2020, Vol. 32
2. 中国石油新疆油田分公司 准东采油厂勘探开发研究所, 新疆 阜康 831511;
3. 中国石化新疆新春石油开发有限公司, 山东 东营 257000
2. Exploration and Development Research Institute of Zhundong Oil Production Plant, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Fukang 831511, Xinjiang, China;
3. Xinjiang Xinchun Petroleum Development Co., Ltd, Sinopec, Dongying 257000, Shandong, China
2012年后，在玛湖凹陷相继发现了北部百口泉组和南部上乌尔禾组两大油区[1-2]，目前探明地质储量达5.2亿t[3]，成为保障我国能源安全的重要油气产量增长点。针对玛湖低渗砾岩储层不具工业产能的特征，现场采用直井控面和水平井提采方式，并结合细分切割体积压裂造缝的储层改造技术，形成了一套有效的开发方法[4]。在目前开发模式下，低渗砾岩储层中天然裂缝和人工裂缝的导流作用凸显，基质向裂缝系统中的供油能力成为决定油井产能的关键因素，而自发渗吸是低渗砾岩基质排油的重要机理[5]，对该类油藏的生产规律具有重要影响。
长期以来，国内外学者对渗吸效应的研究多集中在砂岩储层，针对砾岩储层渗吸效应的研究较少。程晓倩等[6]等通过对新疆油田低渗砾岩储层的研究发现，油黏度越低、水湿性越强，初始含油饱和度越高越有利于渗吸效应提高采收率；李想等[5]以克拉玛依油田乌尔禾组砾岩储层为例，对14块岩心进行渗吸研究，采收率平均提高了13.0%[6]；吕建荣等[7]通过对克拉玛依油田低渗砾岩储层的研究发现，对渗吸起主要贡献的是中小孔隙，长期渗吸之后小孔隙采收率可达50%。可见，由于砾岩储层的强非均质性，其渗吸效应差异较大，需针对具体砾岩储层特征展开渗吸研究，而目前对玛湖低渗砾岩储层渗吸效应的研究非常薄弱，且相关研究多局限在实验室尺度，缺乏在油井和油藏尺度的研究，为直观认识渗吸效应对矿场开发的影响带来困难。以玛湖低渗砾岩岩心展开渗吸效应孔隙动用特征研究，并在量化表征渗吸规律的基础上改进了双孔、双渗模型，进而在油藏尺度模拟研究渗吸效应对玛湖低渗砾岩油藏产生的影响，以期对后期指定合理的有效措施提供依据。
1 实验设计自发渗吸是多孔介质在毛细管力驱动下自发地吸入相对润湿相液体的过程。根据吸入的润湿相与排出的非润湿相的流动方向，渗吸现象分为正向渗吸和反向渗吸2种。在天然裂缝性油藏中，特别是当基质被裂缝中的水相环绕时，逆向渗吸通常是原油被采出的主要甚至是唯一因素[8-10]，此时在裂缝性低渗砾岩储层中逆向渗吸成为渗吸采油的主要形式。对于渗吸研究，室内实验主要包括体积法和质量法，但由于岩心壁面上常粘附大量析出原油，导致2种方法均存在不同程度的系统误差。核磁共振方法能够直接测量岩心孔隙内部原油体量的变化，避免析出时粘附油滴等误差的影响，但实验时通常需要定期取放岩心，导致实验结果失准。为解决上述问题，设计了核磁共振专用渗吸瓶，进一步提高了渗吸实验的测量精度，并在此基础上开展了对玛湖砾岩岩心渗吸实验的量化分析。
1.1 实验原理核磁共振技术通过测量液体中H原子的横向弛豫时间来反映其所处岩心内部的孔隙结构，岩心孔隙半径越大，H原子受束缚程度越小，其弛豫时间越长，因此H原子的弛豫时间与孔隙半径成正比，信号值的强度与含H液体的质量成正比[11]，核磁共振据此测量岩心不同尺度孔隙中的含H液体的质量。为了在核磁共振技术下区分油和水，本次实验使用重水（D2O，不含H）和原油（含H）进行实验，经测试，原油自由状态下弛豫时间为100 ~1 000 ms，而低渗砾岩岩心孔隙中原油的弛豫时间为0.1~100.0 ms，以100 ms为界可以区分岩心孔隙中原油及孔隙外原油，从而计算孔隙渗吸出原油的质量。
1.2 实验材料（1）实验岩心
实验岩心为玛湖油田乌尔禾组低渗砾岩，砾石呈次棱角到次圆，分选性中等，基底式胶结，杂基支撑为主。岩心水相润湿，水湿程度极强，2块岩心物性参数如表 1所列。
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下载CSV 表 1 实验岩心物性参数 Table 1 Physical parameters of experimental cores |
（2）原油和重水
为最大程度还原现场条件，渗吸采用现场原油，原油在室温下黏度为8.3 mPa·s，密度为0.817 g/cm3，原油四组分分析如表 2所列。
