致密砂巖油藏裂縫與基質(zhì)間滲吸特征及主控因素

林 魂，宋西翔，羅 超，孫新毅，楊 兵，董利飛

（1.重慶科技學(xué)院，重慶 401331；2.重慶三峽學(xué)院，重慶 404130）

鄂爾多斯盆地地域廣闊，蘊(yùn)藏著豐富的致密油氣資源，開發(fā)潛力無限。致密砂巖儲(chǔ)層具有孔隙度小、滲透率低、納米級(jí)孔隙占比高、孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜等特征，水驅(qū)采收率低，且存在注水困難、能量補(bǔ)充不足和產(chǎn)量迅速下降等問題［1-4］。為提高致密砂巖油藏采收率，大規(guī)模應(yīng)用水平井和體積壓裂技術(shù)，有效地改善了注水開發(fā)效果，但人工裂縫和天然裂縫的存在導(dǎo)致水驅(qū)時(shí)油井快速見水，儲(chǔ)層基質(zhì)中原油動(dòng)用程度低［5-8］。如何提高滲吸效率，增大基質(zhì)原油采出程度，是目前中外學(xué)者面臨的共同難題。

近些年，中外學(xué)者針對(duì)致密砂巖儲(chǔ)層開展了大量的自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)研究［9-11］，分析了多種影響因素對(duì)自發(fā)滲吸效率的影響，并建立了相關(guān)的滲吸模型［12-15］，基本明確了自發(fā)滲吸機(jī)理。然而，受到實(shí)驗(yàn)儀器及技術(shù)的限制，前人的研究大部分集中在靜態(tài)自發(fā)滲吸，對(duì)于注水驅(qū)替過程中的動(dòng)態(tài)滲吸研究較少。隨著核磁共振技術(shù)在石油工業(yè)領(lǐng)域的不斷發(fā)展，水驅(qū)過程中巖心微觀孔隙的動(dòng)用特征能夠被清晰表征，具有操作便捷、測(cè)試參數(shù)覆蓋廣、無損樣品等特點(diǎn)［16-18］。筆者基于核磁共振測(cè)試原理，以鄂爾多斯盆地A83 區(qū)塊長(zhǎng)8 儲(chǔ)層為研究對(duì)象，通過開展核磁共振在線掃描的巖心水驅(qū)滲吸實(shí)驗(yàn)，研究了裂縫型致密砂巖儲(chǔ)層水驅(qū)開發(fā)中基質(zhì)的動(dòng)用特征，定量評(píng)價(jià)了3類孔隙的采出程度，并且分析了滲透率、驅(qū)替速度、表面活性劑濃度和燜井時(shí)間對(duì)滲吸效率的影響，明確了動(dòng)態(tài)滲吸機(jī)理及其主控因素，以期為鄂爾多斯盆地提高水驅(qū)開發(fā)效率提供參考和借鑒。

1 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

1.1 實(shí)驗(yàn)巖心

實(shí)驗(yàn)巖心取自鄂爾多斯盆地A83 區(qū)塊長(zhǎng)8 儲(chǔ)層。巖心經(jīng)過清洗烘干后，測(cè)定孔隙度和滲透率，并切下厚度約為2 cm 的巖心切片開展高壓壓汞測(cè)試，從中選取11塊物性及孔隙結(jié)構(gòu)相似的巖心作為實(shí)驗(yàn)巖心，另外再選取2 塊滲透率差異較大的巖心進(jìn)行對(duì)比實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)巖心基礎(chǔ)物性參數(shù)見表1。由3塊不同滲透率巖心孔隙半徑（簡(jiǎn)稱孔徑）分布（圖1）可知，隨著巖心滲透率的增加，孔徑分布向右平移，孔隙結(jié)構(gòu)變好，平均孔徑增大。實(shí)驗(yàn)中為了模擬裂縫與基質(zhì)間的滲吸特征，將巖心柱橫向等體積切割成兩半，再采用環(huán)氧樹脂將巖心2個(gè)端面封住，以排除巖心端面滲吸的影響，確保滲吸僅發(fā)生在裂縫與基質(zhì)間。

表1 實(shí)驗(yàn)巖心基礎(chǔ)物性參數(shù)Table1 Basic physical property parameters of experimental cores

圖1 3種滲透率巖心孔徑分布對(duì)比Fig.1 Comparison of pore radius distribution of cores with three different permeability

