泡沫对基质--裂缝双重介质系统渗透性的影响

李沁芷，魏 兵 ，杨怀军，赵金洲，卡杰特·瓦列里

1.油气藏地质与开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都 610500；
2.中国石油大港油田公司采油工艺研究院，天津 滨海新区 300280；
3.古勃金国立石油与天然气大学，俄罗斯 莫斯科 119991

随着世界油气勘探开发的不断深入，非常规资源成为石油开采的一个新方向。致密油在中国资源量丰富，分布范围广，已在鄂尔多斯、松辽、准噶尔（含三塘湖）和渤海湾4 个陆相盆地获得重大发现[1-2]。据统计，中国致密油地质资源量大约为200×108t，技术可采资源量可达（20～25）×108t，是中国未来主要的接替能源[3]。目前，中国致密油理论研究大都集中在储集层类型、储源关系、甜点主控因素及致密油聚集类型等方面，主体开发方式还是沿用长水平井体积压裂思路[4-5]。该方式虽然解决了储层初期产量的问题，但地层能量快速衰竭，单井产量递减较快，尤其在中国几个典型的陆相致密油藏，矛盾尤为突出。因此，如何有效补充地层能量，扩大流体的波及体积，加快致密基质和裂缝间的“质”换速度，是当前中国致密油资源高效开发亟待解决的关键技术问题[6-11]。

在致密储层中，裂缝是导流通道，可改善流体的流动能力，同时也是发生气窜、水窜的主要通道，限制流体的波及效率和提高采收率效果。致密基质和裂缝间渗透性的巨大差异，使裂缝“治理和利用”这一矛盾问题极难协调[12-15]。泡沫是一种典型的非均相软物质体系，具有密度低、重量小、可连续流动、遇水稳定、遇油消泡等特点。实践证明，泡沫可选择性降低裂缝渗透率，扩大流体波及体积，在多孔介质中运移时，通过连续破灭和生成，实现泡沫深部调驱。国内外相继实施泡沫防窜先导性实验，例如哥伦比亚的Cupiagua 油田、长庆A 井区长73、玉门油田、延长甘谷驿油田等，均取得较好效果[14-18]。因此，泡沫在协调致密储层裂缝“治理和利用”方面具有一定潜力。

研究发现，泡沫稳定性是决定其裂缝调控效率的关键因素，尤其是在含油的环境中。从泡沫失稳的机制出发，国内外已初步形成基于聚合物和纳米颗粒的两类强化泡沫体系[19-22]。但在致密油藏中，这两类稳定体系极易侵入基质内部，堵塞油流通道，降低裂缝导流能力，影响后续开发（图1）。

图1 基质-裂缝系统中纳米颗粒和聚合物分布示意图Fig.1 Schematic diagram of the distribution of nanoparticles and polymers in matrix-fracture systems

鉴于上述问题，研发了一类“高效率、低成本、环保型”高性能材料NCF（纤维素纳米纤丝），通过表面修饰，可改善泡沫气液界面性质。相对于表面活性剂泡沫，NCF 泡沫体系可以在裂缝中快速起泡，降低气体流动能力和裂缝导流能力，有效控制裂缝窜流[23]。

泡沫在裂缝系统中的生成、运移和波及已有大量研究，但泡沫对基质-裂缝双重介质系统渗透性影响规律鲜有报道。因此，建立评价泡沫对基质-裂缝系统渗透性影响的实验方法；
系统研究表面活性剂泡沫和NCF 泡沫在基质-裂缝系统中运移和分布规律，探讨压差、基质侵入深度、阻力系数与渗透率的关系，以期为泡沫防窜（裂缝）、泡沫压裂等涉及储层渗透性的过程提供参考和借鉴。

1.1 实验材料

实验所用模拟地层水为质量分数4.278% 的盐水（3.440%NaCl，0.180%MgCl2，0.640%CaCl2，0.018%Na2SO4），起泡剂质量分数为35.000%的仲烷基硫酸盐（SAS）和烯基磺酸盐（AOS）配制的混合物，上述药品由成都科龙化学品有限公司提供。纤维素纳米纤丝（NCF）为自制，其中，木素质量分数为8.660%，羧基质量分数为1.290%，直径为2～5 nm，长度为800～1 000 nm，该样品以质量分数为5.0%NCF 水凝胶常温储存。表面活性剂泡沫起泡剂质量分数为0.400%的表面活性剂溶液，NCF 泡沫的起泡剂质量分数为0.400%的表面活性剂溶液和质量分数为0.100%的NCF。

