压裂液存留液对致密油储层渗吸替油效果的影响

郭 钢， 薛小佳， 李 楷， 范华波， 刘 锦， 吴江

（1.长庆油田分公司油气工艺研究院，西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安710018）

压裂液存留液对致密油储层渗吸替油效果的影响

郭 钢1，2， 薛小佳1，2， 李 楷1，2， 范华波1，2， 刘 锦1，2， 吴江1，2

（1.长庆油田分公司油气工艺研究院，西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安710018）

郭钢等.压裂液存留液对致密油储层渗吸替油效果的影响[J].钻井液与完井液，2016，33（6）：121-126.

统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现，存地液量越大，一年累积产量越高，与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反，可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明，渗吸替油不同于驱替作用，渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大，而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大，但从现场致密储层岩心孔隙度来看，储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素，探索影响压裂液油水置换的关键影响因素，得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明，各参数对渗吸速度的影响顺序为：界面张力>渗透率>原油黏度>矿化度,岩心渗透率越大，渗吸采收率越大，但是增幅逐渐减小；原油黏度越小，渗吸采收率越大；渗吸液矿化度越大，渗吸采收率越大；当渗吸液中助排剂浓度在0.005%～5%，即界面张力在0.316～10.815 mN/m范围内时，浓度为0.5%（界面张力为0.869 mN/m）的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明：并不是界面张力越低，采收率越高，而是存在某一最佳界面张力，使地层中被绕流油的数量减少，渗吸采收率达到最高，为油田提高致密储层采收率提供实验指导。

致密油；自发渗吸；核磁；正交分析；驱油压裂液

0 引言

长庆油田作为典型的低渗透油气田，在经过压裂之后会由单一孔隙介质系统转变为双重储渗系统，此时驱油机理会发生较大的变化。在裂缝系统中，驱油的主要动力是驱动压差和重力；在基质系统中，驱油的主要动力是毛细管力[1]。长庆油田的岩石润湿性主要为亲水性，毛细管力对于原油的驱动就更为明显。水在毛细管力作用下从裂缝渗吸进入含油的基质岩块中，而基质中的原油通过油水的置换被驱出来的过程被称为渗吸驱油。

致密储层常采用水平井压裂开发，在压裂过程中发现仅有10%～50%的压裂液能返排出来，返排率较低，对储层存在一定的伤害[2]。若能发挥未返排压裂液的渗吸替油作用，增加压裂后产量，则可以达到一举两得的作用[3]。因此压裂存留液的渗吸替油效果研究十分具有价值。在对储层岩心与流体基础物性测试基础上，通过实验研究了影响自发渗吸效率的因素，探索影响压裂液油水置换的关键因素，得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数，以核磁实验结果说明了渗吸与驱替的差别，为驱油型压裂液提供优化意见[4-14]。

1 自发渗吸

低渗油气田压裂完成之后，压裂液的反排情况会直接影响到后期该油田的采出量。但统计数据显示，压裂液返排率低（<20%）的井，开井后产量高；返排率高（60%）的井，开井后产量低。在长庆油田罗*区块，统计2015年存地液量与油井一年累积产量的关系，并作图分析，发现存地液量越大，一年累积产量越高，如图1所示。图1结果与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反，这种现象可能与存地液自发渗吸替油有关。

图1 压裂液滞留量与累计产量之间的关系曲线

自发渗吸指的是在多孔介质中，润湿流体依靠毛细管力作用自发进入岩石孔隙，将其中的非润湿相流体驱出的过程，它是毛细管力作用下一种常见现象，包括顺向渗吸和逆向渗吸。Schetcher定义了逆邦德数为毛细管力与重力之比，表达式见式（1）。

式中，σ为界面张力，mN/m；φ为多孔介质的孔隙度；K为多孔介质的渗透率，10-3μm2；△ρ为油水密度差，g/cm3；g为重力加速度，cm/s2；H为多孔介质的高度，cm；C为与多孔介质的几何尺寸有关的常数，对于圆形毛细管，C为0.4。如果大于1，渗吸过程中毛细管力起支配作用，主要为逆向渗吸；如果于1，渗吸过程中重力起支配作用，主要为顺向渗吸；当界面张力中等且较低时，重力和毛细管力都很重要，不能忽略任意一项。

1.1 自发渗吸与驱替的区别

实验采用去氢核模拟油，在60 ℃下进行渗吸及驱替实验，并结合核磁共振岩心分析技术，得到渗吸及驱替核磁共振T2弛豫时间谱，见图2和图3。

图2 渗吸核磁共振T2弛豫时间谱

图3 驱替核磁共振T2弛豫时间谱

由图2可见，渗吸初期主要为小孔径内原油被渗吸液替出，并且很快小孔隙内的原油被替换结束，而渗吸后期部分大孔隙内的油被渗吸液缓慢替换出来，渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大。由图3可见，驱替初期主要是中大孔隙内原油被驱替出来，而驱替后期小孔隙中有部分油被驱替出来，驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大[5]。从现场致密储层岩心孔隙度来看，储层驱替效果明显弱于渗吸效果。

