吉木萨尔凹陷页岩油物性变化规律

姚振华，覃建华，高阳，陈超，刘振平，张效恭

（中国石油 新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000）

吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩于2011 年在吉25 井中产出工业油流，后续部署一系列探井均获油流，但由于页岩储集层孔渗低和非均质性强，单井产量差异大，稳产能力弱，直井难以实现经济有效开发。借鉴国外页岩油开发经验，2012 年采取水平井体积压裂[1-4]的方式，在吉172_H 井获高产工业油流，在页岩油开发方式的探索中取得突破。2016 年开发试验水平井JHW025 井日产油量最高达108.5 t，证实通过地质工程一体化，即优选甜点、提高储集层钻遇率和优化压裂改造措施，可大幅度提高单井产量。

然而，由于吉木萨尔凹陷页岩油藏具有储集层非均质性强、下甜点原油黏度高等特点[5-7]，水平井体积压裂开采过程中产量递减快，自喷期内产量年递减率超过80%，衰竭式开发预测采收率低，仅7.2%，且产出原油物性变化复杂。因此，有必要开展页岩纳米孔隙原油赋存状态与产出原油物性变化规律研究、老井剩余油物性与分布特征研究，通过表征页岩油物性与分布，为研究区页岩油藏开发提高采收率提供依据。

1 原油物性测试分析

根据吉木萨尔凹陷老井的产出页岩油物性分析结果，结合地质、测井和试井资料，研究典型井产出原油物性变化规律。J10022_H 井原油乳化较为严重，原油黏度高，对生产造成一定影响，因此，通过乳化实验和组分测定，分析吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油藏油井产出液的乳化原因。

1.1 原油物性及生产特征

通过数据统计分析发现，吉木萨尔凹陷页岩储集层下甜点油质较重，原油胶质和沥青质含量较上甜点高，黏度较大，含蜡量和凝固点较低（表1），下甜点的胶质和沥青质含量整体高于上甜点。

表1 研究区芦草沟组页岩储集层甜点原油物性对比Table 1.Comparison of physical properties of crude oil from shale sweet spots in the Lucaogou formation in the study area

进一步研究发现，芦草沟组页岩油藏原油黏度与饱和烃含量、芳香烃含量、胶质含量、沥青质含量以及含蜡量均近似呈指数关系，与原油密度呈明显指数关系。基于此，对钻遇上甜点的23 口井和钻遇下甜点的17 口井，分别进行多元回归计算，建立原油黏度与饱和烃含量、芳香烃含量、胶质含量、沥青质含量、含蜡量和密度的表达式：

式中μo1——上甜点原油黏度，mPa·s；

μo2——下甜点原油黏度，mPa·s；

ρ——原油密度，g/cm3；

ω1——饱和烃含量，%；

ω2——芳香烃含量，%；

ω3——胶质含量，%；

ω4——沥青质含量，%；

ω5——含蜡量，%。

选取J10002_H 井、JHW036 井和J10022_H 井的数据验证上述公式，原油黏度测试值分别为58 mPa·s、55 mPa·s和198 mPa·s，计算值分别为52 mPa·s、49 mPa·s和218 mPa·s，拟合效果较好。

鉴于地面原油黏度与温度呈明显指数关系，通过拟合地面原油黏温测试曲线，可进一步推算地层原油黏度。依据此方法，计算的JHW023井和J10022_H井的地层原油黏度与PVT实验数据吻合度较高。

通过将上甜点典型井JHW023 井、JHW033 井和JHW036 井，以及下甜点典型井J10002_H 井、J10012_H 井和J10022_H 井进行对比，研究区芦草沟组页岩油物性变化可划分4 种类型，其变化与动用的储集层层位有一定关联，其中芦二段原油黏度随产量增加的变化较小，芦一段原油黏度随产量增加明显下降（表2）。

表2 研究区芦草沟组页岩油藏水平井生产特征Table 2.Production data from horizontal wells in the shale reservoir of the Lucaogou formation in the study area

页岩储集层非均质性强，各生产井储集层钻遇率不同，尤其是各类储集层钻遇率差异较大。不同类型储集层的交替动用，导致井口产出原油黏度呈现4 种变化特征：无明显变化（Ⅰ类或Ⅱ类+Ⅲ类储集层钻遇率大于90%）、微幅降低（Ⅰ类储集层钻遇率较高）、明显降低（Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储集层钻遇率较为平均）、微幅上升（Ⅱ类+Ⅲ类储集层钻遇率较高）。

1.2 原油乳化实验

钻遇下甜点的J10022_H 井产出原油乳化现象严重，对生产影响较大。为究其乳化原因，取J10012_H井、J10022_H井和吉176井原油样品开展乳化实验。结果表明，下甜点原油普遍发生乳化，在含水率高于30%时，由于弹性模量增加，导致乳状液黏度激增，含水率升高可能是导致原油乳化的主要原因（图1）。

