准噶尔盆地玛湖凹陷致密砂砾岩储层可动孔隙界限

2022-12-03吴建邦杨胜来赵彬彬

大庆石油地质与开发 2022年6期

吴建邦杨胜来李强周伟赵彬彬

（1.油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；3.中国石油新疆油田公司实验检测研究院，新疆克拉玛依 834000）

0 引言

致密油气是一种重要的非常规油气资源，随着全球油气勘探程度的提升，砂砾岩储层引起了广泛重视［1-2］。近年来，准噶尔盆地玛湖斜坡区油气勘探连续取得突破，正在形成百里新油区，主力开发层位为三叠系的百口泉组、二叠系的乌尔禾组。目前致密储层的主体开发工艺为水平井体积压裂，但压裂后衰竭开采的一次采收率较低，注水是常用的增产方法［3］。与常规砂岩储层相比，砂砾岩储层物性较复杂，受沉积机制影响较大［4］。尽管有学者针对砂砾岩储层开展过注水驱替的研究，但没有针对不同沉积岩相的砂砾岩储层进行分类研究，且缺少关于不同驱替压力下可动孔隙界限的研究。注气开采也是一种常用的提采方式［5］，但与注水开发相比其注入性和动用程度尚不明确，缺少不同开发方式的动用特征的对比实验。传统的研究动用程度和可动孔隙界限的实验方法有岩心驱替法、刻蚀模型法［6］等，但单独的岩心驱替手段无法反映岩心内部孔隙级别的动用规律，人造刻蚀模型无法模拟真实岩心的矿物组成。核磁共振是一种快速、无损的岩心检测方法，核磁—离心实验确定可动孔隙下限方法应用较为成熟［7］，而利用在线核磁共振监测下的驱替实验是一项更高效的实验研究方法，可以实时监测岩心内部孔隙级的动用规律，并确定不同条件下的可动孔隙界限。

另外，矿场实践表明砂砾岩储层注水开采过程中存在较严重的水敏伤害问题，水驱过程中发生明显的介质变化，使储层物性变差［8］，但对于其介质变化特征及其对驱替动用的影响机理缺少研究。传统的水敏伤害研究多是基于驱替实验确定伤害前后的渗透率变化［9］，但无法直观地反映水化诱导造成的介质变化特征。李俊踺等［10］利用CT 扫描技术研究了孔隙尺度的砂砾岩水敏机理，王磊等［11］采用扫描电镜和核磁共振技术研究了低渗透砂砾岩储层遇水后的孔隙结构变化，说明了CT 扫描和核磁共振技术研究砂砾岩介质变化特征的可行性，但以上研究得到的均是静态的实验结果，并没有直观地反映水化诱导的介质变化趋势。数字图像相关（DIC）技术是一种新型的非接触式光学测量方法，已被成功地应用到岩石样品变形等应变计算中［12-13］，基于CT 扫描图像的数字图像相关方法是研究砂砾岩遇水介质动态变化趋势的更有意义的技术手段。

本文将从砂砾岩储层的不同沉积成因入手，选择具有代表性的样品进行核磁共振检测下的在线水驱实验，研究不同岩相样品在不同驱替压力下的孔隙动用特征和可动孔隙界限，并进行水驱和CO2驱可动孔隙界限的对比实验。对于水敏现象明显的样品，将进一步进行μ—CT 扫描实验，同时利用数字图像相关方法计算其遇水前后介质变化规律，并分析其对可动孔隙界限的影响机理。这一研究将为明确致密砂砾岩储层可动孔隙界限，合理制定开发方案提供理论支持。

1 实验材料与方法

1.1 实验材料

玛湖凹陷全直径岩心中钻取天然岩心作为实验样品，核磁驱替实验的样品为直径2.5 cm、长度不等的标准岩心，测试孔隙度、渗透率、矿物含量等物性参数后备用，样品物性参数见表1。根据玛湖地层条件下原油配置黏度为3.3 mPa·s 的模拟油作为饱和用油，采用质量浓度为72 g/L 的氯化锰溶液和纯度为99.9%的CO2作为核磁驱替实验的驱替介质。

表1 核磁共振驱替实验样品物性参数Table 1 Physical parameters of NMR displacement experiment samples