1.2 自发渗吸实验

在岩心及流体基本物性测试的基础上，利用吸水仪（见图4）研究低渗透储层岩心在助排剂TOF-1溶液（模拟未排出压裂液残液）中的自发渗吸影响因素及规律。通过分析不同情况下渗吸采出量，计算得到渗吸速率以及渗吸采收率，揭示油水界面张力、渗透率、原油黏度及矿化度对自发渗吸的影响，并在此基础上分析其影响机理。

图4 吸水仪

1.2.1实验用储层岩心、流体

1）由压汞毛细管力曲线形态可知，储层岩石具有较高的进汞压力，退汞效率较低。储层排驱压力为0.792～14.498 MPa，平均为3.026 MPa，对应的最大喉道半径为0.045～0.78 μm，平均最大喉道半径为0.475 μm。多数岩心分选中等较好。

式中:表示试验点x落入估计的可行域的概率(可行性概率)，记作和表示第i个约束函数Kriging模型的预测均值和标准差。CEI准则概念简单、计算容易，但该准则受PoF的影响大，收敛到可行域边界上最优解的效率不高。基于CEI准则的代理优化算法在本文简称CEI算法。

2）从致密储层取得岩心10块，用气体渗透率仪测得岩石空气渗透率范围为0.1×10-3～0.3×10-3μm2（上游压力为0.6 MPa，下游为0 MPa），用气体膨胀法测定得岩石孔隙度范围为4%～9%。

3）根据资料可知，现场致密原油黏度为1.04～1.27 mPa·s。将煤油与原油按照质量比为2︰1混合，配制实验用模拟油，其黏度为1.204 mPa·s，与地层油相近。采用致密储层常用压裂液使用的助排剂TOF-1，配制成不同质量浓度的溶液，模拟未排出压裂液残液，进行实验。助排剂TOF-1浓度为5%、0.5%、0.05%以及0.005%时，溶液的界面张力分别为0.316、0.869、4.448和10.815 mN/m。

1.2.2实验步骤

实验步骤：①将岩心抽真空12 h至压力为4.1×10-3Pa（高真空），并在16 MPa下加压饱和地层水2 d，取出岩心称其湿重，记为m2。岩心干重为m1。②将岩心放入岩心夹持器中，加环压。在60 ℃下，用模拟油先以小流量（0.05 mL/min）恒流量驱替至出口端不再出水，然后增大流量（0.10 mL/min）恒流量驱替至出口端不再出水，最后以5 MPa驱至地层条件下的束缚水饱和度，停泵卸压，恒温老化24 h，称其束缚水状态下的岩心质量，记为m3。③将取出的岩心放入吸水仪中，加入不同浓度的助排剂溶液，记录开始出油时间、一定时间间隔后的出油体积及最终出油体积，并拍照记录岩心表面变化。④渗吸结束，将岩心从吸水仪中取出，用滤纸将岩心表面溶液除去，称其渗吸之后的质量，记为m4。⑤岩心重新洗油，重复实验①～④，尤其要注意抽真空饱和水，油驱水造束缚水中各项标准的一致性，主要是真空度、加压值及加压时间，油驱水每个压力值作用时间以及总的驱替时间，换用另一种渗吸溶液，同样记录开始出油时间、以及一定时间间隔后的出油体积及最终出油体积。液测孔隙度计算式为：φ＝（m2-m1）/(ρwV);渗吸采收率计算式为：R＝（m4-m3）/（m2-m3）。

2 自发渗吸实验结果

2.1 界面张力对渗吸效果的影响

图5 不同渗透率岩心中界面张力与渗吸采收率关系图

由图5可以看出，界面张力为0.869 mN/m的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。可见，在某一渗透率范围内，存在某一界面张力可以使得渗吸效果最好。

2.2 渗透率对渗吸效果的影响

将不同岩心中渗吸采收率与界面张力的结果对比分析，可以得到不同界面张力渗吸液中，渗吸采收率与岩心渗透率之间的关系，结果如图6所示。由图6可知，当岩心渗透率在0.212×10-3～1.213×10-3μm2范围内时，渗透率越大，渗吸采收率越大，但是渗吸采收率的增幅逐渐减小。渗吸液界面张力范围为0.316～10.815 mN/m时，在同时考虑毛细管力和油滴运移难度的情况下，可以认为渗透率越大，渗吸速度越快，并且界面张力越大，这个规律越明显。

2.3 黏度对渗吸效果的影响

图6 不同界面张力下渗吸采收率与渗透率的关系

渗吸体积指的是吸油仪中刻度处可测量的渗吸出油的体积，其与时间关系如图7所示。

图7 不同黏度模拟油渗吸体积与时间的关系

根据渗吸体积和驱出水量计算最终渗吸采收率。渗吸采收率与模拟油黏度的关系见图8。由图8可知，当模拟油的黏度在1.204～4.864 mPa·s范围内时，黏度越小，渗吸采收率越大。这是因为模拟油的黏度越小，模拟油与岩心之间的黏附力就越小，渗吸的阻力也就越小，在毛细管力（驱动力）相同的情况下，渗吸阻力越小，模拟油越容易被驱出[6]。所以模拟油的黏度越小，渗吸采收率就越高。

