致密儲(chǔ)層體積改造潤濕反轉(zhuǎn)實(shí)驗(yàn)及模擬研究

李 帥，丁云宏，才 博，盧擁軍，3，何春明

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.國家能源致密油氣研發(fā)中心，河北 廊坊 065007)

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致密儲(chǔ)層體積改造潤濕反轉(zhuǎn)實(shí)驗(yàn)及模擬研究

李 帥1，2，丁云宏2，才 博2，盧擁軍2，3，何春明2

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，河北 廊坊 065007；3.國家能源致密油氣研發(fā)中心，河北 廊坊 065007)

針對目前致密儲(chǔ)層在改造后依然存在的遞減速度快、采收率低等問題，采用在壓裂液中添加表面活性劑的方法，增強(qiáng)地層能力，降低界面張力，改變裂縫壁面附近潤濕性，實(shí)現(xiàn)致密儲(chǔ)層潤濕反轉(zhuǎn)并發(fā)揮滲吸作用，從而進(jìn)一步提高原油采出程度。首先進(jìn)行了致密儲(chǔ)層潤濕反轉(zhuǎn)的實(shí)驗(yàn)研究，在實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上，通過無因次俘獲數(shù)計(jì)算潤濕反轉(zhuǎn)前后的相滲曲線和毛管壓力曲線，并進(jìn)行潤濕反轉(zhuǎn)的模擬研究。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：加入表面活性劑可使?jié)B吸采收率由原來的4.9%提高至22.3%；采用不同的相滲曲線和毛管壓力曲線，并經(jīng)過內(nèi)插法處理的數(shù)值計(jì)算結(jié)果與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)吻合；現(xiàn)場試驗(yàn)表明，在體積壓裂形成復(fù)雜裂縫的同時(shí)，考慮壓裂液的潤濕反轉(zhuǎn)功能，單井產(chǎn)量可提高3～6 t/d。壓裂液中加入表面活性劑，在壓裂過程中可改變儲(chǔ)層潤濕性，提高開井產(chǎn)量，對于致密儲(chǔ)層的有效開發(fā)和提高采收率具有現(xiàn)實(shí)意義。

致密油藏；體積改造；潤濕反轉(zhuǎn)；滲吸作用；毛管力

0 引 言

提高儲(chǔ)層改造體積技術(shù)是北美致密油、頁巖氣開發(fā)的主要技術(shù)之一。該類非常規(guī)儲(chǔ)層的開發(fā)逐步暴露出產(chǎn)量遞減快、采出程度低、能量補(bǔ)充難、建井成本高等問題[1-2]。在壓裂液中添加表面活性劑，增強(qiáng)地層能量，改變裂縫壁面附近儲(chǔ)層的潤濕性，以增加產(chǎn)量。首先進(jìn)行了潤濕反轉(zhuǎn)的實(shí)驗(yàn)研究，對比分析了潤濕反轉(zhuǎn)前后界面張力、接觸角和滲吸采收率的變化，并在實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上進(jìn)行潤濕反轉(zhuǎn)的模擬研究。最后，以新疆油田4口壓裂井進(jìn)行了實(shí)例論證。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、數(shù)值模擬以及現(xiàn)場施工均表明，致密儲(chǔ)層體積改造后發(fā)揮潤濕反轉(zhuǎn)作用，對于提高產(chǎn)量具有重要意義。

1 致密巖心潤濕反轉(zhuǎn)實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)選用新疆油田瑪18井區(qū)致密巖心A、B，其空氣滲透率為2×10-3～5×10-3μm2，孔隙度為6%～10%，巖心直徑為2.5 cm，長度為2.6 cm。潤濕反轉(zhuǎn)劑(表面活性劑)為質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%聚氧丙烯烷基硫酸酯鹽(Alf-38+0.1% NaOH)，26 ℃時(shí)表面張力為26～27 mN/m，油水界面張力為0.02～0.05 mN/m。實(shí)驗(yàn)用地層水為2% KCl溶液，原油為該區(qū)塊采出原油和煤油按照2∶1比例配置，室溫下黏度為2.1 mPa·s。分別采用德國KRUSS公司K100表面(界面)張力儀和DSA100接觸角測量儀進(jìn)行油水界面張力和接觸角的測試工作。

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟及方法

變排量下向巖心注入10倍孔隙體積模擬油，飽和巖心，記錄飽和原油體積，并將巖心老化5～7 d；將巖心置于烘箱中表面干燥，用粗砂紙和細(xì)砂紙將巖心磨平，保證巖心表面光滑，并用吸耳球除去巖心表面的微塵及細(xì)小顆粒，在巖心表面滴水或用切片三相法測量巖心、模擬水、原油接觸角，驗(yàn)證巖心為油濕狀態(tài)，并測量界面張力；將干燥后的巖心A放入2% KCl溶液，巖心B放入潤濕反轉(zhuǎn)溶液浸泡4 d，并用電子天平不斷地對巖樣進(jìn)行稱重，記錄巖心質(zhì)量變化，計(jì)算巖心在不同溶液中的滲吸采收率；將滲吸結(jié)束后的巖心在50 ℃下烘烤3～5 min，除去巖心表面的化學(xué)劑，烘干后冷卻，重復(fù)第2步，測量潤濕反轉(zhuǎn)后的接觸角。

