壓裂液在火山巖不同類型孔隙中的分布特征
—— 以新疆西泉井區(qū)火山巖油藏為例

孫敬,葉習文，商玉鋒， 劉德華,孔垂顯，蔣慶平，米熱尼沙·吐爾遜

1.長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100

2.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000

火山巖油藏儲層復雜多樣，物性較差，具有孔隙度小、滲透率低、非均質(zhì)性強等特點[1-3]，常采用水平井大規(guī)模壓裂技術(shù)進行開發(fā)[4]，在大規(guī)模壓裂液注入地層后，會造成液體滯留，降低產(chǎn)能[5]。研究發(fā)現(xiàn)，較之高滲油藏注水開發(fā)等常規(guī)提高原油采收率手段，火山巖等非常規(guī)油藏具有強毛細管壓力，濾失壓裂液和孔隙間的滲吸作用能夠有效提高原油采收率[6-8]。低場核磁共振技術(shù)具有監(jiān)測速度快、無損檢測、計量準確等特點，能夠通過τ2(弛豫時間)譜直觀反映巖心滲吸過程流體變化特征[9-11]。因此，利用核磁共振技術(shù)開展?jié)B吸試驗，表征滲吸過程中火山巖微觀孔隙結(jié)構(gòu)的流體分布，對于提高火山巖油藏采收率有重要意義。楊婧等[12]通過自發(fā)滲吸試驗研究了溫度、滲透率對滲吸效果的影響；陳野嘯等[13]通過高溫高壓滲吸試驗與數(shù)值模擬相結(jié)合，得到了巖心孔隙結(jié)構(gòu)、長度對于滲吸效果的影響，并利用Comsol物理模擬軟件建立了滲吸模型；王君如等[14]發(fā)明了定量測量黏附油的滲吸試驗裝置，研究了巖心滲吸機理及表面活性劑對于原油滲吸采收率的影響；肖文聯(lián)等[15]進行了頁巖帶壓滲吸試驗，巖樣上作用的應力能夠影響頁巖滲吸特征；劉秀嬋等[16]通過巖心動態(tài)驅(qū)油試驗評價了滲吸液類型、濃度、注入量、驅(qū)替速度、反應時間對于巖心動態(tài)滲吸驅(qū)油效果的影響；蒙冕模等[17]對比了頁巖與火山巖、砂巖滲吸特征變化，火山巖自發(fā)滲吸飽和時間遠大于砂巖。

前人所做滲吸試驗研究多集中在溫度、時間、滲透率、孔隙結(jié)構(gòu)、表面活性劑等對巖心滲吸作用的影響，而對表征滲吸過程中微觀孔隙結(jié)構(gòu)下的流體分布研究較少。作為一類特殊油藏，火山巖孔隙結(jié)構(gòu)復雜，定量分析其在滲吸過程中不同孔隙的流體分布特征及不同孔隙對于采收率貢獻的研究具有一定的理論意義。基于此，筆者以新疆西泉井區(qū)火山巖油藏巖心為對象，利用核磁共振技術(shù)，通過描述滲吸過程中τ2譜變化，測量靜態(tài)自發(fā)滲吸過程中不同孔隙滲吸液分布狀況，分析了滲吸過程中不同孔隙油水變化特征。

1 試驗樣品及測試流程

1.1 試驗原理

弛豫時間τ2是反映巖石孔隙結(jié)構(gòu)變化的參量，τ2分布圖反映了孔隙尺寸的分布，當采用短核磁共振回波參數(shù)且孔隙只含水時，τ2與孔隙尺寸呈正比：

(1)

滲吸試驗前，對地層水樣進行定標，利用最小二乘法對測得巖心含水質(zhì)量和τ2譜峰面積進行擬合，得到含水質(zhì)量與信號量的標準無量綱關(guān)系(見圖1)。通過測量滲吸過程中不同時刻的τ2譜，能夠得到巖心不同孔隙自發(fā)滲吸過程中的油水動態(tài)分布。

圖1 含水質(zhì)量與信號量定標圖 Fig.1 Water quality and semaphore calibration map

1.2 油藏儲層特征

根據(jù)鏡下薄片分析和巖心觀察資料統(tǒng)計，西泉區(qū)塊石炭系儲層巖性主要為火山角礫巖、凝灰?guī)r和安山巖3類(見圖2)，油層主要發(fā)育在火山角礫巖中。

