曹旭升，韓 昀，張繼卓，羅志偉

（1.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京 100083；2.中國石油新疆油田分公司準東采油廠勘探開發(fā)研究所，新疆阜康 831511；3.中國石化新疆新春石油開發(fā)有限公司，山東東營 257000）

0 引言

2012 年后，在瑪湖凹陷相繼發(fā)現(xiàn)了北部百口泉組和南部上烏爾禾組兩大油區(qū)［1-2］，目前探明地質(zhì)儲量達5.2 億t［3］，成為保障我國能源安全的重要油氣產(chǎn)量增長點。針對瑪湖低滲礫巖儲層不具工業(yè)產(chǎn)能的特征，現(xiàn)場采用直井控面和水平井提采方式，并結(jié)合細分切割體積壓裂造縫的儲層改造技術(shù)，形成了一套有效的開發(fā)方法［4］。在目前開發(fā)模式下，低滲礫巖儲層中天然裂縫和人工裂縫的導(dǎo)流作用凸顯，基質(zhì)向裂縫系統(tǒng)中的供油能力成為決定油井產(chǎn)能的關(guān)鍵因素，而自發(fā)滲吸是低滲礫巖基質(zhì)排油的重要機理［5］，對該類油藏的生產(chǎn)規(guī)律具有重要影響。

長期以來，國內(nèi)外學(xué)者對滲吸效應(yīng)的研究多集中在砂巖儲層，針對礫巖儲層滲吸效應(yīng)的研究較少。程曉倩等［6］等通過對新疆油田低滲礫巖儲層的研究發(fā)現(xiàn)，油黏度越低、水濕性越強，初始含油飽和度越高越有利于滲吸效應(yīng)提高采收率；李想等［5］以克拉瑪依油田烏爾禾組礫巖儲層為例，對14 塊巖心進行滲吸研究，采收率平均提高了13.0%［6］；呂建榮等［7］通過對克拉瑪依油田低滲礫巖儲層的研究發(fā)現(xiàn)，對滲吸起主要貢獻的是中小孔隙，長期滲吸之后小孔隙采收率可達50%?？梢?，由于礫巖儲層的強非均質(zhì)性，其滲吸效應(yīng)差異較大，需針對具體礫巖儲層特征展開滲吸研究，而目前對瑪湖低滲礫巖儲層滲吸效應(yīng)的研究非常薄弱，且相關(guān)研究多局限在實驗室尺度，缺乏在油井和油藏尺度的研究，為直觀認識滲吸效應(yīng)對礦場開發(fā)的影響帶來困難。以瑪湖低滲礫巖巖心展開滲吸效應(yīng)孔隙動用特征研究，并在量化表征滲吸規(guī)律的基礎(chǔ)上改進了雙孔、雙滲模型，進而在油藏尺度模擬研究滲吸效應(yīng)對瑪湖低滲礫巖油藏產(chǎn)生的影響，以期對后期指定合理的有效措施提供依據(jù)。

1 實驗設(shè)計

自發(fā)滲吸是多孔介質(zhì)在毛細管力驅(qū)動下自發(fā)地吸入相對潤濕相液體的過程。根據(jù)吸入的潤濕相與排出的非潤濕相的流動方向，滲吸現(xiàn)象分為正向滲吸和反向滲吸2 種。在天然裂縫性油藏中，特別是當基質(zhì)被裂縫中的水相環(huán)繞時，逆向滲吸通常是原油被采出的主要甚至是唯一因素［8-10］，此時在裂縫性低滲礫巖儲層中逆向滲吸成為滲吸采油的主要形式。對于滲吸研究，室內(nèi)實驗主要包括體積法和質(zhì)量法，但由于巖心壁面上常粘附大量析出原油，導(dǎo)致2 種方法均存在不同程度的系統(tǒng)誤差。核磁共振方法能夠直接測量巖心孔隙內(nèi)部原油體量的變化，避免析出時粘附油滴等誤差的影響，但實驗時通常需要定期取放巖心，導(dǎo)致實驗結(jié)果失準。為解決上述問題，設(shè)計了核磁共振專用滲吸瓶，進一步提高了滲吸實驗的測量精度，并在此基礎(chǔ)上開展了對瑪湖礫巖巖心滲吸實驗的量化分析。

