致密砂巖動態(tài)滲吸排驅(qū)核磁共振在線實驗
——以松遼盆地北部扶余油層為例

付蘭清

（1. 中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；2. 黑龍江省油層物理與滲流力學重點實驗室，黑龍江 大慶 163712）

0 引 言

致密砂巖油作為油田產(chǎn)量接替的現(xiàn)實領(lǐng)域，其規(guī)?；_發(fā)普遍采取壓裂改造措施，在悶井期間及投產(chǎn)后有大量壓裂液暫留或滯留在地層中，造成地層內(nèi)流體介質(zhì)體系發(fā)生變化，引起儲層滲流特征的改變[1‐4］。滲吸是致密油藏壓裂后悶井?返排過程中油液置換增產(chǎn)的重要開發(fā)機理。對于壓裂形成裂縫控制區(qū)以外的致密基質(zhì)難以通過地層的壓差條件來建立有效驅(qū)替體系的問題，滲吸采油是實現(xiàn)基質(zhì)原油動用的主要方法，有必要在模擬致密油藏滲吸采油過程的基礎(chǔ)上開展?jié)B吸特征實驗研究。

根據(jù)滲吸實驗條件不同，滲吸分為靜態(tài)滲吸[5‐6］和動態(tài)滲吸[7‐9］。關(guān)于靜態(tài)滲吸效率受溫度、界面張力、巖石物性、孔隙結(jié)構(gòu)、流體性質(zhì)及飽和度等因素的影響規(guī)律已取得較為豐富的研究成果[10‐14］。動態(tài)滲吸現(xiàn)象是較為普遍的，在驅(qū)替壓差等動力存在的動態(tài)過程中，發(fā)揮毛管力控制下滲吸和壓差排驅(qū)的綜合采油效果[15］。申哲娜等[16］得出滲吸以動用基質(zhì)中原油為主，滲吸與驅(qū)替可動流體分布沒有嚴格的孔隙尺寸界限。X.Z.Wang 等[17］得出不同滲透率級別致密巖心驅(qū)替過程的動態(tài)滲吸采收率約為靜態(tài)滲吸的2 倍。周萬富等[18］開展了動態(tài)交替滲吸實驗，認為憋壓時間延長，滲吸采收率增加，但增幅減小。胡亞斐等[19］通過動態(tài)滲吸影響因素分析得出潤濕性起主要影響作用。動態(tài)滲吸排驅(qū)是延長致密砂巖油藏開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)時間和提高其最終采收率的有效方法之一，利用微小孔隙的強毛管力控制下的壓裂液逆向滲吸作用提供基質(zhì)排油動力，并在滲吸一定時間后適時排驅(qū)，從而提高基質(zhì)孔隙內(nèi)原油的動用程度。

但是，目前對于動態(tài)滲吸排油能力的評價較多采用出口端的油水分離器或集液管等計量總油量的方式，不利于直觀呈現(xiàn)各滲吸階段不同尺寸孔隙內(nèi)流體分布的情況，而且致密巖石基質(zhì)內(nèi)微小孔隙在受壓后的滲吸過程更為緩慢，如何挖掘這部分基質(zhì)孔隙內(nèi)的油是致密油提高采收率研究的重點之一。憑借快速、低擾動、可重復的技術(shù)特點，核磁共振技術(shù)在深化致密儲層滲吸特征認識，量化表征多孔介質(zhì)各尺度孔隙內(nèi)不同流體的分布情況分析中得到廣泛應(yīng)用[20‐23］。此外，悶井時間是影響滲吸效果和壓裂液返排率的主要因素之一，司志梅等[24‐25］通過驅(qū)替實驗分析了巖心滲透率、模擬油黏度、返排壓差等因素對壓裂液濾液返排率的影響，但當前利用滲吸作用與壓裂液返排率相結(jié)合開展分析的研究相對較少。

