高 涛，赵习森，党海龙，张志升，吴向阳

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西 西安 710075； 2.延长油田股份有限责任公司，陕西 延安 717400)

0 引 言

致密油藏开发成为延长油田增储上产的新领域[1-3]，体积压裂是致密油藏开发的有效手段[4-6]，大规模体积压裂后形成复杂裂缝网，低注水强度无法补充地层能量，而高注水强度导致裂缝性水淹[7-10]。国内外研究表明，注水吞吐采油技术可发挥油层毛管力吸水排油作用，能有效地补充地层压力[11-13]。通过室内长岩心实验研究，分析了闷井压力、闷井时间、回采速度、吞吐周期等因素对鄂尔多斯盆地长8储层岩心吞吐采出程度的影响，结合核磁共振分析注水吞吐作用机理，并进行矿场水平井吞吐试验，为研究区及类似的致密油藏注水吞吐开发提供重要参考。

1 注水吞吐实验研究

1.1 实验样品及设备

实验样品来自延长油田南部地区长8储层，包括芦136、芦124、芦133井的天然岩心，共100余块。实验选用该区长8储层的地层水为实验水样，水型以CaCl2型(苏林分类)为主，中性(pH值为7.10)，矿化度为15 219.94 mg/L。选用该区长8油层原油为实验油样，原油密度为0.816 g/cm3，50 ℃地面脱气原油黏度为2.75 mPa·s，凝固点为16 ℃。

采用高温高压相渗测试仪进行测试，实验设备主要由驱替系统、岩心夹持器以及计量系统组成。实验温度为160 ℃，压力为120 MPa。

1.2 实验步骤

实验步骤主要包括：①抽真空饱和水；②驱替饱和油；③岩心劈缝，并计算出饱和油量；④长岩心注水吞吐实验数据处理，计算吞吐采出程度。

1.3 结果分析

1.3.1 压力对吞吐采出程度的影响

选取不同渗透率的岩心，实验温度为54 ℃，憋压时间为12 h，回采速度为0.4 mL/min，吞吐周期为一次，考察憋压压力为5、8、11、14 MPa时，憋压压力对裂缝性岩心采出程度的影响，最终测得不同物性岩心不同憋压压力的采出程度(图1)。由图1可知：随憋压压力的升高，渗吸的采出程度逐渐升高，但存在最佳值。分析认为：随着憋压压力的升高，被压入较大孔隙中的地层水越多，与大孔隙连通的参与渗吸的小孔隙数量随之增加，渗吸越充分(渗吸范围增加)，采出程度越高。

1.3.2 闷井时间对吞吐采出程度的影响

选取不同渗透率的岩心，实验温度为54 ℃，憋压压力为11 MPa，回采速度为0.4 mL/min，吞吐周期为一次，考察闷井时间为12、24、36、48 h时对裂缝性岩心采出程度的影响(图2)。由图2可知：随闷井时间的增长，渗吸采出程度逐渐增大，最后趋于稳定。这是因为随渗吸时间的增大，渗吸速度逐渐减小，采出程度增幅变缓，随着闷井时间内渗吸过程的进行，裂缝孔隙表面逐渐被油侵占，如不将其驱出，将会对后续渗吸产生抑制作用；渗透率较低的岩心采出程度增幅大于渗透率较高的岩心采出程度增幅。

图1 压力与吞吐采出程度的关系

图2 闷井时间与采出程度的关系

1.3.3 回采速度对吞吐采出程度的影响

选取不同渗透率的岩心，实验温度为54 ℃，憋压压力为11 MPa、闷井时间为40 h，吞吐周期为一次，考察回采速度为0.02、0.06、0.10、0.15 mL/min时，回采速度对裂缝性岩心采出程度的影响(图3)。由图3可知：在驱替速度为0.02～0.15 mL/min时，渗吸采出程度随回采速度增加而明显降低。分析认为：吞吐采油是本身能量消耗的过程，且无其他能量补充(0.02 mL/min流速下，驱动力可克服油滴黏滞力)，低速下有利于发挥毛管渗吸作用，导致更多渗吸介质有效地参与渗吸过程；当水驱速度较快时，注入水还未来得及发生渗吸置换，导致注入水低效循环(水驱前缘已达出口端)，造成裂缝端面渗吸喉道出口端液面封闭，从而使渗吸能力减弱。

