壓裂液存留液對(duì)致密油儲(chǔ)層滲吸替油效果的影響

郭 鋼， 薛小佳， 李 楷， 范華波， 劉 錦， 吳江

（1.長慶油田分公司油氣工藝研究院，西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，西安710018）

壓裂液存留液對(duì)致密油儲(chǔ)層滲吸替油效果的影響

郭 鋼1，2， 薛小佳1，2， 李 楷1，2， 范華波1，2， 劉 錦1，2， 吳江1，2

（1.長慶油田分公司油氣工藝研究院，西安710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，西安710018）

郭鋼等.壓裂液存留液對(duì)致密油儲(chǔ)層滲吸替油效果的影響[J].鉆井液與完井液，2016，33（6）：121-126.

統(tǒng)計(jì)長慶油田羅*區(qū)塊2015年存地液量與油井一年累積產(chǎn)量的關(guān)系發(fā)現(xiàn)，存地液量越大，一年累積產(chǎn)量越高，與常規(guī)的返排率越高產(chǎn)量越高概念恰恰相反，可能與存地液的自發(fā)滲吸替油有關(guān)。核磁實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，滲吸替油不同于驅(qū)替作用，滲吸過程中小孔隙對(duì)采出程度貢獻(xiàn)大，而驅(qū)替過程中大孔隙對(duì)采出程度貢獻(xiàn)大，但從現(xiàn)場致密儲(chǔ)層巖心孔隙度來看，儲(chǔ)層驅(qū)替效果明顯弱于滲吸效果。通過實(shí)驗(yàn)研究了影響自發(fā)滲吸效率因素，探索影響壓裂液油水置換的關(guān)鍵影響因素，得出了最佳滲吸采出率及最大滲吸速度現(xiàn)場參數(shù)。結(jié)果表明，各參數(shù)對(duì)滲吸速度的影響順序?yàn)椋航缑鎻埩?滲透率>原油黏度>礦化度,巖心滲透率越大，滲吸采收率越大，但是增幅逐漸減??；原油黏度越小，滲吸采收率越大；滲吸液礦化度越大，滲吸采收率越大；當(dāng)滲吸液中助排劑濃度在0.005%～5%，即界面張力在0.316～10.815 mN/m范圍內(nèi)時(shí)，濃度為0.5%（界面張力為0.869 mN/m）的滲吸液可以使?jié)B吸采收率達(dá)到最大。靜態(tài)滲吸結(jié)果表明：并不是界面張力越低，采收率越高，而是存在某一最佳界面張力，使地層中被繞流油的數(shù)量減少，滲吸采收率達(dá)到最高，為油田提高致密儲(chǔ)層采收率提供實(shí)驗(yàn)指導(dǎo)。

致密油；自發(fā)滲吸；核磁；正交分析；驅(qū)油壓裂液

0 引言

長慶油田作為典型的低滲透油氣田，在經(jīng)過壓裂之后會(huì)由單一孔隙介質(zhì)系統(tǒng)轉(zhuǎn)變?yōu)殡p重儲(chǔ)滲系統(tǒng)，此時(shí)驅(qū)油機(jī)理會(huì)發(fā)生較大的變化。在裂縫系統(tǒng)中，驅(qū)油的主要?jiǎng)恿κ球?qū)動(dòng)壓差和重力；在基質(zhì)系統(tǒng)中，驅(qū)油的主要?jiǎng)恿κ敲?xì)管力[1]。長慶油田的巖石潤濕性主要為親水性，毛細(xì)管力對(duì)于原油的驅(qū)動(dòng)就更為明顯。水在毛細(xì)管力作用下從裂縫滲吸進(jìn)入含油的基質(zhì)巖塊中，而基質(zhì)中的原油通過油水的置換被驅(qū)出來的過程被稱為滲吸驅(qū)油。

