鄂尔多斯盆地长7页岩储层压裂液渗吸规律及原油微观动用特征

王琛 高辉 费二战 刘斌 王科懿 李腾 刘月亮

摘要：為揭示鄂尔多斯盆地长7页岩油藏压裂液渗吸排油规律，评价渗吸阶段原油微观动用特征，选取典型的互层状页岩和厚层状页岩岩心样品，利用低场核磁共振技术结合室内高温高压渗吸模拟装置，开展页岩油藏压裂液渗吸排油室内动态模拟实验，定量评价页岩油藏压后渗吸阶段，不同尺度孔喉的压裂液渗吸速度、渗吸采收率及原油微观动用特征。结果表明，页岩油藏压裂液渗吸过程可分为高速渗吸阶段和稳定渗吸阶段，渗吸作用前6 h是高效渗吸阶段，此时的渗吸速率最高可以达到3.08%/h；互层状页岩储层的较小孔喉的渗吸速率及渗吸采收率显著高于较大孔喉，较小孔喉对渗吸采收率的贡献程度可达到81.18%；厚层状页岩压裂液在不同尺度孔喉中的渗吸采收率接近。在页岩油藏压裂阶段，页岩储层渗透率和黏土矿物含量是影响压裂液渗吸效果的主要控制因素，相关成果及认识可为页岩油藏压裂方案优化提供理论支撑。

关键词：渗吸速率； 渗吸采收率； 压裂液渗吸； 核磁共振技术； 长7页岩油藏

中图分类号：TE 349 文献标志码：A

引用格式：王琛，高辉，费二战，等.鄂尔多斯盆地长7页岩储层压裂液渗吸规律及原油微观动用特征［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2023，47（6）：95-103.

WANG Chen， GAO Hui， FEI Erzhan， et al. Imbibition of fracturing fluid and microscopic oil production characteristics in Chang 7 shale reservoir in Ordos Basin［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2023，47（6）：95-103.

Imbibition of fracturing fluid and microscopic oil production

characteristics in Chang 7 shale reservoir in Ordos Basin

WANG Chen1，2， GAO Hui1，2， FEI Erzhan3， LIU Bin4， WANG Keyi5， LI Teng1，2， LIU Yueliang6

（1．School of Petroleum Engineering， Xian Shiyou University， Xian 710065， China;

2．Xian Key Laboratory of Tight Oil （Shale Oil） Development， Xian 710065， China;

3．No.3 Oil Production Plant， PetroChina Changqing Oilfield Company， Yinchuan 750005， China;

4．No.8 Oil Production Plant， PetroChina Changqing Oilfield Company， Xian 710018， China;

5．No.10 Oil Production Plant， PetroChina Changqing Oilfield Company， Qingyang 740051， China;

6．College of Petroleum Engineering， China University of Petroleum（Beijing）， Beijing 102249， China）

Abstract： In order to reveal the imbibition displacement behaviour of fracturing fluid in Chang 7 shale reservoir in Ordos Basin and evaluate the microscopic oil production characteristics in imbibition stage， core samples of interbedded shale and thick bedded shale were selected to carry out experiments using a low-field nuclear magnetic resonance technique and an indoor high temperature and high pressure imbibition simulation device. The imbibition rate and imbibition efficiency of fracturing fluid and the microscopic oil production characteristics at different pore throat scales were quantitatively evaluated in the post-pressure imbibition stage of the shale reservoir after fracturing. The experimental results show that the imbibition process of fracturing fluid in shale reservoir can be divided into high-speed imbibition stage and stable imbibition stage. The imbibition rate of fracturing fluid in the shale reservoir can reach up to 3.08%/h at 6 hours before imbibition. The imbibition rate and imbibition efficiency of small pore throats in interbedded shale reservoir are significantly higher than those of large pore throats， and the contribution of small pore throats to the total imbibition efficiency can reach to 81.18%. The imbibition efficiency of thick layered shale in different pore throat scales is similar. In the fracturing stage of the shale reservoir， the permeability and clay mineral content of the shale reservoir are the main control factors affecting the imbibition effect of fracturing fluid. The relevant results and understanding obtained in this study can provide theoretical support for the optimization of fracturing scheme of shale reservoirs.

