吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储集层渗吸规律

马明伟，祝健，李嘉成，廖凯，王俊超，王飞

（1.中国石油 新疆油田分公司 工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；3.中国石油大学（北京）克拉玛依校区 石油学院，新疆 克拉玛依 834000）

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组（P2l）为页岩、薄层砂质白云岩和白云质粉砂岩，发育大面积连续分布的源储一体油藏。根据储集层物性和含油性，主要发育上、下2 个甜点，上甜点主要分布在和小层，岩性主要为砂屑白云岩、岩屑长石细砂岩和白云屑砂岩；下甜点主要分布在小层，岩性主要为白云质粉砂岩。芦草沟组整体具有中—低孔隙度、低—特低渗透率的特征，是典型的页岩储集层[1-8]。微纳米级孔隙在页岩储集层中广泛分布，因此，毛细管力在自发渗吸过程中的作用较为显著，对储集层流体分布及油气生产具有较大的影响[9-11]，大量研究也表明渗吸置换是页岩油可采出的重要作用之一[12-17]。

吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油成藏条件复杂，储集层非均质性强，油田持续稳产能力差，前期开发经济效益差[18-19]。近年来，采用水平井密切割、高强度体积压裂等改造技术，实现了吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油的有效开发。压裂后，大量压裂液注入地层，形成具有高导流能力的复杂裂缝。压后焖井期间，水力裂缝内依旧维持较高的流体压力，且裂缝内压裂液与基质长期接触，发生渗吸置换[20]。对吉木萨尔凹陷原油分布、甜点预测和孔隙结构均有研究，但针对芦草沟组储集层焖井期间渗吸置换规律的研究相对不足。通常采用静态渗吸测量法来评价岩心整体的渗吸置换效果，但该方法无法体现不同尺度孔隙内部的原油分布及采出情况。因此，为了研究吉木萨尔凹陷芦草沟组不同甜点储集层焖井期间的渗吸置换规律，采用核磁共振技术，选取不同甜点储集层的岩心样品，对其润湿性特征进行分析，通过自发渗吸实验研究储集层岩心的渗吸置换特征，探讨吉木萨尔凹陷芦草沟组上甜点和下甜点焖井期间的渗吸置换规律。

1 实验介绍

1.1 实验材料

实验所用岩心和原油均取自吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层。为研究不同甜点储集层焖井期间的渗吸置换规律，分别在J10024井上甜点和下甜点储集层各取3块岩心，其中，上甜点岩心样品编号为1号、2 号和3 号，饱和JHW051 井对应上甜点原油；下甜点岩心样品编号为4号、5号和6号，饱和J10054_H井对应下甜点原油，进行自发渗吸实验，岩心参数见表1。实验配置压裂液为采用重水（D2O）配置的现场低黏滑溜水配方。实验配置地层水为NaHCO3型，总矿化度为14 053 mg/L。

表1 吉木萨尔凹陷芦草沟组储集层岩心样品基本参数Table 1.Basic parameters of core samples from the Lucaogou formation in Jimsar sag

1.2 实验设计

1.2.1 接触角测定

采用接触角测定仪（DSA52S，德国KRüSS）测量原油-水-岩心三相体系的接触角[21]，实验步骤为：①将待测接触角的岩心清洗干净并烘干，依次使用粒径为30 μm、15 μm 和5 μm 的砂盘，将岩心表面磨平抛光；②岩心抛光后放入盛有原油的烧杯中，放入45 ℃恒温箱中老化300 h；③老化后的岩心放置在透明石英盒顶部，石英盒内注入实验配置水，将针管的U 型针头放置在岩心下方1～2 cm；④调整针头位置，设置每次滴出液体体积为1 μL，待油滴在岩石表面铺展稳定后截取图片，计算原油-水-岩心三相体系的接触角。

1.2.2 自发渗吸实验

采用SPEC 核磁共振仪，测量自发渗吸过程中不同时间节点岩心的核磁共振T2谱。实验步骤为：①将柱塞岩心洗净并烘干，测量孔隙度和渗透率，岩心放入真空皿抽真空，随后加入地层水继续抽真空，最后加压饱和地层水；②岩心加压驱替饱和原油，将其浸泡在相对应甜点的原油中，放入45 ℃恒温箱中老化300 h；③压裂液搅拌均匀后放入80 ℃恒温箱中，待2 h破胶后，即可得到自发渗吸液；④将老化处理后的岩心放入渗吸瓶中，加入破胶后的压裂液，将渗吸瓶保存在80 ℃恒温箱中进行常压自发渗吸实验；⑤每隔2 h 将岩心从渗吸瓶中取出，高温下擦净岩心表面原油，用聚四氟乙烯薄膜包裹（薄膜减少岩心流体蒸发）岩心冷却至25 ℃后，将岩心放进核磁共振仪扫描，测量不同时间节点下岩心的核磁共振T2谱；⑥扫描结束后，拆掉薄膜，将岩心立即放回渗吸瓶内，并放置在恒温箱中，继续常压自发渗吸，直至核磁共振T2谱不再发生变化时结束实验。

