李喜成，王麗影，呂 磊，韓永峰，裴鵬鵬，姜 彪

(延安大學(xué)石油工程與環(huán)境工程學(xué)院，陜西延安716000)

我國致密低滲透油藏的資源儲量巨大，由于儲層基質(zhì)滲透率較低，開采時普遍采用人工壓裂的方法進(jìn)行儲層改造。隨著體積壓裂技術(shù)在低滲透油藏中的應(yīng)用，人工裂縫將遍布于整個低滲透儲層[1]，研究人工裂縫對水驅(qū)油效率的影響對低滲透儲層的開發(fā)具有重要意義。很多學(xué)者在裂縫對儲層水驅(qū)油效率的影響方面做過深入的研究[2-9]，大部分采用的是砂巖的微觀填充模型[2-5]，部分采用真實(shí)巖心進(jìn)行研究[6-9]，但研究內(nèi)容更多偏向于微裂縫造成的宏觀非均質(zhì)性對滲流規(guī)律的影響，而在由于人工裂縫的存在而引起的滲流規(guī)律變化方面的研究尚未看到。本文創(chuàng)新之處在于使用人工造縫技術(shù)并改進(jìn)了實(shí)驗(yàn)測量方法，定量研究由于人工裂縫的存在而引起的驅(qū)油效率的改變，準(zhǔn)確測定人工造縫前后水驅(qū)油過程中的相關(guān)參數(shù)，運(yùn)用對比分析的方法研究人工裂縫的存在對油水兩相滲流特征及水驅(qū)油效率的影響，分析裂縫性巖心水驅(qū)油過程中存現(xiàn)的特殊現(xiàn)象以及其產(chǎn)生原因，為體積壓裂儲層采收率的預(yù)測提供基礎(chǔ)的實(shí)驗(yàn)測試數(shù)據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)方法

1.1 實(shí)驗(yàn)巖心

本文選取了克拉瑪依油藏烏爾禾組低滲透儲層5塊巖心，其中前4塊巖心無裂縫，第5塊巖心含天然微裂縫，然后運(yùn)用人工造縫技術(shù)造出一條沿巖心軸向的貫穿縫，模擬巖石被壓裂或天然裂縫被溝通后的儲層。巖心造縫前后氣測滲透率參數(shù)及實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)思路如圖1所示。

1.2 實(shí)驗(yàn)流體

根據(jù)該地區(qū)礦化度，配制模擬地層水，根據(jù)儲層油粘度配制模擬油。實(shí)驗(yàn)溫度為模擬地層溫度40 ℃。在模擬溫度下，模擬地層水粘度為0.66 mPa·s，模擬油的粘度為1.64 mPa·s 。

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

分別對5塊巖心造縫前后進(jìn)行了非穩(wěn)態(tài)法水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)測定，實(shí)驗(yàn)方法參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5345-2008。實(shí)驗(yàn)采用高精度Quizix泵進(jìn)行定流量驅(qū)替，巖心驅(qū)替流量設(shè)定為0.05 mL/min。實(shí)驗(yàn)壓力直接由計(jì)算機(jī)數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)采集。測量記錄水驅(qū)油過程中的驅(qū)替壓差、出油量、出水量及驅(qū)替時間。實(shí)驗(yàn)流程如圖2。實(shí)驗(yàn)步驟為：①將巖心洗油、烘干，飽和地層水和模擬油，按照標(biāo)準(zhǔn)對巖心進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。②將巖心重新洗油，烘干后飽和油，然后再用特定的造縫機(jī)器沿軸向進(jìn)行造縫，造縫后再重新飽和油。并將裂縫巖心在實(shí)驗(yàn)環(huán)境下(環(huán)壓20 MPa)靜置24 h老化，測量束縛水飽和度下裂縫巖心的油相滲透率。③按照標(biāo)準(zhǔn)對裂縫巖心進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。④將裂縫巖心重新洗油，測量氣測滲透率，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。

本實(shí)驗(yàn)的難點(diǎn)在于裂縫巖心的飽和油過程，由于在水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)前，需要先對巖心進(jìn)行飽和油以模擬儲層條件(儲層巖石在初始條件下含有束縛水和地層油)。而飽和油一般用油驅(qū)水的方法實(shí)現(xiàn)，如果巖心含有裂縫，則易形成油竄而無法使巖心基質(zhì)充分飽和油。本實(shí)驗(yàn)改進(jìn)了實(shí)驗(yàn)流程，使巖心先飽和油，再進(jìn)行人工造縫，造縫后再次進(jìn)行油驅(qū)水實(shí)驗(yàn)以使巖心充分飽和油。然后再測定裂縫巖心的水驅(qū)油相關(guān)參數(shù)。

