楊正明，李睿姍，李海波，駱雨田，陳挺，高鐵寧，張亞蒲

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院滲流流體力學(xué)研究所，北京 100083；2.中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100493；3.江漢油田勘探開發(fā)研究院，武漢 430223）

0 引言

頁巖油氣是指富集在富有機(jī)質(zhì)頁巖層段中的油氣資源[1-3]。美國頁巖油氣革命改變了世界能源生產(chǎn)的格局[4-9]，2018年美國頁巖油產(chǎn)量達(dá)3.29×108t[10]。中國頁巖油資源豐富[1-3,11-12]，美國能源署評估中國頁巖油的技術(shù)可采資源量僅次于俄羅斯和美國，位居世界第3位[2]，其中陸相湖盆發(fā)育的以泥頁巖為主層系的頁巖油可采資源量高達(dá)（30～60）×108t。近年來，新疆準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷、鄂爾多斯盆地三疊系長7段、松遼盆地青山口組/姚家組/嫩一段、渤海灣盆地滄東凹陷及江漢盆地潛江凹陷等頁巖油開發(fā)試驗(yàn)區(qū)都取得了一定的進(jìn)展[13-19]，頁巖油有望成為中國石油勘探開發(fā)重要的接替領(lǐng)域。

江漢盆地潛江凹陷鹽間頁巖油是國內(nèi)典型的頁巖油類型。潛江凹陷是江漢盆地最主要的成鹽中心，同時也是該區(qū)域內(nèi)的大型富烴凹陷[20-21]。潛江凹陷鹽間頁巖油儲集層上覆及下伏地層為兩套鹽巖層，巖性主要為鈣芒硝巖、白云巖、泥質(zhì)白云巖和白云質(zhì)泥巖[22-23]。在該區(qū)域頁巖油的鉆井勘探中，128口井的井口有油氣顯示。目前已建立1個開發(fā)試驗(yàn)區(qū)，先期投產(chǎn)14口井，累計(jì)產(chǎn)油4.2×104t[24]。鹽間頁巖油儲集層的重要特征之一就是可溶性鹽類（主要成分為Na2SO4·CaSO4）含量高，隨著注水開發(fā)的進(jìn)行，鹽類在水的作用下可分解為極易溶于水的Na2SO4和微溶于水的CaSO4，從而促使固態(tài)鹽占據(jù)的空間轉(zhuǎn)換成孔隙空間，即發(fā)生了鹽溶作用。這種鹽溶作用與可溶鹽含量和孔喉結(jié)構(gòu)有關(guān)，對鹽間頁巖油的有效開發(fā)具有重要意義[24]，需要研究鹽間頁巖油鹽溶作用機(jī)制并進(jìn)行定量表征。本文以江漢盆地鹽間頁巖油儲集層為例，利用鹽溶實(shí)驗(yàn)、滲吸實(shí)驗(yàn)和高溫高壓核磁共振在線測試等方法，研究鹽間頁巖含油巖心鹽溶作用大小及其對自發(fā)滲吸和滲透率的影響。

1 實(shí)驗(yàn)方法

1.1 鹽溶實(shí)驗(yàn)

采用鹽間頁巖含油巖心開展鹽溶實(shí)驗(yàn)，利用核磁共振評價鹽溶作用強(qiáng)度。選取江漢盆地潛江凹陷2塊鹽間頁巖含油巖心開展鹽溶實(shí)驗(yàn)，巖心基礎(chǔ)物性參數(shù)如表1所示。實(shí)驗(yàn)步驟如下：首先用有機(jī)溶劑將頁巖中的原油洗凈后烘干，然后抽真空并用礦化度為300 g/L的模擬地層水加壓飽和（模擬地層水礦化度與實(shí)際地層水一致，其鹽類組成按照實(shí)際地層水分析結(jié)果配制），測試巖心飽和水后的核磁共振T2譜；再將巖心懸掛在裝有注入水的燒杯中，為防止黏土膨脹對實(shí)驗(yàn)結(jié)果的影響，選用礦化度為50 g/L的模擬地層水作為鹽溶實(shí)驗(yàn)的注入水；在不同時間點(diǎn)（0.5，1.0，2.0，4.0，7.0，10.0，23.0，31.0，52.0 h及3，8，18，25，50 d）將巖心取出，擦干表面水進(jìn)行核磁共振T2譜測試。本實(shí)驗(yàn)整個過程中，水為唯一的流體介質(zhì)，故整個過程中只有鹽溶作用，沒有滲吸作用；為保證不同階段測試結(jié)果的可比性，在每次核磁共振檢測前都進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)樣測試，消除核磁信號偏移對實(shí)驗(yàn)的影響。

