吉木萨尔芦草沟组致密油储层渗吸驱油特性

张 奎，刘敦卿，黄 波，栗钦宇，何小东，葛洪魁*

(1.中国石油新疆油田分公司工程技术研究院，克拉玛依 834000；2.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206；3.中国石油大学(北京),非常规油气科学技术研究院，北京 102249)

吉木萨尔地区芦草沟组油气资源丰富，开发前景广阔。该地区主要产层为二叠系芦草沟组，储层具有源储一体、近源成藏的特征，原生孔隙度、渗透率极低，是典型的非常规储层，需借助水平井钻井配合多级水力压裂来获得工业产能[1-3]。

非常规储层中微纳米孔隙广泛发育，孔隙内部毛细管力极强，自发渗吸现象格外显著，促使大量压裂液渗吸进入储层，并对储层油气产出产生重要影响[4-5]。非常规储层渗吸问题在近几年得到了较为广泛的研究，渗吸驱油作用逐渐得到了重视，有大量的研究表明致密储层中渗吸作用是原油采出的重要动力之一[6-9]。近年来中外有不少地区借助渗吸驱油作用增产，有一部分取得了较好的效果，但也存在不少失败的案例，说明并非所有致密储层都能够发挥渗吸驱油的效果。

近年来对于吉木地区的储层甜点预测方法、沉积微相、原油组分特征、孔隙结构等相关问题均有相关研究[10-16]，但针对吉木萨尔地区储层的渗吸特征，以及渗吸驱油作用在地区的增产潜力的研究却相对不足。吉木萨尔地区具有储层岩性复杂、纹层高度发育的特征。通常致密储层中纹层裂隙可发挥高速通道的作用，理论上可增强渗吸驱油效果。除纹层裂隙外，储层的润湿性是影响渗吸驱油作用的关键因素。发挥渗吸驱油的作用关键在于确保储层对压裂液具备较高的渗吸能力。目前通常采用驱替瓶渗吸驱油实验的方式来间接评价渗吸驱油效果，但该方法无法直观体现不同尺度孔隙内部原油的动用程度，而核磁共振技术可以克服这一缺点。为探究吉木萨尔地区芦草沟组的渗吸驱油特征以及渗吸驱油潜力，选取了芦草沟组的井底岩心，借助室内实验对储层岩心的孔隙结构、纹层和润湿性特征进行分析。此外，通过自发渗吸实验对储层岩心的渗吸特征进行研究，并借助核磁共振技术对自发渗吸采收率进行定量分析，探讨吉木萨尔地区芦草沟组渗吸驱油作用的潜力。

1 地质背景

吉木萨尔凹陷为准噶尔盆地东部的次级构造单元，北部为吉木萨尔断裂与沙奇凸起，南部以三台断裂为界限，东部为古西突起，西部与西地断裂和北三台相接，先后经历了海西、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造[17-18]。储层为二叠系芦草沟组，含油层以沙屑云岩、云质粉砂岩、云屑砂岩为主，同时甜点段内部含油层、差油层、干层交叠，岩性致密，非均质性较强，开发难度较大[19-21]。

2 储层润湿特性

非常规储层的孔隙普遍处于微纳米级别，毛管力在孔隙尺度上形成的压力梯度十分显著，因此在非常规储层中渗吸作用尤为显著。发挥渗吸驱油作用需要足够多的压裂液进入储层孔隙，部分地区采取的压后闷井措施，实质上增加了储层与压裂液的接触时间，促进了储层对压裂液的渗吸量，进而能置换出更多的原油。自发渗吸的首要动力为毛管力，根据杨-拉普拉斯方程，在孔隙结构、液体体系不变的前提下，毛管力的主控因素为储层的润湿性。