圖2 西泉區(qū)塊石炭系儲層巖性鏡下薄片分析圖Fig.2 Microscopic thin section analysis of Carboniferous reservoir lithology in Xiquan Block

火山巖儲層孔隙度11.0%～20.6%，平均14.6%；滲透率0～0.54mD，平均0.08mD。油層孔隙度10.2%～16.3%，平均13.7%；滲透率0.0097～0.356mD，平均0.029mD。火山巖束縛水飽和度主要分布在23%～88%之間，平均63.2%，束縛水飽和度普遍較高，與孔隙度沒有明顯相關(guān)性。巖樣進汞曲線存在異常，巖心非均質(zhì)性極強，微觀非均質(zhì)性主要由喉道的非均質(zhì)性引起，巖心孔洞分布不均勻，孔洞之間連通性極差，喉道半徑中值0.521～57.563μm，平均9.979μm；平均毛細管半徑0.625～5.101μm，平均2.246μm，巖心最終進汞飽和度均小于50%，故無法得到飽和度中值壓力及飽和度中值半徑。儲集空間可分為原生孔隙、次生孔隙和裂縫3類，其中原生孔隙主要為氣孔、杏仁體內(nèi)孔、晶內(nèi)孔和基質(zhì)孔，次生孔主要為溶蝕孔和晶間微孔，裂縫主要為構(gòu)造縫、溶蝕縫和冷凝收縮縫。

總體來說，西泉區(qū)塊石炭系儲層巖性主要為火山角礫巖、凝灰?guī)r和安山巖，油層巖性主要為火山角礫巖，油層表現(xiàn)為高孔、低滲、微細-微喉道、裂縫欠發(fā)育的特征。

1.3 試驗材料及設備

試驗巖心取自新疆西泉井區(qū)石炭系儲層，深度2265.3～2265.6m，巖性為安山質(zhì)火山角礫巖(有利儲層)。巖樣具體物性見表1。試驗用油采用原油與航空煤油混合配制，作去氫處理，黏度為1.89mPa·s，符合該區(qū)塊地層油黏度。試驗用水根據(jù)該區(qū)塊地層水性質(zhì)配制模擬水，地層水性質(zhì)見表2。試驗溫度為地層溫度60.7℃。核磁共振儀型號為MicroMR12。

表1 新疆西泉井區(qū)石炭系安山質(zhì)火山角礫巖巖樣物性表

表2 新疆西泉井區(qū)地層水性質(zhì)統(tǒng)計表

1.4 試驗流程

試驗過程按照石油與天然氣行業(yè)標準SY/T 5336—2006《巖心分析方法》和SY/T 6490—2016《巖樣核磁共振參數(shù)試驗室測量規(guī)范》[18]嚴格執(zhí)行。具體試驗流程如下：

1)將試驗用巖心進行清洗、烘干(70℃×48h)，測量巖心長度、直徑，稱量測定巖心干重，測量其空氣滲透率。

2)將巖心抽真空，飽和模擬水，測定巖樣濕重，計算巖心孔隙度。

3)將飽和模擬水的巖樣放入核磁共振儀，進行τ2譜測試，得到飽和水狀態(tài)下巖樣τ2譜。

4)將巖樣放入巖心驅(qū)替裝置中，注入模擬油，記錄出水體積直至出口端不出水，計算巖心束縛水飽和度，進行τ2譜測試，得到束縛水狀態(tài)下巖樣τ2譜。

5)將巖心放入滲吸裝置開始滲吸試驗。在滲吸過程中，間隔一定時間進行核磁共振τ2譜測試并記錄巖心質(zhì)量，間隔時間為2、4、6、8、10、14、18、22、26、30、38、58、114h。核磁共振τ2譜測試時，將巖心從滲吸裝置中取出，擦干巖心表面，用保鮮膜包裹好，放入核磁共振儀中進行τ2譜測試。