通过分析13 口典型井原油黏度与原油四组分含量的关系可知，整体而言，随着胶质含量和芳香烃含量上升，饱和烃和沥青质含量降低，原油黏度上升。因此，胶质含量是影响原油乳化的主要因素（表3）。

表3 研究区典型井原油四组分含量与黏度统计Table 3.Statistics of four components and viscosity of the crude oil from typical wells in the study area

分析典型井原油酸值和族组分可以发现，随着原油黏度上升，原油酸值明显升高，且胶质含量和原油酸值呈正相关。高黏度原油的胶质含量高，黏弹性较强，乳状液难以发生碰撞和聚并，油包水型乳状液稳定；低黏度原油的胶质含量低，油包水型乳状液不稳定。

通过进一步分析，典型井原油油水比为2∶1 时，胶质可以使油水体系完全乳化，随后使芳香烃和沥青质乳化，饱和烃无乳化能力。在模拟原油脱水过程中，胶质和沥青质有模糊的油水过渡带，而芳香烃分层明显，表明胶质和沥青质对乳状液的稳定性贡献较大。

典型井原油族组分黏度测定结果表明，模拟油的黏度：胶质＞芳香烃＞饱和烃＞沥青质。胶质黏度远高于其他组分，表明胶质是乳状液黏弹性结构的主要组成，是影响原油黏度和乳化增黏的最主要因素。

综上所述，胶质含量的增加，是原油乳化增黏的主控因素。原油高黏度区域的胶质含量高，导致乳状液的弹性模量高，加重了油水乳化，影响了油田生产。

1.3 水相组成对原油乳化的影响

用不同组分的水相溶液，对不同原油样品，按照不同含水率进行乳化实验，其中水相溶液包括地层水、二氧化硅纳米颗粒水溶液和表面活性剂水溶液；原油样品取自J10022_H 井、J10012_H 井和吉176 井。实验结果表明，不同水溶液与原油均形成油包水型乳状液，无法自发形成稳定的水包油型乳状液；表面活性剂和纳米颗粒均影响原油的乳化；低含水时表面活性剂和纳米二氧化硅的降黏效果很差，甚至起到反作用，高含水时表面活性剂可以破坏乳状液的弹性，从而阻止原油乳化，降黏效果显著。

2 原油赋存状态与产出物性变化

构建纳米孔隙原油赋存模型，模拟岩石介质、孔隙尺寸、原油组成和不同组分的竞争吸附对原油赋存状态的影响。利用分子动力学模拟方法，表征不同条件下纳米孔隙中页岩油赋存状态，揭示压裂开采前后原油分布变化，为后续提高采收率提供依据。

2.1 原油赋存模型建立

研究区芦草沟组原油主要由饱和烃、芳香烃和沥青质组成[8-13]，地层温度为80 °C，压力为40 MPa，原油中的饱和烃和芳香烃分别用正己烷和甲苯替代，密度分别为0.652 3 g/cm3和0.846 5 g/cm3，以二氧化硅代替页岩，建立原油赋存模型。

2.2 岩石表面润湿性校验

建立足够大的二氧化硅超晶胞表面，以确保水滴能够完全润湿，构建包含508 个水分子的水滴结构，在NVT系统下进行1 ns的分子动力学模拟，平衡后计算得到的润湿角为100.2°，与吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层中性偏油湿相符。

2.3 原油多组分的赋存状态

在油藏高压条件（80 °C、40 MPa）条件下，对多组分原油在5 nm 二氧化硅孔隙内达到吸附平衡后的模型进行密度分析。结果表明，在孔隙体系中的原油多组分中，芳香烃（甲苯）在最靠近壁面处成对称吸附层；饱和烃（正己烷）在靠近芳香烃（甲苯）处有一个稳定的吸附层，在孔隙中部均匀分布；沥青质较为均匀地分布在孔隙中部，未在壁面出现吸附层（图2）。

2.4 孔隙尺寸对赋存状态影响

在油藏温压条件下，孔隙直径分别为2 nm、5 nm和9 nm 时，分析正己烷在白云石孔隙中的密度分布。在2 nm 孔隙中，正己烷形成5 个吸附层，全部以吸附态存在，吸附层密度较大（油质较重），基本无游离态烃；在5 nm 和9 nm 孔隙中，正己烷形成6 个吸附层，游离态烃占据一定位置，且9 nm 孔隙中游离态烃占比最大，低密度区也最大（图3）。这与共聚焦显微镜观测到的小孔隙中原油吸附态占比高、密度较大，大孔隙中原油游离态占比高、密度较小的结果一致。

