牛东裂缝型火山岩致密油藏渗吸采油机理

王梦雨， 杨胜来*， 曹庾杰， 王君如， 于家义， 刘文锐

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，北京 100083)

裂缝型火山岩油藏开发初期利用天然能量及裂缝系统的高渗透能力，能获得较高的油井日产量。弹性开发后，常规注水方法注入水沿裂缝串流，基质由于渗透率低，无法实现水驱油，导致油藏采收率低。为进一步提高油藏采收率，需要探索试验新的生产方式。裂缝型火山岩油藏注水吞吐采油是一种可行的选择，但致密油藏注水吞吐采油的可行性、注水吞吐采油机理及参数优化需要开展研究。

裂缝型油藏注水吞吐期间，注入水与岩石孔隙内的原油进行置换实现渗吸采油。关于渗吸机理前人已有大量研究，表明低渗油藏中毛管力是渗吸采油的动力[1-3]，储层润湿性一定时，毛管力与孔隙半径成反比，孔隙半径越小，毛管力越大，渗吸效果越明显[4-7]。但以往渗吸机理多采用低渗透率或致密砂岩进行研究[8-14]，针对火山岩缝洞型油藏的岩心渗吸实验研究很少，缺乏火山岩缝洞型油藏注水吞吐的研究。

为此，针对位于三塘湖盆地马朗凹陷中部的牛东火山岩油藏，开展室内渗吸实验。首先利用电子计算机断层扫描(CT)与扫描电镜(SEM)等手段对火山岩油藏岩心孔隙结构及矿物特征进行描述，通过常温常压渗吸实验研究火山岩渗吸机理，分析渗吸作用在火山岩缝洞油藏采油过程中的贡献，同时利用核磁共振技术(NMR)监测火山岩油藏岩心的渗吸作用，深入分析致密油火山岩岩心渗吸微观采油机制。

1 实验介绍

1.1 实验样品

三塘湖盆地马朗凹陷中部的牛东火山岩油藏地理位置如图1所示。

图1 牛东火山岩油藏地理位置

本实验用岩心、原油和地层水均取自目标区块(牛东)致密储集层。岩心样品为致密火山岩岩心，选取9块火山岩岩心进行实验，为模拟火山岩油藏缝洞型的性质，研究裂缝对火山岩油藏驱油的影响，对三块岩心压缝处理，裂缝为贯穿缝的定义为裂缝型岩心，如图2所示，岩心用金属线固定；没有裂缝的岩心定为孔隙型岩心，测量裂缝型岩心在不同压力条件下的水测渗透率与裂缝宽度。岩心各参数数据见表1。

图2 造缝岩心示意图

实验用水为牛东火山岩地层水，矿化度为3 654 mg/L，为CaCl2水型。实验用油为牛东火山岩原油，黏度为5 mPa·s(45 ℃)，与地层水的界面张力为26.24 mN/m，密度为0.823 6 g/cm3。

1.2 实验方案

1.2.1 常温常压渗吸实验

(1)目标区块柱塞岩心洗净、烘干，测量孔渗。

(2)岩心抽真空，饱和地层水，并计算水测渗透率。

(3)岩心饱和原油，计算含油饱和度，放入45 ℃恒温箱中老化15 d。

注：水测渗透率为 20 mPa下测得。

(4)老化后的岩心竖直放入浮力法静态渗吸测量装置中，图3为实验装置图，向烧杯中缓慢加入地层水至刻度线，之后分别隔4、6、12、24、24和24 h测量岩心质量，利用质量法计算渗吸采出程度和渗吸速率，图4为常温常压渗吸实验示意图。

1.2.2 核磁共振渗吸实验

核磁共振T2谱检测原理是通过对饱和水后的样品采集得到的回波衰减信号，使用联合迭代重建技术(SIRT)反演算法进行数学反演计算得到样品的T2谱图。T2弛豫时间反映了样品内部氢质子所处的化学环境，与氢质子所受的束缚力及其自由度有关，而氢质子的束缚程度又与样品的内部结构有密不可分的关系。在多孔介质中，孔径越大，存在于孔中的水弛豫时间越长；孔径越小，存在于孔中的水受到的束缚程度越大，弛豫时间越短，即峰的位置与孔径大小有关，峰的面积大小与对应孔径的多少有关。实验仪器为MesoMR23-60H-I中尺寸核磁共振分析仪,如图5所示。