1.2 實(shí)驗(yàn)流體

實(shí)驗(yàn)原油取自A83 區(qū)塊長(zhǎng)8 儲(chǔ)層J13 井的井口脫氣原油，儲(chǔ)層溫度67 ℃下脫氣原油密度為0.821×103kg/m3，黏度為4.53 mPa·s。由于地層原油泡點(diǎn)壓力僅為3.6 MPa，溶解氣油比為24.3 m3/m3，因此實(shí)驗(yàn)中直接采用脫氣原油作為實(shí)驗(yàn)用油。

實(shí)驗(yàn)中所用的注入水為一定濃度的表面活性劑（APG0816）溶液，采用重水（D2O）作為溶劑配制以屏蔽氫原子對(duì)實(shí)驗(yàn)結(jié)果的干擾。通過界面張力測(cè)定實(shí)驗(yàn)可得，油-水間的界面張力隨表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加呈現(xiàn)先降低后增大的趨勢(shì)，在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%時(shí)油-水間的界面張力最低，為0.74 mN/m，因此，實(shí)驗(yàn)中最佳表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%。此外，在研究表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)滲吸效率的影響時(shí)，為了防止表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)過大對(duì)巖石表面潤(rùn)濕性造成較大反轉(zhuǎn)，測(cè)定了不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下巖石-油-水三相的接觸角。結(jié)果顯示，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.04%～0.3%時(shí)，潤(rùn)濕接觸角僅變化了3.4°（可以忽略不計(jì)）。因此，除最佳表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)外，再選取質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0，0.05%和0.3%作為對(duì)比實(shí)驗(yàn)。

1.3 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)裝置核心為核磁共振掃描儀，型號(hào)為MR12-150H-I，頻率為4.8MHz，磁感應(yīng)強(qiáng)度為0.094 0～0.117 5 T，頻率精度為0.01 Hz，采集參數(shù)為回波間隔0.2 ms，掃描次數(shù)256，等待時(shí)間6 s。此外，還包括高壓無磁巖心夾持器（最高壓力和溫度分別為40 MPa 和85 ℃）、高壓高精度驅(qū)替泵（ISCO泵，精度為0.001 mL/min）、巖心夾持器加熱套和溫控器（溫度精度為±0.01 ℃）、中間容器（體積為1 000 mL，最大承壓為120 MPa）、壓力傳感器（最大壓力為200 MPa，精度為0.01 MPa）和油水分離器（體積為10 mL，精度為0.1 mL）等（圖2）。

圖2 動(dòng)態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn)流程Fig.2 Experimental flow of dynamic imbibition

1.4 實(shí)驗(yàn)步驟

巖心準(zhǔn)備階段 將切割后的巖心再次清洗烘干后放入高壓無磁巖心夾持器中進(jìn)行T2譜掃描，并記錄巖心的基準(zhǔn)信號(hào)，核磁共振掃描操作方法按照巖樣核磁共振參數(shù)實(shí)驗(yàn)室測(cè)量規(guī)范［17］執(zhí)行。將抽真空后的巖心放入高壓容器，在30 MPa下用實(shí)驗(yàn)原油飽和巖心4～5 d。取出后用環(huán)氧樹脂密封巖心2個(gè)端面后，將巖心放入夾持器，并加2.0 MPa 圍壓，再向巖心中注入原油，排空夾持器內(nèi)殘余空氣，同時(shí)調(diào)節(jié)溫控器升溫至67 ℃。待溫度穩(wěn)定后對(duì)此狀態(tài)下的巖心進(jìn)行T2譜掃描。

動(dòng)態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn) 以恒定0.1 mL/min的速度向1#巖心內(nèi)注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%的表面活性劑溶液，并每隔相同時(shí)間（5 min）對(duì)巖心進(jìn)行一次掃描，當(dāng)連續(xù)3 次獲得的T2譜分布不再變化時(shí)，停止實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)過程中記錄每次掃描時(shí)對(duì)應(yīng)的注水量、產(chǎn)油量和產(chǎn)水量。