Keywords：imbibition rate; imbibition recovery rate; fracturing fluid imbibition; nuclear magnetic resonance technique; Chang 7 shale reservoir

与常规储层相比，非常规页岩储层微纳米尺度的孔隙喉道较为发育，其孔隙度小、渗透率低、油藏天然能量低，开发难度较大，难以形成稳定工业产能，大规模体积压裂技术是开展页岩储层改造的有效手段［1-4］。传统的理论认为压裂液滞留在储层中会对储层的渗流能力造成伤害，降低油井的产能，但部分矿场实践表明，压裂液返排率较低的油井产能出现了不降反增的现象［5］。研究显示这主要是由于储层中大量的微纳米级孔喉和裂缝使压裂液在毛管力的作用下发生渗吸排油效应，进而增加油井产能，提高油藏采收率［6-10］。近年来，部分专家学者基于压裂液渗吸室内实验，对渗吸排油机制做了大量的研究，在渗吸作用规律、渗吸排油机制及渗吸实验方法等方面取得了诸多认识［11-18］。基于渗吸效率和渗吸速率特征，可将渗吸过程分为渗吸初期、中期、后期3个不同阶段；研究过程中也发现岩心物性、渗吸液性能、压力系统和渗吸时间等参数都对渗吸排油效率有显著的影响［19-24］。但是，现有文献对页岩油藏压裂液渗吸作用的相关研究，主要基于室内物理渗吸模拟实验，受限于实验技术手段，诸多文献中选用砂岩-页岩互层型岩心样品（砂岩比重较高）开展实验模拟，鲜有利用块状纯页岩岩心样品开展实验的先例，因此取得的研究结果无法全面反映厚层状纯页岩油藏中的压裂液渗吸规律。基于此，笔者有针对性的选取鄂尔多斯盆地长7页岩油藏底部发育的厚层状纯页岩岩心样品，结合长7油藏中部互层状页岩岩心样品，开展实验并进行对比分析；应用低场核磁共振技术结合高温高压室内动态物理模拟实验，定量评价油藏温度压力条件下不同类型页岩储层的压裂液渗吸特征及原油微观动用规律。

1 实 验

1.1 实验材料

实验共选取5块鄂尔多斯盆地陇东地区长7油藏页岩岩心样品（表1）。原油样品取自岩心同层，实验模拟油为原油与精制煤油按照体积比1∶3配置而成，常温（20 ℃）条件下模拟油黏度为5.12 mPa·s，密度为0.83 g/cm3。实验用模拟地层水为Mn2+溶液，矿化度为40 g/L。实验用压裂液体系为长7油藏常用EM30型滑溜水压裂液体系。

1.2 实验设备

驱替实验设备如图1所示。驱替泵型号为美国制造的ISCO-260D型，压力范围为0～51.7 MPa，双泵连续流动流速范围为0.001～80 mL/min。高温高压渗吸仪承压范围为0～50.0 MPa，最高温度100 ℃；真空加压饱和装置型号为NM-V型，工作压力0～40 MPa，以上设备均由江苏华兴石油仪器有限公司制造，核磁共振仪由苏州纽迈分析仪器股份有限公司，型号为PQ001。

1.3 实验步骤

实验将低场核磁共振技术与渗吸动态模拟实验（油藏温度压力条件）相结合，具体步骤如下：

（1）选取两类典型页岩岩心样品，采用无水线切割技术，将样品切割为直径2.5 cm、长度3.0 cm的标准岩样，洗油后开展基础物性测试。

（2）利用真空加压饱和装置为岩心样品充分饱和模拟地层水24 h。

（3）将岩心样品置于40 MPa的高压饱和装置中，充分饱和模拟油，每间隔24 h测定1次核磁共振T2谱，连续操作8～10轮，待核磁共振T2谱幅度差异小于3%时完成，建立原始地层油水分布。

（4）配置EM30型滑溜水压裂液样品，压裂液与Mn2+溶液按照体积比4∶1配置而成，以消除压裂液样品中的H+信号。

（5）将岩心样品和压裂液置于高温高压渗吸装置中，在温度60 ℃、压力15 MPa条件下开展渗吸实验，在渗吸时间达到6、12、18、24、36 h分别对岩心样品进行核磁共振T2谱测试。

（6）对比渗吸各阶段的核磁共振T2谱，定量评价渗吸作用特征及原油微观动用规律。

2 页岩样品特征

鄂尔多斯盆地三叠系延长组自上而下划分为10个油层组，其中长7大范围发育了一套深湖—半深湖相页岩层，为中生界主要优质烃源岩；长7中上部深湖—半深湖相沉积面积减少，发育砂岩-页岩互层［25］。实验岩心取自鄂尔多斯盆地陇东地区，如图2所示，互层状页岩样品取自长72层段底部，厚层状页岩样品取自长73层段。