该实验与常温常压渗吸实验步骤一致，只是将地层水换成重水以屏蔽氢信号，进行常温常压渗吸，并在渗吸过程中分别隔1、4、6、12、24和24 h共测6次核磁T2谱图。并选一块岩心在渗吸过程中成像三次，直观观测渗吸变化过程。

图3 常温常压渗吸实验测量装置简图

图4 常温常压渗吸实验

图5 核磁共振分析仪

图6 岩心扫描电镜与CT扫描的孔隙结构图

图7 核磁T2谱弛豫时间与孔径分布的转换

2 火山岩岩心孔隙结构分布

利用扫描电镜及CT扫描手段获得了火山岩油藏岩心孔隙结构图像，牛东区块火山岩储层风化淋滤作用强，黏土矿物含量高，平均黏土矿物含量14.7%，根据扫描电镜结果[图6(a)和图6(b)]分析，黏土矿物主要为高岭石(微粒迁移)、蒙脱石(水敏性)等成分，因此具有很强的潜在水敏性[15-19]。CT扫描实验结果[图6(c)和图6(d)]表明，火山岩储集空间具有多样性和复杂性，孔、洞、缝交织在一起，孔隙结构复杂，形态各异。发育程度不同的孔、洞、缝，按不同的方式组合在一起，形成复杂的空间网络，使储层孔隙结构表现出强烈的非均质性。

3 火山岩油藏基质中原油分布

对于牛东区块油藏，由于储层具有复杂的孔隙结构，其储层物性的好坏取决于裂缝的发育程度，若裂缝沟通了气孔溶孔，则形成良好的储集空间和渗流通道。为研究火山岩基质渗吸微观机制：渗吸路径以及渗吸采油的孔隙分布，利用核磁共振手段测量不同渗吸时间的岩心中油水分布。

对于本核磁共振实验，通过变换不同的孔隙转化系数(C)，核磁累计孔径分布与压汞法的累计进汞量曲线进行对比[20]，得到最佳的转换系数为0.03，进而将核磁T2反演数据转化为孔径分布数据(图7)。从孔径分布图中可以看出火山岩三块岩心含油孔径主要在1 nm～10 μm，渗透率较高的H8号、H9号岩心，含有的原油主要集中在0.1 μm孔径附近的孔隙当中，渗透率极低的H7号岩心中的原油主要分布在0.01 μm孔径附近的孔隙当中。通过核磁检测到的岩心不同孔径中的油信号可以发现，检测到的可动油下限孔径为10-3μm。如此低的孔径很难用常规注水方法注水驱替，通过核磁谱图可以看出，渗吸作用可以置换出一部分基质中的原油，具有一定的采油效率，因此注水吞吐采油方法是可行的。

4 常温常压渗吸采油机理分析

常温常压渗吸结果见表2，裂缝型岩心渗透率高于孔隙型岩心，常温常压条件下渗吸采出程度随渗透率的增加而增加，裂缝型岩心渗吸采出程度平均比孔隙型岩心高43%，岩心的基质平均渗透率数量级为10-2，属于致密油藏，依靠天然能量衰竭采油困难，利用注水吞吐，致密油渗吸油水置换可以提高基质和孔洞中的原油采收率。

常温常压渗吸采出程度随时间变化曲线(图8)，每条曲线斜率分别表示各岩心渗吸速率。渗吸结果表明：所有岩心渗吸速率均是前20 h渗吸快且基本达到渗吸顶点，之后渗吸趋于平稳，可将渗吸过程分为两个阶段，前20 h可为初期快速渗吸阶段，之后渗吸为缓慢并趋于平衡的缓慢渗吸阶段。H1和H2号岩心渗吸曲线斜率明显低于其他岩心，表明渗吸速率低于剩余岩心，分析认为H1和H2岩心的渗透率低于其他岩心，含油饱和度低，因此渗吸速率低。虽然H3～H6四块岩心开始时渗吸速率均较快且差距不明显，但1 h后，不同岩心渗吸速率与渗吸采出程度出现差异，含油饱和度较高且渗透率大的岩心继续快速渗吸，达到一定值时，渗吸曲线趋于平稳。用核磁共振T2谱手段监测渗吸实验的岩心渗透率极低，H7和H8号岩心饱和油量少，渗吸量虽然少，但采出程度可达30%，结合图9核磁成像图分析认为渗透率极低的致密岩心渗吸采油主要是表层原油快速渗吸。综上：裂缝、渗透率和含油饱和度对常温常压渗吸速率和采出程度影响很大，裂缝型岩心、较高渗透率岩心和高含油饱和度岩心有利于渗吸采油。

