四川盆地公山廟油田中侏羅統(tǒng)沙溪廟組一段致密油藏流體滲流特征

周克明 袁小玲 劉婷芝 余華潔 繆海燕 張琳羚 王 艷 何家歡 肖紅林 宋林珂 張 容

1.中國(guó)石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院 四川成都 610041

2.中國(guó)石油西南油氣田公司致密油氣勘探開發(fā)項(xiàng)目部 四川成都 610051

3.中國(guó)石油川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院 四川成都 610051

0 引言

致密油藏的概念最早由Ledingham[1]于1947年提出，用于描述含油的致密砂巖。致密油是指以吸附或游離狀態(tài)賦存于生油巖中，或賦存于與生油巖互層、緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲(chǔ)集巖中，未經(jīng)大規(guī)模長(zhǎng)距離運(yùn)移的石油聚集[2]。北美將致密油定義為分布在成熟的烴源巖內(nèi)、氣體滲透率小于1 mD、孔隙度小于10%、單井無自然工業(yè)產(chǎn)能的致密砂巖油藏和頁巖油藏。張映紅[3]等將致密油定義為以吸附或游離狀態(tài)賦存于滲透率極低的生烴灶內(nèi)外砂巖或碳酸鹽巖層、生烴泥頁巖中，氣體滲透率小于2 mD、流度小于1 mD/(mPa·s)、單井無自然工業(yè)產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于工業(yè)油流下限的輕質(zhì)油聚集。我國(guó)致密油可采資源量居全球第三位，但勘探開發(fā)起步相對(duì)較晚。四川盆地中部地區(qū)（簡(jiǎn)稱“川中地區(qū)”）發(fā)現(xiàn)的5個(gè)致密油田和18個(gè)含油區(qū)塊，由于前期總體投入相對(duì)較少，使得實(shí)際所獲致密油產(chǎn)量與資源評(píng)價(jià)結(jié)果相距甚遠(yuǎn)，勘探開發(fā)效益相對(duì)較差[4-7]?！笆濉币詠恚S著四川盆地致密油勘探開發(fā)的不斷深入，科技攻關(guān)力度持續(xù)加大，取得了一定成果，為四川盆地侏羅系致密油藏的勘探開發(fā)奠定了一定的技術(shù)基礎(chǔ)[8-11]。

對(duì)致密油藏開發(fā)效果的影響，除了儲(chǔ)層本身的物性條件、孔隙結(jié)構(gòu)之外，儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性至關(guān)重要。儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性不僅決定原油的賦存狀態(tài)和油水的微觀分布，而且影響油水兩相的滲流機(jī)理和滲流特征。測(cè)定儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性，能夠獲得油藏評(píng)價(jià)、開發(fā)方式研究、動(dòng)態(tài)分析和儲(chǔ)層改造等工作中不可缺少的油藏物性參數(shù)。實(shí)驗(yàn)室測(cè)定巖石潤(rùn)濕性的方法主要有接觸角法、離心機(jī)法、Amott法[12]和USBM（United States Bureau of Mines，美國(guó)礦業(yè)局）法[13]等，近年來為了提高測(cè)試效率，又發(fā)展了相對(duì)滲透率曲線法[14]、自吸速率法[15]和核磁共振法[16-17]。我國(guó)石油天然氣行業(yè)已建立成熟的油藏巖石潤(rùn)濕性測(cè)定方法標(biāo)準(zhǔn)[18]并得到廣泛應(yīng)用。