滲吸影響因素分析實(shí)驗(yàn) 在巖心準(zhǔn)備階段完成的基礎(chǔ)上分別開展以下實(shí)驗(yàn)：①在保證注入速度（0.1 mL/min）和注入表面活性劑濃度（0.15%）不變的前提下，分別對(duì)12#和13#巖心開展?jié)B吸實(shí)驗(yàn)。②在保證注入表面活性劑濃度（0.15%）不變的前提下，分別對(duì)2#，3#，4#巖心開展3 種注入速度（0.01，0.05 和0.3 mL/min）下的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。③在保證其他注入?yún)?shù)不變的前提下，分別對(duì)5#，6#，7#巖心開展不同注入表面活性劑濃度（0，0.05%和0.3%）的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。④在保證實(shí)驗(yàn)中總時(shí)間恒定和其他注入?yún)?shù)不變的前提下，調(diào)整注水時(shí)間與燜井時(shí)間的比例，對(duì)8#，9#，10#，11#巖心開展?fàn)F井時(shí)間對(duì)滲吸效率的影響研究。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1 弛豫時(shí)間與孔徑之間轉(zhuǎn)換關(guān)系

基于核磁共振測(cè)試原理［19-21］，在飽和含氫流體的巖心中，孔徑大的孔隙內(nèi)流體氫原子的弛豫速度快，對(duì)應(yīng)的弛豫時(shí)間長(zhǎng)，而孔徑小的孔隙內(nèi)流體氫原子的弛豫速度慢，對(duì)應(yīng)的弛豫時(shí)間短。因而可以根據(jù)弛豫時(shí)間判斷孔隙大小。根據(jù)3塊不同滲透率級(jí)別巖心在充分飽和油后T2譜分布（圖3）可知，3塊巖心的T2譜分布中左右兩峰均非常明顯，兩峰之間連續(xù)性較好，說明3 塊巖心中左峰代表的小孔隙和右峰代表的大孔隙發(fā)育程度均較好，其中小孔隙發(fā)育程度略高于大孔隙，小孔隙和大孔隙之間具有較好的連通性。

圖3 3塊不同滲透率級(jí)別巖心T2譜換算后與孔徑分布重疊圖Fig.3 Overlapping diagram between T2 spectra after conversion and pore radius distribution of cores with three different permeability

此外，根據(jù)核磁共振巖心實(shí)驗(yàn)成果可知［18-20］，孔徑與橫向弛豫時(shí)間成正相關(guān)關(guān)系，兩者之間可以由換算系數(shù)進(jìn)行換算，即：

在計(jì)算換算系數(shù)時(shí)，通過對(duì)比同一巖心的T2譜分布與高壓壓汞獲得的孔徑分布，將T2譜分布與孔徑分布繪制于同一對(duì)數(shù)坐標(biāo)系中，使T2譜分布與孔徑分布中波峰對(duì)應(yīng)的弛豫時(shí)間與孔徑相重合。根據(jù)波峰對(duì)應(yīng)的弛豫時(shí)間與孔徑，結(jié)合（1）式可以計(jì)算出每塊巖心的換算系數(shù)。取13 塊實(shí)驗(yàn)巖心換算系數(shù)的平均值，可以近似認(rèn)為目標(biāo)儲(chǔ)層的平均換算系數(shù)約為0.025 μm/ms。

以1#和13#巖心為例，雖然2 塊巖心滲透率相差很大，且孔徑分布與T2譜分布也存在較大差異，但是通過換算系數(shù)換算后，2 塊巖心的孔徑分布與T2譜分布的波峰均有較好的對(duì)應(yīng)率。說明由此方法計(jì)算出的換算系數(shù)能夠代表目標(biāo)儲(chǔ)層弛豫時(shí)間與孔徑的換算系數(shù)，為后續(xù)滲吸過程中孔隙動(dòng)用特征分析提供依據(jù)。

2.2 裂縫與基質(zhì)間滲吸特征

以1#巖心為例，根據(jù)滲吸過程中不同平衡時(shí)間下T2譜分布的變化（圖4a），可以對(duì)基質(zhì)與裂縫對(duì)應(yīng)的弛豫時(shí)間范圍進(jìn)行識(shí)別，當(dāng)0.03 ms＜T2≤180 ms時(shí)為基質(zhì)，當(dāng)180 ms＜T2≤1 000 ms 時(shí)為裂縫。結(jié)合T2值與孔徑分布之間的換算系數(shù)，可進(jìn)一步將基質(zhì)內(nèi)的孔隙劃分為3 類：微小孔隙（0.03 ms＜T2≤1.5 ms，0.75×10-3μm＜r≤0.038 μm）、中孔隙（1.5 ms＜T2≤8 ms，0.038 μm＜r≤0.2 μm）和大孔隙（8 ms＜T2≤180 ms，0.2 μm＜r≤4.5 μm）。