為此，本文選取松遼盆地北部扶余油層致密砂巖巖心，其具有微?納米級孔喉占比高、儲集空間以亞微米級孔隙為主、原始潤濕性為弱親水、地層水礦化度較低的特點[26‐28］，基于壓裂液質(zhì)量分數(shù)優(yōu)選，利用矩陣轉(zhuǎn)換法建立核磁共振弛豫時間與孔徑分布之間關(guān)系，開展了動態(tài)滲吸排驅(qū)過程核磁共振在線掃描實驗及滲吸作用距離測定實驗。通過量化表征基質(zhì)孔隙內(nèi)流體分布，分析了致密砂巖滲吸排驅(qū)過程的流體動用特征及不同孔隙對滲吸效率貢獻，對比了不同滲吸轉(zhuǎn)驅(qū)替時間對基質(zhì)內(nèi)流體分布的影響。根據(jù)相似原理，換算合理現(xiàn)場悶井時間。研究成果可為致密油開發(fā)選取合理悶井時間和生產(chǎn)制度優(yōu)化提供依據(jù)。

1 實驗裝置與材料

1.1 實驗裝置

實驗采用自主設(shè)計巖心無磁高壓滲吸排驅(qū)裝置和蘇州紐邁公司MacroMR12‐150H‐1 型在線核磁共振掃描系統(tǒng)，磁場強度0.3 T，主頻率12.8 MHz，設(shè)置回波時間100 μs，等待時間3 s，疊加次數(shù)64次，執(zhí)行行業(yè)標準SY/T 6490―2014《巖樣核磁共振參數(shù)實驗室測量規(guī)范》進行核磁共振T2譜的測定。實驗溫度為50 ℃。油與壓裂液的界面張力測試采用TX‐500C 型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，壓裂液?油?巖石三相接觸角測試采用DSA100 型接觸角測量儀測試。

1.2 實驗材料

實驗樣品為松遼盆地北部扶余油層致密砂巖巖心，取心深度1 789~1 858 m，長度4.01~5.12 cm，直徑2.49~2.50 cm，加壓飽和法孔隙度11.80%~12.71%，氣 測 滲 透 率0.087×10?3~0.132×10?3μm2。全巖X 衍射分析顯示，巖心礦物以石英（質(zhì)量分數(shù)平均47.43%）和長石（質(zhì)量分數(shù)平均32.45%）為主，黏土礦物主要是伊/蒙混層（相對含量平均73.45%）和伊利石（相對含量平均15.25%）。平行樣品自吸法潤濕性測試結(jié)果為弱親水，相對潤濕指數(shù)0.36。

實驗用油為去氫模擬油，在實驗溫度50 ℃時黏度4.87 mPa·s，密度1.805 g/cm3。實驗用水是模擬地層水，礦化度5 763 mg/L，在實驗溫度50 ℃時黏度0.53 mPa·s。實驗用氣為高純氮氣，純度為99.99%。壓裂液為清潔壓裂液破膠后濾液。

2 實驗方法

2.1 壓裂液質(zhì)量分數(shù)選取

利用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測試不同質(zhì)量分數(shù)的壓裂液破膠后濾液與模擬油間的界面張力，以壓裂液濾液為滲吸介質(zhì)，使用滲吸儀進行50 ℃下靜態(tài)滲吸實驗，之后用接觸角測量儀測試壓裂液?油?巖石接觸角。

2.2 動態(tài)滲吸排驅(qū)核磁共振在線掃描

采用核磁共振在線掃描技術(shù)測定巖心飽和水、束縛水、各滲吸階段及排驅(qū)后殘余油狀態(tài)下的T2譜，獲取流體在巖心孔隙中的分布，結(jié)合出口端采油量計量，研究不同尺度孔隙的動用特征和壓裂液滯留情況。實驗流程如圖1 所示。

圖1 高壓滲吸排驅(qū)實驗流程示意Fig. 1 Experiment workflow sketch of high pressure imbibition drainage

具體實驗步驟：

（1）巖心洗油烘干，測取孔滲數(shù)據(jù)，在50 ℃下抽空加壓飽和模擬地層水48 h 后進行核磁共振掃描。對巖心平行樣進行高壓壓汞測試（最高進汞壓力為200.3 MPa）。

（2）對無磁夾持器進行核磁共振空白掃描，保持夾持器無基底信號，將飽和水巖心裝入夾持器，采用階梯恒壓法（最高驅(qū)替壓力32 MPa）注入去氫模擬油至出口端不再產(chǎn)水，調(diào)整圍壓為30 MPa，降低驅(qū)替壓力至18 MPa，繼續(xù)驅(qū)替1 PV，使得巖心內(nèi)的壓力分布均勻，再進行束縛水狀態(tài)的核磁共振掃描。

