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實驗室，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有限公司油田化學(xué)重點實驗室，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度小于0.2×10-3μm2/（mPa·s），流動性與超重油相似，屬于低流動性原油；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，如油藏原油流動性差、注水啟動壓力高、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，主要通過毛細管力產(chǎn)生的滲吸作用來補充地層能量，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力學(xué)半徑均為微米級，遠大于致密油藏平均孔喉半徑，水相體系無法有效進入基質(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)場實施費用高、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 大特征與機理［8］：①“小尺寸液”特征與擴大微納米孔喉基質(zhì)波及體積機理；②“小尺寸油”特征與提高微納米孔喉基質(zhì)原油滲流能力機理；③高表界面活性特征與提高洗油效率機理；④雙相潤濕特征與有效發(fā)揮毛細作用機理；⑤破乳降黏特征與改善原油流動性機理。本文通過巖心驅(qū)油實驗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 實驗部分

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；實驗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)油實驗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；實驗所用模擬地層水，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 實驗方法

（1）巖心驅(qū)油實驗

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，計算采出液含水率和累計產(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)量分數(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，計算采出液含水率和累計產(chǎn)油量，納米流體增滲驅(qū)油體系驅(qū)結(jié)束對巖心進行核磁共振測試。

（2）巖心核磁共振測試

將核磁共振和巖心驅(qū)替實驗相結(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，核磁共振實驗中無法區(qū)分油水信號，使用氘水配制模擬地層水和質(zhì)量分數(shù)為0.6%的納米流體增滲驅(qū)油體系，評價納米流體增滲驅(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，等待時間為10 000 ms，回波個數(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)進行CT 掃描；由于射束硬化會造成偽影，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)字模型進行數(shù)據(jù)分析處理。

2 結(jié)果與討論

2.1 巖心驅(qū)油實驗分析

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)油實驗結(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%。實驗說明，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)油實驗結(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)注入壓力同樣遠遠高于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)兩個階段的壓差相差不大，但是采收程度明顯不同。分析認為，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烈共振特性，確定孔隙中流體的核磁共振信號強弱及弛豫時間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間成反比，弛豫時間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］。弛豫時間T2為10 ms 對應(yīng)巖心的平均孔隙半徑為0.1 μm，弛豫時間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)油實驗所得結(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、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 射線束可從多個方向沿著選定斷面進行照射，測定透過斷面的X射線量可計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)高速計算機數(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、水三相流體動態(tài)飽和度沿程分布和頻率分布進行定量表征［13］。

采用微納米CT對巖心進行孔隙連通性微觀結(jié)構(gòu)分析與模擬。對每個體素點連通方式進行分析，連通方式分為3 種：“面對面”，“線對線”以及“點對點”，模擬油藏實際以最大連通方式“點對點”進行連通性分析，從巖心入口端每個像素進行“點對點”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)油實驗的注入壓力，最大降幅46.2%；當(dāng)致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)較好時，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。