6)更換測量巖心，重復步驟3)～5)。

2 火山巖巖樣孔隙分類及孔隙分布特征

2.1 巖樣孔隙分類

不同孔隙結(jié)構(gòu)對滲吸作用的影響較大，相對常規(guī)砂巖儲層來說，火山巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)更為復雜，不同尺度孔隙滲吸規(guī)律也不同，劃分不同尺度孔隙對滲吸過程進行分析，能夠更好地描述火山巖滲吸規(guī)律。

文獻[19-25] 借助低場核磁共振巖心分析方法，配合離心試驗和熱處理試驗來實現(xiàn)儲層孔隙結(jié)構(gòu)的精確定量表征，考慮不同孔隙內(nèi)流體飽和度，在全孔徑范圍，計算τ2雙截止值，將儲層微納米孔隙分為不可采出流體孔隙、毛細管束縛孔隙、可動流體孔隙。該孔隙分類方案不僅考慮了巖石中孔隙流體分布，還考慮了孔隙流體所處的不同位置的孔隙空間以及它們對流體滲流特性的貢獻。雖然該孔隙分類方案主要應用于碳酸鹽巖和頁巖儲層，但是通過對比試驗用巖樣孔隙度、滲透率以及其他一些物性參數(shù)分析發(fā)現(xiàn)，該分類方案對于描述火山巖微觀孔隙滲吸特征同樣具有良好適用性，3種孔隙類型對應巖心弛豫時間和巖心孔徑分布如表3。

表3 3種孔隙類型對應的巖心弛豫時間、巖心孔徑分布

2.2 巖樣孔隙分布特征

核磁共振測試只能檢測到模擬水中氫核信號，因此可以認為在飽和水狀態(tài)下τ2譜為巖心孔隙分布圖(見圖3)。

圖3 巖心全尺寸孔隙分布圖Fig.3 Full size pore distribution of core

飽和水狀態(tài)下6號巖心τ2譜呈三峰特征，但峰面積主要集中在左峰，且遠大于右峰面積，主要分布在量級10-3～100μm孔徑范圍；39號巖心τ2譜呈雙峰特征，峰面積主要集中在左峰，遠大于右峰面積，主要分布在量級10-3～10-1μm孔徑范圍；左峰主要為毛細管束縛孔隙，毛細管束縛孔隙體積分別占總孔隙體積的78.03%和71.36%，6號巖心毛細管束縛孔隙尤其發(fā)育。對比圖3(a)和3(b)可發(fā)現(xiàn)，火山巖毛細管束縛孔隙分布相似，且占比總孔隙體積高，表明該區(qū)塊火山巖整體上以微納米孔隙為主，且毛細管束縛孔隙分布均勻，毛細管束縛孔隙為可動流體孔隙的2.5～3.5倍，油水置換主要發(fā)生在毛細管束縛孔隙中。

束縛水狀態(tài)下6號巖心和39號巖心τ2譜均呈單峰特征，毛細管束縛孔隙含油飽和度分別為89.18%和76.11%；可動流體孔隙含油飽和度分別為95.87%和86.79%。由于毛細管束縛孔隙孔徑小，毛細管壓力強，相對來說，油水更難進入毛細管束縛孔隙，所以毛細管束縛孔隙中含油飽和度相對較低，可動流體孔隙中含油飽和度相對較高；由于39號巖心可動流體孔隙體積比大于6號巖心可動流體孔隙體積比，故39號巖心束縛水狀態(tài)下含油飽和度大于6號巖心束縛水狀態(tài)下的含油飽和度。

3 滲吸過程中不同孔隙油水變化特征及采收率變化特征

3.1 油水變化特征

通過水樣與信號幅度定標進行轉(zhuǎn)換，可以建立τ2譜圖與孔徑分布的關(guān)系，得出各巖樣每個滲吸階段孔徑分布與水體積的關(guān)系。6號巖心滲吸作用主要發(fā)生在孔徑為0.0017～0.0365μm的孔隙中(見圖4(a))，39號巖心滲吸作用主要發(fā)生在孔徑為0.0017～0.0365μm以及少部分0.0365～200μm的孔隙中，油水能夠進入最小孔徑為0.0016μm的孔隙(見圖4(b))，滲吸過程主要在毛細管束縛孔隙以及部分可動流體孔隙區(qū)域，不可采出流體孔隙基本不參與滲吸過程。