（3）關(guān)閉夾持器入口，打開夾持器右側(cè)連接壓裂液濾液的滲吸流程，實現(xiàn)巖心一端與滲吸介質(zhì)接觸，利用驅(qū)替泵使巖心內(nèi)壓快速增壓至22 MPa，恒定壓力15 min，再設(shè)置驅(qū)替泵壓力為20 MPa，并設(shè)置回壓19.8 MPa，同步開啟Quizix 精密驅(qū)替泵，設(shè)置注入速度0.05 mL/min，使壓裂液在巖心端面的連續(xù)緩慢流動，把滲吸作用從巖心端面排出的油攜帶出來，記錄不同時間的滲吸產(chǎn)油量，并對應(yīng)進行核磁共振掃描。通過這一過程模擬具有導流能力裂縫附近的基質(zhì)動態(tài)滲吸，壓裂初期的壓差作用將一部分壓裂液壓入基質(zhì)，基質(zhì)在后續(xù)滲吸過程內(nèi)保持相對穩(wěn)定的高壓狀態(tài)，主要依靠毛管力作用進行逆向滲吸排油，排出的油進入裂縫。裂縫內(nèi)壓裂液緩慢流動，不對基質(zhì)產(chǎn)生壓力干擾，并在毛管力作用下逐漸深入基質(zhì)內(nèi)部進行滲吸。

（4）達到設(shè)計滲吸時間后，在另一端用氮氣恒定驅(qū)替壓力20 MPa 驅(qū)替3 PV，采用圍壓跟蹤模式，出口端設(shè)置回壓12 MPa，記錄累計出油量，驅(qū)替結(jié)束后進行核磁共振掃描。

（5）更換巖心，重復步驟（1）至（4）。

2.3 滲吸作用距離測定

（1）對孔滲物性相近、長度2.0~4.5 cm 的多塊巖心洗油烘干后，抽空飽和重水48 h，用去氫模擬油驅(qū)替飽和至束縛水狀態(tài)。

（2）拼接組成長巖心并放入長巖心夾持器中，用去氫模擬油排空，按照前述動態(tài)滲吸排驅(qū)實驗的第（2）、第（3）步驟，以壓裂液破膠后濾液為介質(zhì)進行滲吸實驗，通過出口端分離器計量產(chǎn)油。

（3）待不再產(chǎn)油后取出巖心，按與滲吸出口端的距離由近到遠依次進行核磁共振掃描，以檢測不到核磁共振信號的第1 塊巖心為界，之前已掃描巖心的累計總長度為滲吸作用距離。

2.4 核磁共振T2譜轉(zhuǎn)換孔徑分布方法

T2弛豫時間由表面弛豫時間、擴散弛豫時間和自由弛豫時間組成，弛豫時間的表達式為

式中：T2——橫向弛豫時間，ms；T2s——表面弛豫時間，ms；T2b——自由弛豫時間，ms；T2D——擴散弛豫時間，ms；ρ2——表面弛豫率，與巖石孔隙表面性質(zhì)、礦物成分及接觸流體性質(zhì)有關(guān)，mm/s；S/V——孔隙面體比，μm2/μm3；D——流體擴散系數(shù)，cm2/s；TE——回波時間，μs；γ——旋磁比，rad/（s·T）；G——矢量磁場梯度，Gs/cm。

在均勻磁場條件下，自由弛豫時間通常大于3 s，因致密巖石低孔特低滲的物性特點，核磁共振回波時間短，式（1）中后兩項可近似略去。

大量實驗研究表明多孔介質(zhì)的面體比與弛豫時間呈正相關(guān)，但現(xiàn)有技術(shù)條件難以直接測定多孔介質(zhì)的表面弛豫率ρ2和孔隙形狀因子Fs，弛豫時間與面體比的關(guān)系可以表示為

式中：Fs——孔隙形狀因子，平行板裂縫取1，毛細管狀孔隙取2，球形孔隙取3；r——孔隙半徑，μm。

為實現(xiàn)弛豫時間到孔徑分布的轉(zhuǎn)化，通常借助與弛豫時間幾何形態(tài)接近的壓汞法孔徑分布構(gòu)造轉(zhuǎn)換關(guān)系[29］。以往確定轉(zhuǎn)化系數(shù)一般采用線性轉(zhuǎn)換[30］和非線性冪函數(shù)轉(zhuǎn)換[31］方法，根據(jù)曲線形態(tài)對比或最小二乘法，選取最接近壓汞法孔徑分布的C值及k值定為轉(zhuǎn)化系數(shù)。線性轉(zhuǎn)換和非線性冪函數(shù)轉(zhuǎn)換的表達式為：