核磁驱替实验的样品可以分为牵引流砂砾岩、含砾砂岩和重力流砂砾岩3 种岩相。

牵引流砂砾岩（1 号样品）发育于扇三角洲平原亚相的扇面河道微相、扇三角洲前缘亚相的水下分流河道微相的底部，由灾变期正常牵引流形成，水流淘洗作用充分，物性较好。

含砾砂岩多在牵引流作用下形成，主要发育在扇面河道微相、水下分流河道微相的顶部，可细分为含砾粗砂岩（2 号样品）和含砾细砂岩（3号样品）。

重力流砂砾岩（4 号样品）发育在扇三角洲平原亚相的泥石流微相、扇三角洲前缘亚相的碎屑流微相中，由灾变事件形成，物性较差。

研究样品均取自玛湖1 井区块，该区块位于克拉玛依市以东，区域构造位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷玛南斜坡，岩性主要为砂砾岩、含砾砂岩，属于玛湖凹陷典型砂砾岩储集层。玛湖1 井区百口泉组、乌尔禾组油藏发现时间为2013年，2016年开始进行注水试验，2019年开始进行注CO2提高采收率试验。对典型井取心观察发现，牵引流砂砾岩储集层所占比例为42%，含砾砂岩储集层所占比例为38%，重力流砂砾岩储集层所占比例为20%，因此，研究不同岩相砂砾岩储层注水和CO2的动用特征具有一定现实意义。

CT 扫描实验的样品制作为直径0.7 cm、长度1 cm 的圆柱形，配置活性水浓度为100 mol/L 的氯化钙溶液，作为CT 扫描实验的浸泡介质。

1.2 实验装置

核磁驱替实验装置主要包括斯派克核磁共振仪、无磁岩心夹持器、流压泵、回压泵、围压泵、高压容器和烧杯等，实验设备见图1。CT 扫描实验在X射线扫描仪（型号为ZEISS Xradia 520 Versa）中进行。

图1 核磁驱替实验设备及流程示意Fig.1 Schemetic diagram of equipment and process for NMR displacement experiment

1.3 实验步骤

（1）按照核磁驱替实验流程图所示安装实验设备。

（2）岩心烘干抽真空饱和油，并在20 MPa 压力下加压饱和油，加压饱和完成后测定T2谱图（获取初始含油孔隙分布）。

（3）在核磁共振在线监测下，利用锰水驱替岩心，对于不同长度岩心保证压力梯度相同，同时参照现场实际生产压差范围设置实验的驱替压差（表2）。待岩心两端压力稳定、产液量恒定且T2谱图稳定时，记录相关参数后，进行下一个压力梯度的测试［14］，水驱结束后选择水驱可动孔隙界限对应的压差进行CO2驱实验。实验过程中始终保持围压高于入口端压力2 MPa。实验过程岩心不取出，以充分模拟实际条件，避免误差影响。

表2 在线核磁共振驱替实验的驱替压差设置Table 2 Displacement differential pressures setting for online NMR displacement experiment

（4）分析不同压力梯度下驱替的剩余油分布规律，结合压汞-核磁转换模型，评价不同压力梯度下的可动孔隙半径，对比不同驱替介质的可动孔隙界限情况。CT 扫描实验岩相选择在水驱实验中介质变化最明显的类型，样品在干燥状态下进行第1 次扫描，在配置的活性水中浸泡2 h 后进行第2 次扫描，2 次扫描的岩心摆放位置和方位不变，以便进行2D-DIC 计算。

1.4 数据处理方法

1.4.1T2与孔隙半径的转换

本文采用李爱芬等［15］的标度方法利用每块实验岩心的平行样的高压压汞孔径分布对T2进行标度。主要步骤包括：

（1）得到均匀磁场中球柱体饱和油孔道中横向弛豫时间和孔喉半径的幂指数关系，公式为

式中：r——孔喉半径，mm；T2——弛豫时间，s；C、n——拟合系数。

（2）分别绘制r和T2的累计分布频率，通过差值得到相同累计频率的r和T2，并根据最小二乘法拟合得到幂指数函数，从而得到转换系数C和n，由C和n值可求得某一T2对应的孔隙半径。

1.4.2 可动孔隙界限的确定

本文参照可动流体T2截止值的计算方法［7］确定不同驱替压差下的可动孔隙半径，并以最小的可动孔隙半径作为可动孔隙界限。

具体计算步骤为：首先分别绘制岩心饱和状态和驱替后的累计T2分布曲线；然后从驱替后累计曲线的最高点做平行线，与饱和状态累计曲线相交于一点；最后由交点做横坐标垂线交于一点，该点读数的T2经转换得到对应驱替压力的可动孔隙半径。

