压裂液在火山岩不同类型孔隙中的分布特征—— 以新疆西泉井区火山岩油藏为例

孙敬,叶习文，商玉锋， 刘德华,孔垂显，蒋庆平，米热尼沙·吐尔逊

1.长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100

2.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000

火山岩油藏储层复杂多样，物性较差，具有孔隙度小、渗透率低、非均质性强等特点[1-3]，常采用水平井大规模压裂技术进行开发[4]，在大规模压裂液注入地层后，会造成液体滞留，降低产能[5]。研究发现，较之高渗油藏注水开发等常规提高原油采收率手段，火山岩等非常规油藏具有强毛细管压力，滤失压裂液和孔隙间的渗吸作用能够有效提高原油采收率[6-8]。低场核磁共振技术具有监测速度快、无损检测、计量准确等特点，能够通过τ2(弛豫时间)谱直观反映岩心渗吸过程流体变化特征[9-11]。因此，利用核磁共振技术开展渗吸试验，表征渗吸过程中火山岩微观孔隙结构的流体分布，对于提高火山岩油藏采收率有重要意义。杨婧等[12]通过自发渗吸试验研究了温度、渗透率对渗吸效果的影响；陈野啸等[13]通过高温高压渗吸试验与数值模拟相结合，得到了岩心孔隙结构、长度对于渗吸效果的影响，并利用Comsol物理模拟软件建立了渗吸模型；王君如等[14]发明了定量测量黏附油的渗吸试验装置，研究了岩心渗吸机理及表面活性剂对于原油渗吸采收率的影响；肖文联等[15]进行了页岩带压渗吸试验，岩样上作用的应力能够影响页岩渗吸特征；刘秀婵等[16]通过岩心动态驱油试验评价了渗吸液类型、浓度、注入量、驱替速度、反应时间对于岩心动态渗吸驱油效果的影响；蒙冕模等[17]对比了页岩与火山岩、砂岩渗吸特征变化，火山岩自发渗吸饱和时间远大于砂岩。

前人所做渗吸试验研究多集中在温度、时间、渗透率、孔隙结构、表面活性剂等对岩心渗吸作用的影响，而对表征渗吸过程中微观孔隙结构下的流体分布研究较少。作为一类特殊油藏，火山岩孔隙结构复杂，定量分析其在渗吸过程中不同孔隙的流体分布特征及不同孔隙对于采收率贡献的研究具有一定的理论意义。基于此，笔者以新疆西泉井区火山岩油藏岩心为对象，利用核磁共振技术，通过描述渗吸过程中τ2谱变化，测量静态自发渗吸过程中不同孔隙渗吸液分布状况，分析了渗吸过程中不同孔隙油水变化特征。

1 试验样品及测试流程

1.1 试验原理

弛豫时间τ2是反映岩石孔隙结构变化的参量，τ2分布图反映了孔隙尺寸的分布，当采用短核磁共振回波参数且孔隙只含水时，τ2与孔隙尺寸呈正比：

(1)

渗吸试验前，对地层水样进行定标，利用最小二乘法对测得岩心含水质量和τ2谱峰面积进行拟合，得到含水质量与信号量的标准无量纲关系(见图1)。通过测量渗吸过程中不同时刻的τ2谱，能够得到岩心不同孔隙自发渗吸过程中的油水动态分布。

图1 含水质量与信号量定标图 Fig.1 Water quality and semaphore calibration map

1.2 油藏储层特征

根据镜下薄片分析和岩心观察资料统计，西泉区块石炭系储层岩性主要为火山角砾岩、凝灰岩和安山岩3类(见图2)，油层主要发育在火山角砾岩中。

图2 西泉区块石炭系储层岩性镜下薄片分析图Fig.2 Microscopic thin section analysis of Carboniferous reservoir lithology in Xiquan Block

火山岩储层孔隙度11.0%～20.6%，平均14.6%；渗透率0～0.54mD，平均0.08mD。油层孔隙度10.2%～16.3%，平均13.7%；渗透率0.0097～0.356mD，平均0.029mD。火山岩束缚水饱和度主要分布在23%～88%之间，平均63.2%，束缚水饱和度普遍较高，与孔隙度没有明显相关性。岩样进汞曲线存在异常，岩心非均质性极强，微观非均质性主要由喉道的非均质性引起，岩心孔洞分布不均匀，孔洞之间连通性极差，喉道半径中值0.521～57.563μm，平均9.979μm；平均毛细管半径0.625～5.101μm，平均2.246μm，岩心最终进汞饱和度均小于50%，故无法得到饱和度中值压力及饱和度中值半径。储集空间可分为原生孔隙、次生孔隙和裂缝3类，其中原生孔隙主要为气孔、杏仁体内孔、晶内孔和基质孔，次生孔主要为溶蚀孔和晶间微孔，裂缝主要为构造缝、溶蚀缝和冷凝收缩缝。

