致密砂岩油藏不同边界条件下自发渗吸特征

2021-06-11王晨光

西安石油大学学报（自然科学版） 2021年3期

王晨光

(中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083)

引言

充分挖掘致密储层优势、发挥渗吸采油技术对提高致密油藏采收率具有重要意义[1-3]。毛细管压力和油水密度差异而产生的重力作用是引发渗吸的两个关键作用力，而影响渗吸效率高低的因素还包括流体黏度、润湿性、边界条件、储层物性、孔隙结构和界面张力等[4]。虽然国内外学者对自发渗吸开展了大量研究，也初步明确了其中部分因素的影响机理，但很少有学者对不同边界条件下的渗吸特征进行研究。Yildiz等[8]和Mason等[9]认为在AFO(全接触渗吸)系统中存在三维逆流流动，并认为在开发中要避免OEO(一端开放渗吸)边界的出现。王向阳[10]和杨正明[11]通过实验提出在岩心顶部同时存在逆流和顺流两种渗吸，而在底部只存在逆流渗吸，因而顶部的采收率更高。Lyu[12]等人观察发现逆流渗吸速率比顺流渗吸速率快，且逆流渗吸初期形成的残余油较多。此外，由于受到实验仪器及计量精度的限制，大多数关于渗吸机理的研究主要是针对常规砂岩和Berea砂岩，而很少有学者从微观孔隙结构方面对致密砂岩渗吸特征进行研究[13-15]。低场核磁共振技术的引入不但能够直观反映岩心孔隙中流体的分布状况，还能从微观孔隙尺度定量表征不同孔隙半径(简称“孔径”)孔隙中原油的动用程度，具有测量时间短、精度高、无损样品等诸多优点[16-17]。因此，笔者基于核磁共振T2谱在线扫描技术，辅以高压压汞实验，以鄂尔多斯盆地姬塬油田长62储层为研究对象，开展了5种边界条件下的岩心渗吸实验，从微观孔隙尺度定量表征了不同孔径孔隙中原油动用程度，对比了不同边界条件下的渗吸特征，评价了不同边界条件下渗吸采出程度与时间平方根的线性关系。取得的成果为改善致密砂岩油藏水驱开发效果提供指导和借鉴。

1 实验原理

通常，岩石孔隙中赋存流体的横向弛豫时间T2主要由3种弛豫时间控制[14-16]，分别为自由弛豫时间T2B、表面弛豫时间T2S和扩散弛豫时间T2D。T2表达式可以写为

(1)

式中，T2B为岩石中流体的固有弛豫时间，ms；T2S为岩石表面的横向弛豫时间，ms；T2D为流体扩散引起的横向弛豫时间，ms。

在致密砂岩储层中由于孔隙半径为微米、纳米级，岩石中流体的固有弛豫时间T2B的数值远大于岩石表面横向弛豫时间T2S的数值，其倒数可以忽略不计。而流体扩散引起的横向弛豫时间T2D也可以忽略不计。因此，影响横向弛豫时间主要是岩石表面的横向弛豫时间T2S，即式(1)又可以简化为

(2)

(3)

式中，Fs为孔隙形状因子，与孔隙半径有关，无量纲；r为孔隙半径，μm。

由式(3)可知，横向弛豫时间T2值与岩石孔隙半径呈正比，即大孔隙中赋存流体对应的横向弛豫时间长，小孔隙中赋存流体对应的横向弛豫时间短。因此，T2谱分布中每个弛豫时间对应的振幅强度代表了不同孔径孔隙中流体的赋存量，通过求取T2谱曲线中弛豫时间对应的幅值积分可以定量表征不同大小孔隙内流体的赋存量[17-19]。根据岩心在渗吸前后的T2谱分布可以计算出某一孔径孔隙的动用程度，即

(4)

式中，ER为原油采出程度，%；T2,min、T2,max为T2谱分布中不同孔径孔隙对应的最小和最大驰豫时间，ms；Ai,0为初始饱和油T2谱曲线对应的振幅；Ai,d为渗吸后T2谱分布对应的振幅。

2 实验内容

2.1 实验材料

实验岩心来自鄂尔多斯盆地姬塬油田A83区块长62段。根据X衍射实验和扫描电镜可知，取心段长62储层主要为细-中粒岩屑质长石砂岩，矿物组成中石英占比最大，平均值为41.5%，其次为长石，平均值为28.3%，而黏土矿物含量较低，仅为7.7%，其中以高岭石为主，相对含量占到65.6%，其次为绿泥石，相对含量为22.1%，而伊/蒙混合层和伊利石平均含量分别为3.7%和8.6%。通过对岩心开展孔隙度、渗透率和高压压汞测试，在获取岩心基本物性和孔隙结构分布的基础上，从中选取5块孔隙度、渗透率及孔隙结构参数相近的岩心(表1)进行后续渗吸试验。