1.2.3 数据处理

对自发渗吸实验各个时间节点岩心核磁共振T2谱进行数据处理，得到相应时间节点岩心内原油的相对含量，计算岩心自发渗吸过程中的渗吸效率及渗吸速率。由于渗吸过程为吸水排油，吸入的压裂液及排出的原油存在核磁共振信号量的差异，所以岩心的核磁共振信号量逐渐降低，渗吸效率的计算公式为：

式中η——渗吸效率；

为了反映渗吸效率随时间的变化，定义渗吸速率表达式为[22-24]：

式中 Δt——时间变化量，h；

v——渗吸速率，h-1；

η1、η2——分别为t1和t2时刻渗吸效率；

Δη——渗吸效率变化量。

2 润湿性

微纳米级孔隙在页岩储集层普遍分布，因此，毛细管力在压后焖井期间渗吸过程中的作用尤其显著。自发渗吸的主要动力来源于毛细管力，在孔隙结构和液体体系不变的情况下，储集层润湿性决定毛细管力的大小。储集层亲水有利于压裂液的渗吸置换，储集层亲油不利于压裂液的渗吸置换[25]。但表面活性剂可以提高储集层的亲水性，将地层由油湿反转为水湿[26]。本文采用原油恒温浸泡及老化的方式，测量油-水-岩心三相接触角，还原地层条件下储集层的三相接触角。

实验结果如图1 所示：上甜点1 号、2 号和3 号岩心样品油-水-岩心接触角分别为40.2°、75.1°和63.1°，均小于90.0°，表明岩心表面亲水；下甜点4 号、5 号和6 号岩心样品油-水-岩心接触角为132.2°、101.9°和118.2°，均大于90.0°，原油在岩心表面铺展开，表明岩心表面亲油。测得4 号、5 号和6 号岩心样品油-改性压裂液-岩心接触角分别为86.4°、55.6°和56.2°，改性压裂液可使下甜点岩心润湿性发生反转，增强下甜点的亲水性。上甜点储集层弱亲水—亲水，有利于焖井期间的渗吸置换；下甜点储集层岩心弱亲油—亲油，对焖井期间的渗吸置换较为不利，若想在下甜点储集层焖井期间的渗吸置换发挥作用，需要增强下甜点储集层的亲水性。

图1 自发渗吸实验过程岩心接触角Fig.1.Core contact angle during spontaneous imbibition experiment

3 自发渗吸特征

在多孔介质中，孔隙半径越大，存在于孔隙中的流体所需的横向弛豫时间越长；孔隙半径越小，存在于孔隙中的流体所需的横向弛豫时间越短。本文使用的重水（D2O）中的氘（D）可以屏蔽压裂液中的氢信号，故每个时间点测量的核磁共振T2谱可以反映岩心内原油的相对含量。

岩石孔隙流体横向弛豫时间与孔隙半径及形状有关，前人普遍认为横向弛豫时间与孔隙半径成正比[27]，因而可将核磁共振T2谱转换成孔喉半径分布。横向弛豫时间测量结果（图2）表明，饱和水后核磁共振T2谱谱峰左侧占总面积的59%，饱和原油后核磁共振T2谱谱峰左侧占总面积的62%，且饱和原油与饱和水核磁共振T2谱纵坐标无因次振幅分布基本相同，岩心内原油核磁共振T2谱可以反映原油在不同孔隙的相对含量。基于前期现场压汞测试的孔隙半径分布（图3），与岩心内原油横向弛豫时间作等效关联，横向弛豫时间为0.02～100.00 ms，因此测试岩心对应的孔喉半径为0.02～100.00 μm。

图2 岩心饱和水和饱和原油的核磁共振T2谱Fig.2.NMR T2spectrum of the cores saturated with water and crude oil

图3 吉木萨尔凹陷芦草沟组孔隙分布Fig.3.Pore distribution in the shale reservoir of the Lucaogou formation in Jimsar sag