式中：C——轉(zhuǎn)換系數(shù)，與孔隙形狀及表面弛豫率有關(guān)；k——修正系數(shù)。

根據(jù)GB/T 34906―2017《致密油地質(zhì)評價方法》 的界定， 致密儲層氣測滲透率低于1×10?3μm2。上述2 種方法利用單一系數(shù)或?qū)ζ湫拚齺斫?yīng)關(guān)系，對于孔隙結(jié)構(gòu)復雜的致密巖樣存在線性擬合對微小孔隙段擬合度不夠高、求解轉(zhuǎn)換系數(shù)計算量較大等問題。因此，通過構(gòu)造轉(zhuǎn)化系數(shù)矩陣方式，建立T2譜弛豫時間與孔隙半徑之間的函數(shù)關(guān)系，實現(xiàn)整體轉(zhuǎn)換，其表達式為：

式中：r[n]——孔隙半徑n階方陣；C[n]——轉(zhuǎn)換系數(shù)n階方陣；T2[n]——弛豫時間n階方陣；r[n]?1——孔隙半徑n階方陣的逆矩陣。

因充分飽和水巖心的T2譜理論上反映所有孔徑尺度連通孔隙信息，而壓汞法孔徑分布的下限由最高進汞壓力控制，孔徑范圍比核磁共振法更窄。在轉(zhuǎn)換時先參照文獻[31］中T2弛豫時間和壓汞孔徑累計分布曲線共同區(qū)域的劃分方法選取對比區(qū)，而后以T2譜累計分布曲線為基值，根據(jù)擬建立方陣的數(shù)據(jù)點數(shù)優(yōu)選代表性數(shù)據(jù)布點，對壓汞法孔徑累計分布曲線對應(yīng)插值，根據(jù)式（6）對處理后的數(shù)據(jù)求解轉(zhuǎn)化系數(shù)矩陣。

考慮致密砂巖非均質(zhì)性強，采用多塊具有相同深度、相近物性的巖心所求解的轉(zhuǎn)化系數(shù)矩陣進行算數(shù)平均。圖2 為巖心核磁共振T2譜轉(zhuǎn)換的累計孔徑分布與壓汞法結(jié)果對比，轉(zhuǎn)換曲線與實測曲線在分布特征和形態(tài)上具有較高的相似性，表明矩陣轉(zhuǎn)換方法合理。

圖2 核磁共振T2譜轉(zhuǎn)換的孔徑累計分布與壓汞法對照Fig. 2 Pore radius cumulative distribution converted from NMR T2 spectra compared with that of mercury injection

3 實驗結(jié)果與分析

3.1 壓裂液質(zhì)量分數(shù)優(yōu)選

為優(yōu)選最佳壓裂液質(zhì)量分數(shù)進行后續(xù)動態(tài)滲吸排驅(qū)實驗，配置不同質(zhì)量分數(shù)（5%、1%、0.5%、0.1%、0.05%和0.01%）的清潔壓裂液破膠后濾液，測試壓裂液濾液與油的界面張力、壓裂液?油?巖石接觸角、靜態(tài)滲吸采收率，實驗結(jié)果見表1。由于壓裂液中表面活性劑的存在，隨質(zhì)量分數(shù)增加，界面張力和接觸角均降低，但整體上降幅逐漸減小，當質(zhì)量分數(shù)為0.5% 時，界面張力為1.204 mN/m，接觸角降低為31.4°，潤濕性已轉(zhuǎn)變?yōu)閺娪H水，質(zhì)量分數(shù)繼續(xù)增大，接觸角變化不明顯，而且在界面張力低于1.204 mN/m 以后，滲吸采收率反而降低，因此，后續(xù)實驗選取質(zhì)量分數(shù)0.5%的壓裂液破膠后濾液。

表1 不同質(zhì)量分數(shù)壓裂液濾液的測試結(jié)果Table 1 Test results of filtrated fracturing fluid with different mass fraction