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下载CSV 表 2 原油四组分分析 Table 2 Four component analysis of crude oil |
玛湖砾岩储层水敏性极强，对地层水矿化度非常敏感，为实现核磁扫描的油水区分并保持实验用水矿化度，以不含H的化学剂Na2SO4（质量浓度为1 546.21 mg/L），NaCl（质量浓度为9 437.04 mg/L），CaCl2（质量浓度为3 751.44 mg/L），MgCl2（质量浓度为69.73 mg/L），KCl（质量浓度为416.63 mg/L）和重水（D2O）等配置了矿化度模拟地层水以开展实验（表 3）。
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下载CSV 表 3 油田地层水和模拟地层水离子对比 Table 3 Ion correlation between oilfield formation water and simulated formation water |
核磁共振渗吸瓶由无磁材料制作的密封旋盖、岩心固定底座、密封筒等组成（图 1）。使用时将饱和油岩心两截面粘接在底座上，将岩心两界面封堵控制渗吸面模拟基质逆向渗吸条件，然后将底座卡入底座卡槽来固定岩心，向渗吸瓶中加入模拟地层水后密封，间隔一定时间后直接对整个装置进行核磁共振扫描。
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下载原图 图 1 核磁共振渗吸瓶 Fig. 1 Imbibition bottle of NMR |
实验步骤为：①岩心称重，抽真空加压饱和重水36 h后称重；②驱替饱和原油50 PV，称重并老化7 d；③将岩心固定于渗吸瓶内，加入重水并密封；④定时对渗吸装置进行核磁扫描，分析核磁曲线。
2 实验结果分析根据岩心核磁共振弛豫时间（T2）对孔隙孔径的划分方法[12-13]，通常分为小孔隙（T2 < 10 ms）、中孔隙（10~100 ms）和大孔隙（T2> 100 ms）等。分析MH-1和MH-2这2块岩心渗吸实验及核磁共振T2谱曲线（图 2），其孔隙以中、小孔隙为主。根据饱和油T2谱曲线计算，在这2块岩心中，小孔隙含油量分别为77.8%和79.8%，中孔隙含油量分别为22.2%和20.2%，二者渗吸72 h后扫描的T2谱曲线均不再变化。
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下载原图 图 2 玛湖砾岩岩心渗吸实验核磁共振T2谱曲线对比 Fig. 2 NMR T2 spectrum of core imbibition experiment of Mahu conglomerate cores |
通过称重数据校正核磁共振油相信号，并量化孔隙渗吸采收率实验数据分析结果如图 3所示。
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下载原图 图 3 玛湖砾岩岩心孔隙渗吸采收率对比 Fig. 3 Comparison of imbibition recovery of Mahu conglomerate cores |
根据实验结果，MH-1和MH-2这2块岩心渗吸速度由快变慢，3 d后基本稳定，MH-1和MH-2岩心渗吸最终采收率分别为34.08%和30.77%，其中MH-1岩心的渗吸采收率高于MH-2，这是由于MH-1岩心的孔隙渗透率比均匀渗透率高，在低渗岩心中利于逆向渗吸的油水置换[14]。2块岩心渗吸平均采收率为32.43%，其中小孔隙平均采收率为31.27%，中孔隙平均采收率为37.11%，中孔隙平均采收率略高于小孔隙采收率，这是由于低渗砾岩岩心以逆向渗吸为主[15]。玛湖砾岩岩心水相润湿且水敏性极强，此时孔隙毛管压力大小的差异已不是控制渗吸程度差异的最关键因素，而孔隙孔径的大小却对渗吸程度产生重要影响。当水相渗吸进入孔隙使原油逆向析出时，大孔径更利于原油的排出，因此相对小孔隙而言中孔隙逆向渗吸反而具有优势，因此最终中孔隙采收率高于小孔隙。据此可以看出，玛湖低渗砾岩储层渗吸后，小孔隙（T2 < 10 ms）中应仍含有较高的剩余油储量，是进一步提采措施需要考虑的重要对象。