圖2 水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)流程圖

2 結(jié)果分析

2.1 裂縫巖心相對滲透率曲線分析

對比分析巖心人工造縫前后相對滲透率曲線，發(fā)現(xiàn)二者差異明顯，繪制油水兩相相對滲透率及驅(qū)替壓差隨含水飽和度變化關(guān)系曲線如圖3所示。造縫前巖心相滲曲線如圖3(a)，隨著驅(qū)替的進(jìn)行，水相沿著顆粒表面優(yōu)先進(jìn)入阻力小的大孔隙，然后進(jìn)入中小孔隙驅(qū)替油相，驅(qū)替阻力逐漸增大，表現(xiàn)為驅(qū)替壓差不斷升高。當(dāng)驅(qū)替壓差增高到一定值時(圖中約為11 MPa)，此時足夠多的水相流體進(jìn)入巖石孔隙，水相流體開始參與流動，水相相對滲透率開始增大，越來越多的油被驅(qū)替出來，油相相對滲透率逐漸減小。直至油相流動通道完全被水所占據(jù)，油相停止流動，此時驅(qū)替壓差達(dá)到最大值。隨著驅(qū)替的進(jìn)一步進(jìn)行，水相流體已經(jīng)形成優(yōu)勢通道，此時水相的滲流阻力小于油水兩相共同滲流時的阻力，驅(qū)替壓差下降。造縫后巖心相滲曲線如圖3(b)，表現(xiàn)出完全不一樣的規(guī)律。由于裂縫中的滲透率遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于基質(zhì)巖心，水相流體優(yōu)先進(jìn)入裂縫，在較低的驅(qū)替壓差下即可驅(qū)替裂縫中的油，并很快形成滲流通道，此時整個巖心的含水飽和度仍然較低，但水相流體已經(jīng)參與流動。隨著驅(qū)替的進(jìn)行，水相流體開始進(jìn)入基質(zhì)巖心，在較低的驅(qū)替速度下(本次實(shí)驗(yàn)驅(qū)替流量為0.05 mL/min，合驅(qū)替速度0.06 m/d)，儲層中將出現(xiàn)基質(zhì)和裂縫直接油水交換現(xiàn)象，在滲吸等作用下[10]，基質(zhì)中的油逐漸流出，水相滲透率逐漸增高，整個基質(zhì)巖心中的油主要在此階段采出。當(dāng)基巖中的可動油相被驅(qū)替出之后，驅(qū)替壓差迅速增高，水相滲透率有所下降。分析認(rèn)為長時間的驅(qū)替后，在應(yīng)力敏感性[11]的影響下，裂縫開始閉合，滲透率開始降低。

(a)造縫前巖心相滲曲線；其中(b)圖中相滲曲線分為三段：1.裂縫出油段；2.裂縫逐漸閉合-基質(zhì)出油段；3.裂縫完全閉合段；(b)造縫后巖心相滲曲線

圖3典型巖心造縫前后相對滲透率曲線特征(以1號巖心為例)

分析認(rèn)為裂縫性巖心水驅(qū)油過程可以分為三個階段。第一個階段為裂縫出油段，驅(qū)替壓差逐漸上升，裂縫所控制的原油逐漸流出，該階段在出口端見水時結(jié)束，即裂縫所控制的原油主要在無水采收期采出。而一般裂縫所控制的油量較少，因而裂縫巖心無水采收率較低。第二個階段為裂縫逐漸閉合-基質(zhì)出油段，該階段裂縫逐漸閉合，驅(qū)替壓差逐漸上升，基質(zhì)中可流動的油被采出。第三個階段為裂縫完全閉合段，該階段驅(qū)替壓差迅速上升，出油量迅速降低甚至停止出油，水相滲透率下降。裂縫閉合段結(jié)束后，統(tǒng)計(jì)實(shí)驗(yàn)巖心造縫前后最終水相滲透率值見表1最后一列，可以看出，裂縫閉合后，水相滲透率為造縫前(基質(zhì))水相滲透率的2.6倍到10倍左右，說明閉合后的裂縫仍有一定的導(dǎo)流能力。

表1 人工裂縫對驅(qū)油效率的影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果統(tǒng)計(jì)

