低滲透儲層中人工裂縫對水驅油滲流規律的影響研究

李喜成，王麗影，呂 磊，韓永峰，裴鵬鵬，姜 彪

(延安大學石油工程與環境工程學院，陜西延安716000)

我國致密低滲透油藏的資源儲量巨大，由于儲層基質滲透率較低，開采時普遍采用人工壓裂的方法進行儲層改造。隨著體積壓裂技術在低滲透油藏中的應用，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油效率的影響對低滲透儲層的開發具有重要意義。很多學者在裂縫對儲層水驅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]，部分采用真實巖心進行研究[6-9]，但研究內容更多偏向于微裂縫造成的宏觀非均質性對滲流規律的影響，而在由于人工裂縫的存在而引起的滲流規律變化方面的研究尚未看到。本文創新之處在于使用人工造縫技術并改進了實驗測量方法，定量研究由于人工裂縫的存在而引起的驅油效率的改變，準確測定人工造縫前后水驅油過程中的相關參數，運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油效率的影響，分析裂縫性巖心水驅油過程中存現的特殊現象以及其產生原因，為體積壓裂儲層采收率的預測提供基礎的實驗測試數據。

1 實驗方法

1.1 實驗巖心

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，然后運用人工造縫技術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及實驗設計思路如圖1所示。

1.2 實驗流體

根據該地區礦化度，配制模擬地層水，根據儲層油粘度配制模擬油。實驗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 實驗步驟

分別對5塊巖心造縫前后進行了非穩態法水驅油實驗測定，實驗方法參照行業標準SY/T5345-2008。實驗采用高精度Quizix泵進行定流量驅替，巖心驅替流量設定為0.05 mL/min。實驗壓力直接由計算機數據采集系統采集。測量記錄水驅油過程中的驅替壓差、出油量、出水量及驅替時間。實驗流程如圖2。實驗步驟為：①將巖心洗油、烘干，飽和地層水和模擬油，按照標準對巖心進行水驅油實驗。②將巖心重新洗油，烘干后飽和油，然后再用特定的造縫機器沿軸向進行造縫，造縫后再重新飽和油。并將裂縫巖心在實驗環境下(環壓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按照標準對裂縫巖心進行水驅油實驗。④將裂縫巖心重新洗油，測量氣測滲透率，結束實驗。

本實驗的難點在于裂縫巖心的飽和油過程，由于在水驅油實驗前，需要先對巖心進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水的方法實現，如果巖心含有裂縫，則易形成油竄而無法使巖心基質充分飽和油。本實驗改進了實驗流程，使巖心先飽和油，再進行人工造縫，造縫后再次進行油驅水實驗以使巖心充分飽和油。然后再測定裂縫巖心的水驅油相關參數。

圖2 水驅油實驗流程圖

2 結果分析

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，發現二者差異明顯，繪制油水兩相相對滲透率及驅替壓差隨含水飽和度變化關系曲線如圖3所示。造縫前巖心相滲曲線如圖3(a)，隨著驅替的進行，水相沿著顆粒表面優先進入阻力小的大孔隙，然后進入中小孔隙驅替油相，驅替阻力逐漸增大，表現為驅替壓差不斷升高。當驅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，油相停止流動，此時驅替壓差達到最大值。隨著驅替的進一步進行，水相流體已經形成優勢通道，此時水相的滲流阻力小于油水兩相共同滲流時的阻力，驅替壓差下降。造縫后巖心相滲曲線如圖3(b)，表現出完全不一樣的規律。由于裂縫中的滲透率遠遠大于基質巖心，水相流體優先進入裂縫，在較低的驅替壓差下即可驅替裂縫中的油，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，但水相流體已經參與流動。隨著驅替的進行，水相流體開始進入基質巖心，在較低的驅替速度下(本次實驗驅替流量為0.05 mL/min，合驅替速度0.06 m/d)，儲層中將出現基質和裂縫直接油水交換現象，在滲吸等作用下[10]，基質中的油逐漸流出，水相滲透率逐漸增高，整個基質巖心中的油主要在此階段采出。當基巖中的可動油相被驅替出之后，驅替壓差迅速增高，水相滲透率有所下降。分析認為長時間的驅替后，在應力敏感性[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)

分析認為裂縫性巖心水驅油過程可以分為三個階段。第一個階段為裂縫出油段，驅替壓差逐漸上升，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-基質出油段，該階段裂縫逐漸閉合，驅替壓差逐漸上升，基質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。裂縫閉合段結束后，統計實驗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)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流能力。

表1 人工裂縫對驅油效率的影響實驗結果統計

2.2 裂縫對巖心水驅油效率的影響分析

對巖心造縫前后水驅油效率相關參數統計見表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，水驅油驅替壓差明顯降低。造縫前，巖心平均驅替壓差為0.79 MPa～12.42 MPa，造縫后變為0.13 MPa～1.06 MPa，造縫后驅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性，在水驅油的過程中，水沿著裂縫突進到出口端，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%。造縫后巖心無水驅油效率明顯降低，巖心造縫后無水驅油效率約為造縫前的8%，最終驅油效率約為61%。這說明人工裂縫加劇了水竄現象，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，造縫擴大了縫寬，驅替壓差降為原來的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，降低了驅油效率，但降低幅度較小。

2.3 巖心造縫前后水驅油規律對比分析

巖心造縫前后滲流規律差異明顯，以4號巖心為例，造縫前后水驅油相關參數對比如圖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左移，由于裂縫的存在，水沿著裂縫很快到達出口端，使得在較低的含水飽和度下就可以實現油水共滲，因此出現等滲點左移的現象。而一般根據等滲點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確的。圖4(b)不同驅替體積倍數(PV數)下的采出程度對比圖，造縫前巖心在較低的驅替PV數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，即使增大驅替體積倍數，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。隨著驅替的進行，最終采出程度均穩定在一個值，且造縫前巖心最終采出程度遠高于造縫后。在驅替3倍的孔隙體積后，采出程度不再增加，測試發現驅替10倍的孔隙體積和驅替3倍孔隙體積的采出程度相差不到1%，但驅替成本大大增加，故采油后期僅靠增大驅替PV數來提高采收率的方法不可取。圖4(c)是不同驅替體積倍數(PV數)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到100%含水，油水兩相共同滲流的區間較小。而造縫后巖心含水率上升緩慢，在驅替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系曲線，基質巖心較為陡峭，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，兩相流體共滲區間內仍然能采出部分殘余油。

(a)相滲曲線對比

(b)不同驅替孔隙體積倍數下的采出程度對比

(c)不同驅替孔隙體積倍數下的含水率對比

3 結論

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

(2)人工裂縫能夠改善巖心滲流條件，降低驅替壓差，但同時也會導致水竄，使巖心無水驅油效率和最終驅油效率降低。巖心造縫后無水驅油效率約為造縫前的8%，最終驅油效率約為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左移，根據等滲點位置判斷巖心潤濕性的規律不再適用。無論巖石含裂縫與否，僅靠增大驅替PV數來提高采收率的方式是不可取的。