由圖4a 可知，隨著注水時(shí)間的增加，微小孔隙和大孔隙對(duì)應(yīng)的振幅在不斷降低，而中孔隙對(duì)應(yīng)的振幅變化沒有規(guī)律性，說明注入水在沿著裂縫流動(dòng)的同時(shí)，會(huì)在基質(zhì)中毛管壓力的作用下滲吸進(jìn)入微小孔隙，將微小孔隙中的原油排出。而中孔隙由于其孔徑介于微小孔隙和大孔隙之間，主要起到連通微小孔隙和大孔隙的作用，在滲吸過程中原油會(huì)在其中不停流動(dòng)，導(dǎo)致其振幅出現(xiàn)忽高忽低的變化。此外，在32 和80 min 下，裂縫對(duì)應(yīng)的振幅出現(xiàn)了不為0 的現(xiàn)象，說明此時(shí)基質(zhì)中排出的原油剛好進(jìn)入裂縫，使得裂縫中存在氫原子的信號(hào)，但在下一個(gè)掃描時(shí)間裂縫對(duì)應(yīng)的振幅又變?yōu)?，說明一段時(shí)間后裂縫中的原油被驅(qū)出。

基于核磁共振測(cè)試原理，某一孔徑范圍內(nèi)的孔隙對(duì)應(yīng)信號(hào)振幅值之和與該范圍孔徑的孔隙中原油賦存量成正比。因而可以通過巖心在飽和油狀態(tài)下的T2譜及滲吸后的T2譜計(jì)算出不同孔隙中的含油飽和度及采出程度，即：

根據(jù)（2）和（3）式可以計(jì)算出3類孔隙中原油采出程度的變化規(guī)律（圖4b），并將動(dòng)態(tài)滲吸過程劃分為3個(gè)階段。當(dāng)表面活性劑溶液注入巖心后會(huì)造成裂縫中壓力的快速上升，注入水在沿裂縫流動(dòng)的同時(shí)，部分水會(huì)在壓差的作用下進(jìn)入大孔隙，以驅(qū)替的方式將部分大孔隙內(nèi)的原油驅(qū)出，導(dǎo)致大孔隙和巖心總采出程度快速上升，此為第1階段，持續(xù)時(shí)間較短。在第2 階段中，裂縫及其周圍大孔隙中的水會(huì)在毛管壓力和潤(rùn)濕作用下，附著在骨架顆粒表面自發(fā)地滲吸進(jìn)入微小孔隙，并逐步擠壓微小孔隙中原油進(jìn)入大孔隙和裂縫。此階段微小孔隙采出程度大幅上升，且持續(xù)時(shí)間較長(zhǎng)。受毛管壓力大小和潤(rùn)濕性強(qiáng)度的影響，水相存在一定的滲吸距離［21-23］。在第3階段，大、中和微小孔隙逐漸達(dá)到一個(gè)滲吸平衡狀態(tài)，此時(shí)所有孔隙中原油采出程度變化非常緩慢。當(dāng)整個(gè)動(dòng)態(tài)滲吸結(jié)束時(shí)，微小孔隙采出程度為18.3%，對(duì)總采出程度的貢獻(xiàn)率達(dá)到了60%；大孔隙的采出程度為14.9%，對(duì)總采出程度的貢獻(xiàn)率為35%，而中孔隙僅為4.4%，僅占總采出程度的5%。因此，在后續(xù)的影響因素分析中，將主要針對(duì)微小孔隙和大孔隙的動(dòng)用特征進(jìn)行研究。

圖4 1#巖心動(dòng)態(tài)滲吸過程中T2譜分布及不同孔隙采出程度隨時(shí)間的變化Fig.4 Variation of T2 spectrum distribution and recovery of different pores with time in dynamic imbibition process of core1#