总体来说，西泉区块石炭系储层岩性主要为火山角砾岩、凝灰岩和安山岩，油层岩性主要为火山角砾岩，油层表现为高孔、低渗、微细-微喉道、裂缝欠发育的特征。

1.3 试验材料及设备

试验岩心取自新疆西泉井区石炭系储层，深度2265.3～2265.6m，岩性为安山质火山角砾岩(有利储层)。岩样具体物性见表1。试验用油采用原油与航空煤油混合配制，作去氢处理，黏度为1.89mPa·s，符合该区块地层油黏度。试验用水根据该区块地层水性质配制模拟水，地层水性质见表2。试验温度为地层温度60.7℃。核磁共振仪型号为MicroMR12。

表1 新疆西泉井区石炭系安山质火山角砾岩岩样物性表

表2 新疆西泉井区地层水性质统计表

1.4 试验流程

试验过程按照石油与天然气行业标准SY/T 5336—2006《岩心分析方法》和SY/T 6490—2016《岩样核磁共振参数试验室测量规范》[18]严格执行。具体试验流程如下：

1)将试验用岩心进行清洗、烘干(70℃×48h)，测量岩心长度、直径，称量测定岩心干重，测量其空气渗透率。

2)将岩心抽真空，饱和模拟水，测定岩样湿重，计算岩心孔隙度。

3)将饱和模拟水的岩样放入核磁共振仪，进行τ2谱测试，得到饱和水状态下岩样τ2谱。

4)将岩样放入岩心驱替装置中，注入模拟油，记录出水体积直至出口端不出水，计算岩心束缚水饱和度，进行τ2谱测试，得到束缚水状态下岩样τ2谱。

5)将岩心放入渗吸装置开始渗吸试验。在渗吸过程中，间隔一定时间进行核磁共振τ2谱测试并记录岩心质量，间隔时间为2、4、6、8、10、14、18、22、26、30、38、58、114h。核磁共振τ2谱测试时，将岩心从渗吸装置中取出，擦干岩心表面，用保鲜膜包裹好，放入核磁共振仪中进行τ2谱测试。

6)更换测量岩心，重复步骤3)～5)。

2 火山岩岩样孔隙分类及孔隙分布特征

2.1 岩样孔隙分类

不同孔隙结构对渗吸作用的影响较大，相对常规砂岩储层来说，火山岩储层孔隙结构更为复杂，不同尺度孔隙渗吸规律也不同，划分不同尺度孔隙对渗吸过程进行分析，能够更好地描述火山岩渗吸规律。

文献[19-25] 借助低场核磁共振岩心分析方法，配合离心试验和热处理试验来实现储层孔隙结构的精确定量表征，考虑不同孔隙内流体饱和度，在全孔径范围，计算τ2双截止值，将储层微纳米孔隙分为不可采出流体孔隙、毛细管束缚孔隙、可动流体孔隙。该孔隙分类方案不仅考虑了岩石中孔隙流体分布，还考虑了孔隙流体所处的不同位置的孔隙空间以及它们对流体渗流特性的贡献。虽然该孔隙分类方案主要应用于碳酸盐岩和页岩储层，但是通过对比试验用岩样孔隙度、渗透率以及其他一些物性参数分析发现，该分类方案对于描述火山岩微观孔隙渗吸特征同样具有良好适用性，3种孔隙类型对应岩心弛豫时间和岩心孔径分布如表3。

表3 3种孔隙类型对应的岩心弛豫时间、岩心孔径分布

2.2 岩样孔隙分布特征

核磁共振测试只能检测到模拟水中氢核信号，因此可以认为在饱和水状态下τ2谱为岩心孔隙分布图(见图3)。

图3 岩心全尺寸孔隙分布图Fig.3 Full size pore distribution of core

饱和水状态下6号岩心τ2谱呈三峰特征，但峰面积主要集中在左峰，且远大于右峰面积，主要分布在量级10-3～100μm孔径范围；39号岩心τ2谱呈双峰特征，峰面积主要集中在左峰，远大于右峰面积，主要分布在量级10-3～10-1μm孔径范围；左峰主要为毛细管束缚孔隙，毛细管束缚孔隙体积分别占总孔隙体积的78.03%和71.36%，6号岩心毛细管束缚孔隙尤其发育。对比图3(a)和3(b)可发现，火山岩毛细管束缚孔隙分布相似，且占比总孔隙体积高，表明该区块火山岩整体上以微纳米孔隙为主，且毛细管束缚孔隙分布均匀，毛细管束缚孔隙为可动流体孔隙的2.5～3.5倍，油水置换主要发生在毛细管束缚孔隙中。

