致密油藏孔隙結(jié)構(gòu)對納米流體驅(qū)油效果的影響*

許康寧，丁 彬，吳 偉，耿向飛，華樹常，陳明貴，石祺瑤

（1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100；2.油氣鉆采工程湖北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，湖北武漢 430100；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；4.中國石油天然氣集團(tuán)有限公司油田化學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；5.中國石油吉林油田分公司，吉林松原 138099）

吉林致密儲層原油的平均流動(dòng)度小于0.2×10-3μm2/（mPa·s），流動(dòng)性與超重油相似，屬于低流動(dòng)性原油；巖心的平均滲透率為0.63×10-3μm2，平均孔隙度為11.97%，平均孔喉半徑為0.26 μm，為典型的超低滲透儲層［1］。開采過程中存在一系列問題，如油藏原油流動(dòng)性差、注水啟動(dòng)壓力高、有效連通性差以及注水效率低等。近年來，針對致密油藏，國內(nèi)外積極研究注水、注表面活性劑吞吐等能量補(bǔ)充與提高采收率的方法。LIANG等［2］和馮程等［3］研究發(fā)現(xiàn)，目前液體體系均為水相體系，主要通過毛細(xì)管力產(chǎn)生的滲吸作用來補(bǔ)充地層能量，然而致密油藏的潤濕性復(fù)雜，且大部分為油濕狀態(tài)或偏油濕狀態(tài)，因此驅(qū)油體系無法進(jìn)入這些區(qū)域，難以有效發(fā)揮滲吸作用。何建平［4］和廖子涵等［5］研究發(fā)現(xiàn)，線性植物膠、滑溜水等水相體系的水動(dòng)力學(xué)半徑均為微米級，遠(yuǎn)大于致密油藏平均孔喉半徑，水相體系無法有效進(jìn)入基質(zhì)孔隙，導(dǎo)致基質(zhì)與裂縫連通能力差，因此增加了持續(xù)補(bǔ)充地層能量的難度。于馥瑋等［6］研究發(fā)現(xiàn)，一些表面活性劑具有潤濕反轉(zhuǎn)的能力，但需要注入大量的表面活性劑，作用周期長，導(dǎo)致現(xiàn)場實(shí)施費(fèi)用高、難度大?，F(xiàn)有的部分表面活性劑易與原油發(fā)生乳化或反相乳化作用，形成“水包油”或“油包水”乳狀液，增大原油顆粒尺寸，加大了原油在致密油藏中的運(yùn)移難度［7］。

針對吉林低滲-致密儲層存在的問題，采用丁彬等［8］研究的一種以二苯醚類水溶性（雙子）表面活性劑為外殼、以C10—C14直鏈烴類油溶性原油解締合劑為內(nèi)核的核-殼結(jié)構(gòu)納米流體增滲驅(qū)油體系，該體系具有以下5 大特征與機(jī)理［8］：①“小尺寸液”特征與擴(kuò)大微納米孔喉基質(zhì)波及體積機(jī)理；②“小尺寸油”特征與提高微納米孔喉基質(zhì)原油滲流能力機(jī)理；③高表界面活性特征與提高洗油效率機(jī)理；④雙相潤濕特征與有效發(fā)揮毛細(xì)作用機(jī)理；⑤破乳降黏特征與改善原油流動(dòng)性機(jī)理。本文通過巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)考察了納米流體增滲體系對致密巖心的驅(qū)油效率，通過巖心核磁共振測試以及CT 掃描重點(diǎn)研究致密油藏孔隙結(jié)構(gòu)對納米流體驅(qū)油效果的影響。為吉林油田致密儲層高效注水開發(fā)和提高采收率提供重要支撐。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

納米流體增滲驅(qū)油體系，中國石油勘探開發(fā)院；實(shí)驗(yàn)所用模擬油是由吉林油藏地面脫氣原油和柴油按體積比2∶1 配制而成；驅(qū)油實(shí)驗(yàn)所用巖心均為天然巖心，來自吉林油田大45、民23 和乾125 區(qū)塊；實(shí)驗(yàn)所用模擬地層水，礦化度為7677.7 mg/L，在1 L 的氘水中加入0.12 g CaCl2、0.02 g MgCl2、0.71 g Na2SO4、2.95 g Na2CO3、1.89 g NaHCO3、1.96 g NaCl配制而成；氘水，中國石油勘探開發(fā)院。