表1 实验岩心基本参数及实验类型Tab.1 Basic parameters of experimental cores and experimental types

实验开始前，分别对其中4块岩心进行预处理，通过在岩心表面涂抹环氧树脂来改变岩心渗吸边界条件。将岩心2的顶面涂抹环氧树脂封闭，模拟顶面封闭式渗吸；将岩心3的底面涂抹环氧树脂封闭，模拟底面封闭式渗吸；将岩心4的侧面涂抹环氧树脂封闭，模拟侧面封闭式渗吸；将岩心5的顶面和底面均涂抹环氧树脂封闭，模拟顶底面封闭式渗吸。

实验原油来自延长组长6段储层的地面脱气原油，通过脱水、过滤和沉降后，测得储层温度下(62℃)的脱气原油密度为0.812×103kg/m3，黏度为2.75 mPa·s。实验中所用渗吸液为重水(D2O)作为溶液配制的等矿化度地层水，地层水型为NaHCO3溶液，矿化度为21 100 mg/L，密度为1.03×103kg/m3，黏度为0.91 mPa·s。

2.2 实验装置及步骤

本套实验装置核心为渗吸池和核磁共振在线扫描仪。其中渗吸池为装有模拟地层水的敞口杯，岩心通过挂绳竖直悬置于杯中，确保岩心不与四壁接触(图1)。核磁共振仪型号为MR12-150H-I，系统频率2～5 MHz连续可调，磁感应强度为0.094 0～0.117 5T，频率精度为0.01 Hz。对核磁共振仪进行改进后可以实施在线扫描功能，扫描参数为回波间隔0.2 ms，等待时间1 500 ms，扫描数64，操作方法严格按照《岩样核磁共振参数实验室测量规范》[20]执行。

实验步骤如下：①将实验岩心清洗烘干后测量其孔隙度和渗透率，然后将岩心放入高压密闭夹持器中抽真空72 h，再在室温24 ℃、高压30 MPa下用配制的地层水饱和岩心，当注入泵体积及岩心两端压力不再变化时，饱和水过程完成；②在温24 ℃、高压30 MPa下用实验原油驱替岩心中地层水，当岩心出口不再产水时，继续注入原油5 PV后，饱和油过程完成；③降压取出岩心后先对饱和油状态下岩心进行T2谱采样，再用环氧树脂密封岩心表面，并将不同渗吸边界条件的岩心悬置于渗吸池中央，升温至62 ℃后开始渗吸实验，每隔相同时间间隔将岩心取出进行T2谱采样；④当连续3次测得的T2谱分布不再变化时，实验结束。

3 实验结果及分析

3.1 微观孔隙结构特征

由图2可知，5块实验岩心饱和油后的T2谱分布基本一致，说明5块岩心的微观孔隙结构分布基本相似。从曲线形态上看，5块岩心的T2谱分布均为典型的左峰高于右峰的连续型双峰形态，说明5块岩心物性较差，微纳米级孔隙发育，且微纳米孔隙体积占比较高；而左右峰之间连续且具有一定振幅，说明孔喉之间连通性较好。根据相关研究可知[14-16]，核磁共振T2谱分布和孔隙半径分布(由压汞实验获得)都是研究岩石孔隙结构特征的有效方法，且都能够表征岩心内部的孔隙结构分布特征。孔隙半径与驰豫时间T2之间呈正相关关系，能够互相转换。因此，通过将5块岩心的T2谱分布和孔隙半径分布绘制在同一对数坐标系中(以岩心1为例，图3)，可以计算出5块岩心的平均换算系数为0.058 μm/ms。结合岩心饱和油后的T2谱分布形态

图2 实验岩心饱和油后T2谱分布Fig.2 T2 spectra of experimental cores after saturated by oil

图3 1#岩心T2谱分布与孔隙半径分布重叠图Fig.3 Overlap graph of T2 spectrum and pore throat radius distribution of 1# core

可以将岩心的孔隙类型划分为2种：小孔隙(弛豫时间0.03 ms

3.2 不同边界条件下渗吸T2谱变化

图4展示了5种边界条件下岩心在渗吸过程中不同时间下的T2谱分布。由图4可知，随着渗吸时间的增加，除侧面封闭岩心4的T2谱振幅变化幅度较小外(图4(d))，其余4种边界条件下左右两波峰对应的振幅均有明显下降，且当渗吸时间达到72 h时，4种边界条件下的T2谱分布均由左峰高于右峰的双峰形态变为左右两峰相当的双峰形态，说明渗吸过程中小孔隙(1.74×10-3μm

图4 5种边界条件下岩心渗吸过程中T2谱分布Fig.4 T2 spectra in core imbibition process under five boundary conditions