2.2 裂縫對巖心水驅(qū)油效率的影響分析

對巖心造縫前后水驅(qū)油效率相關(guān)參數(shù)統(tǒng)計(jì)見表1。造縫前，巖心孔隙度和束縛水飽和度基本相同，但造縫后，巖心氣測滲透率增大了8～110倍，人工裂縫較大程度的改善了巖心的滲流能力，因而，水驅(qū)油驅(qū)替壓差明顯降低。造縫前，巖心平均驅(qū)替壓差為0.79 MPa～12.42 MPa，造縫后變?yōu)?.13 MPa～1.06 MPa，造縫后驅(qū)替壓差約為造縫前的4%～16%，且造縫前后滲透率差異越大，改善效果越明顯，這是人造裂縫有利于開采的一面。但同時人工裂縫增大了巖心的非均質(zhì)性，在水驅(qū)油的過程中，水沿著裂縫突進(jìn)到出口端，致使見水時間提前，無水采收率降低。從表1可以看出，含裂縫(包括天然裂縫)的巖心無水采收率一般為0.65%～12.32%，而無裂縫巖心的無水采收率一般為29.83%～42.74%。造縫后巖心無水驅(qū)油效率明顯降低，巖心造縫后無水驅(qū)油效率約為造縫前的8%，最終驅(qū)油效率約為61%。這說明人工裂縫加劇了水竄現(xiàn)象，大大降低了無水采收率，使得巖心殘余油飽和度提高，最終驅(qū)油效率降低，這是人造裂縫不利于開采的一面。對于含天然裂縫的巖心5，造縫擴(kuò)大了縫寬，驅(qū)替壓差降為原來的16%，無水采收率降為原來的83%，最終采收率降為原來的82%。說明人工裂縫溝通天然裂縫后，同樣改善了滲流能力，降低了驅(qū)油效率，但降低幅度較小。

2.3 巖心造縫前后水驅(qū)油規(guī)律對比分析

巖心造縫前后滲流規(guī)律差異明顯，以4號巖心為例，造縫前后水驅(qū)油相關(guān)參數(shù)對比如圖4所示。圖4(a)是相對滲透率曲線對比圖，裂縫性巖心相滲曲線等滲點(diǎn)左移，由于裂縫的存在，水沿著裂縫很快到達(dá)出口端，使得在較低的含水飽和度下就可以實(shí)現(xiàn)油水共滲，因此出現(xiàn)等滲點(diǎn)左移的現(xiàn)象。而一般根據(jù)等滲點(diǎn)的位置來判斷巖心的潤濕性，這顯然在裂縫性巖心中是不準(zhǔn)確的。圖4(b)不同驅(qū)替體積倍數(shù)(PV數(shù))下的采出程度對比圖，造縫前巖心在較低的驅(qū)替PV數(shù)下就能獲得較高的采出程度(RO)，曲線初始階段較為陡峭，巖心見水后采出的油量較少，即使增大驅(qū)替體積倍數(shù)，仍然很難采出剩下的殘余油。而裂縫性巖心的采出程度增加趨勢較為平緩，巖心見水后仍能采出部分油。隨著驅(qū)替的進(jìn)行，最終采出程度均穩(wěn)定在一個值，且造縫前巖心最終采出程度遠(yuǎn)高于造縫后。在驅(qū)替3倍的孔隙體積后，采出程度不再增加，測試發(fā)現(xiàn)驅(qū)替10倍的孔隙體積和驅(qū)替3倍孔隙體積的采出程度相差不到1%，但驅(qū)替成本大大增加，故采油后期僅靠增大驅(qū)替PV數(shù)來提高采收率的方法不可取。圖4(c)是不同驅(qū)替體積倍數(shù)(PV數(shù))下含水率對比圖，造縫前，出口端含水率上升較快，出口端見水后很快達(dá)到100%含水，油水兩相共同滲流的區(qū)間較小。而造縫后巖心含水率上升緩慢，在驅(qū)替2倍的孔隙體積后，含水率才上升到98%左右，有很大一部分油將在油水兩相共同滲流時采出來。圖4(d)是含水率和含水飽和度關(guān)系曲線，基質(zhì)巖心較為陡峭，裂縫性巖心較為平緩。說明裂縫性巖心在儲層較低含水飽和度下即見水，出口端含水率增速較為平緩，兩相流體共滲區(qū)間內(nèi)仍然能采出部分殘余油。

(a)相滲曲線對比

(b)不同驅(qū)替孔隙體積倍數(shù)下的采出程度對比

(c)不同驅(qū)替孔隙體積倍數(shù)下的含水率對比

3 結(jié)論

(1)巖心造縫前后相對滲透率曲線差異明顯。裂縫性巖心水驅(qū)油過程可分為裂縫出油段，裂縫逐漸閉合-基質(zhì)出油段和裂縫閉合段三個階段。裂縫閉合后仍有一定的導(dǎo)流能力。

(2)人工裂縫能夠改善巖心滲流條件，降低驅(qū)替壓差，但同時也會導(dǎo)致水竄，使巖心無水驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率降低。巖心造縫后無水驅(qū)油效率約為造縫前的8%，最終驅(qū)油效率約為61%。人工裂縫溝通天然裂縫后，同樣降低巖心的驅(qū)油效率，但降低幅度減小。

(3)人工造縫后，油水相對滲透率曲線等滲點(diǎn)左移，根據(jù)等滲點(diǎn)位置判斷巖心潤濕性的規(guī)律不再適用。無論巖石含裂縫與否，僅靠增大驅(qū)替PV數(shù)來提高采收率的方式是不可取的。