AP1010型高精度恒速泵，上海三為科學(xué)儀器有限公司；巖心夾持器、高壓圍壓泵、中間容器，江蘇海安石油科研儀器有限公司；精密壓力表（量程為10.0 MPa，0.25 級），上海自動(dòng)化儀表股份有限公司；Micro MR02-050v 型核磁共振致密巖心分析儀，上海紐邁分析儀器股份有限公司；GE V Tome XS180&240型微納米雙射線CT，英華檢測（上海）有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

①將巖心在烘箱干燥12 h 后稱重，抽真空4 h，待巖心抽空完畢，浸泡到柴油中24 h 以上；②在油藏溫度（95 ℃）下，將巖心放入夾持器中，在圍壓5 MPa 下，低速（0.01 mL/min）油驅(qū)10 PV 以上至原油完全飽和，巖心稱重并做核磁共振測試；③以0.05 mL/min的流速進(jìn)行水驅(qū)，直至采出液含水率98%以上，每隔10 min 記錄驅(qū)替壓力和采出液量，計(jì)算采出液含水率和累計(jì)產(chǎn)油量，水驅(qū)結(jié)束后對巖心做核磁共振測試；④以0.05 mL/min 的流速注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.6%的納米流體增滲驅(qū)油體系，直至采出液含水98%以上，每隔10 min記錄驅(qū)替壓力和采出液量，計(jì)算采出液含水率和累計(jì)產(chǎn)油量，納米流體增滲驅(qū)油體系驅(qū)結(jié)束對巖心進(jìn)行核磁共振測試。

（2）巖心核磁共振測試

將核磁共振和巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)相結(jié)合，分別得到巖心飽和油、水驅(qū)及納米流體增滲驅(qū)油體系驅(qū)后殘余油狀態(tài)下的T2譜。由于普通油、水中都含有氫核，核磁共振實(shí)驗(yàn)中無法區(qū)分油水信號，使用氘水配制模擬地層水和質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.6%的納米流體增滲驅(qū)油體系，評價(jià)納米流體增滲驅(qū)油體系的驅(qū)油效果。巖心核磁共振主要參數(shù)：回波間隔為0.2 ms，等待時(shí)間為10 000 ms，回波個(gè)數(shù)為6000。

（3）巖心CT掃描

用直徑2 mm鉆頭鉆取巖心樣本，再將樣品放置在CT 掃描儀的載物臺上調(diào)節(jié)掃描參數(shù)進(jìn)行CT 掃描；由于射束硬化會(huì)造成偽影，因此在重建三維數(shù)字模型前先降低偽影。使用專門的數(shù)據(jù)處理軟件Avizo對重建好的三維數(shù)字模型進(jìn)行數(shù)據(jù)分析處理。

2 結(jié)果與討論

2.1 巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)分析

3塊巖心的基本參數(shù)見表1，納米流體增滲驅(qū)油體系的注入壓力與采收變化曲線見圖1。驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果也見表1。由表1 可知，D2 巖心經(jīng)過納米流體增滲驅(qū)油體系驅(qū)后，采收增幅最大，為30.21%；而F10、H7 巖心經(jīng)過納米流體增滲驅(qū)油體系驅(qū)后的采收率增幅不明顯，分別僅為2.25%和4.26%。與水驅(qū)相比，3塊巖心驅(qū)替壓力均有所降低，其中D2和F10巖心的降幅顯著，分別是44.5%和46.2%，H7巖心的降幅較小，僅為7.1%。實(shí)驗(yàn)說明，納米流體增滲驅(qū)油體系可降低致密巖心驅(qū)油的注入壓力，擴(kuò)大基質(zhì)波及體積，對于致密巖心，納米流體增滲驅(qū)油體系的驅(qū)油效果與巖心滲透率并不直接相關(guān)。