目前评价储层岩心润湿性最常用的方法为光学接触角法，普遍采用空气、水、储层岩心表面的三相界面接触角来分析储层的润湿性。但油层条件下压裂液的渗吸过程涉及到油、水、孔隙表面三相界面相互作用，因此采用气、水、固体接触角来判断润湿性不一定准确。为更准确地分析吉木萨尔储层的润湿性，根据测井资料选取了芦草沟组上甜点层段不同深度的含油层岩心，在测定了空气-水-岩心接触角的基础上，进一步测试了油-水-岩心表面的三相接触角。为区分油水两相先后接触岩心的顺序对润湿角的影响，测定了油水两相各自优先接触岩心条件下的油-水-岩心接触角。润湿角测试在室温条件下完成。测试的岩心分别来源于J251井及J301井，岩心表面平整光滑，测试用油为煤油，水为模拟地层水。由于水的密度大于煤油，在测试地层水环境下煤油的接触角时，用岩心的下表面作为接触面，以防止浮力作用下煤油脱离岩心表面，导致测量失败。3种条件下的测试结果如图1所示，其中水环境下的煤油与岩心表面接触角图片为上下翻转后的图片。

根据图1所示接触角测试结果，两组岩心的空气-水-岩心接触角大于90°，表明岩心表面憎水。而在油水两相环境中，岩心表面接触流体的顺序对接触角产生了很大的影响，岩心对最先接触的流体具有更高的亲和性，总体上在第二相流体存在的环境下，岩心表面对油水都具有一定的亲和性，但亲和性均较弱，呈现出岩心表面一旦被某一相流体覆盖后，另一相流体难以置换的特性。整体上储层岩心的原始润湿性对渗吸驱油较为不利，若要在该地区充分发挥渗吸驱油的作用，需要增加储层亲水性。

如图2[22]所示，芦草沟组甜点层段的含油性在纵向上变化比较频繁，而纵向的含油性差异可能会进一步影响层间的润湿性。而水力裂缝的纵向拓展距离通常可达数十米，同一条水力裂缝可同时穿过含油层、差油层甚至干层。这种纵向的含油性差异对后期的渗吸会进一步产生影响。

图2 芦草沟组井底岩心含油性的纵向分布[22]

3 层间自发渗吸特征

储层的自发渗吸特征可通过自发渗吸实验来直观体现[23-24]。为分析芦草沟组储层的渗吸特征，选取了J251、J301、J37、J32这4口探井上甜点层段岩性相近、含油性显著差异的岩心开展了自发渗吸实验。为避免渗吸液体中的添加剂组分对储层原始物性造成影响，采用了去离子水作为渗吸流体。此外，为保证岩心的原始润湿性不受破坏，渗吸所用岩心不进行洗油处理。自发渗吸实验中岩心的质量变化通过精度为10-4g的分析天平计量，计算机每间隔1 min采集一次质量数据，获取的压裂液渗吸质量对渗吸面积做归一化处理，整个渗吸实验在常温常压条件下进行。4组岩心的自发渗吸结果如图3所示。

图3 4组岩心的自发渗吸曲线。

图3中绿色曲线所对应的岩心来自油层或含油层段，而红色曲线所对应的岩心来自干层或差油层层段。根据归一化后的压裂液渗吸曲线可知含油层段岩心在渗吸速度以及渗吸总量上均小于差油层与干层层段岩心。此外各层段岩心的渗吸平衡时间也存在显著差异，其中J37井的两块岩心差异尤为显著。

4组岩心自发渗吸实验所表现出的差异对充分利用自发渗吸驱油作用具有一定不利影响，更多的压裂进入差油层以及干油层，而油层以及含油层段的渗吸量则相对不足。要充分发挥渗吸驱油的作用，压裂液需要尽可能多地进入到高含油层，同时还需要降低差油层与干层的渗吸量，以降低压裂液的损失。

除润湿性外，孔隙结构也是影响渗吸的重要因素。J251井与J301井岩心的渗吸平衡时间相对较长，渗吸约4 d后仍保持着较高的渗吸速率，说明岩心可能具有更多的孔隙空间，可持续提供渗吸的动力与空间。总体上4口井油层、含油层段岩心的渗吸速率相对接近，但J32、J37井干层层段的岩心渗吸平衡时间相较于J301、J251井岩心要短得多，这与干层层段孔隙度较高、更为亲水有关。