表1 鹽溶實(shí)驗(yàn)鹽間頁巖含油巖心基礎(chǔ)物性參數(shù)

1.2 滲吸實(shí)驗(yàn)

由于頁巖層理和裂縫的發(fā)育以及鹽的存在，在鹽間頁巖油注水開發(fā)過程中，滲吸作用和鹽溶作用將同時存在，但二者相互影響的作用機(jī)制尚不清楚。本文另選2塊鹽間頁巖含油巖心研究滲吸和鹽溶綜合作用機(jī)制，巖心基礎(chǔ)物性參數(shù)如表2所示。

表2 滲吸實(shí)驗(yàn)鹽間頁巖含油巖心基礎(chǔ)物性參數(shù)

實(shí)驗(yàn)步驟如下：首先用有機(jī)溶劑將頁巖中的原油洗凈后烘干，然后抽真空并加壓飽和煤油，測試巖心孔隙完全飽和煤油后的核磁共振T2譜；再將巖心懸掛在裝有礦化度為50 g/L的氘水的燒杯中（氘水在核磁共振測試中沒有信號），讓其發(fā)生自發(fā)滲吸，在不同時間點(diǎn)（0.5，1.0，2.0，4.0，7.0，10.0，23.0，31.0，52.0 h及3，8，18，25，50 d）將其取出擦干表面水，進(jìn)行核磁共振T2譜測試，并根據(jù)測試結(jié)果計(jì)算總采出程度和鹽溶率。

1.3 高溫高壓核磁共振在線測試

將低場核磁共振測試技術(shù)與巖心高溫高壓驅(qū)替物理模擬實(shí)驗(yàn)技術(shù)相結(jié)合，研發(fā)了高溫高壓核磁共振在線測試系統(tǒng)（見圖1）。該系統(tǒng)具有以下特點(diǎn)：①通過研發(fā)核磁專用高溫高壓探頭，實(shí)驗(yàn)圍壓可達(dá)到40 MPa，溫度可達(dá)到80 ℃；②將最短回波時間縮短至0.1 ms，能夠檢測到巖心納米級孔喉中流體的信號；③改進(jìn)了核磁共振循環(huán)加熱單元和加壓管路，實(shí)現(xiàn)了地層高溫高壓條件的模擬；④形成了巖心分層T2譜以及核磁共振成像技術(shù)，可精確觀測驅(qū)替或滲吸過程中軸向不同斷面上孔隙中的流體飽和度變化。

圖1 高溫高壓核磁共振在線測試系統(tǒng)

利用該系統(tǒng)對2塊頁巖含油巖心進(jìn)行核磁共振在線動態(tài)測試，評價頁巖含油巖心鹽溶作用和在開發(fā)過程中對滲流的影響。在該實(shí)驗(yàn)中巖心不用取出，直接進(jìn)行核磁共振測試，避免了巖心取出后由于系統(tǒng)應(yīng)力改變、巖心重復(fù)放置等導(dǎo)致的實(shí)驗(yàn)測試誤差。2塊巖心的基礎(chǔ)物性參數(shù)如表3所示。

實(shí)驗(yàn)步驟如下：首先用有機(jī)溶劑將頁巖含油巖心中的原油洗凈后，對巖心進(jìn)行抽真空并加壓飽和煤油，測試核磁共振信號，此時巖心中的鹽未被破壞或溶解；然后在高溫高壓核磁共振測試系統(tǒng)中進(jìn)行定壓氘水驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，測試驅(qū)替過程中不同驅(qū)替量（0.2，0.5，1.0，2.0，5.0，10.0，20.0 PV）下巖心的核磁共振信號；最后將驅(qū)替20.0 PV（孔隙體積倍數(shù)）后的巖心高溫烘干24 h，將巖心再次抽真空加壓飽和煤油，測試第2次飽和油巖心的核磁共振信號。

表3 高溫高壓核磁共振在線測試鹽間頁巖含油巖心基礎(chǔ)物性參數(shù)