表1 巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由圖1可知，H7巖心納米流體增滲驅(qū)油體系驅(qū)的注入壓力明顯大于D2、F10 巖心的，最終穩(wěn)定在6.5 MPa，而且水驅(qū)注入壓力同樣遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于D2 和F10；D2、F10 巖心在水驅(qū)與納米流體增滲驅(qū)油體系驅(qū)兩個(gè)階段的壓差相差不大，但是采收程度明顯不同。分析認(rèn)為，3 塊巖心的內(nèi)部孔隙結(jié)構(gòu)可能存在差異，從而影響納米流體增滲驅(qū)油體系注入壓力與驅(qū)油效率。

圖1 3個(gè)致密巖心驅(qū)替過程中采收率和壓差隨注入量的變化

2.2 巖心核磁共振分析

巖心核磁共振測試主要監(jiān)測巖心孔隙內(nèi)部流體中的氫原子核，利用氫原子核與磁場之間的強(qiáng)烈共振特性，確定孔隙中流體的核磁共振信號強(qiáng)弱及弛豫時(shí)間T2的長短，從而得到致密巖心孔隙內(nèi)部的流體分布?？紫洞笮『蜌浜说某谠r(shí)間成反比，弛豫時(shí)間T2越大，受壁面作用力越小，所反映的孔隙尺寸越大［9-10］。巖心T2譜的孔徑可分為4種類型：納米微孔（0.1 ms≤T2＜1 ms）、納米中孔（1 ms≤T2＜10 ms），小孔隙（10 ms≤T2＜100 ms）和大孔隙（100 ms≤T2＜1000 ms）［11］。弛豫時(shí)間T2為10 ms 對應(yīng)巖心的平均孔隙半徑為0.1 μm，弛豫時(shí)間T2為100 ms對應(yīng)巖心的平均孔隙半徑為1 μm，在T2譜分布圖上每段弛豫時(shí)間與曲線所圍成的面積與總面積之比即為這種類型孔徑的占比。

圖2 為D2、F10、H7 巖心飽和油、水驅(qū)及納米流體增滲驅(qū)油體系驅(qū)后殘余油狀態(tài)下的T2譜圖。由圖2 可知，水驅(qū)與納米流體增滲油體系驅(qū)后曲線面積差即為驅(qū)油體系采收部分，依次為29.2%、2.3%和4.3%，與驅(qū)油實(shí)驗(yàn)所得結(jié)果基本一致。3 塊巖心的T2譜分布呈現(xiàn)雙峰形態(tài)，反映出儲層的非均質(zhì)性，表明該類儲層孔隙結(jié)構(gòu)較復(fù)雜，存在兩種或者更多的孔隙結(jié)構(gòu)類型。通過T2譜波峰分布可知，D2巖心的波峰相對靠右，說明該巖心較大孔隙占比較高，而H7巖心的波峰明顯左移，說明此巖心納米孔隙占比更多，孔隙結(jié)構(gòu)更差，因此導(dǎo)致H7巖心的注入壓力更高，進(jìn)而對采收效率產(chǎn)生影響。

D2、F10、H7巖心飽和油、水驅(qū)及納米流體增滲驅(qū)油體系驅(qū)后殘余油不同大小孔隙中的含油分量見圖3。由圖3可知，在水驅(qū)之前，D2巖心中的模擬油有90.33%分布在大孔隙中，明顯高于其他兩塊；而在F10 和H7 巖心中，小孔隙也分布較多的油，含油分量分別為36.4%和33.2%。納米流體增滲驅(qū)油體系驅(qū)后，僅有大孔隙中油被驅(qū)替出來，D2 巖心中大孔隙含油分量變化最明顯，降幅為44.2%。致密巖心的非均質(zhì)性強(qiáng)、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，導(dǎo)致驅(qū)油體系較難驅(qū)替平均孔隙半徑在1 μm以下孔隙中的油，因此殘余油量較高。

