基于核磁共振技术的致密岩心高温高压自发渗吸实验.pdf
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1、大庆石油地质与开发 Petroleum Geology Oilfield Development in Daqing2023 年 6 月 第 42 卷第 3 期June,2023Vol.42 No.3DOI:10.19597/J.ISSN.1000-3754.202204061基于核磁共振技术的致密岩心高温高压自发渗吸实验杨雪1 廖锐全2 袁旭2(1.荆州学院能源学院,湖北 荆州434023;2.长江大学石油工程学院,湖北 武汉430100)摘要:为了明确致密储层渗吸作用规律,在开发过程中充分发挥渗吸驱油效果,从而达到提高原油采收率的目的。利用核磁共振技术与高压压汞测试,研究了岩心的微观孔隙结
2、构;设计了模拟储层条件的自发渗吸实验,分析了岩心孔隙度、渗透率、储层温度、压力、人造裂缝等因素对渗吸采收率的影响。结果表明:致密岩心具有3种孔隙结构,其中亚微孔为原油主要赋存空间,其孔隙体积占比接近80%;亚微孔的孔径小、毛细管力大,渗吸初期的渗吸效率最高,且对渗吸原油采收率的贡献程度最大;致密岩心孔隙度、渗透率越低,渗吸采收率越低;渗吸过程中信号相对振幅峰值向小孔隙尺寸偏移,孔径范围减小,岩心越致密,偏移越明显;温度与压力对渗吸采收率的影响较大,模拟储层条件的高温高压渗吸相比常规条件下渗吸采收率提高了120%,模拟压裂的岩心人工造缝后的岩心整体渗吸采收率提高了24.7%。研究成果对利用自发渗
3、吸作用提高采收率具有理论指导意义。关键词:自发渗吸;高温高压;核磁共振;孔隙结构;渗吸采收率中图分类号:TE341 文献标识码:A 文章编号:1000-3754(2023)03-0058-08Spontaneous imbibition experiment in hightemperature and highpressure for tight cores based on NMR technologyYANG Xue1,LIAO Ruiquan2,YUAN Xu2(1.Energy College of Jingzhou University,Jingzhou 434023,China;
4、2.School of Petroleum Engineering,Yangtze University,Wuhan 430100,China)Abstract:In order to understand imbibition laws in tight reservoirs to make imbibition displacement get effect in development process and thus enhance oil recovery,micropore structure of cores is investigated by using nuclear ma
5、gnetic resonance(NMR)and highpressure mercury injection tests.Spontaneous imbibition experiment is designed under simulated reservoir condition,in which core porosity and permeability are analyzed,and influences of factors including reservoir temperature and pressure conditions and artificial fractu
6、res on imbibition recovery are simulated.The results show that tight cores have 3 kinds of pore structures,among which submicro pores are the main occurrence spaces for oil,with pore volume ratio of nearly 80%.Submicro pores have small pore size and high capillary pressure,with the highest imbibitio
7、n efficiency in early stage of imbibition,and gives the most contribution to imbibition recovery.The lower the porosity and permeability of tight cores are,the lower the imbibition recovery is.During imbibition process,relative amplitude peak of signal appears as offset toward small pores,with pores