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 鹽溶實(shí)驗(yàn)

鹽溶作用評價的核磁共振測試原理是：鹽處于固態(tài)時，在核磁共振測試中沒有信號；當(dāng)鹽溶于水時，可溶鹽所占空間被水填充，因此在核磁共振測試時產(chǎn)生信號。通過對比不同時刻測試的核磁共振T2圖譜信號量和分布特征，得到鹽溶作用的量化結(jié)果及固體可溶鹽在巖心孔喉中的分布位置。部分測試結(jié)果如圖2所示。

圖2 2塊巖心鹽溶實(shí)驗(yàn)核磁共振T2譜

為了評價鹽溶效果，定義了核磁共振測試的鹽溶率，即某個鹽溶時間點(diǎn)核磁共振T2譜較原始狀態(tài)增加的信號量與鹽溶后最終T2譜信號量的比值，如（1）式所示。其中，鹽溶T2譜最終信號量對應(yīng)巖心鹽溶后流體所占的總孔隙體積；某個鹽溶時間點(diǎn)T2譜信號增加量對應(yīng)截至某個時間點(diǎn)鹽溶作用導(dǎo)致的巖心孔隙體積的增加量。分析結(jié)果如圖3和表4所示。

從圖2—圖3和表4中可以看出，隨著礦化度為50 g/L的注入水不斷浸入巖心，巖心中的鹽逐漸溶解，核磁信號不斷增加。當(dāng)巖心浸泡達(dá)8～10 d時，鹽的溶解基本停止。根據(jù)圖譜計(jì)算，巖心1和巖心2的最終鹽溶率分別為20.28%和42.72%。

圖3 2塊巖心鹽溶過程鹽溶率變化曲線

由于橫向弛豫時間與孔喉尺寸相關(guān)，橫向弛豫時間越小，對應(yīng)孔喉也越小，反之，對應(yīng)孔喉越大；因此可確認(rèn)各孔隙范圍內(nèi)固體可溶鹽的分布?？扇茺}在對應(yīng)橫向弛豫時間小于1 ms和大于100 ms的孔隙內(nèi)含量較少，主要集中在對應(yīng)橫向弛豫時間為1～10 ms和10～100 ms的孔隙中。

表4 頁巖巖心鹽溶實(shí)驗(yàn)中各弛豫時間段內(nèi)鹽溶率

2.2 滲吸實(shí)驗(yàn)

2塊巖心自發(fā)滲吸總采出程度與總鹽溶率的對比見圖4，其中總采出程度根據(jù)T2譜變化計(jì)算得出。

圖4 2塊巖心自發(fā)滲吸總采出程度與總鹽溶率的對比

鹽間頁巖含油巖心的自發(fā)滲吸主要受3種作用影響：①吸水，這一過程主要受到毛細(xì)管力的作用，滲透率越低，毛細(xì)管力越大，滲吸距離越長；②泄油，這個過程主要與壓差、滲透率和啟動壓力梯度等因素有關(guān)，滲透率越大，啟動壓力越低，泄油阻力越小，油越容易被排出；③鹽溶，當(dāng)注入水將巖心中的可溶鹽溶解后，擴(kuò)大了孔喉半徑，減小了滲流阻力，使得泄油更容易，進(jìn)而提高總采出程度。

如圖4所示，鹽間頁巖含油巖心自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)可分為3個階段：第1階段在1～10 h，為強(qiáng)滲吸弱鹽溶階段，該階段滲吸作用較強(qiáng)，鹽溶作用較弱，主要為吸水和排油過程；第2階段在10～200 h，為強(qiáng)鹽溶促滲吸階段，該階段鹽溶作用較強(qiáng)，鹽溶率迅速增大，擴(kuò)大了巖心孔喉半徑，增加了巖心滲透率，減小了滲流阻力，提高了泄油效率，排油速率和滲吸采出程度增大，滲吸采出程度隨鹽溶作用近似線性增加，該階段主要為泄油和鹽溶過程；第3階段在200 h以后，為弱鹽溶弱滲吸階段，該階段鹽溶和滲吸作用都較弱，對采出程度影響相對較小。

