吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏采用密切割体积压裂后焖井开采，有效缩短了见油时间，降低了开井初期含水率，说明密切割体积压裂后合理的焖井时间可改善致密油开发效果^[1-5]。但致密油藏压裂后焖井中温度会对储层造成伤害，对渗吸效率产生影响。

目前，国内外对致密油藏自发渗吸机理及渗吸驱油机理的研究，主要集中在理论研究与实验研究方面^[6-17]，例如：J. S. Aronofsky等人^[8]建立了自发渗吸经验模型，利用该模型可描述自发渗吸效率随渗吸时间的变化特征；C. C. Mattax等人^[16]综合考虑了渗吸实验中流体性质（界面张力、黏度）和岩心参数（孔隙度、渗透率）对渗吸效率的影响，提出了MK自吸采收率标定方程，并且定义了无因次自吸时间；王家禄等人^[18]通过动态渗吸实验，研究了驱替速度、油水黏度比、润湿性、初始含水饱和度等对渗吸效果的影响；许建红等人^[19]通过自发渗吸实验，研究了不同渗透率级别的低渗透裂缝性油藏岩心渗吸驱油机理；李爱芬等人^[20]利用低渗透岩心，进行了裂缝性油藏自发渗吸实验研究；周德胜等人^[21]研究了不同参数条件下致密砂岩储层渗吸稳定时间及不同因素对渗吸稳定时间的影响。但是，现有研究均未考虑致密油藏压裂过程中温度对储层的伤害以及压裂后焖井过程中的渗吸机理，因此有必要研究温度对致密油藏渗吸机理的影响。

为此，本文分析了吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏压裂后焖井过程中的温度变化特征，结合致密油藏开采特点，开展了不同油藏温度、压力及焖井时间条件下的致密油藏渗吸物理模拟实验，分析了温度对渗吸效果的影响，揭示了致密油藏密切割体积压裂后焖井过程中的渗吸机理。

1.   压裂后焖井温度变化特征

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏受断层—地层控制，无边底水，为大面积分布的源储一体油藏。二叠系芦草沟组致密油藏中部埋深3 240 m，中部温度92.63 ℃，中部地层压力40.84 MPa。

1.1   典型井压力及温度检测

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏天然边底水不发育，因此可认为致密油藏压裂后焖井过程中温度的改变均由压裂液引起。将压力计下入井下，监测压力、温度变化情况，录取压力梯度及温度梯度资料。焖井监测期间，井底温度由77.76 ℃逐渐恢复到92.87 ℃，压力和温度测试结果如图1所示。

图  1  焖井期间压力和温度变化曲线

Figure  1.  Pressure and temperature variation curves during soaking

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1.2   压裂后焖井温度变化特征

焖井监测期间，温度上升了15.11 ℃，温度上升速率由开始的5.11 ℃/d逐渐下降至0.47 ℃/d，温度上升速率呈逐渐下降的趋势；压力下降速率由开始的1.35 MPa/d下降到0.23 MPa/d，压力下降速率也呈逐渐下降趋势。由于该井压裂施工早期没有进行温度测试，利用现有温度测试数据进行了非线性回归，预测出早期阶段的温度变化特征：压裂结束时，测温点的温度约为36.0 ℃（见图1）。分析认为，焖井过程中压裂液吸收油层中的热能，导致压裂液温度升高；油层释放热能后温度下降。热能交换过程中，基于渗吸机理发生的流体交换导致油层压力发生变化。同时，温度对原油黏度影响较大，而吉木萨尔致密油黏度较高，50 ℃条件下致密油黏度为17.78～883.62 mPa·s，由低温压裂液引起的储层温度变化将显著影响致密油渗流能力。

2.   储层岩心渗吸实验方法

2.1   实验设备及实验材料

实验设备包括GZCKC-1型高温高压致密岩心渗吸实验装置、高温高压饱和装置、PDP-200渗透率测试仪（精度0.000 01～10 mD）、QY-2型岩心切样机、电子天平（精度0.000 1g）、游标卡尺、广口瓶和漏斗等。

实验岩心为吉木萨尔凹陷芦草沟组天然致密油藏岩心，直径2.41～2.50 cm，长度5.5～7.0 cm。实验渗吸液为吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏现场渗吸液。实验用油为吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏地层原油，50 ℃下原油黏度平均为50.27 mPa·s。