1.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

巖心A置于2% KCl溶液的模擬地層水中，滲吸前后接觸角分別為113.7 °和108.9 °，變化不大，未發(fā)生潤濕性變化。滲吸過程中油滴出現(xiàn)非常緩慢，96 h后滲吸采收率僅為4.9%。

巖心B置于潤濕反轉(zhuǎn)溶液中，滲吸前后接觸角分別為109.6 °和22.6 °，出現(xiàn)了從油濕到水濕的轉(zhuǎn)變。滲吸實(shí)驗(yàn)過程中明顯可以看到油滴從巖心的頂面和側(cè)面滲出，由于毛管力變?yōu)闈B吸的動(dòng)力，96 h后滲吸采收率為22.3%，比巖心A提高了17.4個(gè)百分點(diǎn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。

表1 巖心潤濕反轉(zhuǎn)前后參數(shù)變化

潤濕反轉(zhuǎn)后采收率提高的主要原因：一是由于表面活性劑的加入，降低了界面張力和接觸角，導(dǎo)致油膜在巖石表面接觸面積減小；二是表面活性劑的疏水基吸附在油膜表面，產(chǎn)生拉拽力，促使油膜脫離巖石；三是表面活性劑在固液表面滲透和擴(kuò)散，疏水基吸附于巖石表面，進(jìn)一步減小油膜面積，直至巖石潤濕性發(fā)生反轉(zhuǎn)，剝離原油。

2 潤濕反轉(zhuǎn)模擬

潤濕性是界面現(xiàn)象中的重要參數(shù)，潤濕性在很大程度上對孔隙中流體分布起著控制作用，潤濕性的改變將會(huì)對油、水相對滲透率及毛管壓力、殘余油飽和度等產(chǎn)生影響，進(jìn)而影響原油采出程度[7]。將相滲曲線和毛管壓力曲線分別表示為無因次俘獲數(shù)的函數(shù)等[8]，由此得到潤濕反轉(zhuǎn)前后不同的曲線形態(tài)，采用內(nèi)插法劃分到每一個(gè)具體網(wǎng)格，進(jìn)行潤濕反轉(zhuǎn)模擬研究。

2.1 相對滲透率曲線

(1)

(2)

求取潤濕反轉(zhuǎn)前的相對滲透率和潤濕反轉(zhuǎn)后的相對滲透率(圖1)，并通過內(nèi)插法計(jì)算每個(gè)網(wǎng)格的相滲曲線。由圖1可以看出，經(jīng)過潤濕反轉(zhuǎn)后，巖心在同等含水飽和度條件下，油相相對滲透率升高，水相相對滲透率降低，油相的流動(dòng)能力大幅提高。

圖1 潤濕反轉(zhuǎn)前后相對滲透率變化

2.2 毛管壓力曲線

對于常規(guī)高滲砂巖，以往學(xué)者Reis[9]，Kashchiev[10]等多采用J函數(shù)法簡化毛管壓力曲線，但這種方法無法描述潤濕反轉(zhuǎn)過程。考慮到儲(chǔ)層潤濕反轉(zhuǎn)后毛管壓力為潤濕性的函數(shù)，采用油、水、表面活性劑的界面張力來表征毛管壓力(式3)，并采用內(nèi)插法計(jì)算每個(gè)網(wǎng)格的毛管壓力(圖2)。由圖2可以看出，巖心經(jīng)過潤濕反轉(zhuǎn)后出現(xiàn)了從油濕向水濕的轉(zhuǎn)變，毛管力成為滲吸的動(dòng)力，解決了油濕儲(chǔ)層無法發(fā)揮滲吸作用的局限性。

(3)

式中：pc為毛管壓力，kPa；ξ為毛管壓力端點(diǎn)值，kPa；Epc為毛管壓力指數(shù)；σom為油表面活性劑界面張力，mN/m；σow為油、水界面張力，mN/m。

圖2 潤濕反轉(zhuǎn)前后毛管壓力變化

2.3 模型建立

選用笛卡爾坐標(biāo)建立如圖3所示模型，模型總網(wǎng)格數(shù)為10×10×10，網(wǎng)格步長為0.25 cm。其中，內(nèi)部紅色網(wǎng)格代表基質(zhì)巖塊(孔隙度為0.3，滲透率為2.5×10-3μm2，表面活性劑濃度為0)，外部藍(lán)色網(wǎng)格為滲吸網(wǎng)格(孔隙度為1.0，滲透率為10×103μm2，毛管壓力為0，表面活性劑濃度為0.2%)，潤濕反轉(zhuǎn)前后模型參數(shù)見表2。整個(gè)模型可表征基質(zhì)巖塊(紅色)在表面活性劑容器(藍(lán)色)內(nèi)的潤濕反轉(zhuǎn)以及自發(fā)滲吸過程。

