鄂尔多斯盆地长7页岩储层长岩心注水实验.pdf

投稿网址:2023 年 第23 卷 第27 期2023,23(27):11605-10科 学 技 术 与 工 程Science Technology and EngineeringISSN 16711815CN 114688/T引用格式:孙欣华,党海龙,曹尚,等.鄂尔多斯盆地长 7 页岩储层长岩心注水实验J.科学技术与工程,2023,23(27):11605-11614.Sun Xinhua,Dang Hailong,Cao Shang,et al.Long core water injection experiment of Chang 7 shale reservoir in Ordos BasinJ.ScienceTechnology and Engineering,2023,23(27):11605-11614.鄂尔多斯盆地长 7 页岩储层长岩心注水实验孙欣华1,2,党海龙1,2,曹尚1,2,张鸣1,2,康胜松1,2,奥洋洋1,2(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,西安 710065;2.陕西省特低渗透油气勘探开发工程技术研究中心,西安 710065)摘 要 为了探索页岩储层有效注水方式,采用鄂尔多斯盆地长 7 页岩露头分别制作长度近 100 cm、直径近 10 cm 长岩心 12个,通过室内实验研究了长岩心连续注水、脉冲注水、不稳定注水、周期注水、水平井注水吞吐及常规井注水吞吐的采出情况。结果表明,在相同的采出程度下,连续驱替含水率最高,间注间采的周期注水方式含水率最低;最终采出程度间注间采的周期注水方式最高,为 35.24%,连续注水最低,为 28.35%。在相同轮次下,注入压力越高,注水吞吐采出程度越高,最高值为5.08%;在一定吞吐压力下,第一轮次采出程度最高,随着轮次增加,单轮次采出程度大幅下降,第三轮次降幅可达 82.61%;水平井注水吞吐效果优于常规井注水吞吐。较高的注水压力,有利于获得较高的采出程度;压力变化幅度大有利于启动微小孔隙中的原油,提高原油采收率。注水吞吐由于缺乏能量连续补充,采出程度比周期注水低约 30%。关键词 页岩;连续注水;脉冲注水;不稳定注水;周期注水;压力变化;注水吞吐中图法分类号 TE349;文献标志码 A收稿日期:2023-02-17;修订日期:2023-06-27基金项目:陕西省科技统筹创新工程项目(2016KTCL01-12)第一作者:孙欣华(1973),男,汉族,河北沧州人,硕士,高级工程师。研究方向:低渗透油藏、致密油、页岩油开发。E-mail:。Long Core Water Injection Experiment of Chang 7 Shale Reservoir inOrdos BasinSUN Xin-hua1,2,DANG Hai-long1,2,CAO Shang1,2,ZHANG Ming1,2,KANG Sheng-song1,2,AO Yang-yang1,2(1.Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum(Group)Co.,Ltd.,Xian 710065,China;2.Shaanxi Ultra-low Permeability Oil and Gas Field Exploration and Development Engineering Technology Research Center,Xian 710065,China)Abstract In order to explore effective water injection methods for shale reservoirs,12 long cores with a length of nearly 100 cmand a diameter of nearly 10 cm were made from the Chang 7 shale outcrop in the Ordos Basin.Through laboratory experiments,theproduction conditions of continuous water injection,pulse water injection,unstable water injection,periodic water injection,horizontalwell water injection and conventional well water injection were studied.The results show that under the same recovery degree,the watercontent of continuous displacement is the highest,and the water content of cyclic water injection method with