致密砂岩油藏高温高压动态渗吸特征及影响因素

刘继梓，巩联浩，卜广平，武 兴

(中国石油长庆油田分公司，陕西 榆林 718606)

0 引 言

鄂尔多斯盆地致密油气资源丰富，具有广阔的开发前景。但是由于致密储层渗透率低、非均质性严重、纳/微米级孔隙占比高等特征，导致常规水驱开发效率低下[1-3]。虽然水平井和体积压裂技术的大规模应用有效改善了注水开发效果，但大量的井间裂缝又会引发油井快速见水、无效水循环严重等问题[4-8]。如何提高裂缝与基质间的渗吸驱油作用、提高基质原油动用程度是目前致密油藏注水开发的关键。中国许多学者针对致密储层开展了大量的自发渗吸实验研究[9]，对渗吸驱油机理、渗吸影响因素进行了全面分析。韦青等[10]研究发现储层品质越好、最大连通孔喉半径越大、比表面积越小、相对润湿指数越大以及界面张力越小，渗吸驱油效率越高。党海龙等[11]认为岩石表面润湿性、原油黏度、界面张力以及渗透率是影响致密砂岩油藏渗吸驱油的主要因素。然而在实际油藏注水开发中，水是不断流动的，动态渗吸现象较为普遍，通过静态渗吸实验得到的结论显然具有较大局限性[12]。目前，受实验方法和实验技术的限制，针对动态渗吸的研究相对较少，诸多影响因素对动态渗吸的影响机理也尚不明确。因此，以鄂尔多斯盆地新安边油田长7储层为研究对象，在测定4种典型表面活性剂界面张力和润湿接触角的基础上，开展了岩心注水吞吐动态渗吸实验，研究了4类表面活性剂作用下的动态渗吸驱油效果，并从开发因素(表面活性剂质量分数、驱替速度、注入量、闷井时间)和地质因素(渗透率、裂缝)对动态渗吸效果的影响进行评价，优选出最佳表面活性剂注入参数。以矿场先导试验为依托，验证了动态渗吸驱油方法对致密砂岩油藏注水开发的显著作用。

1 实验内容

1.1 实验材料

实验岩心来自鄂尔多斯盆地新安边油田延长组长7段储层，取样深度为2 135 m。取出的整段岩心经过钻取和切割后，获得若干直径和长度相等的短岩心柱样品。经过甲苯、石油醚和乙醇反复清洗后，测量每个岩心柱样品的渗透率和孔隙度，并从中选出12块渗透率和孔隙度相近的岩心(表1)进行后续实验。为模拟裂缝对动态渗吸的影响，再选取1块岩心(表1)横向切割成等体积两部分，放入热缩套管中，加热套管至400 ℃，使岩心封存于套管中，制备人造裂缝。另外，选取2块渗透率相差较大的岩心(表1)，用以模拟渗透率对动态渗吸的影响。

实验所用原油为目标储层地面脱气原油。根据原油PVT相态结果，地层原油泡点压力为4.5 MPa，溶解气油比为37 m3/m3，脱气原油物性与地层原油相差很小，地层条件下(22.0 MPa、68 ℃)含气原油密度为0.804×103kg/m3，黏度为2.28 mPa·s；脱气原油密度为0.811×103kg/m3，黏度为3.76 mPa·s。因此，可以采用脱气原油代替地层原油进行实验研究。

实验所用渗吸液为表面活性剂溶液，表面活性剂类型分为阴离子表面活性剂(ABS)、阳离子表面活性剂(CPAM)、非离子表面活性剂(AEO-2)和双子表面活性剂(CTAB)。

1.2 实验装置

为测定表面活性剂的基本性质，采用TX-500C型全量程旋转滴界面张力仪测定表面活性剂与原油之间的界面张力，采用JC2000D型全自动接触角测量仪测定表面活性剂—原油—岩石间的接触角。此外，动态渗吸实验中采用的实验装置包括ISCO双缸泵(精度为0.001 mL/min，最大压力为200.00 MPa)、手摇泵(精度为0.01 mL/min，最大压力为120.00 MPa)、恒温箱、加热套、温控器(最大温度为180.00 ℃，精度为0.01 ℃)、高压无磁岩心夹持器(最大承压为35.00 MPa，最高承温为80 ℃)。此外，还包括中间容器(体积为1 000 mL，最大承压为120.00 MPa)、压力传感器(最大压力为200.00 MPa，精度为0.01 MPa)、油水分离器(体积为10.0 mL，精度为0.1 mL)、回压阀、阀门、管线等。