根据岩心在渗吸过程中不同时间下的T2谱分布，结合式(4)可以计算出岩心在渗吸过程中原油采出程度随时间的变化关系(图5)。由图5可知，72 h后，顶底面封闭式渗吸(岩心5)的采出程度最大，达到22.57%；其次为全接触式渗吸(岩心1)，采出程度为21.28%；而侧面封闭(岩心4)式渗吸的采出程度最低，仅为6.49%。从图5中还可以看出，在渗吸开始后的36 h内除侧面封闭式渗吸外，其余4种边界条件下的渗吸采出程度均快速增加，其中以全接触式渗吸速率最大，采出程度增加最快，这主要是因为全接触式渗吸与地层水的接触面积最大，提高了单位时间内的渗吸效率。但当渗吸时间大于36 h后，4种边界下的渗吸速率(曲线斜率)均逐渐降低，但顶底面封闭式渗吸的采出程度却继续逐渐增大，并超过全接触式渗吸采出程度。这主要与两种不同边界条件下形成的不同渗吸特征有关。由于岩心垂直放置，在顶底面封闭式渗吸过程中，重力影响很小，基本可以忽略，渗吸特征主要为毛细管压力作用下形成的径向逆渗吸，渗吸特征较为单一。而全接触式渗吸特征较为复杂，既有毛细管压力作用下的径向逆渗吸又有重力作用下的垂向顺渗吸，虽然渗吸初期由于接触面积较大，渗吸速率较快，但随着渗吸时间的增加，两种作用力控制下的渗吸产生的干扰越来越大，导致其最终渗吸采出程度偏低。

图5 不同边界条件下渗吸采出程度与时间的关系Fig.5 Relationships between imbibition recovery degree and time under different boundary conditions

通过对比顶底面封闭式渗吸与侧面封闭式渗吸的采出程度之和(图5中粉色线)与全接触式渗吸采出程度(图5中黄色线)也可以看出，虽然岩心4和岩心5的总渗吸面积与岩心1的渗吸面积相等，但它们对应采出程度随时间的变化却存在较大差异。在渗吸开始后的18 h内，岩心1的全接触式渗吸采出程度明显高于岩心4和岩心5采出程度之和，这说明在渗吸初期动用的主要是岩心表面孔隙中的原油，岩心渗吸面积越大，单位时间内的采出程度越大。虽然岩心4和岩心5的总渗吸面积与岩心1相等，但单独每块岩心的渗吸效率却低于1#岩心，造成岩心4和岩心5的总采出程度相对较小。而当渗吸时间大于18 h后，岩心4和岩心5的总采出程度超过全接触式渗吸，并继续增大，最终总采出程度达到29.6%，比岩心1的最终采出程度高出8.32%。这主要是因为在岩心1中随着渗吸距离的增加，毛管压力和重力双重作用下的径向逆渗吸和垂向顺渗吸之间发生了相互干扰，造成孔隙内部受力分散，导致渗吸效率下降。而岩心4和岩心5只存在一种主导作用力，虽然单独每块岩心的渗吸效率较小，但随着时间的增加，采出程度却在不断增大。此外，通过进一步对比顶底面封闭式渗吸采出程度与侧面封闭式渗吸采出程度可以看出，在毛细管压力为主导的径向逆渗吸的采出程度远高于重力为主导的垂向顺渗吸采出程度，详细分析将在后续展开。

3.3 微观孔隙结构对渗吸效率的影响

通过对比5种渗吸边界条件下小孔隙和大孔隙的采出程度(图6)可知，除侧面封闭式渗吸的小孔隙采出程度小于大孔隙外，其余4种渗吸边界条件下的小孔隙采出程度均大于大孔隙，其中以顶底面封闭式渗吸的小孔隙和大孔隙采出程度最大，说明在单一毛细管压力作用下的径向逆渗吸能够最大程度提高小孔隙和大孔隙的动用程度。而随着重力影响程度的增加，大、小孔隙的采出程度均不断降低，当重力成为渗吸主导作用力时(侧面封闭式渗吸)，大、小孔隙采出程度降至最低。这主要是因为当毛细管压力为主导作用力时，地层水会在毛细管压力和润湿性的双重作用下，逐步以孔壁表面水膜加厚的形式被“吸”入孔喉中，并驱替原油进入阻力较小的大孔隙中，随着水相持续“吸”入，油滴在大孔隙中间汇聚并在孔隙四周水膜挤压力的作用下克服毛管压力排出孔隙。根据核磁成像结果显示(图7(b))，毛管压力作用下的径向逆渗吸为对称式渗吸过程。而当重力成为主导作用力时，岩心顶部上面的水相会在重力作用下进入原本仅在毛细管压力作用下无法进入的大孔隙，并在重力作用下向下驱替部分原油向岩心中下部运动，导致原油在中下部聚集(图7(c))，聚集底部的原油会从阻力较小的大孔隙中排出，使得小孔隙采出程度低于大孔隙采出程度。由图7(c)可知，重力作用下垂向顺渗吸为非对称式渗吸过程，虽然也会伴随逆向渗吸，但毛细管压力作用较弱，导致整体采出程度较低。

