利用纳米流体预压裂技术重新激活页岩油储层：机理模拟与案例研究

《ACS Omega》：Re-Energization Shale Oil Reservoirs with Nanofluid Prefracturing: Mechanism Simulation and Case Study

【字体：大中小】 时间：2026年04月17日 来源：ACS Omega 4.3

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　　高分辨率图片下载 MS PowerPoint 幻灯片非常规石油是一种重要的替代能源。然而，由于其低孔隙度和低渗透性，这带来了技术上的挑战，使得注入水和有效提取石油变得困难。补充地层能量和水力压裂是有效的开发方法。本文结合了这两种方法，并提出了使用纳米流体进行压裂前再激活的建议

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非常规石油是一种重要的替代能源。然而，由于其低孔隙度和低渗透性，这带来了技术上的挑战，使得注入水和有效提取石油变得困难。补充地层能量和水力压裂是有效的开发方法。本文结合了这两种方法，并提出了使用纳米流体进行压裂前再激活的建议。我们首先分析了纳米流体的特性和压裂前再激活的过程。然后进行了实验室实验来评估纳米流体的优点。接下来利用数值模拟来表征压裂前再激活过程，重点关注流动规律和流动空间。我们开发了一个机制模型来分析压裂前再激活过程中的注入压力和扫掠效率。最后，我们建立了一个预测性机制模拟框架，明确了纳米流体的功能与动态储层参数之间的直接映射关系。模拟结果定量表明，基于纳米流体的压裂前再激活方法相对于传统的注水预处理或不进行再激活方法，能够显著提高长期回收率并更有效地维持压力，这主要归因于增强的吸油能力和改进的流体流动性。最后，我们分享了一个在 Jimusar 页岩油 reservoir 中进行的试点测试的积极成果。本文为解决页岩油开发中的能量补充和压裂问题提供了新的方法。

**引言**

随着从常规油藏中提高产量的挑战以及全球能源需求的增长，低渗透性、致密型和页岩型等非常规油藏已成为主要的替代能源来源。(1) 致密油资源在全球范围内广泛分布，尤其是在北美和亚太地区。2017 年美国的致密油产量接近 1.97 × 10^8 吨，占该国总原油产量的 54%。根据 EIA 的报告，“到 2040 年，致密油将占美国原油产量的大部分”。(2) 中国的致密油资源分布在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、准噶尔盆地和渤海湾盆地等地，已探明储量为 125 × 10^8 吨。(3) 尽管起步相对较晚，中国在地密油开发方面取得了快速进展，借鉴了北美的宝贵经验。然而，由于中国大陆致密油藏的独特地质特性，传统的北美开发策略并不适用。因此，人们进行了大量创新方法的研究。