3 渗吸规律量化表征为使渗吸规律在不同尺度上具有更广泛的代表性，根据室内渗吸实验结果来评估和预测油藏最终采收率，国内外学者[16-20]针对渗吸效应提出了一系列裂缝-基质的渗吸输运函数，这些函数使用易获取的代表性参数表征岩心的渗吸规律。常用的渗吸输运函数是在Aronofsky指数模型[17]上改进而来，目前应用较为广泛的是MA等[18]提出的归一化采收率模型（MA指数模型）。为适用于本次实验岩心圆周面渗吸特征，引入Hamon等[19]提出的液体黏度项和Kazemi等[20]提出的岩心特征长度项对MK模型（tD计算式）进行优化，并加入κ系数项进一步提高拟合精度，以建立描述玛湖低渗砾岩岩心渗吸规律的改进数学模型
| $ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {{R_{\rm{r}}} = 1 - \kappa {{\rm{e}}^{ - {\gamma t_{\rm{D}}}}}}\\ {tD = \alpha \sqrt {\frac{K}{\varphi }} \frac{{\sigma t}}{{{\mu _{\rm{o}}}L_{\rm{S}}^2}}}\\ {{L_{\rm{S}}} = \frac{1}{{{F_{\rm{S}}}}} = \sqrt {\frac{{{V_{\rm{b}}}}}{{\sum\limits_{i = 1}^n {\frac{{{A_{\rm{i}}}}}{{{S_{{{\rm{A}}_{\rm{i}}}}}}}} }}} } \end{array}} \right. $ | (1) |
式中：Rr = Ri /R∞，为相对采收率；κ为实验数据拟合修正系数；γ为经验常数；tD为无因次时间；α为系数，为简化实验数据拟合式表达，此处取α = 1；K为渗透率，10 e5 mD；φ为岩石孔隙度，%；σ为界面张力，N/m；t为渗吸时间，s；μo为原油黏度，Pa·s；LS为岩心特征长度，m；FS为岩心形状因子；Vb为岩心体积，cm3；Ai为i方向的自吸面积，cm2；SAi为面Ai到岩心中心的距离，cm。
使用上述模型对玛湖低渗砾岩岩心渗吸实验数据进行拟合，MH-1和MH-2这2块岩心渗吸实验数据均较符合MA指数模型规律（图 4）。
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下载原图 图 4 玛湖砾岩渗吸实验数据MA模型拟合曲线 Fig. 4 Fitting curve of imbibition experiment data of Mahu conglomerate cores |
拟合计算得κ = 1.217 9，γ = 26.01，将渗吸实验数据R∞ = 32.43%代入式（1），得到玛湖砾岩储层裂缝-基质渗吸输运函数为
| $ {R_{\rm{i}}} = 32.43\% \left( {1 - 1.2179{{\rm{e}}^{ - 26.01\;{t_{\rm{D}}}}}} \right) $ | (2) |
玛湖低渗砾岩储层中存在裂缝和基质2套渗流系统，裂缝和基质内的流体均可流向井筒，且2套系统间存在物质交换，适用于双孔、双渗模型对其进行渗流表征[21]。
双孔、双渗模型裂缝内油水渗流方程为
| $ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {\nabla {{\left[ {\frac{{{\rho _o}K{K_{{\rm{ro}}}}}}{{{\mu _{\rm{o}}}}}\left( {{P_{\rm{o}}} - {\rho _{\rm{o}}}gD} \right)} \right]}_{\rm{f}}} + {q_{{\rm{fo}}}} + {\tau _{{\rm{mfo}}}} = \frac{\partial }{{\partial t}}{{\left( {\varphi {S_{\rm{o}}}{\rho _{\rm{o}}}} \right)}_{\rm{f}}}}\\ {\nabla {{\left[ {\frac{{{\rho _{\rm{o}}}K{K_{{\rm{rw}}}}}}{{{\mu _{\rm{w}}}}}\nabla \left( {{P_{\rm{w}}} - {\rho _{\rm{w}}}gD} \right)} \right]}_{\rm{f}}} + {q_{{\rm{fw}}}} + {\tau _{{\rm{mfw}}}} = \frac{\partial }{{\partial t}}{{\left( {\varphi {S_{\rm{w}}}{\rho _{\rm{w}}}} \right)}_{\rm{f}}}} \end{array}} \right. $ | (3) |
双孔、双渗模型基岩内油水渗流方程为