图8 渗吸采收率与模拟油黏度关系图

2.4 矿化度对渗吸效果的影响

在60 ℃恒温的条件下，将同一渗透率的烧结岩心放入到不同矿化度的0.5%TOF-1助排剂溶液中，记录渗吸量随时间的变化曲线。根据上述实验渗吸体积和驱出水量计算最终渗吸采收率。渗吸采收率与渗吸液矿化度的关系如图9所示。由图9可知，当矿化度为1 000～80 000 mg/L时，矿化度越大，渗吸采收率越大。这是因为高矿化度能抑制水敏效应，减少因水敏引起的岩心孔隙和喉道数量减少或堵塞现象，有效防止岩心渗透率降低[7]。所以渗吸液矿化度越大，渗吸采收率就越高。

图9 渗吸采收率与渗吸液矿化度关系图

2.5 现场致密岩心渗吸规律

对同一块岩心进行反复洗油，抽真空饱和地层水，油驱水造束缚水，老化渗吸，来进一步验证上文所得出的渗吸规律是否对天然岩心同样适用。渗吸液随浓度不同（0.005%～5%），界面张力不同（0.316～10.815 mN/m）。在不同矿化度的渗吸液中渗吸体积与时间关系如图10所示。

图10 岩心在不同浓度渗吸液中渗吸采收率与时间的关系

由图10可知，不同浓度的渗吸液均在50 min左右达到各自渗吸采收率最大值；当渗吸液的浓度为0.005%～5%（即界面张力为0.316～10.815 mN/m时），浓度为0.5%（界面张力为0.869 mN/m）的渗吸液能使渗吸采收率达到最大。这就说明在某一渗透率范围内，存在某一界面张力可以使得渗吸效果最好。这个结果与人造岩心的实验结果相同。这是因为当界面张力发生变化时，影响渗吸效果的因素就不只是作为驱动力的毛细管力了。一般认为，当孔隙结构近似相等、孔径大致相同时，界面张力越大，毛细管力也就越大，相应的渗吸采收率就应该越大[8]。但是当界面张力减小时，模拟油形成的油滴会变小，降低油滴在低渗岩心孔隙中运移的难度，并且此时油滴和渗吸液更易形成乳状液，也会一定程度上增加渗吸出油量。所以当渗透率一定时，必然会存在某一界面张力，使得该种情况下的毛细管力和油滴大小都处在最合理的范围内，即渗吸条件最优，达到渗吸采收率最高。

3 影响致密储层渗吸的关键因素分析

渗吸主要由亲水孔隙的毛细管力引起，毛细管力的大小及其在岩石孔隙中的分布影响岩石的渗吸速度及最终采收率。岩石的渗透率、地层条件下的油水界面张力、原油黏度、矿化度等因素对渗吸速度、最终采收率都有不同程度的影响。通过正交设计方法中的主成分分析法研究了影响渗吸采收率及渗吸速度的主要因素及其影响程度。

在静态渗吸实验中，研究了油水界面张力、岩石渗透率、原油黏度及地层水矿化度对渗吸速度及最终采收率的影响，见表1。各因素对渗吸采收率影响的主成分分析，见表2。由表2可见：各影响因素对渗吸采收率的影响程度为：界面张力 >渗透率 >原油黏度 >矿化度。

表1 影响渗吸的主要因素及水平

表2 影响渗吸采收率的关键因素分析

渗吸采收率最大时各参数的最优值为：原油黏度为1.204 mPa·s，地层水矿化度为80 000 mg/L，界面张力为0.869 mN/m，岩石渗透率为1.2×10-3μm2。各关键因素对渗吸速度影响的分析见表3。由表3可知，界面张力对渗吸速度的影响最大，渗透率的影响次之，原油黏度和地层水矿化度的影响较小，其中矿化度的影响最小。

渗吸速度最大时，各参数的最优值为：黏度为1.204 mPa·s，矿化度为1 000 mg/L，界面张力为10.815 mN/m，渗透率为1.2×10-3μm2。可以看出，界面张力越大，渗透率越高，最初渗吸速度越快。从影响渗吸替油影响因素来看，渗透率、原油黏度、矿化度都由储层决定，人为能控制的只有压裂液界面张力。因此，再次对罗*区块使用压裂液的各项指标进行测试，发现压裂液界面张力在1.2～1.9 mN/m，正好落在渗吸采收率最大时的界面张力范围（0.316～10.815 mN/m），这就解释了为什么在该区块返排率越低的单井年累计产量越高（如图1所示）。

表3 影响渗吸速度的关键因素分析

4 结论

1.静态渗吸结果表明，并不是界面张力越低，采收率越高，而是存在某一最佳界面张力使地层中被绕流油的数量减少，渗吸采收率达到最高。

2.对渗吸主要影响因素分析发现，界面张力对渗吸采收率影响最大，其次为渗透率和油水黏度。

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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；编辑 王小娜）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.022

郭钢，1986年生，硕士研究生，毕业于西安石油大学化学工艺专业，主要从事油气田化学领域的科研与应用工作。电话 15829293383；E-mail：guog_cq@petrochina.com.cn。