3.2 巖心飽和流體分布

致密巖心飽和水和束縛水狀態(tài)的核磁共振T2譜如圖3 所示，飽和水狀態(tài)呈現(xiàn)弛豫時間16.6 ms（利用矩陣轉(zhuǎn)換法計算出對應(yīng)半徑為1.71 μm）以下小孔隙分布（左峰）明顯高于較大孔隙（右峰）的雙峰分布特點，左峰的體積是右峰的4.15 倍。按T2弛豫時間劃分孔隙的含油量：微孔弛豫時間小于1 ms，半徑小于0.052 μm，含油體積比例4.01%；小孔弛豫時間是[1，10） ms，半徑為[0.052，1.038）μm，含油體積比例24.87%；中孔弛 豫 時 間 是[10，100） ms，半 徑 為[1.038，8.040）μm，含油體積比例19.88%；大孔弛豫時間大于100 ms，半徑大于8.04 μm，含油體積比例4.21%，表明小孔隙是致密油主要儲集空間。巖心束縛水呈單峰分布，主要集中在半徑小于1.038 μm 的微孔和小孔內(nèi)，弛豫時間100 ms 以上的大孔基本沒有束縛水。

圖3 致密巖心孔隙流體分布Fig. 3 Pore fluid distribution in tight cores

3.3 不同滲吸時間孔隙動用特征

致密巖心從束縛水狀態(tài)開始接觸壓裂液進行動態(tài)滲吸過程中，孔隙內(nèi)流體分布情況如圖4 所示。

圖4 不同滲吸時間的孔隙流體分布Fig. 4 Pore fluid distribution in different imbibition time

隨著滲吸時間延長，T2譜曲線包絡(luò)面積增加，峰位逐漸抬升，并呈現(xiàn)向右偏移的趨勢。通過計算不同滲吸時間的不同孔徑孔隙的階段采收率和動用程度ηimb，實現(xiàn)滲吸排油能力和動用程度的量化表征。其中，動用程度是不同孔徑孔隙的滲吸排油量占該孔徑范圍內(nèi)原始飽和油量的比例，其表達式為

式中：ηimb——某一孔徑范圍內(nèi)孔隙的動用程度，%；Ak——某一滲吸時間點同一孔徑范圍孔隙的T2譜包絡(luò)面積，cm2；Awi——同一孔徑范圍的孔隙在束縛水狀態(tài)的T2譜曲線包絡(luò)面積，cm2；Aw——同一孔徑范圍的孔隙在飽和水狀態(tài)的T2譜曲線包絡(luò)面積，cm2。

對比圖5 和圖6 可知，在滲吸時間2 h 內(nèi)的初期階段，大孔和中孔對階段采收率起主要貢獻，大孔的動用程度首先達到峰值19.75%，表明壓裂液首先通過較大孔隙進入，先置換大孔隙的油。在2 ~72 h 的中期階段，小孔和微孔的階段采收率和動用程度明顯增加，小孔在24 h 時最高，分別為4.10%和8.73%，微孔也在24 h 時達到峰值，而后逐漸降低。同一階段，大孔和中孔的階段采收率和動用程度處于較低水平并持續(xù)下降，表明基質(zhì)內(nèi)的油是從小孔喉到大孔隙逐漸置換轉(zhuǎn)移。在72 h 之后的階段，各孔徑孔隙的階段采收率和動用程度都在衰減，僅有小孔和微孔相對較高，表明油變?yōu)榱闵⒌姆沁B續(xù)相，緩慢的由小孔喉進入相對較大的孔隙內(nèi)聚集再置換出來。巖心動態(tài)滲吸總采收率為26.39%，在整個滲吸過程，各孔徑尺度孔隙具有不同的采收率和動用程度，大孔總動用程度為40.80%，其采收率為3.24%，反映出大孔主要起到滲吸排油通道作用。小孔、中孔總動用程度分別為24.85%和21.81%，而采收率為11.67%和8.18%，明顯高于大孔，對采收率貢獻占主導地位，占總采收率的75.22%。微孔總動用程度為43.52%，采收率為3.30%。

圖5 不同滲吸時間的孔隙采收率Fig. 5 Recovery rate at different pore scales in different imbibition time

圖6 不同滲吸時間的孔隙動用程度Fig. 6 Producing degree at different pore scales in different imbibition time