圖3 3個(gè)巖心不同驅(qū)替階段后殘余油不同孔隙中含油分量

2.3 巖心CT掃描分析

CT 掃描儀內(nèi)X 射線管產(chǎn)生的X 射線束可從多個(gè)方向沿著選定斷面進(jìn)行照射，測定透過斷面的X射線量可計(jì)算該層面單位體積的吸收系數(shù)，這些吸收系數(shù)構(gòu)成的數(shù)字矩陣經(jīng)高速計(jì)算機(jī)數(shù)模轉(zhuǎn)換可在屏幕上顯示出來或拍成照片［12］。通過軟件重建巖心內(nèi)部孔隙及流體的橫、縱切面圖像，對巖心內(nèi)油、氣、水三相流體動(dòng)態(tài)飽和度沿程分布和頻率分布進(jìn)行定量表征［13］。

采用微納米CT對巖心進(jìn)行孔隙連通性微觀結(jié)構(gòu)分析與模擬。對每個(gè)體素點(diǎn)連通方式進(jìn)行分析，連通方式分為3 種：“面對面”，“線對線”以及“點(diǎn)對點(diǎn)”，模擬油藏實(shí)際以最大連通方式“點(diǎn)對點(diǎn)”進(jìn)行連通性分析，從巖心入口端每個(gè)像素進(jìn)行“點(diǎn)對點(diǎn)”分析，通過占比確定連通孔隙度。巖心孔隙網(wǎng)絡(luò)局部特征示意見圖4（a）。通過軟件模擬，可將巖心孔隙連通方式近似簡化為如圖4（b）連通結(jié)構(gòu)。

圖4 巖心孔隙網(wǎng)絡(luò)局部特征（a）和巖心孔隙連通結(jié)構(gòu)（b）

基于CT掃描技術(shù)，在2.5 μm掃描分辨率下，構(gòu)建數(shù)字巖心。通過測試得到，D2、F10 和H7 巖心的平均孔喉半徑分別為0.508、0.260、0.041 μm。由此可知，D2 巖心的孔隙結(jié)構(gòu)相對最好，F(xiàn)10 巖心的次之，H7巖心的最差。D2、F10和H7巖心的孔隙空間占比依次為5.13%、5.15%、4.38%。這3塊巖心的孔隙度差別不大，但巖心有效連通孔隙占比依次是3.48%、3.70%、2.48%，差別較大。由此可知，H7 巖心的孔隙空間中約一半為死孔隙或無效連通孔隙如圖4（b）中③和④，加之平均孔喉半徑很小，導(dǎo)致驅(qū)油壓差偏高，大量死孔隙無法被驅(qū)替，采收效率低。

孔隙配位數(shù)指每個(gè)孔道所連通的喉道數(shù)［14-15］。孔隙配位數(shù)越大，說明孔隙系統(tǒng)越復(fù)雜，流體滲流的通道越彎曲，滲流能力越差。D2、F10、H7巖心的孔隙配位數(shù)見圖5。由圖5 可知，D2 巖心的配位數(shù)51%分布在3～5，F(xiàn)10巖心的配位數(shù)59%分布在1～3，H7巖心的配位數(shù)53%分布在1～2，所以從配位數(shù)上講，D2 巖心的孔隙系統(tǒng)較復(fù)雜，存在更多復(fù)合連通（圖4（b）①），而F10巖心中存在較多單一連通（圖4（b）②）。雖然H7中配位數(shù)較低，但由于無效連通過多、平均孔喉半徑小，導(dǎo)致注入壓力高，納米流體增滲驅(qū)油體系驅(qū)油效果差。

圖5 3個(gè)巖心的孔隙配位數(shù)分布

3 結(jié)論

納米流體增滲驅(qū)油體系可降低致密巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的注入壓力，最大降幅46.2%；當(dāng)致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)較好時(shí)，驅(qū)油效果明顯，最高提升30.21%。

納米流體增滲驅(qū)油體系對分布在平均孔隙半徑大于1 μm的原油驅(qū)油效果顯著。

致密巖心的平均孔喉半徑、有效連通孔隙占比以及孔隙配位數(shù)均會(huì)對納米流體增滲驅(qū)油體系注入壓力及驅(qū)油效率造成影響，其中平均孔喉半徑和有效連通孔隙占比影響更大。