致密儲(chǔ)層常采用水平井壓裂開發(fā)，在壓裂過程中發(fā)現(xiàn)僅有10%～50%的壓裂液能返排出來，返排率較低，對(duì)儲(chǔ)層存在一定的傷害[2]。若能發(fā)揮未返排壓裂液的滲吸替油作用，增加壓裂后產(chǎn)量，則可以達(dá)到一舉兩得的作用[3]。因此壓裂存留液的滲吸替油效果研究十分具有價(jià)值。在對(duì)儲(chǔ)層巖心與流體基礎(chǔ)物性測(cè)試基礎(chǔ)上，通過實(shí)驗(yàn)研究了影響自發(fā)滲吸效率的因素，探索影響壓裂液油水置換的關(guān)鍵因素，得出了最佳滲吸采出率及最大滲吸速度現(xiàn)場參數(shù)，以核磁實(shí)驗(yàn)結(jié)果說明了滲吸與驅(qū)替的差別，為驅(qū)油型壓裂液提供優(yōu)化意見[4-14]。

1 自發(fā)滲吸

低滲油氣田壓裂完成之后，壓裂液的反排情況會(huì)直接影響到后期該油田的采出量。但統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，壓裂液返排率低（<20%）的井，開井后產(chǎn)量高；返排率高（60%）的井，開井后產(chǎn)量低。在長慶油田羅*區(qū)塊，統(tǒng)計(jì)2015年存地液量與油井一年累積產(chǎn)量的關(guān)系，并作圖分析，發(fā)現(xiàn)存地液量越大，一年累積產(chǎn)量越高，如圖1所示。圖1結(jié)果與常規(guī)的返排率越高產(chǎn)量越高概念恰恰相反，這種現(xiàn)象可能與存地液自發(fā)滲吸替油有關(guān)。

圖1 壓裂液滯留量與累計(jì)產(chǎn)量之間的關(guān)系曲線

自發(fā)滲吸指的是在多孔介質(zhì)中，潤濕流體依靠毛細(xì)管力作用自發(fā)進(jìn)入巖石孔隙，將其中的非潤濕相流體驅(qū)出的過程，它是毛細(xì)管力作用下一種常見現(xiàn)象，包括順向滲吸和逆向滲吸。Schetcher定義了逆邦德數(shù)為毛細(xì)管力與重力之比，表達(dá)式見式（1）。

式中，σ為界面張力，mN/m；φ為多孔介質(zhì)的孔隙度；K為多孔介質(zhì)的滲透率，10-3μm2；△ρ為油水密度差，g/cm3；g為重力加速度，cm/s2；H為多孔介質(zhì)的高度，cm；C為與多孔介質(zhì)的幾何尺寸有關(guān)的常數(shù)，對(duì)于圓形毛細(xì)管，C為0.4。如果大于1，滲吸過程中毛細(xì)管力起支配作用，主要為逆向滲吸；如果于1，滲吸過程中重力起支配作用，主要為順向滲吸；當(dāng)界面張力中等且較低時(shí)，重力和毛細(xì)管力都很重要，不能忽略任意一項(xiàng)。

1.1 自發(fā)滲吸與驅(qū)替的區(qū)別

實(shí)驗(yàn)采用去氫核模擬油，在60 ℃下進(jìn)行滲吸及驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，并結(jié)合核磁共振巖心分析技術(shù)，得到滲吸及驅(qū)替核磁共振T2弛豫時(shí)間譜，見圖2和圖3。

圖2 滲吸核磁共振T2弛豫時(shí)間譜

圖3 驅(qū)替核磁共振T2弛豫時(shí)間譜

由圖2可見，滲吸初期主要為小孔徑內(nèi)原油被滲吸液替出，并且很快小孔隙內(nèi)的原油被替換結(jié)束，而滲吸后期部分大孔隙內(nèi)的油被滲吸液緩慢替換出來，滲吸過程中小孔隙對(duì)采出程度貢獻(xiàn)大。由圖3可見，驅(qū)替初期主要是中大孔隙內(nèi)原油被驅(qū)替出來，而驅(qū)替后期小孔隙中有部分油被驅(qū)替出來，驅(qū)替過程中大孔隙對(duì)采出程度貢獻(xiàn)大[5]。從現(xiàn)場致密儲(chǔ)層巖心孔隙度來看，儲(chǔ)層驅(qū)替效果明顯弱于滲吸效果。