实验使用4 种渗透率梯度的天然露头岩芯，岩芯来自北京东方智盛石油科技有限公司。将岩芯完全烘干称量干重，并饱和盐水称量湿重，测量孔隙体积，根据达西公式[式（1）]测量岩芯渗透率，数据记录如表1 所示。

表1 岩芯基本物性参数Tab.1 Basic physical parameters of cores

式中：

q--流量，cm3/min；

K--岩芯渗透率，mD；

A--岩芯横截面积，cm2；

Δp--岩芯进出口压差，MPa；

μ--流体黏度，mPa·s。

1.2 泡沫对基质-裂缝系统渗透率的影响

为评价泡沫对基质-裂缝系统渗透性的影响程度，搭建实验装置如图2 所示。岩芯左端（注入端）与夹持器的微小空隙模拟裂缝，岩芯模拟基质。实验开始前先将配制好的起泡液装入中间容器，另一中间容器为2.0 MPa 的氮气。用活塞泵将岩芯夹持器围压保持在5.0 MPa，出口端连接集液装置，所有实验在室温（25±2）°C下进行。

图2 基质-裂缝系统渗透性评价实验装置图Fig.2 Experimental diagram of permeability assessment in matrix-fracture system

恒定压力注入地层水，记录30 min 内累计排液量与时间的关系，即初始累计排液量；
停止水驱后，以0.5 cm3/min 的总流速将泡沫（气液比1：1）注入岩芯，累计出液量达5 cm3时停止泡沫注入；
再次进行水驱并保持前端相同压力下记录排液情况。为保证相同实验条件，停止泡沫注入后再次恒压水驱20 min，随后记录30 min 内排液量随时间的变化。实验采用4 个渗透率级别的岩芯进行实验，每根岩芯设置3 个不同注入压差对比分析结果。

1.3 基质侵入深度及渗透率恢复

为研究起泡液对基质的侵入深度，采用图2 的实验装置进行测试，关闭氮气单向阀。首先，测量基质的初始渗透率，保持注入速度为0.5 cm3/min；
随后，将起泡液注入基质，注入2.0 PV 后，测量基质渗透率；
最后，根据式（2）和式（3）计算残余阻力因子及基质影响程度。

式中：frr--残余阻力因子，无因次；

Kb--注入起泡剂之前基质渗透率，mD；

Ka--注入后基质渗透率，mD；

KR--基质影响程度，%。

假设基质被侵入部分的渗透率等于注入2.0 PV起泡液后岩芯渗透率，未被侵入基质渗透率等于岩芯初始渗透率，考虑不同渗透率梯度岩芯阻力因子，将实验数据代入式（4）和式（5）并计算出岩芯不同侵入深度下的等效基质平均渗透率，其物理意义为相应侵入深度下基质等效渗透率。

式中：Kavg--基质（加权）平均渗透率，mD；

Lp--影响部分岩芯长度，cm；

Lnd--未影响部分岩芯长度，cm。

根据NCF 的表面修饰特性和网状结构特征，图3 描述了在一定压差下，起泡液与泡沫在基质-裂缝系统中可能存在基质端面堆积和侵入现象。

图3 起泡液（含NCF）和泡沫在基质-裂缝系统运移和分布Fig.3 Transport and distribution of foaming fluid(with NCF)and foam in the matrix-fracture system