大量研究表明，在低滲透致密油藏中，流體滲流不符合達(dá)西定律，計(jì)算兩相流體相對(duì)滲透率的傳統(tǒng)方法——JBN（Johnson、Bossler和Naumann）方法也不適用于該類油藏。趙國(guó)忠[19]等在考慮兩相滲流擬啟動(dòng)壓力梯度的影響后，發(fā)現(xiàn)油水兩相相對(duì)滲透率曲線特征有明顯變化；Thomas L.K.[20]等也發(fā)現(xiàn)多孔介質(zhì)中存在啟動(dòng)壓力現(xiàn)象；Prada A.[21]等利用鹽水通過膠結(jié)巖心滲流時(shí)亦發(fā)現(xiàn)啟動(dòng)壓力梯度現(xiàn)象；Zeng B.Q.[22]等研究了不同組分流體對(duì)巖石啟動(dòng)壓力梯度的影響；丁景辰[23]和李寧[24]等研究了致密氣藏的啟動(dòng)壓力梯度和氣體低速非達(dá)西滲流特征；孫東惺[25]研究了致密多孔介質(zhì)低速非線性滲流機(jī)理，認(rèn)為流體在致密多孔介質(zhì)中存在低速非達(dá)西滲流現(xiàn)象；樊東艷[26]等認(rèn)為，不同井型中流體的啟動(dòng)壓力梯度主要影響中后期流動(dòng)形態(tài)，考慮啟動(dòng)壓力梯度后的壓力及壓力導(dǎo)數(shù)曲線后期出現(xiàn)不同程度的上翹，表明致密油藏中流體滲流需要更多的能量消耗，因此在致密油藏實(shí)際開發(fā)中，應(yīng)注意合理配產(chǎn)，防止地層壓力下降過快。

常規(guī)多孔介質(zhì)中油水、氣水和油氣兩相的滲流機(jī)理研究、相對(duì)滲透率測(cè)定方法均比較成熟，通過幾十年的發(fā)展，我國(guó)石油天然氣行業(yè)已形成完善的標(biāo)準(zhǔn)體系[27]。盡管致密油氣藏巖石中兩相流體相對(duì)滲透率曲線的測(cè)定比較困難，但目前也基本采用該標(biāo)準(zhǔn)體系。

本次以川中地區(qū)公山廟油田中侏羅統(tǒng)沙溪廟組一段致密油藏為研究對(duì)象，選取代表性樣品，開展儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性測(cè)定、流體低速滲流實(shí)驗(yàn)、恒速水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)和自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)等多項(xiàng)研究，從而得到該油藏的流體滲流特征，為致密油藏的合理高效開發(fā)包括儲(chǔ)層改造措施提供技術(shù)支持。研究成果對(duì)四川盆地頁巖油的勘探開發(fā)也具有借鑒意義。

1 儲(chǔ)層巖石物性特征

公山廟油田沙一段致密油藏的儲(chǔ)層巖性主要為巖屑長(zhǎng)石石英砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖、巖屑石英砂巖。平面上巖石礦物成分差異較大，其中石英含量50.92%～70.00%，長(zhǎng)石含量9.08%～20.60%，巖屑含量8.43%～13.80% ；孔隙度分布在1.39%～4.50%之間，主要集中分布在3.50%左右；基質(zhì)平均滲透率分布在0.072 4～0.592 0 mD之間；測(cè)井解釋含水飽和度在50.0%左右；儲(chǔ)集類型為裂縫-孔隙型[28]。沙一段儲(chǔ)層巖石喉道類型主要由點(diǎn)狀喉道、片狀喉道、縮頸喉道和管狀喉道組成（圖1），其中以片狀喉道居多，構(gòu)造微裂縫不發(fā)育。片狀喉道對(duì)孔隙起連通作用，儲(chǔ)層巖石的滲透率高低也主要取決于片狀喉道的大小、分布和數(shù)量。

圖1 公山廟油田G30井沙一段儲(chǔ)層典型的孔隙結(jié)構(gòu)特征圖（點(diǎn)狀、片狀、縮頸、管狀喉道）

2 儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性

儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性是巖石吸水排油能力及水驅(qū)油效率的主要控制因素。參考油藏巖石潤(rùn)濕性測(cè)定標(biāo)準(zhǔn)，本次研究利用中性煤油和80 g/L的標(biāo)準(zhǔn)鹽水（mNaCl∶mCaCl2∶mMgCl2·6H2O=7∶0.6∶0.4，m表示質(zhì)量），采用自吸驅(qū)替法對(duì)公山廟油田沙一段致密油藏2口井（G27、G36井）的鉆井取心樣品進(jìn)行巖石潤(rùn)濕性測(cè)定。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：G27井沙一段席狀砂體油藏巖石的相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)為0.10～0.17，G36井沙一段河道砂體油藏巖石的相對(duì)潤(rùn)濕指數(shù)為0.24～0.30。按照潤(rùn)濕指數(shù)判別標(biāo)準(zhǔn)[18]，公山廟油田沙一段致密油藏儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性總體上為弱親水，且河道砂體的親水性略高于席狀砂體（表1）。