致密油和页岩油藏通常具有低渗透性、低孔隙度和狭窄的孔径特点。这些特性导致了严重的渗漏阻力和不均匀性，使得注入水和有效提取石油变得困难。(4) 结果，在开发过程中，诸如地层压力、石油回收率和生产指数等指标往往会迅速下降。同时，持续的压力下降也会导致渗透性的降低。(5,6) 因此，在非常规油藏的开发中保持高水平的地层压力至关重要。(7,8) 作为回应，运营商开发了采用高泵送速率和大流体体积的大规模水力压裂技术，这对于开发超低渗透性油藏至关重要。这些技术已在主要油田得到广泛应用，显著提高了单个井的压裂后液体和石油产量。(9?13) 然而，虽然这种方法创造了高导流性的流动通道，但它提供的储层能量补充有限，未能建立有效的置换系统。因此，压裂后的产量增加是短暂的，总体回收率仍然有限。这凸显了需要增强石油回收（EOR）技术来提高这些非常致密油藏的石油产量。(14?16) 化学剂的注入是一种常用的方法，(17?19) 但它存在注入效率低、储层扫掠效率差、粘度损失大和整体效果有限的问题。为了克服这些限制，提出了水力压裂辅助的石油置换方法。(20) 该方法使用低粘度化学剂作为压裂液，通过诱导裂缝将其深入油藏。这迅速补充了储层能量，增加了化学剂与储层之间的接触面积，置换了分散的残留油，并实现了高效的石油回收。另外，先进的水力注入已被证明可以提高地层压力并建立有效的置换系统，在现场应用中取得了良好效果。(21,22) Ren、Ma、Zou、Duan 和 Xiong (23) 提出，在重新激活之前进行注水会对致密油藏的石油产量产生积极影响，主要是由于裂缝干涉——应力改变促进了复杂的裂缝网络的形成。在此基础上，在压裂前注入特定流体可以进一步增强储层性能并改善流体流动特性，同时提高地层压力。这种综合效应最终提高了压裂后的原油产量。(24) 因此，在生产实践中，使用特定流体的压裂前能量储存综合技术已成为一个有前景的方向。(25,26) 纳米材料通常指尺寸在 1–100 纳米范围内的超细材料。它们的小尺度尺寸带来了出色的性能，并在多种应用中具有巨大潜力。(27?32) Ding 等人(33) 开发了一种纳米流体，可以增强渗透性和置换效率，并在页岩油藏中获得了积极的现场测试结果。然而，目前关于纳米流体压裂前再激活机制的研究尚不足，这阻碍了纳米流体压裂前再激活技术在非常规油藏中的进一步应用。(34) 关键的未回答问题包括：纳米流体的性质如何根本性地改变注水前的储层应力状态和流体流动动力学？如何在这些复杂的孔隙尺度机制中精确地反映出来，以预测能量补充、裂缝扩展和增强石油回收的综合效果？为了填补这一空白，本文首先分析了纳米流体的特性以及压裂前再激活过程中涉及的物理过程和机制。随后通过系统的实验室评估和岩心置换实验验证了纳米流体的有益效果，并获得了数值模拟参数。基于此，开发了数值模拟方法来表征纳米流体压裂前再激活过程并进一步探索其潜在机制。最后，提供了一个现场应用示例。这项研究有助于推动页岩油藏中的压裂注水技术的发展。

**纳米流体压裂前再激活方法**

**纳米流体的性能**

本研究中使用的纳米流体是由 Ding 等人(33) 开发的一种油包水纳米乳液系统。其核心结构由二苯醚类水溶性表面活性剂作为外壳，以及 C10–C14 直链碳氢化合物类油溶性原油解离剂作为内核组成。该系统报告的关键物理化学性质包括五个特点：(1) 纳米级尺寸——超小颗粒可以进入常规流体无法进入的微孔和纳米孔隙，从而置换被困的石油并扩大扫掠体积。(2) 石油分散——注入的纳米流体将大分子油聚集体分散成更小、更易流动的粒子，从而提高原油的流动性。(3) 双相润湿性——该系统能够轻松润湿亲水性和疏水性表面，使其在各种润湿条件下进入纳米级孔隙，并有效利用毛细力。(4) 高界面活性——作为一种有效的表面活性剂，纳米流体显著降低了油-水界面张力，提高了油洗效率。(5) 粘度降低——该系统破坏了原油的“油包水”反向乳液状态，降低了其粘度并提高了流动性。

**纳米流体压裂前再激活的物理过程**

压裂辅助注水技术（也称为压裂 flooding）涉及使用压裂液对地层进行水力压裂，同时将化学剂沿诱导裂缝输送到目标区域。这种方法减少了裂缝中的流体损失，降低了运输过程中的化学剂吸附，并提高了置换效率，从而增强了石油回收率。

压裂前再激活是再激活压裂的一种特定形式。与传统压裂不同，它需要在水力压裂之前向储层注入特定流体。这增强了储层性能，提高了流体流动特性，并同时增加了储层压力，最终作为辅助过程，在压裂后和随后的井封闭阶段提高产量。压裂前再激活的机制在于通过大量流体注入改变储层应力状态并提高其压缩性，从而增加后续压裂过程中形成的裂缝网络的复杂性。压裂前能量储存和压裂液注入的综合作用显著提高了储层压力。在压裂后的封闭阶段，压力从裂缝扩散到周围未排水的区域，扩大了排水面积和整个加压区域，从而有效补充了储层能量。图 1 展示了纳米流体压裂前再激活的发展过程，其中图 1a 代表压裂前再激活阶段，图 1b 代表压裂阶段，图 1c 代表压裂后的井封闭和浸泡阶段。