1.2 自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)

在巖心及流體基本物性測(cè)試的基礎(chǔ)上，利用吸水儀（見圖4）研究低滲透儲(chǔ)層巖心在助排劑TOF-1溶液（模擬未排出壓裂液殘液）中的自發(fā)滲吸影響因素及規(guī)律。通過分析不同情況下滲吸采出量，計(jì)算得到滲吸速率以及滲吸采收率，揭示油水界面張力、滲透率、原油黏度及礦化度對(duì)自發(fā)滲吸的影響，并在此基礎(chǔ)上分析其影響機(jī)理。

圖4 吸水儀

1.2.1實(shí)驗(yàn)用儲(chǔ)層巖心、流體

1）由壓汞毛細(xì)管力曲線形態(tài)可知，儲(chǔ)層巖石具有較高的進(jìn)汞壓力，退汞效率較低。儲(chǔ)層排驅(qū)壓力為0.792～14.498 MPa，平均為3.026 MPa，對(duì)應(yīng)的最大喉道半徑為0.045～0.78 μm，平均最大喉道半徑為0.475 μm。多數(shù)巖心分選中等較好。

式中:表示試驗(yàn)點(diǎn)x落入估計(jì)的可行域的概率(可行性概率)，記作和表示第i個(gè)約束函數(shù)Kriging模型的預(yù)測(cè)均值和標(biāo)準(zhǔn)差。CEI準(zhǔn)則概念簡單、計(jì)算容易，但該準(zhǔn)則受PoF的影響大，收斂到可行域邊界上最優(yōu)解的效率不高。基于CEI準(zhǔn)則的代理優(yōu)化算法在本文簡稱CEI算法。

2）從致密儲(chǔ)層取得巖心10塊，用氣體滲透率儀測(cè)得巖石空氣滲透率范圍為0.1×10-3～0.3×10-3μm2（上游壓力為0.6 MPa，下游為0 MPa），用氣體膨脹法測(cè)定得巖石孔隙度范圍為4%～9%。

3）根據(jù)資料可知，現(xiàn)場致密原油黏度為1.04～1.27 mPa·s。將煤油與原油按照質(zhì)量比為2︰1混合，配制實(shí)驗(yàn)用模擬油，其黏度為1.204 mPa·s，與地層油相近。采用致密儲(chǔ)層常用壓裂液使用的助排劑TOF-1，配制成不同質(zhì)量濃度的溶液，模擬未排出壓裂液殘液，進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。助排劑TOF-1濃度為5%、0.5%、0.05%以及0.005%時(shí)，溶液的界面張力分別為0.316、0.869、4.448和10.815 mN/m。

1.2.2實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)步驟：①將巖心抽真空12 h至壓力為4.1×10-3Pa（高真空），并在16 MPa下加壓飽和地層水2 d，取出巖心稱其濕重，記為m2。巖心干重為m1。②將巖心放入巖心夾持器中，加環(huán)壓。在60 ℃下，用模擬油先以小流量（0.05 mL/min）恒流量驅(qū)替至出口端不再出水，然后增大流量（0.10 mL/min）恒流量驅(qū)替至出口端不再出水，最后以5 MPa驅(qū)至地層條件下的束縛水飽和度，停泵卸壓，恒溫老化24 h，稱其束縛水狀態(tài)下的巖心質(zhì)量，記為m3。③將取出的巖心放入吸水儀中，加入不同濃度的助排劑溶液，記錄開始出油時(shí)間、一定時(shí)間間隔后的出油體積及最終出油體積，并拍照記錄巖心表面變化。④滲吸結(jié)束，將巖心從吸水儀中取出，用濾紙將巖心表面溶液除去，稱其滲吸之后的質(zhì)量，記為m4。⑤巖心重新洗油，重復(fù)實(shí)驗(yàn)①～④，尤其要注意抽真空飽和水，油驅(qū)水造束縛水中各項(xiàng)標(biāo)準(zhǔn)的一致性，主要是真空度、加壓值及加壓時(shí)間，油驅(qū)水每個(gè)壓力值作用時(shí)間以及總的驅(qū)替時(shí)間，換用另一種滲吸溶液，同樣記錄開始出油時(shí)間、以及一定時(shí)間間隔后的出油體積及最終出油體積。液測(cè)孔隙度計(jì)算式為：φ＝（m2-m1）/(ρwV);滲吸采收率計(jì)算式為：R＝（m4-m3）/（m2-m3）。