表1 公山廟油田沙一段致密油藏儲(chǔ)層巖石潤(rùn)濕性測(cè)定結(jié)果表

3 儲(chǔ)層流體低速滲流特征

開展儲(chǔ)層巖石低速滲流實(shí)驗(yàn)的目的，是為了研究公山廟油田沙一段致密油藏儲(chǔ)層巖石中流體的低速非達(dá)西滲流現(xiàn)象。前已述及，國(guó)內(nèi)外學(xué)者已開展大量的低速滲流實(shí)驗(yàn)研究，認(rèn)為流體在低滲透致密儲(chǔ)層巖石中存在低速非達(dá)西滲流現(xiàn)象。當(dāng)儲(chǔ)層巖石中存在一定量的自由水或束縛水時(shí)，也發(fā)現(xiàn)了氣體低速非達(dá)西滲流現(xiàn)象。低速非達(dá)西滲流的明顯特征為驅(qū)替壓力或壓力梯度與流量的關(guān)系曲線不經(jīng)過坐標(biāo)原點(diǎn)，表現(xiàn)出流體通過多孔介質(zhì)時(shí)具有啟動(dòng)壓力或啟動(dòng)壓力梯度。啟動(dòng)壓力梯度是指儲(chǔ)層巖石孔隙內(nèi)流體通過單位長(zhǎng)度的巖石所需要的最小壓力，該壓力理論上與油藏巖石的潤(rùn)濕性、孔隙結(jié)構(gòu)、孔隙連通性和通過流體的性質(zhì)有關(guān)。孫黎娟[29]研究表明，油藏的啟動(dòng)壓力梯度與其液體的流度呈雙曲反比例關(guān)系，二者的乘積為一常數(shù)，該常數(shù)僅與油層及通過的液體有關(guān)。

3.1 低速滲流實(shí)驗(yàn)方法

選擇公山廟油田沙一段致密油藏G30井沙一段儲(chǔ)層樣品作為實(shí)驗(yàn)樣品，采用80 g/L的標(biāo)準(zhǔn)鹽水（mNaCl∶mCaCl2∶mMgCl2·6H2O=7∶0.6∶0.4，m表示質(zhì)量）作為實(shí)驗(yàn)用地層水；采用現(xiàn)場(chǎng)分離器取得的原油，經(jīng)脫水脫氣后與中性煤油進(jìn)行復(fù)配作為實(shí)驗(yàn)油。

低速滲流實(shí)驗(yàn)流程簡(jiǎn)化示意圖見圖2。實(shí)驗(yàn)的主要步驟為：①按巖心分析方法標(biāo)準(zhǔn)[30]測(cè)定樣品的孔隙度和滲透率，然后將樣品抽真空加壓飽和地層水。②將飽和地層水后的樣品老化12 h以上并裝入巖心夾持器，在平流泵的計(jì)量精度范圍內(nèi)，以盡可能低的速度進(jìn)行恒速水驅(qū)實(shí)驗(yàn)。③當(dāng)巖心夾持器出口端見水時(shí)，記錄進(jìn)、出口端的壓差作為地層水通過樣品的最小流動(dòng)壓差，并以最小流動(dòng)壓差為參考點(diǎn)，逐漸提高進(jìn)口壓力來進(jìn)行地層水的低速滲流實(shí)驗(yàn)。④實(shí)驗(yàn)油的恒速驅(qū)替實(shí)驗(yàn)與地層水相同，但實(shí)驗(yàn)前需將樣品飽和地層水并進(jìn)行油驅(qū)水以建立束縛水飽和度（或原始含水飽和度）。

圖2 低速滲流實(shí)驗(yàn)流程簡(jiǎn)圖

3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

3.2.1 地層水和實(shí)驗(yàn)油的低速滲流特征

無論基質(zhì)樣品還是人工造縫樣品，在100%飽和地層水條件下的地層水低速滲流實(shí)驗(yàn)，絕大部分樣品并未發(fā)現(xiàn)啟動(dòng)壓力或啟動(dòng)壓力梯度的存在，即單相地層水滲流依然符合達(dá)西滲流特征。但在通過油驅(qū)水建立束縛水飽和度的條件下（可簡(jiǎn)稱為“束縛水飽和度條件下”“束縛水條件下”“含水條件下”），實(shí)驗(yàn)油的低速滲流存在啟動(dòng)壓力或壓力梯度，表現(xiàn)為低速非達(dá)西滲流特征。