根據(jù)總采出程度和滲吸作用采出程度（總采出程度與鹽溶率之差），計(jì)算出滲吸作用貢獻(xiàn)率和鹽溶作用貢獻(xiàn)率，由此定量表征頁巖含油巖心自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)中滲吸作用與鹽溶作用的相對強(qiáng)度，結(jié)果如表5所示。

表5 自發(fā)滲吸過程中滲吸作用和鹽溶作用定量表征

從表5中可以看出，鹽間頁巖含油巖心自發(fā)滲吸實(shí)驗(yàn)中，2塊巖心單純依靠滲吸作用的采出程度遠(yuǎn)低于總采出程度；鹽溶作用非常明顯，貢獻(xiàn)率均在60%以上，因此，在鹽間頁巖油的開發(fā)過程中要重點(diǎn)關(guān)注鹽溶作用。

3號巖心的滲吸采出程度和總采出程度要低于4號巖心，主要原因是3號巖心微裂縫不發(fā)育，基質(zhì)更為致密，且?guī)r心弱親油，水不易進(jìn)入巖心，滲吸作用較弱；而4號巖心微裂縫較為發(fā)育，物性相對較好，水容易進(jìn)入巖心，滲吸作用較強(qiáng)。

2.3 高溫高壓核磁共振在線測試

2塊巖心驅(qū)替過程的分層T2圖如圖5所示。由圖5可知，在同一塊巖心中，不同橫截面或者不同部位的核磁共振信號不同，表明頁巖巖心內(nèi)部的微觀孔隙結(jié)構(gòu)分布是不均勻的；通過對比初始飽和油和二次飽和油的核磁共振成像圖，發(fā)現(xiàn)后者的圖像更亮，信號量更強(qiáng)，表明頁巖巖心經(jīng)過氘水驅(qū)替后，巖心中的鹽被溶解導(dǎo)致孔隙變大，鹽溶后的孔隙空間被原油填充，從而導(dǎo)致核磁共振信號量比初始飽和油時的核磁共振信號量多。通過計(jì)算核磁共振信號量的增量，可得出由于鹽溶作用增加的孔隙度。通過計(jì)算，巖心5和巖心6經(jīng)過鹽溶后孔隙體積分別增大了16%和12%，孔隙度分別增加了1.62%和0.19%，即初始狀態(tài)巖心中的可溶鹽體積分別占2塊巖心孔隙體積的1.62%和0.19%。

利用在線測試系統(tǒng)在巖心不同驅(qū)替階段進(jìn)行常規(guī)T2譜檢測，直接測試得到液測滲透率變化曲線并通過T2譜計(jì)算得到不同階段鹽溶量占總鹽溶量比例。結(jié)合圖6和圖7可以看出，頁巖含油巖心定壓驅(qū)替過程中，隨著鹽的溶解，巖石孔隙度增大，流動通道擴(kuò)大，流動阻力減小，流速增加，液測滲透率隨之提高；當(dāng)驅(qū)替至5 PV后，超過80%的鹽已溶解；繼續(xù)增加注入量，孔隙增量變小，滲透率趨于平衡。

圖5 2塊巖心驅(qū)替過程的分層T2圖（巖心驅(qū)替方向從上至下）

圖6 2塊巖心液測滲透率變化規(guī)律

圖7 2塊巖心鹽溶變化規(guī)律

3 結(jié)論

江漢鹽間頁巖油儲集層巖心在鹽溶實(shí)驗(yàn)中，隨著注入水不斷浸入巖心，巖心中的鹽逐漸溶解，實(shí)驗(yàn)巖心最終鹽溶率分別為20.28%和42.72%。鹽間頁巖含油巖心自發(fā)滲吸分為強(qiáng)滲吸弱鹽溶、強(qiáng)鹽溶促滲吸和弱鹽溶弱滲吸3個階段，自發(fā)滲吸中的鹽溶作用非常明顯，鹽溶采出程度貢獻(xiàn)率在60%以上。高溫高壓核磁共振在線測試表明，鹽間頁巖巖心內(nèi)部微觀孔隙結(jié)構(gòu)分布不均勻，鹽溶后孔隙體積增大，孔隙度增加，滲透率增加。

符號注釋：

MA——某個鹽溶時間點(diǎn)核磁共振T2譜較原始狀態(tài)增加的信號量；MF——鹽溶后T2譜最終信號量；S——鹽溶率，%；T2——橫向弛豫時間，ms。