2 自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.1 界面張力對(duì)滲吸效果的影響

圖5 不同滲透率巖心中界面張力與滲吸采收率關(guān)系圖

由圖5可以看出，界面張力為0.869 mN/m的滲吸液可以使?jié)B吸采收率達(dá)到最大。可見，在某一滲透率范圍內(nèi)，存在某一界面張力可以使得滲吸效果最好。

2.2 滲透率對(duì)滲吸效果的影響

將不同巖心中滲吸采收率與界面張力的結(jié)果對(duì)比分析，可以得到不同界面張力滲吸液中，滲吸采收率與巖心滲透率之間的關(guān)系，結(jié)果如圖6所示。由圖6可知，當(dāng)巖心滲透率在0.212×10-3～1.213×10-3μm2范圍內(nèi)時(shí)，滲透率越大，滲吸采收率越大，但是滲吸采收率的增幅逐漸減小。滲吸液界面張力范圍為0.316～10.815 mN/m時(shí)，在同時(shí)考慮毛細(xì)管力和油滴運(yùn)移難度的情況下，可以認(rèn)為滲透率越大，滲吸速度越快，并且界面張力越大，這個(gè)規(guī)律越明顯。

2.3 黏度對(duì)滲吸效果的影響

圖6 不同界面張力下滲吸采收率與滲透率的關(guān)系

滲吸體積指的是吸油儀中刻度處可測(cè)量的滲吸出油的體積，其與時(shí)間關(guān)系如圖7所示。

圖7 不同黏度模擬油滲吸體積與時(shí)間的關(guān)系

根據(jù)滲吸體積和驅(qū)出水量計(jì)算最終滲吸采收率。滲吸采收率與模擬油黏度的關(guān)系見圖8。由圖8可知，當(dāng)模擬油的黏度在1.204～4.864 mPa·s范圍內(nèi)時(shí)，黏度越小，滲吸采收率越大。這是因?yàn)槟M油的黏度越小，模擬油與巖心之間的黏附力就越小，滲吸的阻力也就越小，在毛細(xì)管力（驅(qū)動(dòng)力）相同的情況下，滲吸阻力越小，模擬油越容易被驅(qū)出[6]。所以模擬油的黏度越小，滲吸采收率就越高。

圖8 滲吸采收率與模擬油黏度關(guān)系圖

2.4 礦化度對(duì)滲吸效果的影響

在60 ℃恒溫的條件下，將同一滲透率的燒結(jié)巖心放入到不同礦化度的0.5%TOF-1助排劑溶液中，記錄滲吸量隨時(shí)間的變化曲線。根據(jù)上述實(shí)驗(yàn)滲吸體積和驅(qū)出水量計(jì)算最終滲吸采收率。滲吸采收率與滲吸液礦化度的關(guān)系如圖9所示。由圖9可知，當(dāng)?shù)V化度為1 000～80 000 mg/L時(shí)，礦化度越大，滲吸采收率越大。這是因?yàn)楦叩V化度能抑制水敏效應(yīng)，減少因水敏引起的巖心孔隙和喉道數(shù)量減少或堵塞現(xiàn)象，有效防止巖心滲透率降低[7]。所以滲吸液礦化度越大，滲吸采收率就越高。