以G30井4-35-1號(hào)樣品為例，該樣品長(zhǎng)度5.26 cm，滲透率0.220 mD。在100%飽和地層水條件下，隨著驅(qū)替速度的增加，地層水的驅(qū)替壓力逐漸增大，低速滲流曲線為一條直線，且經(jīng)過坐標(biāo)原點(diǎn)（圖3），表明實(shí)驗(yàn)樣品在完全飽和地層水條件下的單相低速滲流不存在啟動(dòng)壓力或啟動(dòng)壓力梯度，其低速滲流特征與單相氣體低速滲流實(shí)驗(yàn)不存在啟動(dòng)壓力梯度的特征一致[24,31-32]。沙一段油藏巖石雖然親水性較弱，但毛細(xì)管壓力仍然是流動(dòng)的動(dòng)力，因此，地層水在儲(chǔ)層巖石中的單相流動(dòng)不存在啟動(dòng)壓力梯度。而在束縛水飽和度條件下，隨著驅(qū)替速度的增加，實(shí)驗(yàn)油的驅(qū)替壓力也逐漸增大，滲流曲線雖表現(xiàn)為一條直線，但直線不再經(jīng)過坐標(biāo)原點(diǎn)（圖3），表明在含水條件下實(shí)驗(yàn)油的低速滲流存在啟動(dòng)壓力或啟動(dòng)壓力梯度，這與完全飽和地層水的水相滲流特征及單相氣體的低速滲流特征完全不同。實(shí)驗(yàn)油的低速滲流曲線在縱軸上有明顯的截距，表明實(shí)驗(yàn)油通過含水儲(chǔ)層時(shí)需要一個(gè)附加的啟動(dòng)壓力或啟動(dòng)壓力梯度。

圖3 G30井4-35-1號(hào)樣品壓力梯度與驅(qū)替速度的關(guān)系曲線圖

3.2.2 束縛水條件下的油相滲流特征

在束縛水飽和度條件下，實(shí)驗(yàn)油低速滲流的啟動(dòng)壓力和啟動(dòng)壓力梯度實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 實(shí)驗(yàn)油的啟動(dòng)壓力和啟動(dòng)壓力梯度實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表

在束縛水飽和度條件下，實(shí)驗(yàn)油的低速滲流普遍存在啟動(dòng)壓力或啟動(dòng)壓力梯度，即表現(xiàn)出低速非達(dá)西滲流特征。究其原因，是由于儲(chǔ)層巖石具有弱親水性，樣品孔隙中吸附的束縛水膜減小了流體滲流通道，這不僅增加了實(shí)驗(yàn)油的流動(dòng)阻力，同時(shí)使得油水兩相與巖石之間存在界面張力。當(dāng)油相流經(jīng)孔喉變異處時(shí)產(chǎn)生了水鎖效應(yīng)，進(jìn)而增大了附加流動(dòng)阻力。因此，在相同的驅(qū)替速度條件下，較之100%的飽和地層水，實(shí)驗(yàn)油在通過狹窄喉道時(shí)必須要克服更大的流動(dòng)阻力。啟動(dòng)壓力產(chǎn)生的根本原因，就是多相流體流經(jīng)狹窄的孔道時(shí)，流體間接觸界面發(fā)生形狀變異而產(chǎn)生附加阻力，即產(chǎn)生了賈敏效應(yīng)。致密儲(chǔ)層孔喉空間賦存水對(duì)流體滲流能力的影響十分顯著，油藏開發(fā)過程中一旦賦存水發(fā)生流動(dòng)，將對(duì)油相滲流產(chǎn)生較大影響[33]。