1.4.3 数字图像相关计算

数字图像相关法是指从数字图像中计算位移，主要是基于灰度守恒原理，两幅图像中相应像素的灰度级随时间保持不变，即

式中：I——位移函数；x、y——某像素点的坐标；u、v——参考坐标为x、y的像素的位移矢量；t、t+1——分别代表参考状态、变形状态。

式（2）可由一阶泰勒公式近似展开，计算的是参考状态到变形状态的位置变化情况，并引入光流算法解决未知数的数量多于方程数量的问题，具体算法说明可见文献［16］。

2 实验结果与讨论

2.1 驱替过程的T2表征

通过实验可以得到不同实验阶段的T2谱，分析T2谱可以得到不同驱替阶段的原油动用规律及介质变化规律，根据T2谱面积差，可以得到不同驱替阶段的采出程度。

牵引流砂砾岩（1 号样品）颗粒分选较好，T2谱分布呈明显双峰，孔隙分布较均质，连通性好，随着水驱压力升高，T2谱双峰同时下降（图2（a）），说明大小孔隙中的原油同时被动用，双峰峰值右移，主要和孔隙内原油的运移有关，在左侧生成了新的谱峰，主要与大孔道中残余的油膜有关，该类岩相样品的伊蒙混层等膨胀性黏土矿物含量少，介质变化不明显，水驱采收率达41.0%，CO2驱进一步提高11.5%的采收率，最终采收率为52.5%。

含砾粗砂岩（2 号样品）颗粒分选较好，T2谱分布为粗歪度的双峰（图2（b）），大孔含量较多。低压力梯度驱替时大孔含油明显下降，小孔含油反常上升，主要与遇水产生的黏土膨胀有关，蒙脱石/伊利石等膨胀性黏土矿物在大孔隙中分割充填，生成了大量微小的黏土孔，驱替压差继续增大时小孔含油开始下降，说明增大压差可以提高小孔的动用程度，该样品水驱采收率为28.3%，CO2驱提高11.4% 的采收率，最终采收率为39.7%。

含砾细砂岩（3 号样品）颗粒分选中—差，T2谱分布为细歪度的双峰（图2（c）），小孔含量较多，黏土矿物含量特别是伊蒙混层的含量较高。可以看出，低压差水驱时同样发生了明显的介质变化现象，即小孔含量反常升高，当压差增大到1.5 MPa 以上时，T2谱右端出现扩张，即形成了更大的孔道和裂缝，同时小孔含油明显降低，可以认为此时水沿裂缝网络流动起到了孔内渗吸效果，充分动用了小孔含油，同时随流压和围压进一步增大，右端扩张部分逐渐缩回，即裂缝逐渐受压闭合。该岩心水驱采收率为24.8%。CO2驱仅提高了3.8%的采收率，最终采收率为28.6%。

重力流砂砾岩（4 号样品）颗粒分选差，T2谱为由小孔构成的单峰（图2（d））。随驱替进行T2谱逐渐变为细歪度的双峰，水驱采收率仅为15.2%，CO2驱提高了14.0%的采收率，最终采收率为29.2%。

图2 4块典型样品驱替过程中的T2谱Fig.2 T2 spectra of 4 typical samples during displacement

可以看出，水驱采收率最高的为牵引流砂砾岩相，水驱采收率最低的为重力流砂砾岩相。CO2驱提高采收率最多的为储层较致密的重力流砂砾岩相，说明CO2驱能通过改善流度比及对原油的膨胀作用动用更小孔隙中的原油，CO2驱采收率最低的是含砾细砂岩相，可能是由于介质变化形成的裂缝网络导致了气窜，不利于气驱采油。

2.2 孔隙动用特征与可动孔隙界限

根据黄德利［17］的分类方法对孔隙进行分类，由于黏土矿物在核磁共振测试中主要反映弛豫时间小于4 ms 的弛豫谱，将弛豫时间小于4 ms 的孔隙称为黏土孔，4～40 ms 的孔隙称为毛管孔，40 ms 以上的孔隙称为大孔，牵引流砂砾岩和含砾粗砂岩样品含有以上3 种孔隙，而含砾细砂岩和重力流砂砾岩样品不含大孔，只有黏土孔与毛管孔。

由表3可以看出，在水驱过程中，黏土孔和大孔贡献了较多的原油采收率，而在CO2驱过程中，黏土孔贡献的采收率均最多，说明水驱通过驱替和渗吸作用同时动用了大孔和小孔中的油，而CO2驱进一步提高了小孔的动用程度。在2 种驱替方式中，毛管孔贡献的采收率均较低，有一个重要原因是孔内原油的运移作用。如图3所示，2 号样品在实验结束后用保鲜膜包裹后封存静置，在1、3、6 d 后分别进行核磁共振扫描，发现黏土孔和大孔含油量不断减少，毛管孔含油量不断增多，即由于毛细管力的作用，岩心内部不断发生着原油从其他孔隙向毛管孔隙运移的过程，此时毛管孔主要起到驿站的作用，说明岩心内部流体运移对驱替动用有着重要的影响。

图3 2号样品驱替后静置不同时间的T2谱Fig.3 T2 spectra of No.2 sample at different standing time after displaced