圖9 滲吸采收率與滲吸液礦化度關(guān)系圖

2.5 現(xiàn)場致密巖心滲吸規(guī)律

對(duì)同一塊巖心進(jìn)行反復(fù)洗油，抽真空飽和地層水，油驅(qū)水造束縛水，老化滲吸，來進(jìn)一步驗(yàn)證上文所得出的滲吸規(guī)律是否對(duì)天然巖心同樣適用。滲吸液隨濃度不同（0.005%～5%），界面張力不同（0.316～10.815 mN/m）。在不同礦化度的滲吸液中滲吸體積與時(shí)間關(guān)系如圖10所示。

圖10 巖心在不同濃度滲吸液中滲吸采收率與時(shí)間的關(guān)系

由圖10可知，不同濃度的滲吸液均在50 min左右達(dá)到各自滲吸采收率最大值；當(dāng)滲吸液的濃度為0.005%～5%（即界面張力為0.316～10.815 mN/m時(shí)），濃度為0.5%（界面張力為0.869 mN/m）的滲吸液能使?jié)B吸采收率達(dá)到最大。這就說明在某一滲透率范圍內(nèi)，存在某一界面張力可以使得滲吸效果最好。這個(gè)結(jié)果與人造巖心的實(shí)驗(yàn)結(jié)果相同。這是因?yàn)楫?dāng)界面張力發(fā)生變化時(shí)，影響滲吸效果的因素就不只是作為驅(qū)動(dòng)力的毛細(xì)管力了。一般認(rèn)為，當(dāng)孔隙結(jié)構(gòu)近似相等、孔徑大致相同時(shí)，界面張力越大，毛細(xì)管力也就越大，相應(yīng)的滲吸采收率就應(yīng)該越大[8]。但是當(dāng)界面張力減小時(shí)，模擬油形成的油滴會(huì)變小，降低油滴在低滲巖心孔隙中運(yùn)移的難度，并且此時(shí)油滴和滲吸液更易形成乳狀液，也會(huì)一定程度上增加滲吸出油量。所以當(dāng)滲透率一定時(shí)，必然會(huì)存在某一界面張力，使得該種情況下的毛細(xì)管力和油滴大小都處在最合理的范圍內(nèi)，即滲吸條件最優(yōu)，達(dá)到滲吸采收率最高。

3 影響致密儲(chǔ)層滲吸的關(guān)鍵因素分析

滲吸主要由親水孔隙的毛細(xì)管力引起，毛細(xì)管力的大小及其在巖石孔隙中的分布影響巖石的滲吸速度及最終采收率。巖石的滲透率、地層條件下的油水界面張力、原油黏度、礦化度等因素對(duì)滲吸速度、最終采收率都有不同程度的影響。通過正交設(shè)計(jì)方法中的主成分分析法研究了影響滲吸采收率及滲吸速度的主要因素及其影響程度。

在靜態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn)中，研究了油水界面張力、巖石滲透率、原油黏度及地層水礦化度對(duì)滲吸速度及最終采收率的影響，見表1。各因素對(duì)滲吸采收率影響的主成分分析，見表2。由表2可見：各影響因素對(duì)滲吸采收率的影響程度為：界面張力 >滲透率 >原油黏度 >礦化度。

表1 影響滲吸的主要因素及水平

表2 影響滲吸采收率的關(guān)鍵因素分析

滲吸采收率最大時(shí)各參數(shù)的最優(yōu)值為：原油黏度為1.204 mPa·s，地層水礦化度為80 000 mg/L，界面張力為0.869 mN/m，巖石滲透率為1.2×10-3μm2。各關(guān)鍵因素對(duì)滲吸速度影響的分析見表3。由表3可知，界面張力對(duì)滲吸速度的影響最大，滲透率的影響次之，原油黏度和地層水礦化度的影響較小，其中礦化度的影響最小。