interval injection and in-terval recovery is the lowest.The cyclic water injection method of inter injection and inter extraction is the highest at 35.24%,and thecontinuous water injection method is the lowest at 28.35%.Under the same rotation,the higher the injection pressure,the higher the de-gree of recovery through water injection,with a maximum value of 5.08%.Under a certain throughput pressure,the first round of extrac-tion has the highest degree.As the number of rounds increases,the single round of extraction significantly decreases,with a decrease of82.61%in the third round.The effect of horizontal well water injection stimulation is better than that of conventional well water injectionstimulation.A higher water injection pressure is beneficial for achieving a higher degree of recovery.The large amplitude of pressurechange is beneficial for activating the crude oil in small pores and improving crude oil recovery efficiency.Due to the lack of continuousenergy replenishment during water injection huff and puff,the recovery rate is about 30%lower than that of cyclic water injection.Keywords shale;continuous water injection;pulse water injection;unstable water injection;cyclic water injection;pressurechange;water injection huff and puff 页岩油的勘探开发始于 20 世纪 50 年代美国的Wiliston 盆地 Bakken 组,在“页岩油革命”的助力下,美国页岩油产量从 2007 年的 6.85 104t/d 上升到2019 年的113.71 104t/d。在地质方面,美国页岩油储层以海相沉积为主,而中国页岩油储层以陆相沉积为主。中国页岩油与北美页岩油相比,油藏埋藏深度大,储层非均质性强、相变快、孔渗差,天然裂缝发育差,有机质孔发育差,含油饱和度低,投稿网址:11606科 学 技 术 与 工 程Science Technology and Engineering2023,23(27)单井产能低,气油比低1-3。美国页岩油开采已形成比较成熟的主体技术,水平井钻井是页岩油开发的关键技术,截至 2022 年底,全美页岩油水平井数量已超过10 万口;分段压裂技术是实现页岩油开发另一项重要技术,随着水平段长度加长、压裂规模增大,支撑剂和压裂液使用量不断增多,有利于地层能量补充;批量化钻井、拉链式压裂的工厂化开发方式,工程技术经济多位一体的优化运行模式,实现了页岩油高效开发4。中国陆相页岩油资源量约为 1 500 108t,技术可采储量达(30 60)108t4。付锁堂等5研究表明,鄂尔多斯盆地长 7 段整体属于一套细粒沉积岩,内部油气为自生自储、源内成藏,发育滞留油气成藏体系,属于典型的陆相页岩油。鄂尔多斯盆地中生界延长组长 7 段分布面积超过 6.5 104km2,资源潜力巨大,但开发难度6-7,初步估算长 7 段页岩油可采资源量达(10 15)108t8。长 7 段页岩主要发育有机质孔、无机孔和微裂缝,岩石组分主要为泥质矿物,其次为有机组分和陆源粉砂岩,砂岩夹层和部分块状泥岩是开发的有利目标9-12。自 2010 年起,长 7 页岩油开发经历了丛式井注水开发、水平井注水开发、大井距体积压裂水平井超前补能开发、小井距大井丛体积压裂水平井超前补能开发等阶段,均取得了一定效果13。蔺明阳等14研究表明,长 7 页岩油水平井注水吞吐增油效果良好,注水吞吐对邻近采油井形成的水驱效果好于吞吐效果。