1.1 實驗原理

核磁共振技術(shù)通過測量液體中H 原子的橫向弛豫時間來反映其所處巖心內(nèi)部的孔隙結(jié)構(gòu)，巖心孔隙半徑越大，H 原子受束縛程度越小，其弛豫時間越長，因此H 原子的弛豫時間與孔隙半徑成正比，信號值的強度與含H 液體的質(zhì)量成正比［11］，核磁共振據(jù)此測量巖心不同尺度孔隙中的含H 液體的質(zhì)量。為了在核磁共振技術(shù)下區(qū)分油和水，本次實驗使用重水（D2O，不含H）和原油（含H）進行實驗，經(jīng)測試，原油自由狀態(tài)下弛豫時間為100～1 000 ms，而低滲礫巖巖心孔隙中原油的弛豫時間為0.1～100.0 ms，以100 ms 為界可以區(qū)分巖心孔隙中原油及孔隙外原油，從而計算孔隙滲吸出原油的質(zhì)量。

1.2 實驗材料

（1）實驗巖心

實驗巖心為瑪湖油田烏爾禾組低滲礫巖，礫石呈次棱角到次圓，分選性中等，基底式膠結(jié)，雜基支撐為主。巖心水相潤濕，水濕程度極強，2 塊巖心物性參數(shù)如表1 所列。

表1 實驗巖心物性參數(shù)Table 1 Physical parameters of experimental cores

（2）原油和重水

為最大程度還原現(xiàn)場條件，滲吸采用現(xiàn)場原油，原油在室溫下黏度為8.3 mPa·s，密度為0.817 g/cm3，原油四組分分析如表2 所列。

表2 原油四組分分析Table 2 Four component analysis of crude oil%

瑪湖礫巖儲層水敏性極強，對地層水礦化度非常敏感，為實現(xiàn)核磁掃描的油水區(qū)分并保持實驗用水礦化度，以不含H的化學(xué)劑Na2SO4（質(zhì)量濃度為1 546.21 mg/L），NaCl（質(zhì)量濃度為9 437.04 mg/L），CaCl2（質(zhì)量濃度為3 751.44 mg/L），MgCl2（質(zhì)量濃度為69.73 mg/L），KCl（質(zhì)量濃度為416.63 mg/L）和重水（D2O）等配置了礦化度模擬地層水以開展實驗（表3）。

表3 油田地層水和模擬地層水離子對比Table 3 Ion correlation between oilfield formation water and simulated formation water mg/L

1.3 實驗方法

核磁共振滲吸瓶由無磁材料制作的密封旋蓋、巖心固定底座、密封筒等組成（圖1）。使用時將飽和油巖心兩截面粘接在底座上，將巖心兩界面封堵控制滲吸面模擬基質(zhì)逆向滲吸條件，然后將底座卡入底座卡槽來固定巖心，向滲吸瓶中加入模擬地層水后密封，間隔一定時間后直接對整個裝置進行核磁共振掃描。

圖1 核磁共振滲吸瓶Fig.1 Imbibition bottle of NMR

實驗步驟為：①巖心稱重，抽真空加壓飽和重水36 h 后稱重；②驅(qū)替飽和原油50 PV，稱重并老化7 d；③將巖心固定于滲吸瓶內(nèi)，加入重水并密封；④定時對滲吸裝置進行核磁掃描，分析核磁曲線。