滲吸速度最大時(shí)，各參數(shù)的最優(yōu)值為：黏度為1.204 mPa·s，礦化度為1 000 mg/L，界面張力為10.815 mN/m，滲透率為1.2×10-3μm2?？梢钥闯?，界面張力越大，滲透率越高，最初滲吸速度越快。從影響滲吸替油影響因素來看，滲透率、原油黏度、礦化度都由儲(chǔ)層決定，人為能控制的只有壓裂液界面張力。因此，再次對(duì)羅*區(qū)塊使用壓裂液的各項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行測(cè)試，發(fā)現(xiàn)壓裂液界面張力在1.2～1.9 mN/m，正好落在滲吸采收率最大時(shí)的界面張力范圍（0.316～10.815 mN/m），這就解釋了為什么在該區(qū)塊返排率越低的單井年累計(jì)產(chǎn)量越高（如圖1所示）。

表3 影響滲吸速度的關(guān)鍵因素分析

4 結(jié)論

1.靜態(tài)滲吸結(jié)果表明，并不是界面張力越低，采收率越高，而是存在某一最佳界面張力使地層中被繞流油的數(shù)量減少，滲吸采收率達(dá)到最高。

2.對(duì)滲吸主要影響因素分析發(fā)現(xiàn)，界面張力對(duì)滲吸采收率影響最大，其次為滲透率和油水黏度。

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Effect of Retained Fracturing Fluid on the Imbibition Oil Displacement Efficiency of Tight Oil Reservoir

GUO Gang, XUE Xiaojia, LI Kai, FAN Huabo, LIU Jin, WU Jiang
(1.National Engineering Laboratory of Low Permeability Oil and Gas Field Exploration and Development,Xi’an,Shaanxi710018; 2.Research Institute of Oil and Gas Technology, PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi'an,Shaanxi710018)

The flowback of fracturing fluid directly affects the production rate of a reservoir in the later stage of production. In laboratory studies, the basic physical properties of reservoir core and fracturing fluid were measured. Based on the measurement, factors affecting automatic imbibition and key factors affecting oil/water replacement by fracturing fluid were studied through experiment. The optimum imbibition recovery rate and the maximum imbibition rate for field use were determined in laboratory studies. Differences between imbibition and displacement are explained by nuclear magnetic experiment. The experimental results have shown that influencing factors affected imbibition rate in an order of: interfacial tension > permeability > viscosity of crude oil > salinity. The imbibition recovery rate increased with increase in permeability, while the amplitude of increase was gradually reducing.When the viscosity of the simulated oil was in a range of 1.204-4.864 mPa·s, the imbibition recovery rate increased with decrease in the viscosity of the simulated oil. When the salinity of the imbibition fluid was in a range of 1 000-80 000 mg/L, the imbibition recovery rate increased with increase in salinity, When the concentration of cleanup additive in imbibition fluid was in a range of 0.005%-5%, i.e., the interfacial tension was in a range of 0.316-10.815 mN/m, the use of the imbibition fluid containing 0.5% cleanup additive (interfacial tension 0.869 mN/m) got the maximum imbibition recovery rate. Static imbibition experimental resultshave shown that higher interfacial tension did not necessarily result in higher recovery rate; instead, there was an optimum interfacial tension at which the amount of bypassed oil was minimized, and the imbibition recovery rate was maximized. This finding provides a guide to enhance recovery rate from tight reservoirs.

Tight oil; Automatic imbibition; Nuclear magnetic; Orthogonal analysis; Oil driving fracturing fluid

TE357.12

A

1001-5620（2016）06-0121-061,21,21,21,21,21,2

2016-9-28；HGF=1701N5；編輯 王小娜）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.022

郭鋼，1986年生，碩士研究生，畢業(yè)于西安石油大學(xué)化學(xué)工藝專業(yè)，主要從事油氣田化學(xué)領(lǐng)域的科研與應(yīng)用工作。電話 15829293383；E-mail：guog_cq@petrochina.com.cn。