3.2.3 啟動(dòng)壓力梯度與滲透率的關(guān)系

啟動(dòng)壓力梯度的大小不僅與樣品的含水飽和度大小有關(guān)，而且與樣品的滲透率高低有關(guān)。公山廟油田沙一段致密油藏儲(chǔ)層流體的啟動(dòng)壓力梯度與實(shí)驗(yàn)樣品的滲透率具有較好的相關(guān)性（圖4）。如圖4所示，隨著實(shí)驗(yàn)樣品滲透率的增大，啟動(dòng)壓力梯度逐漸降低。當(dāng)滲透率從0.01 mD數(shù)量級(jí)增大到1.00 mD數(shù)量級(jí)時(shí)，啟動(dòng)壓力梯度快速降低（圖4a）；當(dāng)滲透率大于1.00 mD數(shù)量級(jí)后，啟動(dòng)壓力梯度下降趨勢(shì)逐漸變緩（圖4a）?？傮w上，啟動(dòng)壓力梯度隨滲透率的變化趨勢(shì)與根據(jù)趙國(guó)忠[19]實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)所繪圖（圖4b）的趨勢(shì)相似。

圖4 實(shí)驗(yàn)油的啟動(dòng)壓力梯度與樣品滲透率關(guān)系圖

3.2.4 裂縫的存在對(duì)滲流特征的影響

表2和圖4表明，裂縫的存在（表現(xiàn)為滲透率的數(shù)量級(jí)增大）使實(shí)驗(yàn)油的啟動(dòng)壓力大為降低。如4-33-1號(hào)樣品人工造縫后的滲透率高達(dá)59.900 mD，該樣品地層水的低速滲流實(shí)驗(yàn)顯示不存在啟動(dòng)壓力，在49.1%的束縛水飽和度條件下，實(shí)驗(yàn)油的啟動(dòng)壓力梯度只有0.04 MPa/m。裂縫在宏觀上改善了流體的滲流通道和滲流方式，因此對(duì)低滲透、特低滲透致密油藏進(jìn)行大規(guī)模壓裂改造，可大幅度降低甚至消除流體滲流的啟動(dòng)壓力，提高油井產(chǎn)能及致密油藏的動(dòng)用程度[34-36]。此外，高含水致密油氣藏的試井解釋異常往往是由于沒有考慮啟動(dòng)壓力梯度造成的。不考慮啟動(dòng)壓力梯度時(shí)的單井控制半徑，通常遠(yuǎn)小于考慮啟動(dòng)壓力梯度時(shí)的單井控制半徑，如果采用前者作為單井控制半徑，那么計(jì)算的單井控制儲(chǔ)量也會(huì)偏小，與油氣藏實(shí)際嚴(yán)重不符[37]。

4 儲(chǔ)層油水兩相滲流特征

隨著油藏開發(fā)過程中地層能量逐漸衰減，油井產(chǎn)量也將不斷下降。為了保持地層能量、延長(zhǎng)油藏穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，通常采取注水或注入表面活性劑等開發(fā)方式。油水兩相滲流實(shí)驗(yàn)或水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)是模擬流體注入油藏的開發(fā)過程和評(píng)價(jià)其開發(fā)效果的重要手段。

4.1 油水兩相滲流實(shí)驗(yàn)方法

油水兩相滲流實(shí)驗(yàn)方法主要有恒壓驅(qū)替、恒速驅(qū)替和滲吸交換等幾種。恒速驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的基本原理是將獲得基本物性參數(shù)的實(shí)驗(yàn)樣品，在建立束縛水飽和度后，以恒定的驅(qū)替速度將一定孔隙體積倍數(shù)的實(shí)驗(yàn)流體（地層水）注入樣品中，獲得樣品的產(chǎn)出油量與驅(qū)替時(shí)間、驅(qū)替速度或注入倍數(shù)之間的關(guān)系，并計(jì)算水驅(qū)油的驅(qū)油效率[27]。

油水滲吸交換實(shí)驗(yàn)是對(duì)獲得基本物性參數(shù)的實(shí)驗(yàn)樣品，在建立束縛水飽和度后，將樣品浸泡于地層水中，在毛細(xì)管壓力的作用下，由于樣品的親水性，水相自發(fā)吸入樣品孔隙中，將原油從較大的孔隙或裂縫中排出，由此獲得滲吸時(shí)間與吸水排油量之間的關(guān)系，并計(jì)算滲吸驅(qū)油效率。油藏巖石的濕潤(rùn)性對(duì)油水兩相滲吸驅(qū)油效率和油水兩相的相對(duì)滲透率具有重要影響[38]。