李凯凯等15研究表明,长 7 页岩储层注水开发见效即见水,采用定向井进行注水吞吐在一定程度上可以补充地层能量、提高油井产量及延缓产量递减,但多轮次吞吐可行性差;如何高效补充地层能量,提高页岩油开发效果仍需进一步探索。张娟等16研究表明,长 7 岩心静态渗析置换过程主要发生在小孔隙内,动态渗析驱替过程主要发生在大孔隙内,渗吸对总采收率的贡献范围为 15%40%。李四海等17研究表明,长 7 岩心 CO2驱油较水驱提高驱油效率 24.3%,主要是由于 CO2溶解降黏、抽提萃取轻质组分及溶蚀作用提高储层孔隙度和渗透率。郭肖等18采用数值模拟对长 7 储层CO2、N2、20 水和80 水吞吐分别进行模拟研究,优选出 CO2吞吐为首选开发方式。韩连福等19采用 ANSYS 软件中瞬态热分析模块,建立薄层油页岩原位电加热模型,研究表明薄层油页岩有效加热体积在 1 3 年内增长最快,3 年后温度场基本达到稳定状态;油页岩电加热原位改性技术可以在较短时间范围就有较大的裂解范围。注水吞吐受限于有效轮次,而且不能有效补充地层能量。CO2、伴生气驱替或吞吐受限于气源,无法规模应用。页岩油原位转化处于构想、实验阶段,矿场应用需突破关键技术,而且开采成本高。因此,基于长 7 页岩储层开发现状,选取鄂尔多斯盆地长 7 露头岩心制作长岩心,开展连续注水、脉冲注水、不稳定注水、周期注水、水平井吞吐及常规井吞吐实验,研究不同注水方式下含水率与采出程度变化,以期为长 7 页岩储层实现有效注水开发提供理论支撑。1 实验方法1.1 实验材料实验岩心来自灵武市古窑子长 7 露头岩心,选取岩心物性和孔隙结构参数相近的 12 件长岩心进行实验,岩心基础参数如表 1 所示。表 1 岩心物性参数及实验类型Table 1 Core physical parameters and experimental types岩心编号长度/cm直径/cm孔隙度/%气测渗透率/10-3m2钻孔直径/cm钻孔深度/cm实验类型197.39.98.9540.122连续注水298.59.859.5240.132脉冲注水397.59.859.5540.152不稳定注水497.59.859.5540.152597.89.918.3220.182697.19.928.2520.213周期注水797.59.889.520.155330898.29.869.320.148330997.89.858.920.143330水平井吞吐1098.59.838.2220.1651198.29.87.2110.1921297.59.927.8870.092常规井吞吐 实验岩心矿物 X 射线衍射分析表明,石英含量为 61.7%,钾长石含量为 2.2%,斜长石含量为7.6%,方解石含量为 9.1%,白云石含量为 2.4%,黏土矿物含量为 17.0%。黏土矿物 X 射线衍射分析表明,高岭石含量为 53%,伊蒙混层含量为 22%,伊利石含量为 16%,绿泥石含量为 9%。压汞法毛管压 力 曲 线 如 图 1 所 示,最 大 孔 喉 半 径 为0.539 m,平均孔喉半径为 0.175 m,孔喉半径中值为 0.136 m,最大进汞饱和度为 95.694%,排驱压力为 1.362 MPa,饱和度中值压力为 5.516 MPa。各项参数与长 7 实际井下取心分析结果相近。对于页岩油藏,毛细管力是制约此类储层采出程度的重要因素,在注水提高采收率机理、油水两相渗流规律等方面均有不可忽视的作用20。实验采用精制白油加中性煤油配制的模拟油,黏度为 3.0 mPas,基本与鄂尔多斯盆地长 7 地层原油黏度一致。投稿网址:2023,23(27)孙欣华,等:鄂尔多斯盆地长 7 页岩储层长岩心注水实验11607图 1 实验岩心毛管压力曲线Fig.1 Capillary curve of experimental core薛丹等21研究表明,长 7 油层组裂缝型岩心和基质型岩心都存在强应力敏感。采用四块长 7 露头岩心,利用核磁共振研究其应力敏感性如图 2 所示,45 MPa 围压下,长 7 储层岩石孔隙度减小范围为9%17%,平均为 12%;利用 SDR(software definedradio)模型计算了渗透率比值,45 MPa 围压下渗透率降为初始值的 26%47%,平均为 38%。采用定边地区不同探井长 7 储层取心岩样 5 个完成 了油水相对渗透率测试实验(表2),5个样品图 2 无围压/45 MPa 围压下岩石的 T2谱图Fig.2 T2spectrum of rock under no confiningpressure/45 MPa confining pressure孔隙度平均值为 6.68%、渗透率平均值为 0.063 10-3m2,与露头岩心在实验围压下的值接近。水驱油效率在 34.42%59.31%,平均值为 47.81%。1.2 实验装置及实验步骤实验平台采用长岩心多测压点模拟系统主要由驱替泵、围压泵、活塞容器、长岩心多测压点夹持器、采出液计量、压力采集等装置组成。沿夹持器从入口端开始共布置 5 个测压点如图 3 所示,每2 个测压点之间的距离为 16.6 cm,利用传感器实时监控岩心压力变化。