表2 常温常压渗吸实验数据表

通过核磁孔径分布图(图7)可以看出，发生渗吸的孔径下限为1 nm,为研究各尺度孔隙对渗吸的贡献大小，按照周德胜等的研究结果表明岩心在渗流过程中0.1 μm是区分提供渗吸动力喉道和主要泄油喉道的界限，故将岩心中的孔隙按孔隙半径分类，孔隙半径小于0.1 μm的为微孔，孔隙半径在0.1～1 μm的是过渡孔，孔隙半径大于1 μm的为大孔，由核磁共振实验T2谱图可以得到不同时间原油经过渗吸减少的量，对应孔径分布则可以得到以上所分类的三种孔隙分别对应的渗吸采出程度与渗吸速率，经统计可得(图10)，微孔中原油的渗吸速率高于过渡孔高于大孔，分析认为毛管力是渗吸的主要动力，毛管力与孔径成反比，孔径越小，毛管力越大，因此微孔原油渗吸最快，表明渗吸从微孔中先开始，微孔中的油通过毛管力差进入到过渡孔和大孔，原油经由大孔进入裂缝之后被采出，该结果表明了渗吸采油路径。岩心渗吸成像结果如图9所示，绿色较深的部位含油饱和度高，由不同时间渗吸成像图可以看出在自发渗吸期间并未出现明显的端面富集现象，各方向渗吸均匀，垂向与水平方向没有明显差异。说明渗吸过程毛管力起主导作用，重力与浮力作用微弱，且由图像可以看出岩心表层渗吸较快，渗吸程度较高。

图8 常温常压渗吸采出程度随时间变化

图9 核磁共振常温常压渗吸成像图

图10 核磁检测不同孔隙渗吸速率变化对比

5 结论

(1)牛东火山岩油藏裂缝和气孔为主要储集空间，裂缝沟通孔洞为主要渗流通道；火山岩岩心基质致密，毛管力主导的渗吸作用可将基质中的油置换出来，渗吸初期(前20 h)为快速渗吸阶段，后期为低速阶段，启示现场焖井时间可控制在24 h左右。

(2)将岩心中的孔隙按孔隙半径分类，孔隙半径小于0.1 μm的为微孔，孔隙半径在0.1～1 μm的是过渡孔，孔隙半径大于1 μm的为大孔，渗吸结果表明微孔渗吸速率高于过渡孔高于大孔，但由于微孔原油含量少，其渗吸采出程度占比小。表明了渗吸作用动力主要为毛管力，孔隙半径越小毛管力越大，渗吸作用越强，并且从核磁共振渗吸成像图可直观地看出，渗吸从岩心四周表层开始，渗吸期间并未出现明显的端面富集现象，各方向渗吸均匀，垂向与水平方向没有明显差异。说明渗吸过程毛管力起主导作用，重力与浮力作用微弱。

(3)将核磁共振常温常压渗吸实验所得T2谱图通过压汞数据转换为孔径分布图，得到渗吸可动油孔径下限为纳米级。

(4)渗吸实验中裂缝型岩心渗吸效果均强于基质型岩心，裂缝型岩心渗吸采出程度平均比孔隙型岩心高43%。

牛东火山岩低角度裂缝发育，建议牛东火山岩油藏在转换开发方式时，应采取体积压裂造缝以沟通含油孔洞，并充分发挥水驱和渗吸双重作用，即结合注水驱替与注水吞吐两种手段，最大限度提高火山岩油藏采收率。