1.3 实验步骤

1.3.1 界面张力测定实验

依据石油天然气行业标准SY/T 5370—2018《表面及界面张力测定方法》[13]进行实验操作，实验中先采用复配的模拟地层水配制质量分数为4.00%的表面活性剂溶液，包括ABS溶液、CPAM溶液、AEO-2溶液和CTAB溶液。然后向界面张力仪中注入表面活性剂溶液和实验用油，在室温25 ℃下测定不同类型表面活性剂溶液与原油之间的界面张力。

1.3.2 接触角测定实验

测量开始前，将取样岩心切片、清洗、烘干后放置在不同类型表面活性剂溶液里浸泡24 h，然后向溶液中滴入一滴油，并保持油滴在岩心切片下部，采用JC2000D型全自动接触角测量仪测定表面活性剂溶液—油—岩石的接触角。测量过程参照石油天然气行业标准SY/T 5153—2017《油藏岩石润湿性测定方法》[14]，实验在室温条件下进行。

1.3.3 动态渗吸驱替实验

(1) 将实验岩心清洗烘干后放入岩心夹持器，围压加至2.00～3.00 MPa后抽真空48 h，然后向岩心中注入地层水，使之充分饱和。

(2) 将恒温箱升温至地层温度68 ℃后，采用ISCO泵以0.050 mL/min恒速向岩心中注入原油驱替地层水。当出口端不再产水时，关闭出口阀门，并继续注入原油，待岩心压力升高至地层压力22.00 MPa，关闭岩心两端阀门，老化24 h。

(3) 将地层水以0.100 mL/min恒速注入岩心，模拟水驱过程，当出口端不再产油时，关闭岩心两端阀门，记录岩心压力、产油量、产水量和累计注水量。

(4) 水驱结束后，分别进行7组岩心动态渗吸实验(表1)，用以对比分析表面活性剂类型、开发因素和地质因素对渗吸效果的影响。表面活性剂注入后关闭岩心两端阀门，进入闷井阶段。①保持驱替速度为0.100 mL/min，注入量为0.7倍孔隙体积及闷井时间为18 h不变，向岩心中注入4种质量分数为4.00%的表面活性剂溶液；②保持驱替速度为0.100 mL/min，注入量为0.7倍孔隙体积，闷井时间为18 h不变，向岩心注入不同质量分数AEO-2溶液；③保持AEO-2注入质量分数为0.30%，注入量为1.2倍孔隙体积及闷井时间18 h不变，以5种驱替速度向岩心中注入AEO-2溶液；④保持AEO-2注入质量分数为0.30%，驱替速度为0.100 mL/min，闷井时间18 h不变，向岩心注入4种不同体积的AEO-2溶液；⑤保持AEO-2注入质量分数为0.30%，驱替速度为0.100 mL/min，注入量为1.2倍孔隙体积不变，开展4种不同闷井时间下的渗吸实验；⑥保持AEO-2注入质量分数为0.30%，驱替速度为0.100 mL/min，注入量为1.2倍孔隙体积，闷井时间18 h不变，在3种不同渗透率岩心中进行渗吸实验；⑦保持AEO-2注入质量分数为0.30%，驱替速度为0.100 mL/min，注入量为1.2倍孔隙体积，闷井时间18 h不变，分别在基质岩心和裂缝岩心中进行渗吸实验。

(5) 当闷井阶段结束后，继续向岩心中注入地层水，模拟后续水驱过程，直至岩心出口端不再产油为止，记录岩心压力、产油量、产水量以及累计注水量。

2 表面活性剂类型对动态渗吸的影响

2.1 表面活性剂界面张力和接触角

根据4种质量分数为4.00%的不同类型表面活性剂条件下的表面张力、界面张力和接触角(表2)可知，在没有表面活性剂作用时，纯地层水的表面张力为71.43 mN/m，油水间界面张力为23.72 mN/m，油、水、岩石之间的接触角为75.8 °，岩石表面润湿性属于弱亲水偏中性润湿。当地层水中加入表面活性剂后，表面张力、界面张力和接触角均明显降低，岩石表面润湿性也转向亲水。其中，AEO-2型非离子表面活性剂的效果最为明显，其溶液的表面张力下降至38.42 mN/m，油水界面张力下降至0.43 mN/m，岩石表面润湿性由中性润湿转为强亲水性润湿(28.6 °)。可以看出，地层水中加入表面活性剂能够有效降低油水界面张力，改变岩石表面润湿性，增大渗吸作用，改善渗吸驱油效果。