除含油性差异外，芦草沟组产层段岩心纹层特征也十分显著。纹层在沉积岩储层中广泛存在，在页岩储层中尤为明显。大量的实验表明页岩中的纹层可以促进压裂渗吸，同时也是燃气产出的重要通道，纹层高度发育的层段往往具有更好的产能。对于吉木萨尔地区纹层是否能够发挥页岩层理类似的作用需借助核磁共振、SEM电镜以及X射线荧光光谱做进一步分析。

4 孔隙及纹层特征

核磁共振技术在石油工业中已经得到广泛的应用。核磁共振现象中氢原子的T2弛豫时间与氢原子所赋存空间尺度正相关，同时弛豫谱的振幅与某一尺度空间内的氢原子总数正相关，因此饱和纯水岩心的T2弛豫谱可反映岩心内部的孔隙分布特征[25-26]。虽然目前致密储层岩心还没有公认的直接将弛豫时间转化为孔径以及孔隙含量百分比的公式，但通过弛豫时间来间接分析岩心内部不同尺度孔隙占比是科学且合理的。为分析岩心内部的孔隙结构，选取了自发渗吸干层层段中的岩心，可减少岩心内部原油信号对水信号的干扰。岩心饱水前经过了抽真空处理以确保岩心被纯水充分饱和以获得更完整的弛豫信号。饱水岩心的弛豫谱分别对各自振幅的最大值做归一化以方便横向对比，各岩心归一化后的弛豫谱如图4所示。

图4 饱水后岩心的T2弛豫谱

根据图4所示弛豫谱特征可以看出，J251井、J301井的岩心拥有一定量的大孔隙，弛豫时间普遍处于100 ms以上。大孔隙在渗吸过程中毛管力相对不足，但可为渗吸流体提供更多的存储空间，因此相对具有更长的平衡时间。J37井与J32井岩心的孔径分布特征较为相似，整体缺少大孔隙组分，以小孔隙为主导。而小孔隙组分可提供更充足的毛管力，渗吸的动力相对更充足，相对的平衡时间也会更短。虽然4块岩心岩性相同，取心层段也相近，但弛豫谱仍然反映出孔隙结构上较大的差异，说明吉木萨尔地区储层物性在横向上也存在较大的差异。这种横向上孔隙结构差异可能会导致井间压后闷井效果存在较大差异。整体上，4块岩心的弛豫谱中各谱峰之间没有明显的中断与较大的间隔，说明岩心内部孔隙尺度分布比较均匀。储层中层理裂隙的开度普遍远大于基质孔隙的开度，因此弛豫谱上常常存在长弛豫信号与短弛豫信号之间有明显间断的现象，而这4块岩心的弛豫谱没有显著的间断，说明岩心内部存在大开度的层理裂隙的可能性较小。

为进一步证实岩心内部层理裂隙发育特征，选取纹层发育程度高的岩心，借助型号为Quanta FEG 200的环境扫描电镜对机械抛光后表面喷金的样品进行了观测，具体观测结果如图5所示。

如图5所示，J301井、J251井岩心的颗粒粒径、磨圆度差异较大，视域内孔隙主要以粒间孔隙为主，少见粒内溶孔。此外，J251井岩心薄片上可观测到一定量的微裂隙，这部分微裂隙位于尺寸较大的矿物颗粒与胶结物边缘，这部分裂隙可能是J251井岩心T2谱中长弛豫信号的来源。相较于J251井的岩心，J32井及J37井岩心在颗粒磨圆度上相对更好，J32井岩心能观测到部分残留的原油组分，这部分组分普遍分布在粒间孔隙内部。在J37井的岩心中还观测到矿物组分差异形成的边界，图5(g)、图5(h)中亮度更高的组分中钙含量相对更高。