2 實驗結(jié)果分析

根據(jù)巖心核磁共振弛豫時間（T2）對孔隙孔徑的劃分方法［12-13］，通常分為小孔隙（T2<10 ms）、中孔隙（10～100 ms）和大孔隙（T2>100 ms）等。分析MH-1和MH-2 這2 塊巖心滲吸實驗及核磁共振T2譜曲線（圖2），其孔隙以中、小孔隙為主。根據(jù)飽和油T2譜曲線計算，在這2 塊巖心中，小孔隙含油量分別為77.8% 和79.8%，中孔隙含油量分別為22.2% 和20.2%，二者滲吸72 h 后掃描的T2譜曲線均不再變化。

圖2 瑪湖礫巖巖心滲吸實驗核磁共振T2 譜曲線對比Fig.2 NMR T2 spectrum of core imbibition experiment of Mahu conglomerate cores

通過稱重數(shù)據(jù)校正核磁共振油相信號，并量化孔隙滲吸采收率實驗數(shù)據(jù)分析結(jié)果如圖3 所示。

圖3 瑪湖礫巖巖心孔隙滲吸采收率對比Fig.3 Comparison of imbibition recovery of Mahu conglomerate cores

根據(jù)實驗結(jié)果，MH-1 和MH-2 這2 塊巖心滲吸速度由快變慢，3 d 后基本穩(wěn)定，MH-1 和MH-2巖心滲吸最終采收率分別為34.08%和30.77%，其中MH-1 巖心的滲吸采收率高于MH-2，這是由于MH-1 巖心的孔隙滲透率比均勻滲透率高，在低滲巖心中利于逆向滲吸的油水置換［14］。2 塊巖心滲吸平均采收率為32.43%，其中小孔隙平均采收率為31.27%，中孔隙平均采收率為37.11%，中孔隙平均采收率略高于小孔隙采收率，這是由于低滲礫巖巖心以逆向滲吸為主［15］?，敽[巖巖心水相潤濕且水敏性極強，此時孔隙毛管壓力大小的差異已不是控制滲吸程度差異的最關(guān)鍵因素，而孔隙孔徑的大小卻對滲吸程度產(chǎn)生重要影響。當水相滲吸進入孔隙使原油逆向析出時，大孔徑更利于原油的排出，因此相對小孔隙而言中孔隙逆向滲吸反而具有優(yōu)勢，因此最終中孔隙采收率高于小孔隙。據(jù)此可以看出，瑪湖低滲礫巖儲層滲吸后，小孔隙（T2<10 ms）中應(yīng)仍含有較高的剩余油儲量，是進一步提采措施需要考慮的重要對象。

3 滲吸規(guī)律量化表征

為使?jié)B吸規(guī)律在不同尺度上具有更廣泛的代表性，根據(jù)室內(nèi)滲吸實驗結(jié)果來評估和預(yù)測油藏最終采收率，國內(nèi)外學(xué)者［16-20］針對滲吸效應(yīng)提出了一系列裂縫-基質(zhì)的滲吸輸運函數(shù)，這些函數(shù)使用易獲取的代表性參數(shù)表征巖心的滲吸規(guī)律。常用的滲吸輸運函數(shù)是在Aronofsky 指數(shù)模型［17］上改進而來，目前應(yīng)用較為廣泛的是MA 等［18］提出的歸一化采收率模型（MA 指數(shù)模型）。為適用于本次實驗巖心圓周面滲吸特征，引入Hamon 等［19］提出的液體黏度項和Kazemi 等［20］提出的巖心特征長度項對MK 模型（tD計算式）進行優(yōu)化，并加入κ系數(shù)項進一步提高擬合精度，以建立描述瑪湖低滲礫巖巖心滲吸規(guī)律的改進數(shù)學(xué)模型

式中：Rr=Ri/R∞，為相對采收率；κ為實驗數(shù)據(jù)擬合修正系數(shù)；γ為經(jīng)驗常數(shù)；tD為無因次時間；α為系數(shù)，為簡化實驗數(shù)據(jù)擬合式表達，此處取α=1；K為滲透率，10 e5mD；φ為巖石孔隙度，%；σ為界面張力，N/m；t為滲吸時間，s；μo為原油黏度，Pa·s；LS為巖心特征長度，m；FS為巖心形狀因子；Vb為巖心體積，cm3；Ai為i方向的自吸面積，cm2；SAi為面Ai到巖心中心的距離，cm。