2.2   实验过程

岩心处理过程为：岩心精加工—清洗—烘干—测量岩心基本参数（尺寸、孔隙度、气测渗透率）—抽真空饱和地层原油—热滚，浸泡在模拟油中待用。现场取得的实验渗吸液含有大量杂质，为了降低渗吸实验过程中杂质对岩心及管线的影响，对实验流体进行了过滤处理。

高温高压致密岩心渗吸实验装置如图2所示，主要实验步骤如下：

1）岩心精加工、清洗、烘干后进行称重，并测量每块岩心的直径、长度、气测渗透率和孔隙度。

2）将岩心放入高温高压抽真空饱和装置，先抽真空24 h以上，然后将恒温箱温度设定为90 ℃，加压至30 MPa，岩心饱和地层原油。

3）将饱和原油的岩心取出放入原油中，在恒温箱中老化4 d。

4）将老化后的岩心放置于岩心夹持器中，打开阀C，关闭阀B和阀A，对夹持器系统进行抽空，以除去其中的气体，避免影响渗吸实验结果。

5）打开阀A，关闭阀B和阀C，调节恒温箱温度，然后向岩心注入渗吸液，入口端压力达到设定压力值时停止注入，并关闭阀A，开始实验。

6）达到设定时间后关闭阀A，打开阀C，进行返排，返排结束后取出岩心，对岩心称重，计算渗吸量。

7）更换岩心，调节设计温度和压力，重复以上步骤，进行下一组实验。

图  2  GZCKC-1型高温高压致密岩心渗吸实验装置

Figure  2.  GZCKC-1 HTHP imbibition experimental apparatusfor tight cores

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3.   实验结果分析

3.1   实验数据处理

渗吸过程中，渗吸液会置换出岩心内部的地层原油，由于水的密度大于油的密度，岩心的质量会不断增加，因此渗吸过程中的渗吸效率、单位面积渗吸油量和单位面积饱和油量可以分别表示如下：

渗吸效率为

单位面积渗吸油量为

单位面积饱和油量为

式中：${m}_{0}$为未饱和岩心质量，g；${m}_{1}$为饱和原油后岩心的质量，g；${m}_{2}$为渗吸结束后岩心的质量，g；${\rho }_{\rm{w}}$为渗吸液密度，g/cm³；${\rho }_{\rm{o}}$为地层原油密度，g/cm³；$D$为岩心直径，cm；$R$为渗吸效率；$P$为单位面积渗吸油量，g/cm²；$Q$为单位面积饱和油量，g/cm²。

3.2   温度对渗吸效率的影响

选取物性相近的岩心，开展不同温度下的岩心渗吸实验。根据记录的实验数据，根据岩心质量的变化计算出每一组岩心的渗吸效率，得到不同温度条件下吉木萨尔致密油藏岩心的渗吸效率，实验结果见表1。

表  1  温度对致密油藏岩心渗吸效率的影响

Table  1.  Effect of temperature on the imbibition efficiency of cores from tight oil reservoir

岩心编号	温度/℃	渗吸效率，%
17-4	65	7.81
18-5	80	9.52
18-4	87	11.30
18-7	95	13.40
19-2	103	13.80
17-3	110	14.10

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由表1可知：渗吸效率随着温度升高而增大，且温度低于95 ℃时渗吸效率随温度升高增大较快；温度高于95 ℃时渗吸效率增大相对较慢，温度从95 ℃上升到103 ℃时渗吸效率仅增加0.40百分点。实验结果表明：实验温度高于地层温度时，温度上升对渗吸效率影响较小；实验温度低于地层温度时，温度对渗吸效率的影响较大，温度越低，对渗吸效率影响越大。

吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油藏原油黏度-温度关系曲线如图3所示。由图3可知，温度对地层原油黏度影响较大，随着温度升高，原油黏度逐渐降低，当温度高于80 ℃时，温度对原油黏度的影响变小；温度从80 ℃逐渐升高到87，95，103和110 ℃时，对应的渗吸效率分别为11.30%，13.40%，13.80%和14.10%（见表1），即随着温度上升，渗吸效率逐渐升高，但升高的幅度逐渐减缓，这与原油黏度随温度的变化规律相似。