图 3 全直径长岩心测压点分布Fig.3 Distribution of pressure measuring points offull-diameter long core page实验步骤:岩心干燥,测量直径长度,称取净重;干燥后的岩心置于岩心加持器内,抽取真空 24 h,饱和模拟地层水 24 h,恒流单相水驱,计算渗透率,取下岩心,称取湿重,计算孔隙度;再次装入岩心加持器内,模拟油饱和 3 5PV,造束缚水,计算束缚水饱和度,计算束缚水下油相有效渗透率;按照实验方案进行驱替或吞吐实验。2 结果与讨论2.1 连续注水实验注入压力恒为40 MPa 进行驱替,出口端压力为常压,通过连续注水驱替,监测产量变化,得到采出程度、含水率与注入孔隙体积倍数关系曲线如图 4所示。注入孔隙体积倍数为 0.13PV 时,采出程度为 15.05%,含水率为 14.74%;注入孔隙体积倍数为 0.65PV 时,采 出 程 度 为 23.05%,含 水 率 为90.98%。最终注入孔隙体积倍数为 6.56PV 时,采出程度为 28.35%,含水率为 98.34%。表 2 油水相对渗透率数据统计表Table 2 Statistics of oil-water relative permeability data岩心编号深度/m长度/cm直径/cm孔隙度/%气测渗透率/10-3m2束缚水饱和度/%残余油饱和度/%残余油饱和度下水相渗透率/mD驱油效率/%172 3254.9422.5127.120.09334.942.70.24234.42182 324.354.9842.5087.410.07237.531.30.1949.92192 170.55.1282.5126.330.05831.427.90.21559.31202 325.55.1242.5126.640.04837.532.30.33148.32212 3275.8752.5085.890.04730.236.90.21847.10平均6.680.06334.334.220.23947.81投稿网址:11608科 学 技 术 与 工 程Science Technology and Engineering2023,23(27)图 4 长岩心连续注水驱替实验采出程度、含水率变化Fig.4 Variation of recovery degree and rate of water contentduring the long core continuous water injectiondisplacement experiment2.2 脉冲注水实验脉冲注水是周期注水的一种特殊方式,通过地层压力场的变化,提高注水波及系数,激活油藏供油潜能22。长岩心脉冲注水驱替实验中注水压力从20 MPa线性增加 40 MPa,增压梯度 4 MPa/h,再以4 MPa/h的降压速度,线性降压到 20 MPa,共进行34 个脉冲的注水。通过脉冲注水驱替,监测产量变化,得到采出程度、含水率与注入孔隙体积倍数关系曲线如图5 所示。注入孔隙体积倍数为 0.20PV 时,采出程度为13.62%,含水率为 18.49%;注入孔隙体积倍数为0.64PV 时,采出程度为 25.43%,含水率为93.53%;当注入孔隙体积倍数为 9.40PV 时,采出程度为31.65%,含水率为98.89%。图 5 长岩心脉冲注水驱替实验采出程度、含水率变化Fig.5 Variation of recovery degree and rate of watercontent during the long core pulse water injectiondisplacement experiment2.3 不稳定注水实验不稳定注水是按一定的频率和幅度改变注水压力以改变液流方向的一种非稳态注水方式23。不稳定注水模拟注水压力40 MPa 和30 MPa 交替注入,采油井始终以 6 MPa 压力生产。通过不稳定注水驱替,监测产量变化,得到采出程度、含水率与注入孔隙体积倍数关系曲线如图 6 所示。注入孔隙体积倍数为 0.14PV 时,采出程度为 16.87%,含水率为 14.20%;注入孔隙体积倍数为 0.68PV 时,采出程度为 25.51%,含水率为 92.90%;当注入孔隙体积倍数为 9.11PV 时,采出程度为 32.17%,含水率为 100%。图 6 长岩心不稳定注水驱替实验采出程度、含水率变化Fig.6 Variation of recovery degree and rate of watercontent during the long core unstable water injectiondisplacement experiment2.4 周期注水实验周期注水强化了基质区的渗析排油速度与深度,从而改善了油层开发效果24。周期注水长岩心驱替实验共采用三种实验方案。方案 1,对应岩心编号 4,采取间注连采的方式,注水压力 30 MPa,注水半周期为 5 h,采油压力 6 MPa 连续开采。