束缚水状态下6号岩心和39号岩心τ2谱均呈单峰特征，毛细管束缚孔隙含油饱和度分别为89.18%和76.11%；可动流体孔隙含油饱和度分别为95.87%和86.79%。由于毛细管束缚孔隙孔径小，毛细管压力强，相对来说，油水更难进入毛细管束缚孔隙，所以毛细管束缚孔隙中含油饱和度相对较低，可动流体孔隙中含油饱和度相对较高；由于39号岩心可动流体孔隙体积比大于6号岩心可动流体孔隙体积比，故39号岩心束缚水状态下含油饱和度大于6号岩心束缚水状态下的含油饱和度。

3 渗吸过程中不同孔隙油水变化特征及采收率变化特征

3.1 油水变化特征

通过水样与信号幅度定标进行转换，可以建立τ2谱图与孔径分布的关系，得出各岩样每个渗吸阶段孔径分布与水体积的关系。6号岩心渗吸作用主要发生在孔径为0.0017～0.0365μm的孔隙中(见图4(a))，39号岩心渗吸作用主要发生在孔径为0.0017～0.0365μm以及少部分0.0365～200μm的孔隙中，油水能够进入最小孔径为0.0016μm的孔隙(见图4(b))，渗吸过程主要在毛细管束缚孔隙以及部分可动流体孔隙区域，不可采出流体孔隙基本不参与渗吸过程。

图4 不同岩心动态油水分布图Fig.4 Dynamic oil-water distribution map of different cores

将岩心渗吸过程分为渗吸前期、渗吸中期和渗吸后期3个阶段。渗吸前期(0～14h)，τ2谱曲线包络面积迅速增大，6号和39号岩心τ2谱曲线包络面积增量分别为5762.54、17005.1；渗吸中期(14～38h)，τ2谱曲线包络面积增速变缓，τ2谱曲线包络面积增量少量增加，6号和39号岩心τ2谱曲线包络面积增量分别为999.37、4093.95；渗吸后期(38～114h)，τ2谱曲线包络面积增量非常小，6号和39号岩心τ2谱曲线包络面积增量分别为417.34、 1950.91，渗吸过程基本结束。渗吸采油效果主要发生在0～38h，且前14h为主要渗吸阶段。在渗吸中后期，岩心τ2谱峰逐渐向左移动，6号岩心τ2谱峰较39号岩心τ2谱峰向左移动幅度更大。

分析原因，火山岩岩心孔隙主要为毛细管束缚孔隙和少量可动流体孔隙，在渗吸初期毛细管束缚孔隙迅速吸入较多渗吸液，原先赋存在毛细管束缚孔隙中的油置换到可动流体孔隙，可流动孔隙同时吸入渗吸液；渗吸中期，可动流体孔隙逐渐被渗吸液填满，置换效率变低，吸入量变少，此时仍是毛细管束缚孔隙与可动流体孔隙同时作用，但由于可动流体孔隙吸入量变少，所以渗吸增量变小；在渗吸后期，可动流体孔隙已经不能吸入渗吸液，毛细管束缚孔隙因毛细管压力较强，还能吸入少量渗吸液，因此τ2谱峰向左移动，6号岩心较39号岩心渗透率低，毛细管束缚孔隙占总孔隙体积比例大，在渗吸中后期能够吸入更多渗吸液，因此6号岩心τ2谱峰向左移动幅度大，但是由于渗透率低，黏土矿物质量分数较高会产生水敏、速敏效应，使得6号岩心能够吸入渗吸液总量也较低。在实际生产中，压裂液先置换可动流体孔隙中的油，后续持续地从毛细管束缚孔隙中置换油,毛细管束缚孔隙越多，渗吸后期吸入渗吸液越多。

3.2 渗吸采收率变化特征

岩心吸入渗吸液，相应采出相同体积模拟油，通过计量采出模拟油体积可以计算岩心渗吸采收率。为进一步分析油的置换率，笔者开展了不同孔隙渗吸采收率变化特征研究，定量表征不同孔隙对渗吸作用的贡献程度。不同孔隙岩心的渗吸采收率随时间变化的曲线如图5所示。

图5 不同孔隙岩心的渗吸采收率随时间变化的曲线Fig.5 The curves of imbibition recovery of different pore cores varying with time