圖4 不同巖心動態(tài)油水分布圖Fig.4 Dynamic oil-water distribution map of different cores

將巖心滲吸過程分為滲吸前期、滲吸中期和滲吸后期3個階段。滲吸前期(0～14h)，τ2譜曲線包絡面積迅速增大，6號和39號巖心τ2譜曲線包絡面積增量分別為5762.54、17005.1；滲吸中期(14～38h)，τ2譜曲線包絡面積增速變緩，τ2譜曲線包絡面積增量少量增加，6號和39號巖心τ2譜曲線包絡面積增量分別為999.37、4093.95；滲吸后期(38～114h)，τ2譜曲線包絡面積增量非常小，6號和39號巖心τ2譜曲線包絡面積增量分別為417.34、 1950.91，滲吸過程基本結(jié)束。滲吸采油效果主要發(fā)生在0～38h，且前14h為主要滲吸階段。在滲吸中后期，巖心τ2譜峰逐漸向左移動，6號巖心τ2譜峰較39號巖心τ2譜峰向左移動幅度更大。

分析原因，火山巖巖心孔隙主要為毛細管束縛孔隙和少量可動流體孔隙，在滲吸初期毛細管束縛孔隙迅速吸入較多滲吸液，原先賦存在毛細管束縛孔隙中的油置換到可動流體孔隙，可流動孔隙同時吸入滲吸液；滲吸中期，可動流體孔隙逐漸被滲吸液填滿，置換效率變低，吸入量變少，此時仍是毛細管束縛孔隙與可動流體孔隙同時作用，但由于可動流體孔隙吸入量變少，所以滲吸增量變??；在滲吸后期，可動流體孔隙已經(jīng)不能吸入滲吸液，毛細管束縛孔隙因毛細管壓力較強，還能吸入少量滲吸液，因此τ2譜峰向左移動，6號巖心較39號巖心滲透率低，毛細管束縛孔隙占總孔隙體積比例大，在滲吸中后期能夠吸入更多滲吸液，因此6號巖心τ2譜峰向左移動幅度大，但是由于滲透率低，黏土礦物質(zhì)量分數(shù)較高會產(chǎn)生水敏、速敏效應，使得6號巖心能夠吸入滲吸液總量也較低。在實際生產(chǎn)中，壓裂液先置換可動流體孔隙中的油，后續(xù)持續(xù)地從毛細管束縛孔隙中置換油,毛細管束縛孔隙越多，滲吸后期吸入滲吸液越多。

3.2 滲吸采收率變化特征

巖心吸入滲吸液，相應采出相同體積模擬油，通過計量采出模擬油體積可以計算巖心滲吸采收率。為進一步分析油的置換率，筆者開展了不同孔隙滲吸采收率變化特征研究，定量表征不同孔隙對滲吸作用的貢獻程度。不同孔隙巖心的滲吸采收率隨時間變化的曲線如圖5所示。

圖5 不同孔隙巖心的滲吸采收率隨時間變化的曲線Fig.5 The curves of imbibition recovery of different pore cores varying with time

從圖5可以看出，6號巖心和39號巖心滲吸采收率隨時間的變化規(guī)律大體相同。分孔隙來看，毛細管束縛孔隙采收率在0～14h迅速上升，14～38h呈小幅上升趨勢，38h以后基本沒有變化，毛細管束縛孔隙最終采收率分別為32.85%、84.11%；可動流體孔隙采收率在0～14h同樣迅速上升，但幅度較毛細管束縛孔隙小，20h以后變化很小，可動流體孔隙最終采收率分別為8.63%、46.06%。2塊巖心毛細管束縛孔隙采收率均遠大于可動流體孔隙采收率。

對比2類孔隙滲吸采收率變化特征，在滲吸初期，滲吸速率較快，2類孔隙采收率增長均較快，隨著時間推移，可動流體孔隙吸入滲吸液的同時，毛細管束縛孔隙滲吸液置換到可動流體孔隙，可動流體孔隙比毛細管束縛孔隙更快達到飽和狀態(tài)，但是毛細管束縛孔隙的采收率遠高于可動流體孔隙的采收率，這說明在火山巖滲吸過程中毛細管壓力主要為滲吸作用的動力，毛細管束縛孔隙占主導地位。在實際生產(chǎn)利用滲吸作用驅(qū)油時，應當主要考慮通過提高毛細管束縛孔隙采收率進而提高總體采收率。