2.5 原油组分对赋存状态影响

在油藏温压条件下，分别对正己烷与甲苯在5 nm二氧化硅孔隙内达吸附平衡后的模型进行密度分析。结果表明，甲苯在二氧化硅表面出现明显吸附现象，密度分布显示其主要呈现2 个对称吸附峰，计算得吸附态占比约80.0%；正己烷在孔隙壁面形成3 个对称的吸附层，吸附层厚度为2.614 nm，吸附态占比52.3%。芳香烃在岩石表面吸附量较高，孔隙中部分子密度明显较低，芳香烃在岩石孔隙中吸附态占比高于饱和烃的吸附态占比（图4）。相比于饱和烃，芳香烃更易吸附于岩石表面，衰竭式开发时更难被动用。

2.6 岩石组分对赋存状态影响

在油藏温压条件下，对正己烷在5 nm 白云石和二氧化硅孔隙内达到吸附平衡后的模型进行密度分析。正己烷在白云石孔隙中的密度分布变宽，这是因为原油填充了晶面孔隙，说明正己烷与晶面之间产生了吸附作用。正己烷在白云石与二氧化硅表面均呈现3 层吸附，在白云石和二氧化硅孔隙中的吸附态占比分别为52.6%和52.3%，正己烷在白云质岩孔隙吸附态占比与其在粉砂岩孔隙吸附态占比基本相当。相较粉砂岩，原油更易吸附于白云质岩孔隙壁面。

2.7 油和水竞争吸附对赋存状态影响

在油藏温压条件下，分别对正己烷和水在5 nm二氧化硅孔隙内达到吸附平衡后的模型进行密度分析。加入水时，吸附峰值增大，中部峰值增大，但吸附趋势基本不变，认为水对原油分布影响不大，水可以吸附在岩石表面，从而一定程度降低饱和烃的吸附态占比（图5）。加入水后，正己烷（饱和烃）与岩石吸附结合能略有降低，但吸附趋势并未发生明显改变，因此水相（压裂液）无法有效动用吸附态原油，可见注入水对于原油吸附趋势的影响不大。

2.8 油和CO2竞争吸附对赋存状态影响

在油藏温压条件下，分别对正己烷和CO2、甲苯和CO2在5 nm 二氧化硅孔隙内达到吸附平衡后的模型进行密度分析。注入CO2可有效减少原油吸附量，且对芳香烃解吸效果优于饱和烃，使产出液中重烃组分含量增高。注入CO2后，甲苯（芳香烃）、正己烷（饱和烃）与岩石吸附程度均降低，几乎降至相当水平，且甲苯与岩石的结合能降幅更大。注CO2吞吐效果较好，采收率提升至37%左右，能有效动用大孔道中的原油。

2.9 岩心核磁共振微观分析

对J10024 井取自Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储集层的含油岩心样品进行压裂液渗吸实验，压裂液渗吸平衡时间约为50 h，Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储集层渗吸率分别为33.59%、12.33%和9.96%，可见压裂液自发渗吸率极低。

选用J10025 井岩心进行驱替实验，核磁共振纵向驰豫时间T1和横向弛豫时间T2监测发现，驱替过程中游离态原油信号量下降明显，吸附态原油基本无变化。因此，注入压裂液主要动用大孔隙中游离态原油，水驱效率约25%。

3 剩余油物性与分布特征

基于吉木萨尔凹陷地质模型建立单井模型，结合试井、测井、生产等资料，对地质储量、裂缝参数和生产参数进行拟合，分析研究区油藏生产过程中原油的物性变化。

3.1 地质建模与数值模拟

页岩储集层物性较差，投产前必须经过水力压裂，因此，研究压裂裂缝参数对分析页岩油开采至关重要。基于研究区地质模型导入网格、属性、井数据等，建立J10022_H 井的单井地质模型，导入数据体进行拟合。

通过调整净毛比、体积修正系数等，拟合模型储量与实际地质储量。J10022_H 井实际地质储量为36.0×104t，模型储量为36.9×104t，拟合误差2.5%，精度满足要求。

基于试井分析设定相关参数：裂缝半长为56 m，裂缝条数为48 条，裂缝区域渗透率为90.43 mD，水平井段长度为900 m，单井控制储量为36.9×104m3，地层平均压力为41.25 MPa。

页岩储集层压裂改造体积和地质储量分别为329.0×104m3和36.0×104m3，拟合结果分别为317.7×104m3和36.9×104m3；累计产油量和累计产水量分别为4 200 m3和4 321 m3，拟合结果分别为4 112 m3和3 872 m3。拟合误差均小于10%，满足精度要求。