从图5可以看出，6号岩心和39号岩心渗吸采收率随时间的变化规律大体相同。分孔隙来看，毛细管束缚孔隙采收率在0～14h迅速上升，14～38h呈小幅上升趋势，38h以后基本没有变化，毛细管束缚孔隙最终采收率分别为32.85%、84.11%；可动流体孔隙采收率在0～14h同样迅速上升，但幅度较毛细管束缚孔隙小，20h以后变化很小，可动流体孔隙最终采收率分别为8.63%、46.06%。2块岩心毛细管束缚孔隙采收率均远大于可动流体孔隙采收率。

对比2类孔隙渗吸采收率变化特征，在渗吸初期，渗吸速率较快，2类孔隙采收率增长均较快，随着时间推移，可动流体孔隙吸入渗吸液的同时，毛细管束缚孔隙渗吸液置换到可动流体孔隙，可动流体孔隙比毛细管束缚孔隙更快达到饱和状态，但是毛细管束缚孔隙的采收率远高于可动流体孔隙的采收率，这说明在火山岩渗吸过程中毛细管压力主要为渗吸作用的动力，毛细管束缚孔隙占主导地位。在实际生产利用渗吸作用驱油时，应当主要考虑通过提高毛细管束缚孔隙采收率进而提高总体采收率。

分析渗透率因素对采收率的影响，6号岩心和39号岩心孔隙度相同，6号岩心渗透率远小于39号岩心渗透率，6号岩心总体采收率为16.75%，39号岩心总体采收率为63.20%，即渗透率较大岩心采收率高，且前14h为采收率主要上升阶段，占最终采收率83.94%和79.68%。

4 火山岩油藏渗吸速率变化规律

渗吸速率是指单位时间内岩心吸入渗吸液体积，通过τ2谱可以计算岩心的渗吸速率。6号和39号岩心渗吸速率随时间变化曲线如图6所示，渗吸速率总体呈下降趋势。不可采出流体孔隙基本不参与渗吸过程，可以不予考虑其渗吸速率变化。将岩心渗吸速率分为毛细管束缚孔隙和可动流体孔隙来看，整个渗吸过程中，毛细管束缚孔隙占有优势地位：在渗吸前14h，毛细管束缚孔隙和可动流体孔隙渗吸速率同时迅速下降；14～38h 2类孔隙渗吸速率下降幅度变小；38h以后，2类孔隙渗吸速率虽然有小幅变化，但变化不明显，渗吸过程基本结束，对比τ2谱变化，渗吸速率特征与τ2谱变化特征相符。

图6 不同孔隙渗吸速率随时间的变化关系 Fig.6 Relationship between infiltration rate of different pores and time

分析2块岩心渗吸速率异同点，2块岩心的毛细管束缚孔隙渗吸速率较可动流体孔隙渗吸速率大，这是由于毛细管压力是孔隙吸水的主要动力，孔隙喉道越小，毛细管压力自吸速率越快，6号岩心毛细管束缚孔隙占总孔隙体积更大，相应小孔隙喉道越多，所以毛细管束缚孔隙渗吸速率对总渗吸速率贡献度更大。

对2块岩心毛细管束缚孔隙渗吸速率利用Allometricl函数进行拟合，相关系数R2均大于0.99，具有良好相关性，虽然2块岩心毛细管束缚孔隙渗吸速率有一定差别，但是毛细管束缚孔隙渗吸速率与渗吸时间变化符合乘幂函数关系：

y=axb

(2)

式中：x为渗吸时间，h;y为渗吸速率，mL/h;参数a，b与孔隙结构相关。

由式(2)可知,毛细管束缚孔隙初始渗吸速率分别为0.136mL/h和0.241mL/h。对于火山岩油藏，毛细管束缚孔隙初始渗吸速率介于0.1～0.3mL/h之间，通过函数拟合，对于预测渗吸速率有一定指导意义。

5 结论

1)火山岩孔隙体积主要由孔径0.0017～0.0365μm的毛细管束缚孔隙构成，毛细管束缚孔隙是该区块火山岩发生自发渗吸作用的主要通道，油水能够进入最小孔径为0.0016μm的孔隙。

2)火山岩渗吸作用可分为3个阶段：渗吸前期(0～14h)毛细管束缚孔隙和可动流体孔隙同时作用，为采收率迅速上升阶段；渗吸中期(14～38h)可动流体孔隙逐渐饱和，毛细管束缚孔隙开始起主要作用，为采收率缓慢上升阶段；渗吸后期(38h以后)所有孔隙基本饱和，为采收率略有上升阶段。

3)火山岩渗吸过程中，毛细管压力是渗吸主要作用力，毛细管束缚孔隙为主要的渗吸采油贡献区域，渗吸采油作用主要发生在渗吸前14h。

4)拟合了火山岩毛细管束缚孔隙渗吸速率，符合乘幂函数关系，毛细管束缚孔隙初始渗吸速率介于0.1～0.3mL/h之间。