滲吸速度反映不同滲吸階段內(nèi)單位時間的平均采油量（圖7）。在滲吸初期，中孔和大孔幾乎貢獻了全部的滲吸速度。進入滲吸中期后，小孔和微孔的滲吸速度明顯增加，超過大孔隙，表明小孔隙表明小孔隙排出的油先在大孔隙內(nèi)聚集后排出，存在一定的排油滯后?？倽B吸速度在2~8 h 呈現(xiàn)一個平穩(wěn)段，該階段小孔隙貢獻的滲吸速度填補了大孔隙的衰減。滲吸排油主要發(fā)生在96 h 之前，繼續(xù)延長滲吸時間對采收率貢獻很小。

圖7 不同滲吸時間的滲吸速度Fig. 7 Imbibition rate in different imbibition time

3.4 滲吸時間對排驅(qū)效果的影響

不同滲吸時間轉(zhuǎn)排驅(qū)的結(jié)果如表2 和圖8 所示。對比排驅(qū)前后，孔隙度分量的變化集中在弛豫時間較長的右側(cè)，表明排驅(qū)階段采油主要來自小孔隙在滲吸中后期排入大孔隙的油，因油滴體積小，需要在壓差作用下排出。隨著滲吸時間減少，排驅(qū)階段采收率增加，但加上滲吸階段的總采收率和壓裂液返排率先升高后降低，最高點對應(yīng)滲吸時間96 h。分析認為，過早排驅(qū)，小孔隙內(nèi)滲吸作用仍在繼續(xù)，其與排驅(qū)過程壓力擾動互相影響的結(jié)果使較多壓裂液留在孔隙中。適當延長滲吸時間，利用滲吸作用將油從小孔隙置換到大孔隙，增加大孔隙內(nèi)油的飽和度，有助于油隨壓裂液一同排出。

表2 致密巖心滲吸及排驅(qū)效果Table 2 Imbibition and drainage effect of tight cores

圖8 致密巖心不同滲吸時間轉(zhuǎn)排驅(qū)前后對比Fig. 8 Comparison before and after drainage at different imbibition time of tight cores

3.5 滲吸作用距離

繪制各塊巖心拼接成長巖心的累計長度與核磁共振信號比例的關(guān)系如圖9 所示。巖心與滲吸端面的距離越遠，信號強度越低，滲吸作用越弱，當累計長度增大到11.02 cm 時，信號比例降低為的第1塊巖心的1/10，繼續(xù)增大距離，信號微弱，推算動態(tài)滲吸作用距離約11 cm。參考基質(zhì)巖石靜態(tài)滲吸作用距離可達到7.60 cm[10］，在壓差作用下，滲吸介質(zhì)被壓入基質(zhì)內(nèi)，動態(tài)滲吸作用距離一般高于靜態(tài)滲吸[32］，這與本次結(jié)果的規(guī)律一致?；谙嗨评碚揫33‐34］，毛管力控制下的逆向滲吸達到預(yù)計采收率所需滲吸時間與特征長度的平方數(shù)呈正相關(guān)，根據(jù)前述滲吸排驅(qū)實驗，巖心長度4 cm，達到最高采收率的滲吸時間為96 h，對于滲吸作用距離11 cm，推算現(xiàn)場悶井時間約為30 d。

圖9 不同長度巖心的核磁共振信號比例Fig. 9 NMR signal ratio of cores with different length

4 結(jié) 論

（1）通過致密砂巖動態(tài)滲吸過程核磁共振在線掃描，利用矩陣轉(zhuǎn)換法構(gòu)建核磁T2弛豫時間與孔隙半徑之間關(guān)系，實現(xiàn)不同孔隙滲吸效率和動用程度量化表征，轉(zhuǎn)換曲線與實測曲線在分布特征和形態(tài)上具有較高的相似性。

（2） 動態(tài)滲吸采收率為26.39%，孔徑大于8.04 μm 的大孔起滲吸排油通道作用，中孔和小孔對滲吸采收率起主要貢獻，共占75.22%，微孔的動用程度最高，達到43.52%。滲吸速度在前8 h 內(nèi)保持較高水平，初期由中孔和大孔貢獻，中期以小孔和微孔為主。

（3） 壓差排驅(qū)作用主要排出半徑大于1.038 μm 的中孔和大孔內(nèi)的油和壓裂液，在滲吸96 h 后排驅(qū)，采收率和壓裂液排出率最高，換算現(xiàn)場悶井時間為30 d。