**实验研究**

为了研究纳米材料系统的有益效果，实验室进行了性能测试和置换实验。

**性能评估实验**

为了研究纳米流体的孔隙进入能力，进行了一次单相岩心注水实验。由于获取现场自然岩心的困难和成本高昂，实验使用了一个尺寸为 2.5 厘米 × 5 厘米的人造砂岩心，其气体渗透率为 1 mD，水渗透率为 0.01 mD，孔隙率为 9.78%。使用的注入流体为纳米流体和合成地层水，注入速率为 0.01–0.02 mL/分钟。合成地层水是通过向去离子水中添加氯化钠制备的，以达到 10,900 mg/L 的盐度。实验在 85 °C 下进行。

通过对不同流体注入后的岩心进行低场核磁共振（NMR）测试，可以比较每种流体在岩心中的扫掠效率。图 2 显示了 NMR T2 光谱。从中可以看出，注入纳米流体后进入岩心孔隙的流体体积比注入水后增加了 3.5%，主要发生在小孔区域。这表明纳米流体增强了流体进入孔隙的能力。这一现象需要在模拟中考虑，以避免重大误差。

**粘度降低能力**

为了进一步分析流体进入不同尺寸孔隙的能力，应用了以下方程进行横向松弛时间转换：
$$ T2 = C \cdot r $$

其中，$ T2 $ 是横向松弛时间（毫秒），$ r $ 是孔隙半径（微米），$ C $ 是转换系数，等于表面松弛率和形状因子的乘积的倒数。对于球形模型、毛细模型和平板模型，$ C $ 的值分别为 3、2 和 1。岩石的孔隙系统由毛细孔和球形孔组成，介于 2 和 3 之间。水的表面松弛率为 3 × 10^–3 μm/毫秒。因此，为了计算和转换的方便，可以大致假设 $ C $ 为 10 × 10^–3 μm/毫秒。通过这种方式，我们可以观察注入纳米流体后不同孔径范围内的信号幅度及其变化率，如图 3 所示。纳米流体主要能够进入 1 到 200 纳米范围的孔隙，其进入量比地层水增加了约 60%。然而，对于更大的孔隙，纳米流体的进入量与地层水几乎没有差异。