3.2 原油物性变化规律

3.2.1 储集层地质模型划分

基于地质工程一体化单井模型，综合考虑储集层长度、水平井段长度、地层孔隙度及渗透率等关键参数，划分出Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储集层，并结合不同时间段采出原油的黏度，对不同储集层的流体进行划分（表4），以期更接近实际油藏[14-18]，为揭示产出原油物性变化规律及剩余油分布特征奠定基础。

表4 3类储集层地质模型原油各组分含量及黏度统计Table 4.Statistics of viscosities and components of the crude oil from 3 types of reservoir geological models

J10022_H 井Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储集层钻遇率分别为41%、41%和13%，原油黏度分别为257.1 mPa·s、339.7 mPa·s和572.1 mPa·s。生产初期储集层综合动用，产出原油黏度波动；后期Ⅱ类和Ⅲ类储集层逐渐停止动用，产出原油黏度逐渐降低，综合考虑渗透率、孔隙度等参数，建立3类储集层的单井地质模型。

3.2.2 数值模拟结果分析

经分析可知，Ⅰ类储集层的供液能力及产油能力最好，Ⅱ类储集层次之，Ⅲ类储集层最差。随着生产时间的增加，Ⅰ类储集层对产油的贡献率增大，Ⅲ类储集层对产油的贡献率减小。各类储集层产油贡献率的变化，造成了产出原油物性的变化，产出原油的黏度和密度均随着生产时间的增加呈下降趋势，与现场测试结果一致，表明该模型与实际油藏匹配度较高。

Ⅰ类储集层初始含油饱和度高，含油饱和度下降快；Ⅲ类储集层初始含油饱和度低，含油饱和度下降慢；Ⅰ类和Ⅱ类储集层地层压力下降较慢，Ⅲ类储集层地层压力下降较快。采出原油主要由裂缝及裂缝改造区贡献。

衰竭式开发过程中，Ⅰ类储集层原油黏度降幅最小，为8.9%；Ⅱ类储集层原油黏度降幅次之，为14.8%；Ⅲ类储集层原油黏度降幅最大，为23.7%。Ⅲ类储集层原油初始黏度高，黏度下降快；Ⅰ类储集层原油初始黏度低，黏度下降慢；Ⅲ类储集层原油黏度下降快的原因是压力衰竭较快。

Ⅰ类储集层动用程度最大，为56.5%，Ⅱ类储集层动用程度次之，为39.0%，Ⅲ类储集层动用程度最小，为4.5%，Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储集层的原油动用范围均逐渐减小。

3.3 J10022_H井原油物性变化

设计衰竭式开发和注CO2吞吐开发2种方案数值模拟原油物性变化，设定压力为21 MPa，油气产量为80 m3，注入速度为78 000 m3/d，注入时间为30 d，焖井时间为30 d。

注CO2吞吐开发后，3 类储集层的动用程度均增大，Ⅰ类储集层优先动用，日产油量增幅最大；注CO2吞吐后期，Ⅱ类和Ⅲ类储集层才得以动用，动用程度逐渐增大。

衰竭式开发和注CO2吞吐开发过程中，Ⅰ类和Ⅱ类储集层原油黏度明显下降，Ⅲ类储集层原油黏度无明显变化（图6）。

4 结论

（1）吉木萨尔凹陷下甜点原油密度较大，原油胶质和沥青质含量较上甜点高，黏度也较大，在胶质和沥青质含量之和为30%～40%时，原油黏度存在突增现象；地面原油黏度与饱和烃、芳香烃、胶质、沥青质和蜡含量及原油密度均呈指数关系。

（2）在大孔隙内油质较轻、吸附态原油占比较低，原油重质组分易于吸附在岩石小孔隙壁面，衰竭式开发难以动用吸附态原油；注CO2吞吐开发可以有效减少孔隙中的吸附态原油，且对芳香烃解吸效果优于饱和烃，使产出组分变重。

（3）采用衰竭式开发时，Ⅰ类储集层的供液能力、动用程度和产油能力均为最高，Ⅱ类储集层次之，Ⅲ类储集层最差，地层原油黏度降幅则正好相反；不同类型储集层的交替动用导致井口产出原油黏度呈现4 种变化特征：无明显变化、微幅降低、微幅上升和明显降低。

（4）芦草沟组下甜点原油普遍发生乳化，含水率大于30%时弹性模量增加，导致乳状液黏度激增，含水率可能是导致原油乳化对不同生产井影响差异的主要原因。高黏区域的胶质含量激增，乳状液弹性模量升高，原油乳化增黏严重，加重了油水乳化及其对生产的影响。油藏高含水期加入表面活性剂可破坏乳状液弹性，从而降低乳状液黏度。