱线明显下移，表明裂缝和大孔隙中的原油首先被携带排出岩心，致密砂砾岩和页岩岩样裂缝中的含油量分别下降4.87，4.79个百分点。②继续降低返排压力至5 MPa时，小孔隙T2谱线下移幅度较大，表明基质小孔隙内原油被采出，但大孔隙、裂缝T2谱线下移不明显，表明此时小孔隙为主要供油方。③当返排压力下降至0 MPa时，小孔隙T2谱线下降幅度较小，而大孔隙、裂缝T2谱线下降幅度相对较大，说明小孔隙供油能力减弱，大孔隙、裂缝为主要供油方。④T2谱中3个谱峰顶点均呈下降右移形态，表明基质小孔隙、大孔隙、裂缝中的原油均被采出。⑤返排阶段致密砂砾岩岩心小孔隙、大孔隙、裂缝3类孔隙的原油采出程度分别为0.84%，3.48%，6.03%，页岩岩心分别为−0.33%，4.06%，6.34%，砂砾岩和页岩岩心总采出程度分别提高10.34，9.91个百分点（见图14）。⑥页岩岩心小孔隙的采出程度为负值，这是由于与致密砂砾岩相比，页岩岩心基质更加致密且连通性较差，小孔隙难以持续供油，同时大孔隙、裂缝内原油“回流”进入小孔隙，出现反向渗吸所致。
图15 返排阶段T2谱与孔隙内原油迁移趋势

3.1.4 开采阶段

图16为Z6岩心水驱开采过程的核磁共振T2谱，由图可知：①开采初期（2~12 h），岩心裂缝和大孔隙处T2谱峰显著降低，表明注入水首先动用裂缝和大孔隙内原油，基质原油基本无动用。②开采中期（24~48 h），随着注水量的增加，水相在渗吸和驱替作用下进入基质，逐渐动用基质中的原油。相对返排阶段末期，该阶段致密砂砾岩岩心小孔隙、大孔隙、裂缝中原油采出程度分别为8.21%，-0.26%，5.52%，页岩岩心分别为13.69%，1.90%，8.36%（见图14），可见大孔隙中原油采出程度较小，主要起到基质小孔隙和裂缝间排油的“桥梁”作用。③开采后期（48~96 h），观察到裂缝T2谱信号量几乎减小为0，小孔隙T2谱出现下降且左移的趋势，表明岩心基质通过裂缝向产出端供油，该阶段基质裂缝间的油水交换主要受两个作用控制：一是基质与裂缝间压差的驱动，二是毛管压力作用下的渗吸置换，该过程中水相可渗吸进入基质内部孔隙。④开采末期（96~144 h），岩心大孔隙、裂缝T2谱曲线几乎不再变化，而小孔隙T2谱曲线仍然有一定程度的降低，表明该阶段小孔隙在渗吸作用下仍能继续产油。⑤水驱开发阶段结束（144 h），致密砂砾岩、页岩岩心小孔隙的采出程度分别提高了10.71，2.56个百分点，基质内原油得到有效动用。⑥实验结束致密砂砾岩岩心渗吸采出程度为29.65%，驱替采出程度为16.26%，总采出程度为45.91%；页岩岩心渗吸采出程度为11.94%，驱替采出程度为22.79%，总采出程度为34.73%（见图17）。与致密砂砾岩相比，页岩基质孔径较小、孔喉连通性较差，基质原油的供给缓慢，渗吸采出程度低，总采出程度也较低。
图16 开采阶段T2谱与孔隙内原油迁移趋势
图17 不同采油方式采出程度对比

3.2 不同阶段提高采收率贡献

图18为Z7岩心不同开发阶段下的CT扫描含油饱和度场，其中红色表示岩心中的油，蓝绿色表示注入介质，岩心左侧为造缝端。由图可知：①岩心饱和油压裂后，在压裂、焖井渗吸作用下，压裂液进入较深基质内部，岩心孔隙内的原油重新分布。虽然压裂和焖井阶段对采出程度的贡献较小，但起到了增渗、增能、蓄能的作用，并有利于原油的渗吸置换。②当返排压力为10 MPa时，裂缝及大孔隙含油饱和度下降，岩心右侧基质含油饱和度变化较小。③返排压力降至0 MPa时，岩心整体含油饱和度降幅较大，表明基质原油得到一定程度的动用。④根据CT结果计算，致密砂砾岩岩心返排结束时采出程度比焖井结束时提高10.34个百分点；页岩岩心返排结束时采出程度比焖井结束时提高9.90个百分点。⑤水驱开采阶段由于裂缝的存在，在渗吸剥离、驱替置换等多重因素作用下，水沿裂缝流向岩心基质深处，远离裂缝的基质区域零散剩余油的动用程度明显增高[27-28]。⑥Z7致密砂砾岩岩心水驱开采阶段采出程度较返排阶段提高25.16个百分点；Y4页岩岩心水驱开采阶段采出程度较返排阶段提高24.08个百分点。⑦开发结束时裂缝边缘处和未造缝基质的前端为主要剩余油富集区域。
图18 Z7岩心不同开发阶段含油饱和度场CT扫描图

4 结论

致密油/页岩油储层的渗流可分为大孔隙与裂缝间驱替快速产出的强驱替弱渗吸、小孔隙逆向渗吸缓慢采出的弱驱替强渗吸、动态平衡时的弱驱替弱渗吸3个阶段。
驱替压力越大，驱替采出程度越高，渗吸采出程度越低，但过大注入水易突破前缘，降低采收率。渗透率越高，渗吸、驱替采出程度越大，渗吸平衡时间越短，最终采出程度越高。裂缝可有效加大基质与水的渗吸接触面积，降低油水渗流阻力，促进基质、裂缝间的油水置换，提高基质排油速度和采收率。
压裂后进行焖井有利于流体的渗吸置换与增能蓄能，有效利用返排液的携带、开采阶段的排驱置换作用是提高采出程度的关键。
符号注释：
C——转换系数，μm/ms；CTair——空气的CT值；CTdry——干岩心断层面的CT值；CToil——油的CT值；CTwater——水的CT值；CTwet——湿岩心断层面的CT值；CTx——驱替过程中某一时刻岩心断层面的CT值；r——孔喉半径，μm；R——采收率，%；S1——饱和油状态下T2谱面积，m2；S2——渗吸结束时T2谱面积，m2；So——含油饱和度，%；T2——横向弛豫时间，ms。

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