4.2 恒速水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

以G30井4-33-1號(hào)樣品為例，樣品造縫后的孔隙度為9.01%，滲透率為59.900 mD。將樣品建立束縛水飽和度，按0.1 mL/min的速度進(jìn)行水驅(qū)油，驅(qū)替結(jié)束后重新建立束縛水飽和度，依次完成0.5 mL/min、1.0 mL/min、2.0 mL/min和3.0 mL/min速度下的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，獲得了不同驅(qū)替速度下的水驅(qū)油效率。實(shí)驗(yàn)表明，5次恒速驅(qū)替實(shí)驗(yàn)所建立的束縛水飽和度在48.0%～52.8%之間（實(shí)驗(yàn)條件基本一致），不同驅(qū)替速度下的最終驅(qū)油效率在17.7%～23.0%之間，其中無水期驅(qū)油效率在10.1%～19.5%之間，剩余油飽和度在36.9%～42.8%之間（表3）。

表3 不同驅(qū)替速度下的水驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表

對(duì)于非均質(zhì)性很強(qiáng)的裂縫樣品，在水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)過程中，由于裂縫滲流能力強(qiáng)，水驅(qū)油時(shí)容易出現(xiàn)水沿裂縫系統(tǒng)竄流或指進(jìn)，造成水驅(qū)波及面積和波及效率較低，嚴(yán)重降低了驅(qū)油效率。在5種不同的驅(qū)替速度下，當(dāng)注入倍數(shù)小于5 PV時(shí)，隨著注入倍數(shù)的增加，驅(qū)替效率快速上升；當(dāng)注入倍數(shù)大于5 PV時(shí)，隨著注入倍數(shù)的增加，驅(qū)替效率逐漸趨于穩(wěn)定（圖5）。

圖5 G30井4-33-1裂縫樣品的驅(qū)替效率與注入倍數(shù)關(guān)系圖

不同驅(qū)替速度下的水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明，并非注入速度（即驅(qū)替速度）越大，水驅(qū)油效果越好。當(dāng)驅(qū)替速度從0.1 mL/min提高至1.0 mL/min時(shí)，無水期驅(qū)油效率從16.4%增大為19.5%，最終驅(qū)油效率從18.6%增大到23.0%。但當(dāng)驅(qū)替速度繼續(xù)增大至3.0 mL/min時(shí)，無水期驅(qū)油效率急劇下降為10.1%，最終驅(qū)油效率下降到17.7%（圖6）。分析原因是樣品存在裂縫，裂縫成為流體流動(dòng)的優(yōu)勢(shì)通道，注入水在高速驅(qū)替下沿裂縫發(fā)生水竄，以及在大孔道中發(fā)生指進(jìn)，導(dǎo)致波及面積和波及效率降低。

圖6 G30井4-33-1裂縫樣品的驅(qū)油效率與驅(qū)替速度關(guān)系圖

4.3 滲吸交換實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

選擇G27、G30井沙一段儲(chǔ)層4個(gè)樣品進(jìn)行滲吸實(shí)驗(yàn)（其中2個(gè)樣品具有裂縫）。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表4所示，在束縛水飽和度條件下，沒有裂縫的2個(gè)基質(zhì)樣品的最終滲吸驅(qū)油效率分別為9.2%和13.3%，平均值為11.3%；具有裂縫的2個(gè)人工造縫樣品的最終滲吸驅(qū)油效率分別為14.3%和17.9%，平均值為16.1%?？傮w上，滲吸驅(qū)油效率與樣品的滲透率有關(guān)，滲透率越大，驅(qū)油效率越高；裂縫樣品的滲吸驅(qū)油效率大于基質(zhì)樣品的滲吸驅(qū)油效率。