2.3 滲吸效率影響因素

2.3.1 滲透率

從不同滲透率巖心在動(dòng)態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn)后不同孔隙采出程度的變化（圖5）可以看出，微小孔隙、大孔隙的采出程度和總采出程度均隨滲透率的增加而增大，這是因?yàn)閹r心滲透率增加，孔徑分布逐漸向右移動(dòng)，即孔徑增大，毛管壓力降低，孔隙中的原油更容易被驅(qū)出。微小孔隙的動(dòng)用比例（微小孔隙采出程度占總采出程度的比例）隨滲透率的增加而逐漸降低。這是由于隨著滲透率的增加，大孔隙占比不斷增大，裂縫中的注入水在同等壓差下更容易進(jìn)入阻力較小的大孔隙，以驅(qū)替方式排出原油；而微小孔隙占比不斷降低，導(dǎo)致滲吸作用逐漸減弱。

圖5 不同滲透率巖心在動(dòng)態(tài)滲吸實(shí)驗(yàn)后不同孔隙采出程度的變化Fig.5 Effect of core permeability on recovery of various pores

2.3.2 驅(qū)替速度

從驅(qū)替速度對(duì)不同孔隙采出程度的影響（圖6）可知，隨著驅(qū)替速度的增大，微小孔隙采出程度不斷降低，大孔隙采出程度逐漸增大，而總采出程度則呈現(xiàn)出先增大后降低的趨勢(shì)。當(dāng)驅(qū)替速度為0.1 mL/min時(shí)，巖心總采出程度最大，為16.3%。微小孔隙動(dòng)用比例隨驅(qū)替速度的增大而不斷下降，說明在低流速（0.01 mL/min）下，裂縫中的水流動(dòng)緩慢，有利于水相滲吸進(jìn)入微小孔隙，此時(shí)逆向滲吸作用為主要采油方式，微小孔隙動(dòng)用比例達(dá)到95.5%，而大孔隙采出程度很低。隨著驅(qū)替速度不斷增加，裂縫中的壓力升高，在不斷增大的壓差作用下，裂縫中的水開始進(jìn)入大孔隙中驅(qū)替原油，大孔隙采出程度逐漸增加［24-26］，此時(shí)驅(qū)替作用為主要采油方式。與此同時(shí)，驅(qū)替速度的增加導(dǎo)致靜態(tài)滲吸環(huán)境被破壞，使微小孔隙采出程度不斷降低。但是從巖心總采出程度的變化可以看出，驅(qū)替速度并非越快或越慢越好，而是存在一個(gè)最佳驅(qū)替速度，確保能夠同時(shí)最大程度地發(fā)揮滲吸和驅(qū)替2種采油方式。

圖6 驅(qū)替速度對(duì)不同孔隙采出程度的影響Fig.6 Effect of displacement rates on recovery of different pores

2.3.3 表面活性劑濃度

由不同表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)不同孔隙采出程度的影響（圖7）可知，當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)由0 增加至0.05%時(shí)，界面張力則由22.9 mN/m 降至7.6 mN/m，微小孔隙采出程度和總采出程度達(dá)到最大，此時(shí)微小孔隙是總采出程度的主要“貢獻(xiàn)者”，這主要是由于界面張力下降，降低了原油的黏滯力，使得微小孔隙中的原油更容易被排出。當(dāng)界面張力繼續(xù)降低至1.2 mN/m 時(shí)，微小孔隙采出程度急劇下降，而大孔隙采出程度達(dá)到最大值，對(duì)巖心總采出程度的貢獻(xiàn)程度上升。這主要是由于表面活性劑存在一個(gè)臨界膠束濃度（0.05%），當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過0.05%時(shí)便會(huì)形成膠束，將制約表面活性劑進(jìn)入納米孔隙。同時(shí)，界面張力的不斷降低也會(huì)降低微小孔隙中的毛管壓力，導(dǎo)致滲吸強(qiáng)度減弱，造成微小孔隙采出程度大幅降低。而大孔隙由于孔隙表面積較大，受臨界膠束濃度的影響相對(duì)較小，界面張力的降低會(huì)進(jìn)一步降低大孔隙中原油的黏滯力，水更容易將原油驅(qū)替出來，使得大孔隙的采出程度增加。當(dāng)界面張力繼續(xù)降至0.74 mN/m 時(shí)，基質(zhì)中的毛管壓力會(huì)大幅降低，導(dǎo)致滲吸作用基本停止，對(duì)于致密巖心而言，這將會(huì)嚴(yán)重影響3 類孔隙采出程度和巖心總采出程度。因此，在選擇表面活性劑濃度時(shí)，應(yīng)考慮界面張力的作用，一方面，需要降低界面張力以減小原油黏滯力，另一方面，又需要提高界面張力以保證滲吸作用順利進(jìn)行時(shí)所需的毛管壓力。