**结论**

为了评估粘度降低能力，进行了一项实验。准备了Jimusar原油、原油解离剂（0.1 wt%）和纳米流体（0.1 wt%）进行测试。在不同温度下测量了三种样品的粘度：原油、添加了原油解离剂的原油以及添加了纳米流体的原油。结果如图 4 所示。可以看出，与原油膨胀剂相比，纳米流体的减粘性能显著更好。高分辨率图像下载 MS PowerPoint 幻灯片总体而言，纳米流体的减粘性能优于原油膨胀剂。在较低温度下，两种流体之间的减粘差异很小。然而，在较高温度下，膨胀剂变得无效，而纳米流体仍保持着明显的减粘效果。为了研究纳米流体中颗粒大小随质量浓度的变化，对纳米流体进行了颗粒大小测量。测量了浓度为0.1%和0.3%的纳米流体的颗粒大小分布，相应的累积分布曲线显示在图5中。图5图5. 不同浓度下纳米流体颗粒大小累积分布的频率曲线。高分辨率图像下载 MS PowerPoint 幻灯片如图5所示，0.1%浓度的纳米流体的颗粒大小分布在3–30纳米范围内，中位大小约为10纳米。在0.3%浓度下，分布范围变为2–7纳米，中位大小降至约5纳米。为了评估纳米流体在提高采收率（EOR）方面的有效性，进行了岩心置换实验。实验程序包括依次用水冲刷、用纳米流体冲刷以及对同一岩心进行低场核磁共振（NMR）测量。实验中使用的合成油在30°C时的粘度为6.87 mPa·s，密度为0.828 g/cm3。注入的流体由矿化度为7677.7 mg/L的氘水和用相同氘水制备的0.9%纳米流体组成。岩心是一个致密砂岩岩心，相关参数列在表1中。表1. 岩心参数岩心名称渗透率（mD）孔隙度（%）长度（cm）直径（cm）F-12.4414.3596.2702.480岩心中的总油饱和度为2.928 mL。在水冲刷过程中产出了1.40 mL的油，随后在纳米流体冲刷过程中又产出了0.30 mL的油。根据图6所示的T2谱，氘水的油置换效率为47.57%，主要来自较大的孔隙（对应较大的T2值）。纳米流体冲刷进一步将总油置换效率提高了8.94%。在较小孔隙区域（T2值在0.1到1.0 ms之间），置换效率显著提高。图6图6. 不同状态下的油分布。这反映了不同类型流体的油置换能力。高分辨率图像下载 MS PowerPoint 幻灯片这些结果表明，纳米流体更有可能进入微米和纳米级的孔隙和孔道，改善原油在基质中的流动性能，从而提高这些小空间中的油置换效率。使用之前描述的方法进一步分析了不同孔隙-孔道尺寸范围内的置换效率，结果显示在图7中。可以观察到，纳米流体的提高采收率（EOR）效果主要源于小（1–200 nm）和大（0.5–10 μm）尺寸的孔道。在微孔孔道中，油置换效率的提高归因于纳米流体进入孔隙的能力更强。在大孔道中，效果的提高源于油水流动关系的改善。图7图7. 不同孔隙尺度下的初始信号以及注入不同类型流体后的信号差异及其变化。可以观察到，纳米流体的EOR效果主要源于小（1–200 nm）和大（0.5–10 μm）尺寸的孔道。高分辨率图像下载 MS PowerPoint 幻灯片模型开发数值模拟表征方法纳米流体的五个关键特性是相互关联的，明确了解其背后的机制对于建立可靠的数值模拟模型至关重要。数值模拟的本质是求解数学模型。完整的油气流动数学模型由综合微分方程及其相应的边界条件组成。换句话说，渗流数学模型描述了考虑时间和空间维度的油水运动。各种油水两相流动过程之间的区别源于流动定律和流动空间的变化。流动定律决定了流动在给定条件下的方式，而流动空间定义了它们可以移动的位置。这两者都受到储层和流体本身特性以及流体与储层岩石相互作用的控制。表征这些特性需要定义流体和储层的属性。在大多数储层模拟中，如渗透率、孔隙度和流体粘度等内在特性被视为常数。然而，如对时变储层行为的研究所见，注入流体的引入会随时间改变这些特性。因此，内在特性可以大致分为两类：在整个过程中保持不变的不变特性，以及可能因流体-岩石或流体-流体相互作用而改变的可变特性。除了这些内在特性外，流体之间以及流体与储层岩石之间的相互作用也对流动定律和流动空间有显著影响。达西定律描述了流体在多孔介质中的流动规律。当油和水相同时存在并流动时，方程可以表示为??w=??w??Δ????w??和??o=??o??Δ????o??根据达西定律，横截面积（A）和流动长度（L）是储层的内在特性，通常被视为常数。驱动力差不仅受地层压力的影响，还受毛细力的影响。储层压力虽然在注入和生产过程中会变化，但最终由储层的固有特性决定，并遵循可预测的趋势。毛细力始终从润湿相指向非润湿相，其大小取决于润湿性和界面张力。适当利用毛细力可以降低注入压力，改变油水分布，并在注入和关井期间提高吸収和置换效率。因此，准确表征毛细压力至关重要。流动性定义为有效渗透率与粘度的比值，是另一个关键参数。有效渗透率受绝对渗透率（储层的固有特性）和相对渗透率（考虑了两相流动过程中的额外阻力）的控制。粘度虽然本质上是流体的特性，但在与多孔介质接触时可能会因混合或化学反应而发生变化。总之，毛细压力、有效渗透率和粘度是控制油水流动规律和流动空间的基本参数。如图8所示，这些参数受两类因素的控制：储层和流体的内在特性，以及流体之间和流体与储层岩石之间的相互作用。最终，纳米流体辅助过程中的所有机械效应都表现为这些特性和相互作用的变化。