分析滲透率因素對采收率的影響，6號巖心和39號巖心孔隙度相同，6號巖心滲透率遠小于39號巖心滲透率，6號巖心總體采收率為16.75%，39號巖心總體采收率為63.20%，即滲透率較大巖心采收率高，且前14h為采收率主要上升階段，占最終采收率83.94%和79.68%。

4 火山巖油藏滲吸速率變化規(guī)律

滲吸速率是指單位時間內(nèi)巖心吸入滲吸液體積，通過τ2譜可以計算巖心的滲吸速率。6號和39號巖心滲吸速率隨時間變化曲線如圖6所示，滲吸速率總體呈下降趨勢。不可采出流體孔隙基本不參與滲吸過程，可以不予考慮其滲吸速率變化。將巖心滲吸速率分為毛細管束縛孔隙和可動流體孔隙來看，整個滲吸過程中，毛細管束縛孔隙占有優(yōu)勢地位：在滲吸前14h，毛細管束縛孔隙和可動流體孔隙滲吸速率同時迅速下降；14～38h 2類孔隙滲吸速率下降幅度變?。?8h以后，2類孔隙滲吸速率雖然有小幅變化，但變化不明顯，滲吸過程基本結(jié)束，對比τ2譜變化，滲吸速率特征與τ2譜變化特征相符。

圖6 不同孔隙滲吸速率隨時間的變化關(guān)系 Fig.6 Relationship between infiltration rate of different pores and time

分析2塊巖心滲吸速率異同點，2塊巖心的毛細管束縛孔隙滲吸速率較可動流體孔隙滲吸速率大，這是由于毛細管壓力是孔隙吸水的主要動力，孔隙喉道越小，毛細管壓力自吸速率越快，6號巖心毛細管束縛孔隙占總孔隙體積更大，相應小孔隙喉道越多，所以毛細管束縛孔隙滲吸速率對總滲吸速率貢獻度更大。

對2塊巖心毛細管束縛孔隙滲吸速率利用Allometricl函數(shù)進行擬合，相關(guān)系數(shù)R2均大于0.99，具有良好相關(guān)性，雖然2塊巖心毛細管束縛孔隙滲吸速率有一定差別，但是毛細管束縛孔隙滲吸速率與滲吸時間變化符合乘冪函數(shù)關(guān)系：

y=axb

(2)

式中：x為滲吸時間，h;y為滲吸速率，mL/h;參數(shù)a，b與孔隙結(jié)構(gòu)相關(guān)。

由式(2)可知,毛細管束縛孔隙初始滲吸速率分別為0.136mL/h和0.241mL/h。對于火山巖油藏，毛細管束縛孔隙初始滲吸速率介于0.1～0.3mL/h之間，通過函數(shù)擬合，對于預測滲吸速率有一定指導意義。

5 結(jié)論

1)火山巖孔隙體積主要由孔徑0.0017～0.0365μm的毛細管束縛孔隙構(gòu)成，毛細管束縛孔隙是該區(qū)塊火山巖發(fā)生自發(fā)滲吸作用的主要通道，油水能夠進入最小孔徑為0.0016μm的孔隙。

2)火山巖滲吸作用可分為3個階段：滲吸前期(0～14h)毛細管束縛孔隙和可動流體孔隙同時作用，為采收率迅速上升階段；滲吸中期(14～38h)可動流體孔隙逐漸飽和，毛細管束縛孔隙開始起主要作用，為采收率緩慢上升階段；滲吸后期(38h以后)所有孔隙基本飽和，為采收率略有上升階段。

3)火山巖滲吸過程中，毛細管壓力是滲吸主要作用力，毛細管束縛孔隙為主要的滲吸采油貢獻區(qū)域，滲吸采油作用主要發(fā)生在滲吸前14h。

4)擬合了火山巖毛細管束縛孔隙滲吸速率，符合乘冪函數(shù)關(guān)系，毛細管束縛孔隙初始滲吸速率介于0.1～0.3mL/h之間。