| $ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {\nabla {{\left[ {\frac{{{\rho _o}K{K_{{\rm{ro}}}}}}{{{\mu _{\rm{o}}}}}\left( {{P_{\rm{o}}} - {\rho _{\rm{o}}}gD} \right)} \right]}_{\rm{m}}} + {q_{{\rm{fo}}}} + {\tau _{{\rm{mfo}}}} = \frac{\partial }{{\partial t}}{{\left( {\varphi {S_{\rm{o}}}{\rho _{\rm{o}}}} \right)}_{\rm{m}}}}\\ {\nabla {{\left[ {\frac{{{\rho _{\rm{o}}}K{K_{{\rm{rw}}}}}}{{{\mu _{\rm{w}}}}}\nabla \left( {{P_{\rm{w}}} - {\rho _{\rm{w}}}gD} \right)} \right]}_{\rm{m}}} + {q_{{\rm{fw}}}} + {\tau _{{\rm{mfw}}}} = \frac{\partial }{{\partial t}}{{\left( {\varphi {S_{\rm{w}}}{\rho _{\rm{w}}}} \right)}_{\rm{m}}}} \end{array}} \right. $ | (4) |
双孔、双渗模型裂缝-基质交换方程为
| $ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {{\tau _{{\rm{mfo}}}} = {\lambda _{\rm{o}}}\left( {{\mathit{\Phi }_{{\rm{om}}}} - {\mathit{\Phi }_{{\rm{of}}}}} \right)}\\ {{\tau _{{\rm{mfw}}}} = {\lambda _{\rm{w}}}\left( {{\mathit{\Phi }_{{\rm{wm}}}} - {\mathit{\Phi }_{{\rm{wf}}}}} \right)} \end{array}} \right. $ | (5) |
式（3）-（5）中：ρ为流体密度，g/mL；Kro为油相相对渗透率，%；Krw为水相相对渗透率，%；μ为流体黏度，mPa·s；P为油藏压力，10-1 MPa；g为重力加速度；D为垂直方向高度，cm；q，τ为流体流速，cm/s；下标o，w分别代表油、水两相；f，m分别代表裂缝和基质2种渗流系统；τmfo和τmfw分别代表油、水在裂缝-基质间的交换量，当仅考虑油水两相时，τmfo =τmf；Φ代表流体在2种介质中的流动势。
裂缝-基质间的物质交换是裂缝性低渗油藏开采的主要机理，在裂缝油藏模型中交换方程是双孔、双渗模型的核心，如何更准确地表征裂缝-基质间的物质交换，是裂缝油藏数值模拟的关键所在。根据Sarma等[22]的研究，交换方程有效考虑了流体膨胀和渗吸2项，能够准确模拟裂缝性油藏开采动态，此时对于任意的体积为V、孔隙度为φ、四周被裂缝包围的基质岩块，在时间t时，岩块中的平均含油饱和度为So，平均密度为ρo，油相体积系数为Co，在一个时间段dt上进行物质平衡计算，可以得到交换方程的简化形式[20-21]
| $ {\tau _{{\rm{mf}}}} = - V\varphi {{\bar S}_{\rm{w}}}{{\bar \rho }_{\rm{w}}}{C_{\rm{w}}}\frac{{\partial {{\bar P}_{\rm{w}}}}}{{\partial t}} + V\varphi {{\bar \rho }_{\rm{w}}}{C_{\rm{w}}}\frac{{\partial {{\bar S}_{\rm{w}}}}}{{\partial t}} $ | (6) |
式中：Sw0为初始含水饱和度，%；Sw为岩块平均含水饱和度，%。令
| $ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {\frac{{\partial {{\bar S}_w}}}{{\partial t}} = 10.273\beta \left( {1 - {S_{w0}}} \right){{\rm{e}}^{ - 26.01\beta t}} = s(t)}\\ {\beta = \sqrt {\frac{K}{\varphi }} \frac{\sigma }{{{\mu _{\rm{o}}}L_{\rm{S}}^2}}} \end{array}} \right. $ | (7) |