图8图8. 机制表征方法的示意图。高分辨率图像下载 MS PowerPoint 幻灯片模型建立方法基于数值模拟原理和纳米流体的观察到的性能，这五个关键特性可以归纳为两种机制：优化油水流动规律和扩大油水流动空间。因此，模拟模型必须分别定义捕捉这些效应的化学和物理组分。(1) 化学模型：化学模型控制三个关键参数，这些参数捕捉流体-流体和流体-岩石的相互作用：毛细压力、相对渗透率和粘度。毛细压力在储层内空间变化，并且与流体饱和度密切相关；因此通常用毛细压力曲线表示。为了模拟纳米流体引起的润湿性变化，可以定义两组毛细压力曲线——分别对应于初始（油润湿）和最终（水润湿）状态——并通过插值得到中间曲线。这使模型能够捕捉毛细力的演变以及储层驱动能量的相应变化。同样，相对渗透率作为饱和度的函数表达，并对润湿性和界面张力的变化敏感。定义了两组代表极端状态的相对渗透率曲线，中间状态的曲线通过插值得到。插值因子由毛细数确定。毛细数是一个无量纲参数，表示作用在位移相上的粘性力与毛细力的比值。这个参数更具灵活性，可以反映表面特性变化的根本原因。我们将毛细数的对数称为捕获数（DTRAP），用于插值。然后根据以下方程计算每个相的基质块的相对渗透率曲线??rl=??rli·(1???l)+??rlf·??lkrl=krli·(1?ωl)+krlf·ωl(4)??c=??ci·(1???pc)+??cf·??pcPc=Pci·(1?ωpc)+Pcf·ωpc(5)其中kr是相l的相对渗透率，i是初始条件，f是最终条件或最大表面活性剂效应时，Pc是毛细压力，ω是从DTRAP数的插值方程计算出的插值因子。ωpc是毛细压力的插值因子，是每个相插值因子的平均值。两个插值因子分别计算如下??l=log10(Nc)?DTRAPfDTRAPi?DTRAPfωl=log10(Nc)?DTRAPfDTRAPi?DTRAPf(6)??pc=??o+??w2ωpc=ωo+ωw2(7)在多孔介质中，固液界面张力的存在会在孔隙表面形成边界层。这个边界层的存在削弱了流体的流动能力并增加了其粘度。(37?39) 低渗透率致密储层主要具有微米和纳米级别的孔隙和孔道，其中边界层占据了相当大的孔隙空间。这种情况显著影响了流体流动，给原油的有效移动带来了挑战。同时，在储层条件下，致密油容易与地层水发生反乳化，通常表现为反向“水包油”乳化现象。这种现象导致原油的表观粘度显著增加。纳米流体由于其微小的尺寸，能够将原油分解成更小的颗粒，表现出破乳和减粘效果。可以假设高粘度原油在纳米流体的催化下转化为低粘度原油。粘度的降低是通过纳米流体与原油之间的化学反应实现的。a·oil?→?Nanob·litoila·oil→Nanob·litoil(8)(2) 物理模型：物理模型控制流体和储层本身的特性。物理模型的准确配置是整个数值模拟的基础。在低渗透率致密油储层中，大量微米和纳米级别的孔隙和孔道的存在使得注入常规流体（如水或基于水的表面活性剂溶液）变得困难。这些流体在穿过微米和纳米级别的孔隙和孔道时遇到显著阻力，阻碍了它们的进入。利用其小尺寸和有利的流动特性，纳米流体可以有效地克服微米和纳米级别孔隙和孔道的阻力。它可以绕过孔隙级异质性，均匀地进入各种孔隙，从而扩大油水流动空间并增加扫过体积。需要注意的是，这里讨论的油水流动空间的扩大与通常在EOR中提到的扫掠效率概念不同。扫掠效率主要关注油水流动面积的宏观尺度增加，控制位移前沿并缓解如图9a,b所示的粘性指进等问题。然而，在这里，它指的是如图9c所示的油水流动空间的微观尺度增加。图9图9. 油水流动图。(a) 储层位移前沿与受影响区域关系示意图；(b) 孔隙级位移前沿处的油水分布示意图；(c) 主孔和分支中水和纳米系统的流动特性示意图。高分辨率图像下载 MS PowerPoint 幻灯片为了表征不同流体占据的不同流动空间，可以使用阈值压力梯度来表示流体的阻力。(40,41) 通过为纳米流体分配较低的阈值压力梯度，为其他流体分配较高的阈值压力梯度，可以表征扩大油水流动空间的机制。控制流体在相邻网格块之间流动的达西定律具有以下形式????j=?????rj??j???j0|???j|>???PGTj|???j|≤???PGTjν→j={?Kkrjμj??j|??j|>??jPGT0|??j|≤??jPGT(9)在上述方程中，下标j表示相（水、油或气体），上标PGT表示势能梯度阈值，ν?是速度向量，K是绝对渗透率，kr是相对渗透率，μ是流体粘度。相势能梯度的形式为??j = pj – ρj·g·h，其中p表示流体压力，ρ表示流体密度，g和h分别是重力加速度和从参考基准测量的块深度。梯度算子 ? 的形式为：?=??? ????+??? ????+??? ????，即 ?=x^??x+y^??y+z^??z。此外，在预压裂注液过程中，随着压力的增加，地层会发生弹性变形。然而，当压力接近岩石的压裂压力时，岩石会经历不可逆的变形甚至破裂，如图 10 所示。为了在模拟中考虑这一现象，我们采用了循环蒸汽 stimulation 中使用的地层膨胀-再压实模型的概念。(42) 孔隙度变化受压力控制，渗透率变化遵循 Kozeny–Carman (KC) 方程。孔隙度的具体公式如下：