表3 不同孔隙对水驱和CO2驱采收率的贡献率Table 3 Contributions of different pores to water flooding and CO2 flooding recoveries

根据式（2）计算了不同驱替阶段的可动孔隙界限。如图4所示，随着驱替压差增大，可动孔隙半径初期下降较快，后期下降较慢，变化的临界压差为2.3 MPa，说明当水驱压差大于2.3 MPa 时，增产效果不再明显。另外可以看到含砾细砂岩样品在低压差驱替时期，由于介质变化导致可动孔隙半径反常升高。

图4 水驱压差与可动孔隙半径的关系Fig.4 Relations between the water-drive pressure difference and movable pore radius

4 块样品均采用最高驱替压差时的动用孔隙界限，用同样的计算方法计算得到CO2驱后的可动孔隙界限，牵引流砂砾岩、含砾粗砂岩、含砾细砂岩和重力流砂砾岩的水驱可动孔隙半径分别为0.43、0.40、0.22、0.14 μm，CO2驱可动孔隙半径分别为0.29、0.30、0.21、0.08 μm。可动孔隙半径与渗透率的关系如图5所示，可以看出，驱替的可动孔隙界限与渗透率呈线性正相关，可动孔隙半径随渗透率的降低而降低，这主要与岩心的微观非均质性有关，渗透率越高越容易形成优势通道，不利于驱动小孔隙。

图5 渗透率与可动孔隙半径界限的关系Fig.5 Relations between the permeability and movable pore radius limit

实验结果符合碎屑岩储层可动孔隙分布的普遍规律［6，18］，印证了本研究的合理性。CO2驱的可动孔隙界限明显低于水驱，说明CO2可以进一步动用小孔隙中的原油以提高采收率，这主要是由于CO2可以通过降低油的黏度、膨胀原油体积、改善流度比、提高注入能力和酸化解堵能力等作用，克服毛细管力进入盲端孔，进一步波及小孔隙和角隅处的原油，降低可动孔隙界限。对于致密储层，CO2还可通过溶剂萃取和分子扩散等作用，进一步动用小孔中的原油［19］。此外还可以看出，4 种岩相中含砾细砂岩的CO2驱较水驱后的可动孔隙界限降低不明显，这主要与其遇水发生了介质变化有关。

2.3 介质变化特征

根据驱替实验结果可知，含砾细砂岩介质变化现象最为明显，其可动孔隙界限明显异于其他岩相，因此选用含砾细砂岩样品进行CT 扫描实验，研究该样品的介质变化特征，并分析其对可动孔隙界限影响的微观机理。

分析浸泡前后的孔隙连通性变化情况，对典型切面进行2D-DIC 计算以分析介质变化趋势。由图6可以看出，含砾细砂岩样品在活性水中浸泡2 h 后，连通孔隙的分布出现了明显变化，部分连通孔隙消失，同时沿砾石边缘出现了新的裂缝网络。定量分析表明，黏土矿物水化导致的介质变化使连通孔隙度从2.07%降低到1.82%，降低了12%，裂缝孔隙度从0.31%升高到0.92%，增加了近2 倍。2D-DIC 计算结果进一步印证了观察结果，图7为图6中切片所示的岩石介质在xy方向的应变计算结果（xx、yy方向与xy方向应变计算结果相似），红色为正应变，蓝色为负应变，正应变即为拉伸或张开，负应变即为收缩或闭合。可以看出，红色主要出现在下部和右下方的砾石边缘处，蓝色主要出现在中部的基质处。

图6 活性水浸泡前后的岩心端面、连通孔隙对比Fig.6 Core edge and connected pores before and after active water immersion

图7 活性水浸泡前后介质变化的应变云图Fig.7 Strain nephogram of media changes before and after active water immersion

介质变化特征也揭示了含砾细砂岩可动孔隙界限异于其他岩相的微观机理，说明砂砾岩水化诱导的介质变化主要体现在2 个方面：（1）在水驱压力增加初期，由于黏土膨胀导致的基质孔收缩堵塞，孔隙连通性降低，导致水驱效率下降，所以图4中可动孔隙界限反常升高。（2）水化诱导后砾缘缝张开，裂缝孔隙度明显升高，导致水驱后的CO2驱容易发生气窜，CO2驱的提采效率下降，所以图5中含砾细砂岩的CO2驱较水驱的可动孔隙界限降低不明显。因此含砾细砂岩层位在水驱开发时应注意防膨，避免孔隙堵塞，而在气驱增产时应注意实施封窜措施，防止气窜。本次研究也说明数字图像相关技术和应变研究在研究碎屑岩介质变形行为中有应用价值，建议进一步研究砂砾岩储层在有外加应力条件下的介质变化特征。