基于动态毛细管力的致密油藏压裂吞吐驱油闷井时间优化与阈值

《ACS Omega》：Optimization and Threshold of Soaking Time in Fracturing-Driven Huff-n-Puff for Tight Reservoirs Based on Dynamic Capillary Force

　　

近年来，油气开发逐渐转向低渗透、致密及难开采的非常规油藏。由于此类油藏注水补充能量困难，压裂驱动吞吐（FDHP）技术已成为其高效开发的关键技术。致密油藏具有细小孔喉和复杂孔隙结构的特点，闷井期间的动态毛细管力效应可显著影响流体渗流行为。然而，现有大多数闷井时间优化研究均基于静态毛细管力假设，无法准确表征非稳态自发渗吸过程的实际特征。在本研究中，研究人员通过实验测量了不同渗透率油藏生产过程中的动态毛细管力，揭示了伪动态系数随含水饱和度的演变规律。基于动态毛细管力效应的宏观表征模型，结合表面活性剂溶液与原油在多孔介质中的流动特征，构建了单井基质-裂缝耦合闷井生产模型。以大庆油田FDHP井T-1井为对象开展了生产模拟。利用所提出的模型分析了不同闷井时长下的生产动态和剩余油分布，并考察了井底流动压力、原油黏度、储层渗透率以及油水界面张力对闷井时间的影响。结果表明：在渗透率为0.81～20.31 × 10^–3 μm²、注入速率为0.01～0.2 mL/min的条件下，水驱过程中的伪动态系数介于0.04～76.3 MPa·s，且与含水饱和度呈非线性正相关。较高的驱替速率和较低的岩心渗透率导致动态毛细管力效应更为显著，伪动态系数也更大。闷井时间与累计产油量呈非线性关系，存在最优区间。适当的闷井时长可有效扩大储层能量补充范围，减缓产油递减速率，提高原油采收率。目标井的最优闷井时间为15～20 d：短期闷井依靠驱动压力实现增产，而长期闷井的效果受限于流体返排效率。致密油藏FDHP闷井时间的敏感性分析表明，最优闷井时间随井底流动压力增大而缩短，随原油黏度和注入流体-原油界面张力增大而延长，并与储层渗透率呈负相关。本研究成果可促进FDHP技术在致密油藏中的应用。

基于动态毛细管力的致密油藏压裂吞吐驱油闷井时间优化与阈值——论文解读

一、研究背景与科学问题

近年来，随着油气勘探开发技术的持续进步，油气开发重心已由常规储层逐步转向低渗透、致密等难开采的非常规油藏。此类储层通常地质条件复杂、孔隙度低、非均质性强、注水能力差，渗透率显著低于常规储层。常规注水开发因储层品质差难以建立有效注采关系，化学驱则因孔隙结构复杂而表现出注入能力低和波及效率差等问题。为解决上述瓶颈，研究人员提出了一种集压裂、注入与采出于一体的"压裂驱动吞吐"(FDHP)技术。该技术以渗吸置换和储能压裂为基础，将水力压裂与常规水驱、化学驱相结合，通过高压注入、闷井渗吸和后续水驱的协同作用提高采收率。FDHP的核心机制在于利用压裂扩大驱替剂与储层的接触面积，实现高效驱油。与常规压裂相比，FDHP的工作液不仅能造缝，还能改善波及效率、改善储层物性，且无需返排，可获得更高驱油效率。现场试验已证明FDHP能够实现更有效的储层动用并显著延长生产周期。

闷井阶段是FDHP的关键环节，其作用在于确保注入流体与储层原油充分接触和扩散。闷井时间的选择至关重要：时间过短，压力不能有效传播，波及体积有限，注入流体易沿原有渗流通道返排，增产效果受限；时间过长，流体压力向地层深部传播，近井能量无法有效利用，反而导致产量下降。已有研究表明闷井时间与产油量并非正比关系，存在最优值。然而，现有闷井时间优化研究大多基于静态毛细管力假设，将毛细管压力视为仅与含水饱和度有关的函数，忽略了流体流动过程中饱和度变化率对毛细管压力的影响。在致密储层中，孔喉细小、孔隙结构复杂，流体界面在流动过程中不断运动，润湿滞后和界面变形效应显著，动态毛细管力发挥着主导作用。忽略动态毛细管力效应将导致闷井过程中流体分布和压力变化模拟失准，进而造成生产预测的系统性偏差。当前商业数值模拟器（如CMG、Eclipse）虽具备动态毛细管压力模块，但通常采用广义线性经验公式，无法灵活嵌入由岩心实验直接标定的伪动态系数随含水饱和度的两阶段强非线性演化规律，也难以捕捉动态毛细管力与表面活性剂引起的润湿性/界面张力改变之间的内在耦合。因此，亟需建立考虑动态毛细管力效应的FDHP闷井数值模拟方法，以准确确定致密油藏的最优闷井时间。该研究发表于《ACS Omega》。

二、主要技术方法

研究人员采用实验与数值模拟相结合的研究路线。首先开展室内驱替实验，利用天然岩心测量不同渗透率和注入速率下动态毛细管力随含水饱和度的变化，通过低速驱替法测定静态毛细管力，并基于动态毛细管压力与静态毛细管压力之差同含水饱和度变化率的关系标定伪动态系数τ。其次，基于控制体积有限差分(CVFD)方法建立基质-裂缝耦合的油水两相渗流数学模型，将实验标定的动态毛细管力宏观表征方程直接嵌入流动方程，采用全隐式同时求解(SS)牛顿迭代格式进行求解，开发了自主数值求解器。模型以大庆油田T-1井为对象开展生产模拟，结合实际生产数据进行模型验证。