表2 不同类型表面活性剂条件下的表面张力、界面张力和接触角

2.2 表面活性剂类型对动态渗吸的影响

根据不同类型表面活性剂作用下的动态渗吸效果(表3)可知，在水驱阶段，当注水体积达到2.5倍孔隙体积时，水驱油平均效率为16.81%。如果不加入表面活性剂，继续注水驱替，最终驱油效率为17.10%，驱油效率提高幅度仅为0.29个百分点。当向注入水中加入表面活性剂后，驱油效率大幅提升，说明在表面活性剂的作用下，水相开始大量渗吸进入基质孔隙中，在逆向渗吸和顺向渗吸双重作用下，将之前未被水波及到的孔隙中的原油排出，渗吸驱油效率明显提高。4种表面活性剂中AEO-2型阴离子表面活性剂提高渗吸驱油效率幅度最为明显。当水驱结束后注入AEO-2型表面活性剂，渗吸驱油效率提高了8.77个百分点；当闷井结束继续水驱，驱油效率仍能提高3.29个百分点。这主要是由于AEO-2型表面活性剂不但能够大幅降低油水间的界面张力，减缓水驱过程中由于油水流度差异而造成的指进现象，使水驱从“非活塞”驱替转向“活塞”驱替，还能使岩石表面润湿性反转为强亲水，水相在毛管压力的作用下更容易进入孔隙，在增大渗吸作用的同时还提高了驱油效率[15-16]。因此，选取AEO-2型非离子表面活性剂作为后续实验的渗吸液。

表3 不同类型表面活性剂作用下的驱油效率对比

3 动态渗吸效率影响因素分析

3.1 表面活性剂质量分数

根据不同质量分数AEO-2型表面活性剂对驱油效率的影响(表4)可知，在水驱开采阶段水驱油效率基本稳定在16.50%左右。随着注入水中AEO-2质量分数的增加，动态渗吸驱油效率和最终驱油效率都在不断增大。但从驱油效率提高幅度来看，随着表面活性剂质量分数的增加，渗吸驱油效率的增加幅度却在不断降低。结合图1可知，随着AEO-2质量分数的增加，油水间界面张力和接触角呈现出先快速下降后缓慢上升的趋势，当AEO-2质量分数为0.30%时，油水界面张力降至最低0.35 mN/m，接触角为37.6 °，岩石表面润湿性属于强亲水。当地层水中AEO-2质量分数继续增大至0.50%时，界面张力和接触角均有所增加，虽然最终驱油效率会略微增加，但提高幅度相对较小，且表面活性剂质量分数的增加也意味着成本增加。因此，表面活性剂AEO-2最佳质量分数为0.30%。

表4 不同质量分数AEO-2型表面活性剂作用下的驱油效率对比

图1 AEO-2型表面活性剂作用下界面张力、接触角与质量分数的关系

3.2 驱替速度

由表5可知，随着驱替速度的不断增大，渗吸驱油效率和最终驱油效率的变化呈现出先增大后降低的趋势。当驱替速度为0.100 mL/min时，渗吸驱油效率和最终驱油效率达到最大，分别为18.58%和38.28%，说明驱替速度过慢或过快都不利于提高动态渗吸驱油效果。这是因为渗吸作用主要受毛管力和黏性力共同控制，当驱替速度小于0.100 mL/min时，渗吸作用更多受毛管力的控制，黏性力的作用较弱；当驱替速度逐渐增大时，毛管力的作用减弱，黏性力的作用不断增加，当驱替速度大于0.100 mL/min时，此时渗吸作用主要受黏性力的控制，毛管力的作用较弱。只有当毛管力和黏性力的作用共同达到最大时，才能形成最强的渗吸作用[17-22]。因此，最佳驱替速度为0.100 mL/min。

表5 不同驱替速度的AEO-2表面活性剂驱油效率对比

3.3 表面活性剂注入量

由表6可知，渗吸驱油效率和最终驱油效率均随注入量的增加而增大，但渗吸驱油效率提高幅度却随注入量的增加而降低。注入量为1.2倍孔隙体积时，渗吸驱油效率为17.54%，最终驱油效率为35.18%。当注入量继续增大至1.8倍孔隙体积时，渗吸驱油效率仅提高了0.68个百分点，最终驱油效率也仅提高了0.49个百分点。因此，最佳注入量应选择1.2倍孔隙体积，确保最大幅度提高采收率的同时还能有效降低成本。