低场核磁共振技术可以对微纳米级孔喉尺度内部流体分布实现定量评价，核磁共振T2谱中的横坐标T2弛豫时间与孔喉半径呈正相关关系，纵坐标信号幅度可反映横坐标对应尺度下孔喉体积及流体分布量［26］。图3为实验选取的5块页岩岩心样品的初始流体分布核磁共振T2谱，可以看到两类页岩样品的孔喉分布形态均为双峰，且较小孔喉体积（左峰）显著高于较大孔喉体积（右峰），该特征符合前人对页岩储层孔喉分布的认识。同时，可以看到3块互层状页岩样品的饱和流体时的信号幅度均高于100，而厚层状页岩样品的信号幅度则在40左右，表明互层状页岩样品的孔喉体积整体高于厚层状页岩，该特征也符合互层状页岩和厚层状页岩在储层物性及孔喉发育程度方面的差异性规律。

孔喉尺度为0.01～1 ms的孔喉压裂液渗吸排油效率计算方法示意图如图4所示。

假设孔喉尺度为0.01～1 ms的孔喉中初始饱和原油量由（So+Si）表示，通过对比实验前后原油分布核磁共振T2谱的频率面积差可计算压裂液渗吸排油效率I为

式中，I为压裂液渗吸排油效率，%；So为初始饱和油量与渗吸后剩余油量T2譜频率面积差，m2；Si为渗吸后剩余油量T2谱频率面积，m2。

3 实验结果讨论

3.1 原油动用特征

在压裂液渗吸的不同阶段，应用低场核磁共振技术监测岩心内部原油动用特征，根据不同渗吸时间内的渗吸排油效率，计算压裂液渗吸速度参数，定量评价不同孔喉尺度内的渗吸排油特征，明确不同尺度孔喉内部的渗吸采收率对总体渗吸采收率的贡献程度。

图5为互层状页岩岩心初始饱和原油以及压裂液渗吸6～36 h后的原油分布T2谱。压裂液渗吸6 h的原油分布T2谱曲线与初始饱和油曲线的下浮面积较大，表明前6 h的渗吸速率较快，渗吸排油效率为20.33%～24.48%；随着渗吸效应的持续进行，各渗吸时间段内的原油分布T2谱曲线持续下浮，但幅度有所降低，表明此阶段的渗吸速率降低，直到36 h渗吸实验结束，互层状页岩岩心的渗吸排油效率为27.66%～34.27%。针对不同孔喉尺度的渗吸采收率计算结果显示，在渗吸排油较快的前6 h，较小孔喉（0.01～2.50 ms）的渗吸采收率为15.70%～18.48%，较大孔喉（2.50～600 ms）的渗吸采收率为3.91%～8.65%，较小孔喉渗吸采收率显著高于较大孔喉，3块岩心特征一致。在后续30 h的渗吸作用下，岩心较小孔喉中的渗吸排油效率逐渐增加，最高达到26.37%；较大孔喉中的渗吸排油效率增幅非常有限，最高也仅有7.96%。综合分析，互层状页岩岩心较小孔喉在压裂液进入地层的前12 h是高效渗吸阶段。

如图6所示，厚层状页岩样品与互层状页岩样品的微观孔喉结构存在差异，其较小孔喉体积显著低于互层状页岩样品，但两块厚层状页岩岩心在压裂液渗吸过程中渗吸采收率与速率随时间变化的趋势与互层状页岩样品具有相似特征。从压裂液渗吸原有分布曲线的整体特征来看，前6 h的渗吸排油量显著大于其他各个阶段，是高效渗吸阶段，此时两块厚层状页岩岩心渗吸排油效率分别为22.56%和23.70%。渗吸至36 h实验结束，两块岩心的最终渗吸排油效率分别为31.60%和32.95%。从孔喉尺度分析，两块岩心较小孔喉的渗吸采收率始终稳步增长，其中前6 h的渗吸采收率增幅最大；较大孔喉前6 h的渗吸速率较快，而在6～36 h渗吸阶段，较大孔喉中的压裂液渗吸排油基本停止。综合分析，在前6 h较大孔喉和较小孔喉内岩心的排油效率基本一致，而较大孔喉的渗吸排油主要发生在前6 h，随着时间推移，较小孔喉依旧是渗吸排油效率的主要贡献者。