现场配置的压裂液中包含防乳化剂、防膨剂、破胶剂及助排剂，此类添加剂具有亲水和亲油基团，可使岩石润湿性发生反转，增强储集层的亲水性[28]。

由于测试岩心的核磁共振T2谱均为单峰，故本文以T2谱谱峰为中心线，T2谱谱峰左右分别对应岩心内小孔隙和大孔隙，分析自发渗吸过程中不同孔隙的渗吸置换规律。结果表明：上甜点岩心T2谱谱峰左侧信号降低程度较大（图4a—图4c），其对应小孔隙渗吸效率在35%左右，T2谱谱峰右侧对应大孔隙渗吸效率在20%左右（图5a）。随渗吸时间的增加，T2谱谱峰向右移动，这是由渗吸过程中小孔隙原油采出速度大于大孔隙原油采出速度所致（图5b），且小孔隙渗吸置换原油占总渗吸置换量60%左右。结合上甜点岩心弱亲水—亲水特征，毛细管力作为渗吸的主要动力；下甜点岩心核磁共振T2谱谱峰右侧信号降低程度较大（图4d—图4f），其对应大孔隙渗吸效率在30%左右，T2谱谱峰左侧对应小孔隙渗吸效率在10%左右（图5c）。随渗吸时间的增加，T2谱谱峰向左移动，这是由渗吸过程中大孔隙原油采出速度大于小孔隙原油采出速度所致（图5d），且大孔隙渗吸置换原油占总渗吸置换量80%左右。亲油岩心几乎无渗吸置换潜力，但通过润湿性反转后，可进行渗吸置换[26]。

图4 吉木萨尔凹陷芦草沟组上甜点和下甜点岩心样品不同渗吸时间下的核磁共振T2谱Fig.4.NMR T2spectra of cores from the upper and lower sweet spot intervals of the Lucaogou formation in Jimsar sag at different imbibition time

图5 吉木萨尔凹陷芦草沟组1号和4号岩心样品不同孔隙渗吸效率及渗吸速率Fig.5.Imbibition efficiencies and imbibition rates of No.1 and No.4 core samples from the Lucaogou formation in Jimsar sag

图6 为岩心渗吸效率和渗吸速率随时间变化。上甜点1 号、2 号和3 号岩心最终的渗吸效率分别为36%、28%和30%（图6a），可动油孔隙半径下限为0.04 μm。亲水孔隙毛细管力主导的渗吸作用可将岩心中的原油置换出来，渗吸初期（前10 h）渗吸速率可达0.0200～0.0500 h-1，为快速渗吸阶段；渗吸后期渗吸速率降至0.0100 h-1以下，为低速渗吸阶段。整个渗吸过程渗吸速率快速下降，渗吸160 h 左右达到渗吸平衡（渗吸速率为0.000 1 h-1）（图6b）。下甜点4号、5 号和6 号岩心最终的渗吸效率分别为22%、24%和23%（图6c），可动油孔隙下限尺寸为0.15 μm。具有改性的压裂液使储集层发生润湿反转及微观亲水孔隙主导渗吸作用，渗吸效率为15%～23%。渗吸初期（前10 h），渗吸速率在0.0100 h-1以下，渗吸后期渗吸速率一直保持较低水平，整个渗吸过程渗吸速率均较低，相较于上甜点渗吸速率较低，渗吸作用开始400 h左右达到渗吸平衡（图6d）。较高的渗吸效率表明，吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩具有一定的渗吸潜力。

图6 吉木萨尔凹陷芦草沟组上甜点和下甜点岩心样品渗吸效率及渗吸速率Fig.6.Imbibition efficiencies and imbibition rates of core samples from the upper and lower sweet spot intervals of the Lucaogou formation in Jimsar sag

吉木萨尔凹陷芦草沟组中—低孔、低—特低渗透率页岩具有一定的渗吸置换潜力。针对上甜点储集层可适当延长焖井时间以达到最优焖井渗吸效果；针对下甜点储集层可优选表面活性剂，使油湿储集层发生润湿反转，进一步提高储集层的渗吸能力。最大限度地发挥焖井期间的渗吸置换作用，提高页岩油藏的采收率。

4 结论

（1）吉木萨尔凹陷芦草沟组上甜点储集层原油-水-岩石三相接触角均小于90.0°，呈现弱水湿—水湿的润湿性特征；下甜点储集层原油-水-岩石三相接触角均大于90.0°，呈现弱油湿—油湿的润湿性特征，储集层润湿性是影响渗吸的关键因素。

（2）吉木萨尔凹陷芦草沟组上甜点储集层对应小孔隙中渗吸效率在35%左右，且小孔隙渗吸置换原油占总渗吸置换原油的60%，占主导地位；下甜点储集层对应大孔隙中渗吸效率在30%左右，且大孔隙渗吸置换原油占总渗吸置换原油80%，占主导地位。

（3）吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下甜点储集层焖井期间均有一定渗吸置换的潜力，上甜点储集层自发渗吸效率在31%左右，渗吸初期为快速渗吸阶段，后期为低速渗吸阶段；下甜点储集层自发渗吸效率在22%左右，整个渗吸过程渗吸速率均较低。