表6 不同注入量的AEO-2表面活性剂驱油效率对比

3.4 闷井时间

由表7可知，随着闷井时间的增加，AEO-2表面活性剂动态渗吸驱油效率和最终驱油效率均在不断增大，但渗吸驱油效率提高幅度却随闷井时间的增加而不断降低。这说明当AEO-2型溶液注入岩心后，增加闷井时间有助于渗吸作用的充分发生，增大水相在基质中的渗吸距离，扩大水驱波及面积，进而提高渗吸驱油效率。但当闷井时间达到18 h后，继续增加闷井时间至24 h，渗吸驱油效率仅提高了0.79个百分点。因此，从现场生产实际需求考虑，最佳闷井时间应控制在18 h左右，在确保获得最大渗吸驱油效率的同时尽量提高采油速度，满足现场生产需要。

表7 不同闷井时间的AEO-2表面活性剂驱油效率对比

3.5 渗透率

根据不同渗透率岩心的动态渗吸驱油效果(表8)可知，随着岩心渗透率的增加，AEO-2表面活性剂水驱效率、渗吸驱油效率和最终水驱效率均不断增大。这主要是由于岩心渗透率越大，平均孔隙半径越大，孔喉之间连通性也越好。当孔隙半径增大时，虽然毛管力降低，但孔隙中原油的启动压力和油水两相渗流阻力减小，原油更容易被排出，渗吸速度更快。

表8 不同渗透率岩心AEO-2表面活性剂驱油效率对比

3.6 裂缝

由表9可知，在水驱阶段，基质岩心水驱效率为15.18%，裂缝岩心水驱效率为13.89%，基质岩心水驱效率高于裂缝岩心的水驱效率，这是因为裂缝中的渗流阻力小，会使水形成优势渗流通道，当岩心出口端见水后，继续注入的水会沿着裂缝流动，形成无效水循环。当向岩心中注入AEO-2溶液时，裂缝岩心的驱油效率会大幅增加，渗吸驱油效率达到23.21%，远大于基质岩心的渗吸驱油效率。这主要是由于裂缝的存在不仅增大了基质与AEO-2溶液接触的渗吸面积和渗吸前缘，还有效地降低了原油排出时受到的阻力，扩大了水驱波及面积，进而提高了渗吸驱油效率。因此，开展大规模体积压裂改造是提高致密油藏原油采收率的主要因素。

表9 裂缝岩心和基质岩心AEO-2表面活性剂驱油效率对比

4 矿场试验效果

鄂尔多斯盆地新安边油田新3区块位于陕北斜坡西缘，为典型的低孔特低渗油藏，是该油田最早注水开发的区块之一。但由于该区储层物性差、非均质性严重、孔隙结构复杂、启动压力梯度高，导致水驱开发效果差。2014年进行大规模水力压裂后，单井日产量有所回升，但仅仅经过2 a时间的开发，大部分油井出现了产量急剧降低、含水快速上升的现象。分析原因主要是井间裂缝的存在形成了注入水的优势渗流通道，造成了无效水循环。为了改善水驱开发效果，在选取4口典型油井的基础上，开展了注水吞吐动态渗吸驱油先导试验，试验结果(表10)表明，经过注水吞吐动态渗吸驱油后，4口油井平均产油量由措施前的2.8 m3/d提高至7.4 m3/d，提高幅度达164.3%；而平均含水率由90.5%降至67.1%，下降幅度达25.8%，增油降水效果显著。因此，注水吞吐动态渗吸驱油的开发方式能够有效改善低孔低渗油藏开发效果，具有较大的应用和推广前景。

表10 试验井组注入参数及开发效果对比

5 结论及认识

(1) 地层水中加入表面活性剂能够有效降低油水界面张力，减缓指进现象，实现岩石润湿性反转，增大孔隙吸水能力，扩大水驱波及面积，提高渗吸驱油效率与作用。其中，AEO-2型阴离子表面活性剂提高动态渗吸驱油效率的幅度最大。

(2) 动态渗吸驱油效率随驱替速度的加快先增大后降低，随表面活性剂质量分数、注入量和闷井时间的增加而增大，但驱油效率的增幅却在不断降低。储层渗透率和裂缝发育程度与动态渗吸驱油效率呈正相关性，开展大规模体积压裂和酸化改造是提高动态渗吸驱油效果的重要因素。

(3) 为最大程度提高动态渗吸驱油效率，表面活性剂最佳注入参数为质量分数0.30%、驱替速度0.100 mL/min、1.2倍孔隙体积注入量和18 h闷井时间。

(4) 矿场先导试验结果显示，4口油井经过注水吞吐动态渗吸式开发后，平均产油量提高幅度达166%，平均含水率下降幅度达25.8%，增油降水效果显著，具有较大的应用和推广前景。