??=??refe[??p(?????ref)]，其中 Pref 是参考压力，?ref 是参考压力下的孔隙度，cp 是孔隙体积压缩系数。图 10 中变形曲线的两个阶段各自有一组这三个参数用于计算。

图 10：流体注入模拟期间岩石变形模型的示意图，包括弹性变形阶段和不可逆变形阶段。

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机制模型

页岩储层包含许多天然裂缝，原油在基质和这些裂缝之间的传输是页岩油开发中的关键机制。(43) 本研究采用双孔模型来准确表示天然裂缝和基质。此外，还使用了局部网格细化 (LGR) 方法来模拟人工裂缝，如图 11 所示。

图 11：裂缝的示意图。

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本文没有模拟压裂启动过程，而是将其视为在裂缝存在的情况下进行流体注入。尽管在注入前没有裂缝，但实际上，高注入压力会引发微裂缝并促进流体沿最大水平主应力方向流动。因此，在本研究中，注入前的加压过程也被模拟为在裂缝存在的情况下进行。

创建了一个 150 × 150 × 10 的网格模型，网格间距为 1.5 m × 1.5 m × 20 m。网格的渗透率为 0.01 mD，孔隙率为 10%。裂缝的模型参数如下表 2 所总结：半长 45 m，簇间距 15 m，裂缝导电率为 12 D·cm。随后，使用 CMG-STARS 仿真器进行模拟。

表 2：参数机制网格模型
网格数量：150 × 150 × 10
裂缝半长：45 m
网格间距：1.5 m × 1.5 m × 20 m
裂缝高度：20 m
渗透率：0.01 mD
裂缝导电率：12 D·cm
孔隙率：0.1
温度：80 °C

流体模型的具体参数设置见表 3。Nanofluid 的性质参考了参考文献 (45) 的研究，原油的性质参考了参考文献 (46) 和上述实验。Nanofluid 的浓度为 0.3%。

表 3：储层条件下的组分参数
组分名称 | 水 | Nanofluid |
|------------------|----------------|----------------|
| 记号 | water | nanofluid |
| 粘度 (mpa·s) | 1145 | 20 |
| 摩尔质量 (g/mol) | 18 | 300 |
| 密度 (g/cm3) | 110.8 | 280 |
| 油的粘度 (g/cm3) | 110.8 | 280 |

通过转换 NMR-T2 光谱，可以获得毛细压力曲线。基于此进一步拟合岩心位移实验数据，可以得出基质的相对渗透率曲线，如图 12 和图 13 所示。

图 12：极端状态下的相对渗透率曲线。

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图 13：极端状态下的毛细力曲线。

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对于裂缝系统，假设相对渗透率为直线且毛细压力为零。这些裂缝性质的假设已在先前的研究中得到验证。(47)

结果与讨论机制分析

为了评估纳米流体预压裂重激活过程的有效性，建立了三个对比模型：一个不进行预压裂重激活的模型，一个使用地层水进行预压裂重激活的模型，以及一个使用纳米流体进行预压裂重激活的模型。机制模型的生产方案如下：在压裂前以 6 m3/min 的速率注入 180 m3 的流体，随后以 8 m3/min 的速率注入 240 m3 的压裂液。注入后，井关闭 60 天。

图 14 显示了三种情况在 1000 天开采过程中的开发性能。显然，预压裂重激活提高了储层性能，基于纳米流体的方法比使用水的方法有效得多。这部分原因是预压裂重激活增加了储层压力——这也解释了为什么即使只注入水也能比不进行预压裂重激活的情况表现得更好。然而，基于纳米流体的预压裂重激活不仅提高了储层压力，还改善了岩石的润湿性，将毛细力从阻力转化为驱动力。它还提高了原油的流动性，从而改善了流动性能。因此，其生产性能远优于不进行预压裂和使用水的预压裂情况。