使用上述模型對瑪湖低滲礫巖巖心滲吸實驗數(shù)據(jù)進行擬合，MH-1 和MH-2 這2 塊巖心滲吸實驗數(shù)據(jù)均較符合MA 指數(shù)模型規(guī)律（圖4）。

圖4 瑪湖礫巖滲吸實驗數(shù)據(jù)MA 模型擬合曲線Fig.4 Fitting curve of imbibition experiment data of Mahu conglomerate cores

擬合計算得κ=1.217 9，γ=26.01，將滲吸實驗數(shù)據(jù)R∞=32.43%代入式（1），得到瑪湖礫巖儲層裂縫-基質(zhì)滲吸輸運函數(shù)為

4 滲吸對低滲礫巖油藏開發(fā)的影響

瑪湖低滲礫巖儲層中存在裂縫和基質(zhì)2 套滲流系統(tǒng)，裂縫和基質(zhì)內(nèi)的流體均可流向井筒，且2套系統(tǒng)間存在物質(zhì)交換，適用于雙孔、雙滲模型對其進行滲流表征［21］。

雙孔、雙滲模型裂縫內(nèi)油水滲流方程為

雙孔、雙滲模型基巖內(nèi)油水滲流方程為

雙孔、雙滲模型裂縫-基質(zhì)交換方程為

式（3）—（5）中：ρ為流體密度，g/mL；Kro為油相相對滲透率，%；Krw為水相相對滲透率，%；μ為流體黏度，mPa·s；P為油藏壓力，10-1MPa；g為重力加速度；D為垂直方向高度，cm；q，τ為流體流速，cm/s；下標o，w 分別代表油、水兩相；f，m 分別代表裂縫和基質(zhì)2 種滲流系統(tǒng)；τmfo和τmfw分別代表油、水在裂縫-基質(zhì)間的交換量，當僅考慮油水兩相時，τmfo=τmf；Φ代表流體在2 種介質(zhì)中的流動勢。

裂縫-基質(zhì)間的物質(zhì)交換是裂縫性低滲油藏開采的主要機理，在裂縫油藏模型中交換方程是雙孔、雙滲模型的核心，如何更準確地表征裂縫-基質(zhì)間的物質(zhì)交換，是裂縫油藏數(shù)值模擬的關(guān)鍵所在。根據(jù)Sarma 等［22］的研究，交換方程有效考慮了流體膨脹和滲吸2 項，能夠準確模擬裂縫性油藏開采動態(tài)，此時對于任意的體積為V、孔隙度為φ、四周被裂縫包圍的基質(zhì)巖塊，在時間t時，巖塊中的平均含油飽和度為，平均密度為，油相體積系數(shù)為Co，在一個時間段dt上進行物質(zhì)平衡計算，可以得到交換方程的簡化形式［20-21］

式中：Sw0為初始含水飽和度，%；為巖塊平均含水飽和度，%。令，并將其代入式（2）求導(dǎo)可得

式中：s(t)為滲吸效應(yīng)導(dǎo)致的變化。將式（7）代入式（6）中得到控制裂縫-基質(zhì)系統(tǒng)兩相交換方程的微分形式

通過式（8）將實驗結(jié)果嵌入到模型中，建立差分格式［23］，編制雙孔、雙滲數(shù)值模擬器，研究滲吸對瑪湖礫巖油藏水平井開發(fā)的影響。根據(jù)瑪湖礫巖油藏的地質(zhì)特征［24-26］，建立Warren&Root 基質(zhì)-裂縫雙重介質(zhì)理想模型，該模型中基質(zhì)塊被裂縫所包圍，與巖心逆向滲吸實驗條件基本一致。借鑒低滲油藏水平井開發(fā)設(shè)計經(jīng)驗［27-28］，模型開發(fā)井網(wǎng)設(shè)置為水平井七點井網(wǎng)，其中井網(wǎng)排距為600 m，其余參數(shù)設(shè)置如表4 所列，油藏油井空間模型如圖5 所示。