3.2 渗吸排油速率

根据5块岩心样品压裂液渗吸核磁共振T2谱，依据渗吸时间可定量计算压裂液渗吸排油速率，即单位时间内的压裂液渗吸排油效率，计算结果如表2所示，渗吸速率参数值可充分反映不同尺度孔喉内部压裂液渗吸排油作用程度。

如图7（a）所示：每个岩心样品前6 h较小孔隙的渗吸速率显著大于其他时间段的渗吸速率，该特征表明压裂液进入页岩储层初期是较小孔喉发挥渗吸排油作用的高峰期；其次，互层状页岩在前6 h的渗吸速率显著高于厚层状页岩，其平均渗吸速率达到2.78%/h，而厚层状页岩的平均渗吸速率仅为1.97%/h，渗吸速率差接近30%；最后，计算得到互层状页岩较小孔喉综合渗吸速率为0.82%/h，而厚层状页岩较小孔喉综合渗吸速率为0.66%/h，渗吸速率综合差接近20%。综合分析表明，互层状页岩的较小孔喉渗吸速率显著高于厚层状页岩，这与两类页岩储层的矿物组分、宏观物性、微观孔喉尺度、储层润湿性等因素存在一定联系；通常，互层状页岩基础物性、微观孔喉尺度好于厚层状纯页岩，且黏土矿物含量较低、渗吸阻力小均是影响较小孔喉渗吸速率的关键因素。

图7（b）所示为较大孔喉渗吸速率分布，相对较小孔喉而言，其数据分布规律性较弱。综合分析发现：前6 h较大孔隙的渗吸速率顯著高于其他时间段的渗吸速率，结合较小孔喉渗吸速率特征，可以认为在压裂液进入页岩储层并与基质孔喉充分接触的初期，是压裂液发挥渗吸排油作用的关键时期，该认识可为页岩油藏压裂焖井制度优化提供理论支撑；其次，与较小孔喉渗吸规律相反的是，在较大孔喉内，厚层状页岩在前6 h的渗吸速率显著高于互层状页岩，渗吸速率差接近50%。同时，厚层状页岩与互层状页岩的较大孔喉综合渗吸速率差也接近50%，厚层状页岩的较大孔喉渗吸速率显著高于互层状页岩。另外，较大孔喉渗吸速率在部分渗吸阶段为负值，该现象在笔者前期开展致密砂岩自发渗吸过程中也有发现，分析认为在渗吸过程中有一部分原油从较小孔喉渗吸出来暂时停留在较大孔喉内部，而未被彻底排出；待渗吸继续进行至36 h，所有岩心样品较大孔喉的渗吸速率均恢复正值。

3.3 渗吸排油效率

图8为5块岩心样品较小孔喉和较大孔喉的综合渗吸采收率以及样品压裂液总体渗吸采收率分布。从图8中可以看出，两类页岩样品的压裂液总渗吸采收率接近，分布在27.66%～34.27%，而不同类型页岩的渗吸原油动用规律却存在一定差异。其中，互层状页岩的较小孔喉渗吸采收率整体较高，平均为25.03%；而较大孔喉的渗吸采收率平均仅有5.80%。因此认为互层状页岩在压裂阶段，主要依靠储层中的较小孔喉进行压裂液渗吸，较小孔喉对渗吸采收率的贡献程度达到81.18%。

针对厚层状页岩，发现其中较小孔喉渗吸采收率整体低于互层状页岩，平均渗吸采收率为19.52%；而较大孔喉的渗吸采收率整体高于互层状页岩，平均达到12.76%。综合计算得到较小孔喉对厚层状页岩压裂液渗吸采收率的贡献程度为60.46%，较大孔喉对渗吸采收率的贡献程度为39.54%。相比互层状页岩，压裂阶段不同尺度孔喉对厚层状页岩油藏压裂液渗吸采收率的贡献程度差异性较小，压裂液在不同尺度孔喉中的渗吸作用强度接近。

4 压裂液渗吸主控因素

实验结果显示，压裂液在两类页岩储层中的渗吸速率分布基本一致，但是压裂液渗吸作用对互层状页岩和厚层状页岩储层内的原油微观动用规律存在差异性，不同尺度孔喉对整体压裂液渗吸采收率的贡献程度也不尽相同。其中储层宏观物性、微观孔喉结构及黏土矿物含量是影响压裂液渗吸原油动用的主要控制因素。