图3 回采速度与采出程度的关系

1.3.4 吞吐周期对采出程度的影响

选取不同渗透率的岩心，憋压压力为11 MPa、回采速度为0.2 mL/min，闷井时间为40 h，考察吞吐周期对注水吞吐采出程度的影响(图4)。由图4可知：随吞吐周期的增加，渗吸总采出程度逐渐升高，吞吐多周期后总采出程度相较一周期水驱明显提高，证明注水吞吐是一种有效提高渗吸的采油方式。随吞吐周期的增加，每次渗吸采出程度逐渐降低。分析认为，由毛管压力与含水饱和度关系曲线可知[14]，随岩心内部含水饱和度的增加，岩心毛管力逐渐减少，当毛管力减至与黏滞力平衡时，渗吸过程结束。

图4 吞吐周期与采出程度关系

2 注水吞吐作用机理及应用

2.1 注水吞吐作用机理

注水吞吐的渗流机理本质是渗吸交换作用。特低渗油藏大规模压裂后，形成高导流能力裂缝网。毛细管力作用将裂缝中润湿相(水)渗吸到基质内，基质中的非润湿相(油)被置换到裂缝中，裂缝中的油在注入水压差作用下被驱替到井筒中，裂缝与基质之间流体的置换作用是注水吞吐的主要机理。

图5为静态自发渗吸实验前后核磁共振图谱，实验样品参数及数据见表1。由图5可知，在岩心发生渗吸交换作用前，测出的含油孔径分布为2个峰，左峰表示小孔道部分，右峰表示大孔道部分，经过一段时间的自发渗吸后，左右2个峰幅度比作用前测得的幅度小，说明致密砂岩毛管渗吸作用较强，即基质小孔道中的原油受毛管力的作用与水发生渗吸交换而排出。根据饱和油含量和残余油含量计算可知(表1)，3块岩心渗吸作用驱油效率分别为17.74%、9.60%、19.49%，平均为15.61%。因此，在致密油藏中，渗吸的作用不可忽略。

表1 渗吸实验岩心参数及数据

2.2 注水吞吐矿场试验

王平X井为典型的注水吞吐水平井，初始含油饱和度为68%。该井于2014年4月27日进行体积压裂投产，初期日产液为25.5 m3/d，日产油为14.6 t/d。自然衰竭开发1 a后日产液为5.12 m3/d，日产油为3.9 t/d。2015年4月对该井进行注水吞吐作业，注入总液量为1 630 m3，根据井口压力变化情况确定闷井时间，待油压下降幅度趋于平稳或是下降幅度小于0.1 MPa时，停注闷井，闷井周期为15 d。开井后，动液面由注水吞吐前的1 587 m升至1 214 m，日产液量升至19.2 m3/d，日产油为13.3 t/d。可见，致密油藏体积压裂后利用注水吞吐技术能大幅度提高产量。通过室内实验及矿场试验，总结出注水吞吐试验区有利的3个前提条件为：①体积改造产生大量人工裂缝，且天然裂缝较发育；②储层润湿性为强亲水，渗吸作用显著；③油藏初始含油饱和度较高。

图5 渗吸前后核磁共振T2谱图

3 结论及建议

(1) 致密油水平井体积压裂注水吞吐开发的主要机理是渗吸作用，实验岩心通过自发渗吸作用

平均驱油效率可达15.61%。

(2) 致密油水平井体积压裂开发中，注水吞吐技术增产效果显著，对于油藏初始含油饱和度较高、强亲水、裂缝发育区域可推广应用。