图 14：不同生产方法在 1000 天开采过程中的开发效果比较。显然，预压裂重激活改善了储层开发，其中使用纳米流体进行预压裂重激活的效果显著优于使用水。

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图 15 显示了注入阶段和关闭阶段结束时三种情况的压力分布图。比较不进行预压裂重激活和使用水进行预压裂重激活的压力分布变化，可以观察到在关闭过程中压力迅速向外传播。这是因为向油湿储层注入大量水会在井筒周围产生高毛细力，推动水快速向储层深处迁移。

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相反，比较使用水和使用纳米流体进行预压裂重激活的压力分布，可以看出纳米流体在井筒附近保持压力的效果更好。这是因为纳米流体能够改变储层的润湿性。当储层的润湿性从油湿变为水湿时，对注入水的阻力转化为驱动力。此外，这种润湿性的变化促进了基质和裂缝之间的流体交换，促进了吸水作用。

图 16 展示了注入阶段和关闭阶段结束时三种情况下基质中的水饱和度分布。显然，在使用纳米流体进行预压裂重激活后，井筒附近基质中的水饱和度显著更高且分布更广，表明正在发生活跃的吸水作用。

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现场案例研究

在新疆准噶尔盆地的 Jimusaer坳坞进行了一次使用纳米流体进行预压裂重激活的试点测试。这是一个典型的陆上页岩油储层，具有复杂的储层岩性、显著的横向埋藏深度变化、众多的垂直层序以及高度的非均质性。含油层较薄，原油粘度较高，给开发带来了重大挑战。

目标层主要由细粒长石砂岩组成，厚度在 6.3 至 11.8 米之间（平均 8.5 米）。实验井于 2019 年 5 月 1 日开始钻探，2019 年 7 月 1 日完成钻探，并于 2019 年 7 月 19 日完成。该井位于油储层内，深度范围为 2673.65 至 2790.47 米，水平位移范围为 361.00 至 1863.36 米。压裂处理采用了清水系统，并添加了连续石英砂和完全可溶的桥塞以实现分段隔离。在每个压裂阶段之前，注入了 300 m3 的纳米流体，浓度为 0.3% 作为预压裂重激活处理。在整个压裂过程中持续注入纳米流体。井中共有 9 条裂缝，包含 47 个裂缝簇，有效改造段长度为 722 米。预压裂重激活、压裂和随后关闭后，该井于 2020 年 6 月 28 日投入生产。

开启井后，立即观察到石油产出。生产性能曲线如图 17 所示。截至 2023 年 1 月 31 日，累计液态产出量为 17,161.1 m3，累计石油产量为 8068.9 吨。平均每个阶段产出 1906.79 m3 的液体和 896.54 吨的石油，压降为 15.9 MPa。每米的液态产出指数为 1.49，每米的石油产出指数为 0.7。每个簇的液态产出指数为 22.96，每个簇的石油产出指数为 10.80。与相邻井相比，每个阶段的平均石油产量增加了 39.9%。每米的石油产出指数增加了 73.92%，每个簇的石油产出指数增加了 90.15%。

图 17：准噶尔盆地实验井的生产性能。

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结论

本文通过介绍和验证一种新型纳米流体预压裂重激活技术，解决了页岩储层中能量补充和有效开发的挑战。主要结论如下：
1. 阐明了关键的协同机制。除了单纯的补充压力外，纳米流体的有效性还归因于其改变润湿性的能力（将毛细力转化为驱动力）、降低石油粘度以及增强对微孔的渗透性。这些效应共同促进了关闭过程中的强烈自发吸水作用，有效地将石油从致密基质中排出到裂缝中。
2. 开发了一种预测性机制模拟框架并加以应用。基于这一理解，我们建立了纳米流体功能与动态储层模拟参数之间的直接映射。模拟结果定量证明，与传统的水预注入或不进行重激活相比，纳米流体工艺在长期回收率和压力维持方面具有显著优势，主要是由于增强了吸水作用和提高了流体流动性。
3. 综合的现场过程得到了成功验证。在模拟预测的指导下，在 Jimusar Sag 进行了试点。试点井的平均每阶段石油产量增加了 39.9%，每米的石油产出指数增加了 73.9%，证实了模拟优化设计的实际效果。

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