方案2,对应岩心编号 5,采取间注连采的方式,注水压力40 MPa,注水半周期为 5 h,采油压力 6 MPa 连续开采。方案 3,对应岩心编号 6,采取间注间采的方式,注水压力 40 MPa,注水半周期为 5 h,注水时不采油,采油压力 6 MPa,采油时不注水。通过多周期注水驱替,监测产量变化,得到相关曲线如图 7 和图 8所示。方案 1 注入孔隙体积倍数为 0.14PV 时,采出程度为 16.90%,含水率为 14.86%;注入孔隙体积倍数为 0.68PV 时,采出程度为 25.53%,含水率为 92.7%;注入孔隙体积倍数为 9.11PV 时,采出程度为 31.98%,含水率为 99.65%。方案 2 注入孔隙体积倍数为 0.19PV 时,采出程度为 17.12%,含水率为 18.85%;注入孔隙体积倍数为 0.64PV 时,采出程度为 25.24%,含水率为 94.3%;注入孔隙体积倍数为 9.28PV 时,采出程度为 33.14%,含水率为99.61%。方案 3 注入孔隙体积倍数为 0.09PV 时,采出程度为 16.76%,含水率为 14.94%;注入孔隙体积倍数为 0.75PV 时,采出程度为 26.97%,含水率为 95.74%;注入孔隙体积倍数为 9.42PV 时,采出程度为 35.24%,含水率为 99.75%。在相同的注入孔隙体积倍数下,方案 3 采出程投稿网址:2023,23(27)孙欣华,等:鄂尔多斯盆地长 7 页岩储层长岩心注水实验11609图 7 长岩心周期注水驱替实验采出程度变化Fig.7 Variation of recovery degree during long core cyclicwater injection displacement experiment图 8 长岩心周期注水驱替实验含水率变化Fig.8 Variation of rate of water content during the longcore cyclic water injection displacement experiment度最高,方案 2 次之,方案 1 最低;适当提高注水压力有利于提高驱油效率,间注间采更利于提高驱油效率。含水与采出程度关系曲线如图 9 所示,在相同采出程度下,方案 3 含水最低,可见间注间采有利于控制含水上升。图 10 长岩心脉冲注水驱替实验压力变化图Fig.10 Pressure variation diagram of long core pulse water injection displacement test2.5 水驱实验结果对比分析6 种长岩心水驱实验结果对比如表 3 所示,间注间采采出程度最高,为 35.24%,连续注水采出程度最低,为 28.35%,差值为 6.89%。造成采出程度差异的主要原因是不同注水方式下长岩心压力变化幅度不同。图 9 不同周期注水方式下含水与采出程度关系Fig.9 Relationship between rate of water content and recoverydegree under different periodic water injection modes表 3 不同注水方式长岩心实验采出程度统计Table 3 Statistics of recovery degree of long coreexperiment under different water injection methods实验内容采出程度排序采出程度/%含水率/%连续注水628.3598.34脉冲注水531.6598.89不稳定注水431.9599.9间注(30 MPa)连采 6 MPa331.9899.65间注(40 MPa)连采 6 MPa233.1499.61间注(40 MPa)间采 6 MPa135.2499.75 连续注水由于注入压力恒定,不存在压力场波动。对于脉冲注水,在脉冲增压周期内,靠近注入端一侧的压力上升速度最快,测压点 1 5 压力都在上升,但上升速度依次递减。在脉冲降压周期内,靠近注入端一侧压力下降速度最快,测压点 1 5 压力都在下降,但下降速度依次递减,如图 10 所示。对于不稳定注水,在40 MPa 的注入压力的注入过程中,靠近注入端一侧压力上升速度最快,测压点 1 5 压力均上升,但上升速度及幅度依次递减,后续均出现压力稳定段。在以40 MPa 转30 MPa 的注入压力注入的过程中,靠近注入端一侧压力下降速度最快,测压点 1 5 压力均下降,但下降速度依投稿网址:11610科 学 技 术 与 工 程Science Technology and Engineering2023,23(27)次递减,后续均出现压力稳定段,如图 11 所示。周期注水方案 1 和方案 2 均为间注连采,在注入过程内,靠近注入端一侧压力上升速度最快,测压点 1 5 压力均上升,但上升速度及幅度依次递减,均出现压力基本稳定阶段。注入端停注过程内,靠近注入端一侧压力下降速度最快、幅度最大,测压点 1 5 压力均下降,但下降速度及幅度依次递减,如图 12 和图 13 所示。