三、研究结果

3.1 数学模型验证

实验结果表明，伪动态系数τ与含水饱和度呈非线性正相关。在渗透率0.81～20.31 × 10^–3 μm²、注入速率0.01～0.2 mL/min条件下，水驱伪动态系数介于0.04～76.3 MPa·s。驱替速率越大、岩心渗透率越低，油水界面变形越剧烈、越难以快速达到稳定，动态毛细管力效应越强。模型拟合优度检验显示决定系数R²为0.9920，均方根误差RMSE为1.887 MPa·s，平均绝对相对误差AARE为9.72%，验证了动态毛细管力表征方程的合理性。基于T-1井实际生产数据的对比表明，考虑动态毛细管力的模拟结果与实际生产数据吻合良好，而基于静态毛细管力假设的模拟结果在相同条件下产油量偏高，尤其在生产前60 d递减阶段偏差最大。静态模型高估了基质向裂缝的渗吸供油速率和压力传播速度，无法准确刻画致密储层中流体滞留和能量延迟补充的实际行为。

3.2 最优闷井时间确定

以T-1井为例，在注入速率6 m³/min条件下，研究人员计算了5、10、15、20、25 d五种闷井时长的生产动态。结果显示，15 d闷井后200 d时的产油强度达到最大值。不闷井或短时闷井虽然初期产油速率较高，但随后产量递减迅速。含水饱和度场演化表明，闷井时间从0增至15 d，注入流体沿裂缝方向持续向基质扩张，增强效果逐渐加强；超过20 d后，水饱和度前缘推进明显减缓，这是因为含水饱和度升高导致窄孔喉中油水界面非平衡移动阻力增大，注入流体在有限压差下难以深入基质。对比生产200 d后的饱和度分布，15 d闷井方案在裂缝附近基质中的降油效果最均匀，表明闷井期注入流体的渗吸分布与生产期返排驱替达到最优匹配。沿裂缝方向最小含水饱和度出现在距井筒30～50 m处，有效波及区域在裂缝方向与宽度方向呈各向异性分布，裂缝方向波及半径约为宽度方向的1.5倍。综合生产动态与饱和度场演化分析，目标井最优闷井时间为15～20 d。

3.3 闷井时间敏感性分析

井底流动压力影响：井底流动压力从5 MPa增至25 MPa时，最优闷井时间由18 d降至11 d。低流压下生产压差大、返排驱动力强，需要较长闷井时间充分蓄能；高流压下压差小，注入流体无需大范围扩散即可维持裂缝与基质间相对平衡，渗吸置换可在较短时间内达到平衡。

原油黏度影响：原油黏度由3 mPa·s增至9 mPa·s时，最优闷井时间由11 d增至25 d。低黏原油在基质孔隙中流动阻力小，毛细管力驱动的渗吸置换速度快，较短时间即可达到渗吸平衡；高黏原油需要更长闷井时间弥补渗吸动力学滞后。

储层渗透率影响：渗透率从0.05 × 10^–3 μm²增至5 × 10^–3 μm²时，最优闷井时间由约25 d降至约15 d，其中0.05～1 × 10^–3 μm²区间降幅最快。低渗储层启动压力梯度效应显著，需要更长时间建立有效压力传播范围；高渗储层流动阻力小、压力波传播快，可在较短时间内达到渗吸平衡。渗透率低于0.2 × 10^–3 μm²时，5～10 d短时闷井的累计产油强度呈下降趋势，说明超低渗储层短时闷井无法建立有效渗吸置换。

界面张力影响：界面张力由1 × 10⁰ mN/m降至1 × 10^–3 mN/m时，最优闷井时间由约14 d增至约18 d。高界面张力提供更大毛细管驱动力，有利于短时闷井的快速渗吸；低界面张力降低毛细管驱动力的同时减小流体流动阻力，注入流体能更深地进入基质，呈现"慢渗吸、宽波及"特征，需要更长闷井时间才能体现增产贡献。

四、结论与意义

研究表明，伪动态系数随含水饱和度整体呈非线性增加趋势。在渗透率0.81～20.31 × 10^–3 μm²、注入速率0.01～0.2 mL/min实验条件下，水驱伪动态系数介于0.04～76.3 MPa·s。闷井时间与累计产油量呈非线性关系，存在最优区间。闷井过短则基质渗吸不充分，原油不能有效补充至裂缝；闷井过长则注入流体过度侵入远井基质，削弱近井返排驱动力。适当闷井时间可有效扩大储层能量补充范围、减缓产量递减速率、提高总产油量。目标井最优闷井时间为15～20 d。最优闷井时间与原油黏度和油水界面张力呈正相关，与井底流动压力和储层渗透率呈负相关。该研究为低渗透油藏FDHP技术开发提供了更为精确的理论工具，对促进此类油藏的有效开发具有重要意义。未来工作将进一步优化模型中动态毛细管力的宏观表征方法，结合微流控实验与孔隙尺度模拟揭示动态毛细管力在孔喉尺度的微观机制，并建立考虑岩石吸附和重力的全物理模型以拓展方法的适用范围。