式中：s(t)为渗吸效应导致的变化。将式（7）代入式（6）中得到控制裂缝-基质系统两相交换方程的微分形式
| $ {\tau _{{\rm{mf}}}} = - V\varphi {\bar S_{\rm{w}}}{\bar \rho _{\rm{w}}}{C_{\rm{w}}}\frac{{\partial {{\bar P}_{\rm{w}}}}}{{\partial t}} + V\varphi {\bar \rho _{\rm{w}}}s(t) $ | (8) |
通过式（8）将实验结果嵌入到模型中，建立差分格式[23]，编制双孔、双渗数值模拟器，研究渗吸对玛湖砾岩油藏水平井开发的影响。根据玛湖砾岩油藏的地质特征[24-26]，建立Warren & Root基质-裂缝双重介质理想模型，该模型中基质块被裂缝所包围，与岩心逆向渗吸实验条件基本一致。借鉴低渗油藏水平井开发设计经验[27-28]，模型开发井网设置为水平井七点井网，其中井网排距为600 m，其余参数设置如表 4所列，油藏油井空间模型如图 5所示。
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下载CSV 表 4 油藏数值模型参数 Table 4 Parameter setting of reservoir numerical model |
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下载原图 图 5 水平井七点井网油藏模型单元 Fig. 5 Reservoir model of seven well pattern in horizontal well |
油藏模拟开发5 a后，对比油相平面分布图（图 6）可以看出，渗吸效应对裂缝和基质系统的开发均具有重要影响，渗吸效应促进了基质系统中油相的采出，但却使裂缝系统中的剩余油有所增加，采收率有所降低。其原因为：一方面裂缝-基质间的窜流增加了水相的孔隙体积；另一方面渗吸排出到裂缝的油相增加了裂缝含油饱和度和裂缝中水相的流动阻力。这2个原因共同作用减弱了水相在裂缝中的窜流速度，从而造成裂缝系统采收率降低。
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下载原图 图 6 玛湖低渗砾岩油藏模型裂缝-基质系统剩余油平面分布 Fig. 6 Distribution of remaining oil in fracture-matrix system of Mahu reservoir model |
通过对比基质、裂缝及整个油田的采收率发现，模拟开发时间（1 825 d）内，总采收率与基质系统的采收率一直上升较快，而裂缝系统1 000 d后采收率基本趋于稳定，这是由于低渗砾岩储层中基质是油气的主要储集空间，是采出原油的最终来源，因此基质采出情况与总采出情况规律基本一致，而油藏裂缝是主要的导流介质，随着裂缝内初始原油的较快采出，缝内采出油量与析出油量逐步趋于平衡，因此裂缝采收率较早出现稳定趋势。对比各系统5 a后的开发情况（图 7）发现，与不考虑渗吸相比，考虑渗吸时裂缝系统采收率从51.4%降至27.1%，下降了24.3%，基质采收率从2.95%提高至7.52%，提高了4.6%，平均采收率从7.3%提高至9.3%，提高了2.0%，可见渗吸效应对于低渗砾岩储层具有积极影响。
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下载原图 图 7 玛湖低渗砾岩油藏模型裂缝-基质系统采收率曲线 Fig. 7 Recovery curve of fracture-matrix system in Mahu reservoir model |
（1）玛湖乌尔禾组实验砾岩岩心孔隙主要为中-小孔隙（T2 < 100 ms），小孔隙含油量平均为78.8%，渗吸效应平均采收率为32.43%，其中小孔隙平均采收率为31.27%，中孔隙平均采收率为37.11%。
（2）玛湖砾岩储层的渗吸速度初始快，然后逐渐变慢，规律符合改进的MA指数模型，由此得到了渗吸采收率与时间的输运函数。
（3）使用得到的渗吸输运函数对交换方程进行表征，改进了双孔、双渗模型，并模拟研究了渗吸效应对水平井开发的影响。渗吸效应使裂缝采收率降低了24.3%，基质采收率提高了4.6%，使整个油藏采收率提高了2.0%。
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