为进一步探究实际情况下泡沫体系对基质的侵入深度，对驱替后岩芯注入端进行切割，见图4。

图4 岩芯断面切割示意图Fig.4 Schematic diagram of cores cutting injection end faces

对切割后（切割量1～2 mm）的岩芯再次测量渗透率，代入式（3）计算渗透率恢复情况。若计算结果表明渗透率恢复效果较好，则认为侵入深度为岩芯切除厚度。

2.1 泡沫对基质-裂缝系统渗透率的影响规律

图5 为500–14 号岩芯（114.59 mD）累计出液量与时间的关系曲线。实验注入压差分别设置为0.14，0.28 和0.41 MPa。根据达西公式可知，在岩芯两端压差相同的情况下，岩芯的液体流量与岩芯渗透率正相关。即通过对比注入泡沫前后累计出液量曲线可以判断注入泡沫前后岩芯渗透率变化，进而判断泡沫是否对系统渗透性产生影响，即两条曲线（实验前后）斜率相差越大，渗透性影响程度则越大。从图5 可见，在0.14～0.41 MPa 内，注入泡沫前后累计出液量变化曲线几乎重合，说明NCF 泡沫体系对此渗透率级别系统的渗透能力无影响。

图5 500–14 号岩芯累计出液量和时间、注入压差的关系Fig.5 The relationship between the cumulative liquid volumes and time under different injection pressures of the core 500–14

图6 中为50–11 号岩芯（22.96 mD）累计出液量与时间、注入压差的关系曲线。

图6 50–11 号岩芯累计出液量和时间、注入压差的关系Fig.6 The relationship between the cumulative liquid volumes and time under different injection pressures of the core 50–11

由于50–11 号岩芯渗透率较低，为准确计量出液量，注入压差调整为0.14，0.34 和0.55 MPa。实验发现，前两组实验即注入压差为0.14 和0.34 MPa时，注入泡沫前后水驱累计出液量曲线重合。但当注入压差为0.55 MPa 时，注入NCF 泡沫后水驱累计出液量略微下降，说明滞留在基质端面或基质内部的泡沫（物理吸附、机械捕集等作用）开始阻碍流体流动，降低了基质的渗透能力。

图7 为5–12 号岩芯（3.13 mD）累计出液量与时间、注入压差的关系曲线，注入压差分别为0.14，0.34 和0.69 MPa。

由图7 可见，基质侵入NCF 泡沫后累计出液量曲线斜率均下降，在注入压差0.69 MPa 时尤为严重。说明滞留的泡沫严重影响基质-裂缝系统的渗透能力，但是此时NCF 泡沫的滞留位置和深度仍不能确定。

图7 5–12 号岩芯累计出液量和时间、注入压差的关系Fig.7 The relationship between the cumulative liquid volumes and time under different injection pressures of the core 5–12

利用致密岩芯（LA–010，0.15 mD）重复上述实验，注入压差分别为0.69，1.38 和2.07 MPa，结果如图8 所示。实验发现，NCF 泡沫对致密岩芯渗透能力影响较为明显。同时，注入NCF 泡沫后二次注水前（5 min）的累计出液量与原始水驱阶段有明显差异。随着注入压力的升高，侵入NCF 泡沫后累计出液量差异明显增大，说明基质的渗透性影响程度加深。

图8 LA–010 号岩芯累计出液量和时间、注入压差的关系Fig.8 The relationship between the cumulative liquid volumes and time under different injection pressures of the core LA–010

为判断NCF 泡沫在基质中的滞留位置，增加实验对照组，选取致密岩芯（LA–044 岩芯，0.13 mD），在相同实验条件下，将表面活性剂泡沫（无NCF）注入岩芯基质，累计出液量与时间的关系曲线见图9。实验结果表明，同LA–010 号岩芯基质相似，表面活性剂泡沫的侵入也会大幅度降低致密基质的渗透性。

对比图8 和图9 的累计出液量曲线斜率下降幅度，可以发现二者斜率相似，NCF 泡沫和表面活性剂泡沫对致密岩芯基质的影响接近。

图9 LA–044 号岩芯累计出液量和时间、注入压差的关系Fig.9 The relationship between the cumulative liquid volumes and time under different injection pressures of the core LA–044

表2 详细列出了两种泡沫注入前后，在不同压力下的累计出液量，NCF 泡沫侵入后出液量降低值略微大于表面活性剂泡沫。

表2 注入不同泡沫后致密岩芯出液量变化Tab.2 Variation of liquid volumes from tight cores after injecting different foams