根据扫描电镜观测结果，纹层交互层段岩心内部少有类似页岩沿层理方向广泛排布的裂隙。因此岩心对应储层的纹层在微观上对压裂液渗吸以及后期油气产出作用可能远不如页岩显著。在SEM中观测到了纹层发育段存在显著的矿物组分差异，但SEM观测样品尺度非常有限，通常不超过几个厘米，并不能完全判断纹层发育是由矿物组分差异而非裂隙主导形成。

借助X射线荧光光谱技术，可对数十厘米级别的岩心进行元素组分的含量以及分布进行分析，可进一步辅助分析纹层的形成因素。具体结果如图6所示，可以看出钙元素、钾元素、铁元素、硅元素的分布与岩心纹理位置高度吻合，其中钙、钾、铁3种元素与纹层的对应性尤为显著。钙元素多来自白云质组分，而钾元素多来自长石组分，铁元素多来自黄铁矿或菱铁矿类组分。元素与纹层分布的对应关系表明储层明暗相间的纹层主要是由沉积物源的岩性差异所形成的。根据SEM中的观测，岩性变化的边界胶结良好，同时矿物颗粒也没有显著的定向排列特征，因此这部分纹层交互变化特征对促进形成纹层方向的裂隙、增强纹层方向渗透能力的作用比较有限。

cps表示能谱的计数率

5 渗吸驱油效率

为进一步确定吉木萨尔地区渗吸作用可获得的采收率，选取了储层物性较好层段的岩心开展自发渗吸驱油实验。该层段孔隙度约为14%，测井含油饱和度高于85%。岩心由于保存时间较长，孔隙内部原油的轻质组分挥发比较严重，为模拟储层原有的含油条件，将岩心抽真空后饱和了储层原油与煤油的调和油。调和油黏度与地层温度下原油黏度相对应，约为10 mPa·s。同时根据储层润湿性、渗吸特征分析的结果，为促进流体的渗吸，在液体中添加了表活剂(AES，质量百分浓度为0.1%)以增强岩心表面的亲水性。为分析孔隙内部原油的动用程度，用重水配置渗吸液，由于重水没有核磁信号，核磁检测到的信号为原油信号。根据核磁共振的基本理论，弛豫谱面积与岩心内部的氢原子总量正相关，因此，可通过谱面积的变化计算渗吸过程中的采收率[27]。渗吸驱油过程中的弛豫谱变化及采收率如图7所示。

图7 渗吸驱油过程中的T2弛豫谱及采收率变化

根据谱面积变化计算得出的渗吸驱油采收率约为23%，弛豫谱中两个谱峰信号均有降低，说明自发渗吸作用对岩心大、小孔隙内部的原油均具有一定的动用能力。对比相关文献中长庆致密油储层渗吸采收率(25%左右)[28]，人造低渗透岩心渗吸采收率17%[29]、长8段采渗吸收率(5%～18%)[30]、延长油田天然露头约采收率(15%～25%)[31]、某陆上致密储层渗吸采收率(25%)[32]，23%的实际采收率表明渗吸驱油作用在吉木萨尔地区具有一定的潜力，配合一定的润湿性添加剂体系，可以达到较好的渗吸驱油效果。

6 结论

(1)吉木萨尔芦草沟组储层的润湿性与储层接触流体历史有关，储层原始条件下岩心对油水的亲和性均较弱；同时纵向含油饱和度频繁变化影响储层对压裂液的渗吸量，干层渗吸量大而油层渗吸量少。

(2)吉木萨尔芦草沟组明暗交互的纹层主要由沉积物源矿物组分差异引起，微观上少有沿层理方向定向排列的层理微裂隙，纹层对形成高渗通道，促进渗吸以及原油排采贡献比较有限。

(3)吉木萨尔自身的储层物性对高效渗吸驱油较为不利，需调整储层润湿性；自发渗吸驱油作用在该地区具有一定的潜力，自发渗吸采收率在23%左右，储层内大小孔隙内原油均能被渗吸作用有效动用。