圖7 表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)不同孔隙采出程度的影響Fig.7 Effect of surfactant concentrations on recovery of different pores

2.3.4 燜井時(shí)間

從燜井時(shí)間占總時(shí)間（總時(shí)間（恒定）=注入時(shí)間+燜井時(shí)間）比例對(duì)不同孔隙采出程度的影響（圖8）可知，隨著燜井時(shí)間占比的增加，微小孔隙采出程度和總采出程度先增大后減小，而大孔隙采出程度則上下波動(dòng)。說明增加燜井時(shí)間能夠有效提高微小孔隙的滲吸效率和動(dòng)用程度，但燜井時(shí)間的增加又會(huì)減小注入時(shí)間，導(dǎo)致大孔隙的采出程度降低。當(dāng)燜井時(shí)間占比達(dá)到75%時(shí)，微小孔隙、大孔隙的采出程度和巖心總采出程度均達(dá)到最大值，此時(shí)微小孔隙動(dòng)用比例為54.5%，說明巖心總采出程度的一半來源于微小孔隙一半來源于大孔隙。這是因?yàn)槲⑿】紫锻ㄟ^滲吸作用排出的原油會(huì)通過中孔隙最終進(jìn)入大孔隙中，而保持適當(dāng)?shù)淖⑺畷r(shí)間又能夠最大程度地將大孔隙中的原油驅(qū)出。當(dāng)燜井時(shí)間占比高于75%時(shí)，大孔隙中的原油得不到有效動(dòng)用，導(dǎo)致大孔隙的動(dòng)用比例下降，進(jìn)而又會(huì)影響微小孔隙中的原油順利地向大孔隙中流動(dòng)，造成3 類孔隙采出程度和總采出程度的下降。因此，整個(gè)動(dòng)態(tài)滲吸過程就如同一個(gè)有機(jī)體，想要提高巖心總采出程度，就必須要在提高微小孔隙動(dòng)用程度的同時(shí)也盡可能提高大孔隙的動(dòng)用程度，僅提高微小孔隙或大孔隙的采出程度很難獲得最高的采出程度。

3 結(jié)論

鄂爾多斯盆地A83 區(qū)塊長(zhǎng)8 儲(chǔ)層巖心弛豫時(shí)間與孔徑的換算系數(shù)為0.025 μm/ms，結(jié)合核磁共振在線掃描技術(shù)成功實(shí)現(xiàn)了對(duì)動(dòng)態(tài)滲吸過程中不同孔徑孔隙動(dòng)用程度的定量表征。

根據(jù)不同孔隙動(dòng)用特征，目標(biāo)儲(chǔ)層動(dòng)態(tài)滲吸過程可以劃分為3 個(gè)階段，第1 階段在驅(qū)替作用下大孔隙采出程度快速增加，第2 階段在滲吸作用下微小孔隙采出程度緩慢增加，第3 階段為動(dòng)態(tài)滲吸平衡階段。滲吸過程中微小孔隙動(dòng)用程度最大，對(duì)總采出程度的貢獻(xiàn)率最高，大孔隙次之，而中孔隙作為連接微小孔隙和大孔隙的流動(dòng)通道，動(dòng)用程度最低。整個(gè)動(dòng)態(tài)滲吸過程就如同一個(gè)有機(jī)體，想要最大程度提高總采出程度，就必須控制好驅(qū)替速度（0.1 mL/min）、表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)（0.05%）和燜井時(shí)間（占比75%），最大程度地發(fā)揮滲吸和驅(qū)替2 種采油方式，確保在提高微小孔隙動(dòng)用程度的同時(shí)也盡可能地增大大孔隙的采出程度。

符號(hào)解釋

ER——原油采出程度，%；

f——換算系數(shù)，μm/ms；

r——孔徑，μm；

So——含油飽和度，%；

T2——橫向弛豫時(shí)間，ms；

T2,min，T2,max——T2譜分布中某一孔隙對(duì)應(yīng)的最小弛豫時(shí)間和最大弛豫時(shí)間，ms；

wi,d——滲吸過程中不同平衡時(shí)間下對(duì)應(yīng)的振幅；

wi,0——巖心充分飽和油后對(duì)應(yīng)的振幅。