圖3 潤濕反轉(zhuǎn)模型示意圖

參數(shù)潤濕反轉(zhuǎn)前潤濕反轉(zhuǎn)后殘余油、水飽和度0.250.20相滲端點(diǎn)0.81.0相滲指數(shù)43俘獲數(shù)1200150毛管壓力端點(diǎn)值/kPa-2010毛管力指數(shù)82

圖3表征潤濕反轉(zhuǎn)前后網(wǎng)格內(nèi)表面活性劑濃度的變化。由模型1可知，隨著潤濕反轉(zhuǎn)過程的進(jìn)行，毛管力成為滲吸的動(dòng)力，內(nèi)部基質(zhì)巖塊吸入潤濕相(即表面活性劑)并排出非潤濕相(即原油)，進(jìn)而引起內(nèi)部網(wǎng)格內(nèi)表面活性劑濃度升高，外部網(wǎng)格內(nèi)表面活性劑濃度降低。將模型計(jì)算結(jié)果與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合可以發(fā)現(xiàn)，不進(jìn)行潤濕反轉(zhuǎn)條件下，最終采收率為5.1 %，而潤濕反轉(zhuǎn)條件下，滲吸采收率為23.3 %，與實(shí)驗(yàn)結(jié)果接近。同理，在此基礎(chǔ)上分別建立網(wǎng)格步長為0.2 cm和0.1 cm的小尺度巖心(模型2和模型3)，模擬較高裂縫發(fā)育狀態(tài)下潤濕反轉(zhuǎn)后的滲吸現(xiàn)象。結(jié)果表明，隨著裂縫發(fā)育程度的增加，潤濕反轉(zhuǎn)后，采出程度增加(圖4)。因此，在對油濕儲(chǔ)層壓裂改造過程中，需要充分利用脆性、天然裂縫等儲(chǔ)層自身屬性，構(gòu)建更加復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，提高液體與儲(chǔ)層的接觸面積和接觸體積；同時(shí)對于壓裂液進(jìn)行改質(zhì)，使其具有潤濕反轉(zhuǎn)功能，并輔以更長的悶井時(shí)間，這樣在壓裂過程中就可以改變近井地帶的儲(chǔ)層潤濕性，提高開井后的產(chǎn)量。

圖4 不同裂縫發(fā)育情況下的采出程度

3 現(xiàn)場應(yīng)用

瑪18井區(qū)目的層埋深為3 847～3 865 m，其中含油層段約為18 m，平均孔隙度為8.0%～17.0%，平均滲透率為2×10-3μm2，平均含油飽和度為55%～60%。主壓裂過程中，以高排量泵入壓裂液，并在滑溜水中按照0.1%的比例加入DL-15驅(qū)油劑(一種低界面張力的表面活性劑)，同時(shí)延長壓裂后的悶井時(shí)間至2～3 d，在形成復(fù)雜裂縫的同時(shí)，增加液體與儲(chǔ)層的接觸面積、接觸體積和接觸時(shí)間，提高滲吸量。

目前該4口井以4 mm油嘴自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)油維持在10 t/d左右，4口井90 d內(nèi)平均單井日產(chǎn)油分別為9.7、 11.2、 11.9、12.6 t/d，比相同改造規(guī)模下的鄰井產(chǎn)量提高2～4 t/d(表3)。

表3 施工參數(shù)及鄰井產(chǎn)量對比

4 結(jié) 論

(1) 針對致密儲(chǔ)層巖心進(jìn)行潤濕反轉(zhuǎn)的實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明，巖心經(jīng)過2% KCl模擬地層水浸泡后未引起潤濕反轉(zhuǎn)(接觸角由113.7 °變?yōu)?08.9 °)，陰離子表面活性劑浸泡后發(fā)生潤濕反轉(zhuǎn)(接觸角由109.6 °變?yōu)?2.6 °)。未潤濕反轉(zhuǎn)條件下，基質(zhì)滲吸采收率僅為4.9%，潤濕反轉(zhuǎn)后，滲吸采收率提高了17.4個(gè)百分點(diǎn)。

(2) 將相滲曲線和毛管壓力曲線表示為指數(shù)形式，內(nèi)插法獲得每個(gè)網(wǎng)格潤濕反轉(zhuǎn)前后的曲線特征，采用數(shù)值模型計(jì)算了潤濕反轉(zhuǎn)前后的采出程度，結(jié)果與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)吻合。

(3) 隨著裂縫發(fā)育程度提高，潤濕反轉(zhuǎn)后滲吸采收率迅速升高，因此，建議在體積改造形成復(fù)雜縫網(wǎng)的同時(shí)，在壓裂液中添加表面活性劑，同時(shí)增加悶井時(shí)間，降低界面張力，改變潤濕性，提高壓裂后產(chǎn)量。

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編輯 朱雅楠

20160703；改回日期：20160820

“十三五”國家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”(2016ZX05023)

李帥(1987-)，男，2011年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)石油工程專業(yè)，現(xiàn)為中國石油勘探開發(fā)研究院油氣田開發(fā)專業(yè)在讀博士研究生，主要從事儲(chǔ)層改造與油藏?cái)?shù)值模擬研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.024

TE355

A

1006-6535(2016)06-0107-04