方案 2 比方案 1 注入压力高 10 MPa,最终采出程度高1.16%。此处的注入压力可以视为实际油藏的地层压力,可见保持较高的地层压力水平有利于获得较高的采收率。周期注水方案 3 为间注间采,在注入过程内,靠近注入端一侧压力上升速度最快,测压点 1 5 压力均持续上升,但上升速度及幅度依次递减。注入端停注过程内,采出端开始采油,测压点 1 5 压力下降速度及幅度均比较大,如图 14 所示。图 11 长岩心不稳定注水驱替实验压力变化图Fig.11 Pressure variation diagram of long core unstable water injection displacement test图 12 长岩心周期注水方案 1 驱替实验压力变化图Fig.12 Pressure change diagram of displacement test for long core cyclic water injection scheme 1图 13 长岩心周期注水方案 2 驱替实验压力变化图Fig.13 Pressure change diagram of displacement test for long core cyclic water injection scheme 2投稿网址:2023,23(27)孙欣华,等:鄂尔多斯盆地长 7 页岩储层长岩心注水实验11611图 14 长岩心周期注水方案 3 驱替实验压力变化图Fig.14 Pressure change diagram of displacement test for long core cyclic water injection scheme 3 针对周期注水的三个方案,统计长岩心中部测压点 3 的压力变化幅度如表 4 所示,结果表明,压力变化幅度总体上方案3 方案2 方案1。方案3 比方案 2 压力变化幅度大 8 11 MPa,最终采出程度高 2.1%。通过周期性提高注水量和停注的方法,形成不稳定的压力场,可以提高储层原油的动用程度;间注间采可以产生更大的压力波动,在毛细管力和弹性力的作用下,启动稳定注水无法驱替的物性差区域内的剩余油,扩大波及体积,减少死油区,提高采收率。靠近注入端部分,由于压力变化幅度大,原油得到较好驱替;靠近采出端,由于压差大,势能低,水驱波及范围大,驱油效率较高;剩余油主要分布在长岩心中部。表 4 三个周期注水方案压力变化幅度统计Table 4 Statistics of pressure change amplitude of threecycle water injection schemes项目压力/MPa第 1 周期第 2 周期第 3 周期最大值20.0714.5314.51方案 1最小值9.379.349.32变化幅度10.75.195.19最大值18.3317.7117.73方案 2最小值11.1211.1211.04变化幅度7.216.596.69最大值31.6428.0227.78方案 3最小值13.481312.9变化幅度18.1615.0214.882.6 水平井注水吞吐实验为了尽可能准确地模拟水平井注水吞吐开采过程,在 100 cm 长的全直径岩心一端中心加工出直径3 cm、深30 cm 的孔,以便模拟水平井,如图15 所示。水平井长岩心吞吐实验共采用三种方案。方案 1,对应岩心编号7,采取入口压力40 MPa 条件下“吞”20 h,再在 6 MPa 下“吐”24 h。方案 2,对应岩心编号 8,采取入口压力 35 MPa 条件下“吞”20 h,图 15 水平井长岩心吞吐示意图Fig.15 Schematic diagram of horizontal well longcore throughput再在 6 MPa 下“吐”24 h。方案 3,对应岩心编号 9,采取入口压力 30 MPa 条件下“吞”20 h,再在 6 MPa下“吐”24 h。每个岩心分别进行三个周期吞吐注水,监测产量变化。在相同轮次下,注入压力越大,采出程度越高;在一定吞吐压力下,第一轮次采出程度最高,随着轮次增加,单轮次采出程度大幅下降。方案 1 后面两个轮次采出程度与第一轮次对比,下降幅度分别为44.62%、76.92%。方案2 后面两个轮次采出程度与第一轮次对比,下降幅度分别为 58.49%、79.25%。方案3 后面两个轮次采出程度与第一轮次对比,下降幅度分别为 60.87%、82.61%,如表 5 所示。注入压力越低,后续轮次采出程度降幅越大。第一轮次吞吐末,注水压力越低含水率越低,三个轮次吞吐后不同注入压力下的含水率基本一致。