图  3  地层原油的黏度-温度关系曲线

Figure  3.  Relation curve between viscosity and temperature of crude oil

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从热力学和动力学角度分析认为，随着温度的升高，原油吸收的热能转化为分子间动能，分子间活跃性增强，宏观表现为黏度降低，结果为地层原油的流动性变好，流动阻力降低，提高了地层原油的流动能力，从而促进渗吸的发生；从热膨胀的角度分析认为，随着温度升高，岩心基质受热膨胀导致岩心孔隙变小，渗吸过程中作为主要动力的毛细管力和岩心的弹性能量增大，且岩心中饱和的地层原油受热膨胀，在岩心的挤压下开始向外流动，促进原油析出。

实验研究了不同温度下的单位面积渗吸油量与单位面积饱和油量，结果如表2所示。由表2可知，岩心单位面积渗吸油量与单位面积饱和油量呈正相关关系，单位面积饱和油量越大，发生渗吸的油量越大。

表  2  不同温度条件下单位面积渗吸油量与单位面积饱和油量的关系

Table  2.  Relationship between the imbibition amount and the saturated oil mass per unit area at different temperature conditions

岩心编号	温度/℃	单位面积渗吸油量/ (kg·m–2)	单位面积饱和油量/ (kg·m–2)
17-4	65	0.244 737	3.307 28
18-5	80	0.368 421	3.850 16
18-4	87	0.763 158	6.816 32
18-7	95	0.568 421	4.571 11
19-2	103	0.447 368	3.576 40
17-3	110	0.384 211	2.894 54

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3.3   温度对渗吸时间的影响

选取4块物性相近的岩心，分别在温度65和110 ℃条件下进行不同渗吸时间的岩心渗吸实验，结果如表3所示。

表  3  不同时间不同温度下的岩心渗吸效率

Table  3.  Imbibition efficiencies at different time and temperature conditions of core

岩心编号	温度/℃	时间/h	渗吸效率，%
17-2	110	71.20	12.5
17-3		144.24	13.1
18-2	65	144.50	5.8
17-4		288.20	7.6

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从表3可以看出，温度65 ℃时，渗吸288.20 h的渗吸效率明显高于渗吸144.50 h的渗吸效率，说明渗吸6 d后渗吸过程还未结束，仍有较大的渗吸潜力； 温度110 ℃时，岩心渗吸71.20 h和144.24 h的渗吸效率比较接近，表明渗吸3 d已基本完成渗吸过程。此外，从表3还可以看出，温度110 ℃时的渗吸完成时间明显小于65 ℃时的渗吸完成时间。分析认为，随着温度升高，原油黏度降低，导致渗吸阻力减小，岩心渗吸速度在毛细管力的作用下变快，能在更短时间内完成渗吸过程。

综上所述，由于不同温度下分子间作用力、分子黏度变化及原油膨胀的影响，地层原油的流动性发生改变，导致温度对渗吸效率和渗吸时间有明显影响，主要表现在渗吸效率随温度升高而升高，渗吸所需时间大大缩短。

4.   结论与建议

1）利用吉木萨尔凹陷芦草沟组天然致密油藏岩心、地层原油和渗吸液，采用高温高压渗吸实验装置开展了焖井渗吸实验，分析了不同温度条件下的渗吸驱油机理，定量评价了温度对渗吸驱油效果的影响。结果表明，温度对致密油藏渗吸效率有显著影响，为体积压裂后优化焖井开发方式提供了理论依据。

2）大液量密切割体积压裂过程中，应考虑压裂液温度与地层温度的差别，尽可能降低压裂液对地层造成的冷伤害，以优化压裂开发效果，提高压裂后焖井驱油效率。

3）本文采用吉木萨尔致密油藏岩心进行焖井过程中的渗吸模拟实验，未考虑压裂过程中压裂液造成的冷伤害及储层压力的变化等因素，实验结果具有一定局限性。

4）可参照本文技术思路与方法，进一步探索不同渗吸液体系、不同地层压力条件下的渗吸驱油机理，为大液量密切割体积压裂开发方案设计和施工参数优化提供理论依据。