4.1 储层物性

实验选样阶段有意筛选不同渗透率级别的两类页岩岩心开展实验，因此5块样品的孔渗相关系数达到0.9934，这也为揭示两类页岩样品的压裂液渗吸规律差异性，开展影响因素分析奠定了基础数据保障。

如图9（a）～（d）所示，较小孔喉的渗吸速率与样品初始孔隙度、渗透率相关性较好，表明页岩储层中较小孔喉的渗吸速率与储层物性相关，即互层状页岩储层物性较好，其较小孔喉的渗吸速率较高，而厚层状页岩孔渗较差，其较小孔喉的渗吸速率也相对较慢。较大孔喉渗吸速率则与孔渗呈现负相关关系，该现象说明随着储层孔渗的增大，其孔隙喉道尺度进一步增大，进而会导致较大孔喉内部的毛管力减小，影响压裂液渗吸速率。

通过开展压裂液渗吸采收率与储层孔渗相关性分析发现（图9（e）～（h）），不同尺度孔喉的压裂渗吸采收率与渗吸速率变化规律基本一致，较小孔喉的渗吸采收率随着物性的改善而增加，较大孔喉的渗吸作用则随着物性的增加而进一步降低。

4.2 微观孔喉结构

根据5块岩心样品初始饱和原油的核磁共振T2谱，可计算出岩心较大孔喉与较小孔喉的体积分数。通过开展压裂液渗吸速率、渗吸采收率与较小孔喉体积分数相关性分析（图10）发现，较小孔喉体积分数与渗吸速率、渗吸采收率呈负相关关系，相关系数R2约为0.49，表明较小孔喉体积分数越高，压裂液渗吸速率、渗吸采收率越低。在此需要说明的是由于渗吸总速率是通过渗吸采收率除以渗吸时间计算得到的，因此二者与较小孔喉体积分数相关系数R2基本一致。

4.3 黏土矿物含量

实验选取的互层状页岩和厚层状页岩，二者的一个重要区别就是黏土矿物含量差异性较大。如图11所示，较小孔喉的压裂液渗吸效果与黏土矿物质量分数呈现负相关关系，相关系数分别为0.8833和0.8090。该现象进一步证明，在页岩油藏压裂阶段，压裂液与黏土矿物接触会导致黏土膨胀、运移，堵塞页岩小尺度孔喉，进而影响较小孔喉内部的压裂液渗吸速率及渗吸排油效果，这也为厚层状页岩油藏储层改造阶段压裂液与储层配伍性优化提供了理论依据。

综合储层物性、微观孔喉结构以及黏土矿物含量与压裂液渗吸速率、渗吸采收率的相关性发现，当多种影响因素共同存在时，页岩储层渗透率和黏土矿物含量是影响压裂液渗吸效果的主控因素，而储层孔喉结构对渗吸效果的影响程度较低。这也进一步明确了页岩油藏压裂液渗吸效果除了受控于储层自身的渗流能力外，针对厚层状页岩油藏黏土矿物含量较高的情况，压裂液引起的页岩黏土矿物膨胀运移也是不可忽视的重要因素。

5 结 论

（1）压裂液与页岩储层孔喉空间稳定接触的前6 h，是渗吸高效作用阶段，此时的渗吸速率可以达到整个渗吸周期的极值；此后，渗吸采收率增幅显著降低，渗吸速率减缓；因此可将页岩油藏压裂液渗吸过程分为高速渗吸阶段和稳定渗吸阶段。

（2）互层状页岩储层的较小孔喉的渗吸速率及渗吸采收率显著高于较大孔喉，认为互层状页岩储层在压裂阶段主要依靠储层中的较小孔喉进行压裂液渗吸排油，且较小孔喉对渗吸采收率的贡献程度可达到81.18%。

（3）厚层状页岩储层在压裂阶段，压裂液在不同尺度孔喉中的渗吸采收率接近，且不同尺度孔喉对整体压裂液渗吸采收率的贡献程度差异性较小，压裂液在不同尺度孔喉中的渗吸作用强度接近。

（4）在页岩油藏压裂阶段，页岩储层渗透率和黏土矿物含量是影响压裂液渗吸效果的主控因素，厚层状页岩油藏应注重压裂液引起的储层敏感性伤害问题。

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