在注入压差为1.38 MPa 时，注表面活性剂泡沫后岩芯的出液量降低54.65%，注NCF 泡沫后岩芯出液量降低57.14%，说明NCF 的加入对渗透能力基本无影响。NCF 是一种网状结构分子，在裂缝端面堆积后会降低基质的渗透率。因此，可初步判断，对于致密岩芯NCF 主要分布在裂缝壁面，并未侵入致密基质内部。需要说明的是，本次实验设置注入NCF 泡沫和表面活性剂泡沫的压差明显大于实际储层中基质和裂缝的压差，目的为突出泡沫在致密基质-裂缝系统中对基质渗透性的影响，同时明确NCF 的分布位置及侵入程度。

2.2 起泡液对基质-裂缝系统渗透率的影响规律

为明确起泡液的侵入深度对基质渗透能力的影响，以及证实NCF 的分布规律，实验中同样采用4个渗透率级别的岩芯研究注入2.0 PV 起泡液后对岩芯基质的影响程度。

表3 为计算得到的岩芯渗透率，基质影响程度及残余阻力因子，对应的影响程度见图10。

表3 岩芯基质渗透率变化Tab.3 Core matrix permeability variation

图10 岩芯基质影响程度Fig.13 Core matrix influence degree

由图10 可见，起泡液体系对岩芯基质的渗透率影响较为明显。岩芯越致密，影响程度越大。其中，LA 号岩芯基质影响程度为88.3%，残余阻力因子为8.52，表观上影响程度最大。

图11 是实验后岩芯注入端面图。其中，500 号岩芯端面平整干净，未发现NCF 堆积。50 号、5 号和LA 号岩芯端面发现NCF，且5 号和LA 号NCF堆积情况较明显。这说明含有NCF 的起泡液可以进入500 号岩芯基质。但是，对于低渗和致密基质，能明显观察到NCF 起泡液聚集在岩芯端面。这主要是因为NCF 是一种刚性纤丝状高分子，经表面修饰后，可与表面活性剂分子发生相互作用，减少滤失。同时，图11 的端面堆积现象也证实了前面的假设。

图11 实验后岩芯注入端面Fig.11 Core injection end face after experiment

为进一步证实上述结论，根据测得的各岩芯残余阻力因子，利用式（4）和式（5），建立基质侵入深度和平均渗透率及基质影响程度的关系，结果图12所示。

图12 基质侵入深度对岩芯平均渗透率和岩芯基质影响程度的关系Fig.12 Relationship between matrix invasion depth and equivalent average permeability and matrix influence degree

采用此方法，可以定量描述基质影响程度和侵入深度的关系。从图12 可以看出，500 号岩芯的结果和图10 的基质影响程度基本一致。但对于其他3个渗透率较低的岩芯，例如LA，当KR=88.3%时，起泡液的侵入深度需达到30 mm，和上述讨论结果不符（堆积在岩芯端面）。按照图4 所示的方法，实验后，从注入端面切除1～2 mm 的薄片，再次计算岩芯基质影响程度，进而评价基质渗透率恢复速度。图13 对比了4 组实验结果，可以发现，500 号岩芯的基质影响程度由25.80%降至4.50%，说明NCF起泡液除了部分在端面聚集外还进去基质深部。相对较致密的5 号和LA 号岩芯渗透率基本全部恢复，可以认为起泡液全部滞留在裂缝壁面，未发生滤失，影响基质渗透性。

图13 岩芯基质影响程度Fig.13 Influence degree of matrix

（1）建立了评价泡沫对基质-裂缝双重介质系统渗透性影响的实验方法，系统研究表面活性剂泡沫和NCF 泡沫体系运移和分布规律。

（2）建立了压差、基质侵入深度、残余阻力因子与渗透率的关系。实验发现，NCF 泡沫体系可以顺利通过渗透率不低于23.00 mD 的岩芯，不影响基质-裂缝系统渗透率。但是对于低渗和致密储层（低于3.13 mD），泡沫侵入后，基质渗透能力明显下降，加入NCF 对泡沫的影响行为没有改变。

（3）由于NCF 的结构特点，起泡液主要滞留在裂缝壁面，泡沫体系的滤失极少，去掉注入端表面堆积后，低渗和致密基质渗透率可以快速恢复。

（4）研究结果为研究泡沫在基质-裂缝系统尤其是低渗/致密基质中运移和分布规律，以及评价泡沫对系统渗透能力的影响提供了参考和借鉴。

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