表4 油藏數(shù)值模型參數(shù)Table 4 Parameter setting of reservoir numerical model

圖5 水平井七點井網(wǎng)油藏模型單元Fig.5 Reservoir model of seven well pattern in horizontal well

油藏模擬開發(fā)5 a 后，對比油相平面分布圖（圖6）可以看出，滲吸效應(yīng)對裂縫和基質(zhì)系統(tǒng)的開發(fā)均具有重要影響，滲吸效應(yīng)促進了基質(zhì)系統(tǒng)中油相的采出，但卻使裂縫系統(tǒng)中的剩余油有所增加，采收率有所降低。其原因為：一方面裂縫-基質(zhì)間的竄流增加了水相的孔隙體積；另一方面滲吸排出到裂縫的油相增加了裂縫含油飽和度和裂縫中水相的流動阻力。這2 個原因共同作用減弱了水相在裂縫中的竄流速度，從而造成裂縫系統(tǒng)采收率降低。

圖6 瑪湖低滲礫巖油藏模型裂縫-基質(zhì)系統(tǒng)剩余油平面分布Fig.6 Distribution of remaining oil in fracture-matrix system of Mahu reservoir model

通過對比基質(zhì)、裂縫及整個油田的采收率發(fā)現(xiàn)，模擬開發(fā)時間（1 825 d）內(nèi)，總采收率與基質(zhì)系統(tǒng)的采收率一直上升較快，而裂縫系統(tǒng)1 000 d 后采收率基本趨于穩(wěn)定，這是由于低滲礫巖儲層中基質(zhì)是油氣的主要儲集空間，是采出原油的最終來源，因此基質(zhì)采出情況與總采出情況規(guī)律基本一致，而油藏裂縫是主要的導(dǎo)流介質(zhì)，隨著裂縫內(nèi)初始原油的較快采出，縫內(nèi)采出油量與析出油量逐步趨于平衡，因此裂縫采收率較早出現(xiàn)穩(wěn)定趨勢。對比各系統(tǒng)5 a 后的開發(fā)情況（圖7）發(fā)現(xiàn)，與不考慮滲吸相比，考慮滲吸時裂縫系統(tǒng)采收率從51.4%降至27.1%，下降了24.3%，基質(zhì)采收率從2.95%提高至7.52%，提高了4.6%，平均采收率從7.3% 提高至9.3%，提高了2.0%，可見滲吸效應(yīng)對于低滲礫巖儲層具有積極影響。

圖7 瑪湖低滲礫巖油藏模型裂縫-基質(zhì)系統(tǒng)采收率曲線Fig.7 Recovery curve of fracture-matrix system in Mahu reservoir model

5 結(jié)論

（1）瑪湖烏爾禾組實驗礫巖巖心孔隙主要為中—小孔隙（T2<100 ms），小孔隙含油量平均為78.8%，滲吸效應(yīng)平均采收率為32.43%，其中小孔隙平均采收率為31.27%，中孔隙平均采收率為37.11%。

（2）瑪湖礫巖儲層的滲吸速度初始快，然后逐漸變慢，規(guī)律符合改進的MA 指數(shù)模型，由此得到了滲吸采收率與時間的輸運函數(shù)。

（3）使用得到的滲吸輸運函數(shù)對交換方程進行表征，改進了雙孔、雙滲模型，并模擬研究了滲吸效應(yīng)對水平井開發(fā)的影響。滲吸效應(yīng)使裂縫采收率降低了24.3%，基質(zhì)采收率提高了4.6%，使整個油藏采收率提高了2.0%。