图6 不同边界条件下小孔隙和大孔隙的采出程度对比Fig.6 Comparison of recovery degree of small and large pores under different imbibition boundary conditions

图7 不同边界条件下渗吸前后核磁共振成像Fig.7 Nuclear magnetic resonance images of core before and after imbibition under different boundary conditions

此外，全接触式渗吸也表现出顶底不对称现象(图7(d))，接近岩心顶面的含油饱和度几乎为零，而底部附近的含油饱和度仍然很大，但由于全接触渗吸中也伴随径向逆渗吸，相比于顶底面封闭渗吸和侧面封闭渗吸，全接触渗吸顶面含油饱和度下降更为明显，这主要是因为全接触式渗吸过程中存在顶面吸水、侧面排油的顺向渗吸，这也进一步说明重力作用能够提高顶面渗吸效率，降低底面渗吸效率。

为了进一步描述不同孔径孔隙内原油采出程度的变化，结合渗吸前后(0 h和72 h)的T2谱分布，通过式(4)计算出不同边界条件下不同孔径孔隙的采出程度(图8)。由图8可知，除侧面封闭式渗吸外，其余4种边界条件下不同孔径孔隙采出程度的变化规律基本相似，即波谷对应孔径的孔隙采出程度很低，甚至出现负值，而当孔径减小或增大时，对应采出程度快速增加，其中左峰中值对应孔径0.017 4 μm的孔隙采出程度均值为47.74%，左峰对应孔径0.031 9 μm的孔隙采出程度均值为40.47%，右峰对应孔径1.16 μm的孔隙采出程度均值为38.78%，右峰中值对应孔径6.96 μm的孔隙采出程度均值为56.52%。说明当孔隙分布于左峰附近时，孔隙半径越小，渗吸效率越高；而当孔隙分布于右峰附近时，孔隙半径越大，渗吸效率也越高。这主要是因为在左峰附近的小孔隙，孔隙半径越小，毛细管压力也越大，导致渗吸作用越强。而在右峰附近的大孔隙由于孔隙半径越大，孔喉间的连通性越好，原油流动所受阻力越小，采出程度也越高。而在波谷附近的孔隙由于属于连通喉道，一方面孔隙结构复杂，在孔喉连通处由于孔径的突变，造成原油阻力的增加，另一方面此类喉道连通于大、小孔隙之间，导致其内一直存在流动的原油，因而采出程度较低。此外，由侧面封闭式渗吸中不同孔径孔隙采出程度的变化可以看出，当孔径由0.203 μm(波谷对应孔隙)向左减小时，左峰附近小孔隙的采出程度变化较小，而左峰小孔隙采出程度主要受毛细管压力的影响，也就是说在侧面封闭式渗吸过程中，毛细管压力对采出程度的影响较小，这也进一步验证了前面所得到的结论。

图8 不同渗吸边界条件下不同孔径孔隙采出程度的变化Fig.8 Change of recovery degree of five characteristic pores under different imbibition boundary conditions

图9为5种边界条件下累积采出程度与孔隙半径的变化曲线。从图中可知，除侧面封闭式渗吸外，其余4种边界条件下累积采出程度随孔径的变化规律基本相似，即当孔径达到临界渗吸孔径5.8×10-3μm(弛豫时间0.1 ms)时，累积采出程度随着孔径的增大快速增加；当孔径达到145×10-3μm (弛豫时间2.5 ms)时，累积采出程度增幅变缓，主要原因是波谷附近孔隙采出程度低下。当孔径达到754×10-3μm(弛豫时间13 ms)时，累积采出程度又快速增加，此阶段主要是大孔隙中的原油开始被动用；最终当孔径达到最大渗吸半径8.12 μm(弛豫时间140 ms)时，累积采出程度停止增加。但在侧面封闭式渗吸中，临界渗吸孔隙半径为29×10-3μm(弛豫时间0.5 ms)，累积采出程度并未出现明显的停滞段，最终采出程度较低。产生差异的原因主要是其余4种边界条件下圆柱侧面并未被封闭，虽然有的边界存在重力的影响，但由于圆柱侧面渗吸面积大(相对顶底面)，因而在这4种边界条件下毛细管压力都是渗吸的主导作用力，而重力则居于次要。当毛细管压力为主导作用力时能够提高小孔隙动用程度，进而提高岩心总采出程度。而当重力成为主导作用力时，阻力较小的大孔隙动用程度相对增加，而毛细管压力作用下的渗吸会受到抑制，导致小孔隙动用程度差，进而降低岩心总采出程度，这点也与前面的研究结论一致。