表4 束縛水飽和度條件下的滲吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果表

驅(qū)油效率與滲吸時(shí)間的關(guān)系圖（圖7）顯示，樣品在吸水排油初期，驅(qū)油效率隨滲吸時(shí)間的增加而快速增高；當(dāng)滲吸時(shí)間大于30 h后，滲吸驅(qū)油效率的增高逐漸變緩；滲吸時(shí)間大于60 h后，驅(qū)油效率的增高趨勢(shì)進(jìn)一步變緩，漸趨穩(wěn)定。滲吸實(shí)驗(yàn)中觀察到，大量的油珠成串分布在裂縫縫口，說明裂縫樣品的滲吸速度明顯大于基質(zhì)樣品的滲吸速度。分析原因是當(dāng)水從高滲透的裂縫面進(jìn)入樣品深處后，與內(nèi)部孔隙中的實(shí)驗(yàn)油發(fā)生了滲吸交換，將實(shí)驗(yàn)油從裂縫中排出。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，對(duì)低滲透、特低滲透致密油藏采取大規(guī)模的壓裂改造而形成大量的有效縫網(wǎng)[39]，同時(shí)輔以單井吞吐（水油滲吸交換）的開采方式，這種組合是提高油井產(chǎn)量的重要技術(shù)手段。

圖7 滲吸驅(qū)油效率與滲吸時(shí)間關(guān)系圖

比較恒速水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)與滲吸水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的結(jié)果。恒速水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，束縛水飽和度條件下，造縫樣品（滲透率59.900 mD）在5種不同驅(qū)替速度下獲得的恒速水驅(qū)油效率分布在17.7%～23.0%之間，平均為20.4%（表3）；滲吸水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，同樣在束縛水飽和度條件下，2個(gè)造縫樣品（滲透率分別為4.500 mD、33.100 mD）的滲吸驅(qū)油效率分別為14.3%和17.9%，平均為16.1%。兩個(gè)實(shí)驗(yàn)結(jié)果具有一致性。通過恒速水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)和滲吸水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，綜合預(yù)測(cè)公山廟油田沙一段致密油藏經(jīng)過壓裂改造、再輔以注水進(jìn)行單井吞吐開發(fā)，其采收率極限可達(dá)20%。

5 結(jié)論

利用公山廟油田沙一段低滲透、特低滲透致密油藏的巖石樣品，開展巖石潤(rùn)濕性測(cè)定、低速滲流實(shí)驗(yàn)、恒速水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)及自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)等多項(xiàng)研究，得到以下主要結(jié)論：

1）川中地區(qū)公山廟油田沙一段致密油藏的儲(chǔ)層巖石總體上呈弱親水性特征，在完全飽和地層水條件下的水相滲流曲線為一條直線，且經(jīng)過坐標(biāo)原點(diǎn)，地層水單相滲流符合達(dá)西定律且不存在啟動(dòng)壓力或啟動(dòng)壓力梯度。

2）在束縛水飽和度條件下，巖石孔隙表面吸附的水膜降低了油相滲流通道，油相流經(jīng)狹窄孔道時(shí)產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，增加了油相滲流的附加阻力。油相低速滲流曲線不過坐標(biāo)原點(diǎn)，含水油相的滲流不符合達(dá)西定律，存在啟動(dòng)壓力或啟動(dòng)壓力梯度，且儲(chǔ)層巖石的滲透率越低，啟動(dòng)壓力或啟動(dòng)壓力梯度越大。

3）驅(qū)替速度和巖石滲透率對(duì)水驅(qū)油效果有較大影響，在較高的驅(qū)替速度下，注入水在大孔道中發(fā)生指進(jìn)和沿裂縫發(fā)生水竄是造成水驅(qū)油效率降低的主要原因。

4）巖石滲透率對(duì)滲吸驅(qū)油效果有顯著影響，且裂縫樣品的滲吸驅(qū)油效率大于基質(zhì)樣品的滲吸驅(qū)油效率。

5）對(duì)致密油藏實(shí)施大規(guī)模壓裂改造，所形成的高滲透縫網(wǎng)可有效降低流體滲流的啟動(dòng)壓力或啟動(dòng)壓力梯度，再輔以單井吞吐（水油滲吸交換）的開采方式，這種組合是保證致密油藏長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的重要技術(shù)措施。

研究成果對(duì)致密油藏的合理高效開發(fā)包括儲(chǔ)層改造措施提供技術(shù)支持，對(duì)致密油藏以及頁巖油的開發(fā)具有重要的借鑒意義。