表 5 不同吞吐压力下水平井长岩心采出参数Table 5 Recovery parameters of long cores in horizontalwells under different huff and puff pressures吞-吐压力/MPa轮次采出程度/%单轮次采出/%采出降幅/%含水率/%最大采油速度/(mL min-1)12.842.8428.9140-624.421.5844.6260.6310.135.080.6676.9283.5912.322.3222.7135-623.280.9658.4967.929.533.760.4879.2583.9612.012.0110.5630-622.800.7960.8765.009.333.150.3582.6184.44投稿网址:11612科 学 技 术 与 工 程Science Technology and Engineering2023,23(27)2.7 常规井注水吞吐实验常规井长岩心吞吐实验共采用三种方案。方案 1,对应岩心编号 10,采取入口压力 40 MPa 条件下“吞”20 h,再在 6 MPa 下“吐”24 h。方案 2,对应岩心编号 11,采取入口压力 35 MPa 条件下“吞”20 h,再在 6 MPa“吐”24 h。方案 3,对应岩心编号12,采取入口压力 30 MPa 条件下“吞”20 h,再在6 MPa“吐”24 h。每个岩心分别进行三个周期吞吐注水,监测产量变化。在相同轮次下,注入压力越大,采出程度越高;含水率绝对值差异很小,如表 6所示。表 6 不同吞吐压力下常规井长岩心采出参数Table 6 Recovery parameters of long cores in conventionalwells under different huff and puff pressures吞-吐压力/MPa轮次采出程度/%单轮次采出程度/%采出程度降幅/%含水率/%最大采油速度/(mL min-1)11.951.9557.8440-623.001.0546.1577.307.533.530.5373.0888.6511.551.5560.0035-622.250.7054.8481.947.132.650.4074.1989.6811.331.3355.8330-621.930.6054.7280.006.532.300.3871.7087.502.8 吞吐实验结果对比分析本次水平井、常规井吞吐在相同吞吐压力下三个轮次后实验结果分析如表 7 所示,水平井比常规井采出程度高 0.85%1.55%,含水率低 3.06%5.06%。主要是由于水平井井筒与储层的接触面积增大造成的。在注水吞吐过程中,注入水优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位,关井后,在毛细管力的作用下,注入水与中、小孔喉或基质中的原油发生置换,导致油水重新分布;开井降压生产时,置换至高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝中的原油随部分注入水一起采出;增加“吞”与“吐”表 7 水平井与常规井注水吞吐采出程度对比Table 7 Comparison of recovery degree of water injectionhuff and puff between horizontal well and conventional well吞-吐压力/MPa水平井常规井采出程度/%含水率/%采出程度/%含水率/%采出程度差值/%含水率差值/%40-65.0883.593.5388.651.55-5.0635-63.7683.962.6589.681.11-5.7230-63.1584.442.3087.500.85-3.06压差,可以加大地层压力波动幅度,较高的注入压力在采油速度、采出程度和含水率方面具有综合优势。3 结论(1)长 7 页岩储层长岩心注水驱替实验结果表明,在相同的采出程度下,连续驱替含水率最高,间注间采含水率最低;实验末采出程度间注间采最高,为 35.24%,连续注水最低,为 28.35%,差值为6.89%。较高的注水压力,有利于获得较高的采出程度;压力变化幅度大有利于启动微小孔隙中的原油,提高原油采收率。(2)长 7 页岩储层长岩心注水吞吐实验结果表明,在相同轮次下,注入压力越高,采出程度越高,实验最高值为 5.08%;由于缺乏能量连续补充,采出程度比周期注水低 30%左右。在一定吞吐压力下,第一轮次采出程度最高,实验最高值为2.84%,随着轮次增加,单轮次采出程度大幅下降,第三轮次降幅实验最高值为 82.61%。实际油井注水吞吐以实施三个周期为宜。在相同的注入压力和轮次下,水平井长岩心注水吞吐开发效果优于常规井。参考文献1 金之钧,王冠平,刘光祥,等.中国陆相页岩油研究进展与关键科学问题J.石油学报,2021,42(7):821-835.Jin Zhijun,Wang Guanping,Liu Guangxiang,et al.Research pro-gress and key scientific issues of continental shale in ChinaJ.Acta Petrolei Sinica,2021,42(7):821-835.2 匡立春,侯连华,杨智,等.陆相页岩油储层评价关键参数及方法J.石油学报,2021,42(1):1-14.Kuang Lichun,Hou Lianhua,Yang Zhi,et al.Key