8、ize range getting smaller.The tighter the cores are,the more obvious the offset is.Temperature and pressure have much influence on imbibition recovery.Compared with imbibition recovery in conventional reservoir conditions,hightemperature and highpressure imbibition recovery by simulating reservoir c
9、onditions is increased by nearly 120%,and core 收稿日期:2022-04-22 改回日期:2022-09-28基金项目:国家自然科学基金项目“基于Hybrid数据的复杂系统辨识与优化设计及在低渗透油井中的应用”(61572084)。第一作者:杨雪,女,1985年生,硕士,讲师,从事油气田开发工程研究。E-mail:第 42 卷 第 3 期杨雪 等:基于核磁共振技术的致密岩心高温高压自发渗吸实验imbibition recovery by simulating artificial fractures is increased by 24.7%.Th
10、e research has theoretical guiding significance for use of spontaneous imbibition to enhance oil recovery.Key words:spontaneous imbibition;high-temperature and high-pressure;NMR;pore structure;imbibition recovery0引言水力压裂技术作为提高致密储层采收率的有效方法12,通过大规模注入压裂液沟通地层中微裂缝,形成裂缝网络,提高基质与裂缝的接触面积,裂缝内压裂液在渗吸作用下置换基质孔隙内的原
11、油,从而提高原油采收率3。致密储层具有低孔、低渗的特征,富含纳米-微米级孔隙,毛细管力作用更强,渗吸效率更好,因此自发渗吸作用在提高基质原油采收率中起主导作用45。近年来,一些学者通过数值模拟与室内实验研究了渗吸作用影响因素与增产规律。李斌会等6、杨正明等7、谷潇雨等8研究了基质形状、润湿性、裂缝、渗透率、孔喉结构等因素对渗吸采收率的影响规律;党海龙等9研究发现润湿性是控制渗吸采收率的主导因素;刘继梓等10研究了高温高压条件下人工造缝后的岩心渗吸规律,认为水力压裂增大改造体积是提高采收率的关键。常规实验侧重于定性研究不同条件下的渗吸规律,而对渗吸过程中微观孔隙内原油流动、分布规律研究较少。作为
12、对岩心孔隙结构非破坏性技术,核磁共振被广泛应用于研究多孔介质的孔隙结构以及孔隙内的流体特征。F.P.Lai 等11研究了渗吸过程中岩心孔隙内流体的流动特征,发现不同孔隙内,渗吸对原油采收率影响差异较大;Y.Q.Hu 等12从渗吸机理、实验以及数值模拟等多方面总结了渗吸作用规律,并着重分析了水与岩石的相互作用及其对核磁共振渗吸实验中孔隙类型判断与采收率计算的影响;L.L.Yao 等13考虑压力的影响设计加压渗吸实验,发现高压条件下极大提高了渗吸效率,且孔隙尺寸越大效果越显著;为更精确划分微观孔隙结构,Z.L.Cheng等14结合高压压汞与核磁共振技术,确定了亚微孔是致密岩心最主要孔隙类型,且具有
13、最大的渗吸贡献率;周德胜等15利用核磁共振技术划分岩心孔隙尺寸,研究了不同孔隙的渗吸规律,并将渗吸划分为不同阶段;F.P.Lai 等16解释了孔隙结构特征对自发渗吸的影响,发现渗透率、平均孔径和平均孔喉比与渗吸采收率呈正相关,且平均孔径是影响渗吸的最主要参数;X.X.Ren等1718对比了不同模式下的渗吸规律,认为小孔隙相对采出程度较高,而整体采收率主要受大孔隙影响。岩心渗吸规律的研究已从宏观转变到微观,但大多数实验仍在常温常压条件下进行。高温高压条件下,储层流体性质会发生改变,且较高外部压力下的渗吸作用与常规压力下的渗吸作用相比,差异较大。而压裂后裂缝对渗吸作用的影响研究较少。本文选取典型致
14、密砂岩岩心,研究了高温高压条件下的自发渗吸规律,分析了温度、压力、渗透率以及裂缝对渗吸的影响,结合高压压汞与核磁共振技术,划分岩心孔隙结构,核磁共振监测孔隙原油含量变化,通过计算定量表征特定孔隙的渗吸速度与渗吸采收率。本次研究成果加深了对微观渗吸机理的认识,实验设计模拟了储层条件,可为油田现场合理利用渗吸作用、增加产量提供可靠依据。1微观孔隙结构表征原理核磁共振是通过测量弛豫时间 T2研究岩心中的孔隙结构和流体运移规律。饱和流体的岩心放置于磁场中,孔隙流体内氢核发生横向弛豫,通过测试得到T2谱,单孔中T2弛豫包括流体本身弛豫T2B、岩石表面弛豫 T2S以及分子扩散弛豫 T2D,通常可以表示为1
15、T2=1T2B+1T2S+1T2D(1)一般流体本身的弛豫 T2B可忽略不计;另外,通过调节磁场可将扩散弛豫 T2D最小化。因此弛豫时间T2可改写为1T2=1T2S=Sv=FSr(2)式中:弛豫率,mm/s;SV岩心比表面积,m2/g;FS孔隙形状因子;r孔隙半径,m。由于 FS与均为常数,因此引用常数 C 表示,式(2)简化为T2=Cr(3)592023 年大庆石油地质与开发公式(3)表征了 T2弛豫与孔隙半径 r 的对应关系,结合压汞实验孔径分布数据与 T2谱数据,确定转换系数C,即可根据T2谱数据得到孔隙半径分布。2自发渗吸实验2.1实验样品2.1.1实验岩心选取准噶尔盆地二叠系风城组的
16、致密砂岩储层岩心,对岩心样品进行切割打磨,尺寸为直径25 mm、长度 50 mm。使用苯与甲醇溶液彻底清洗后,在 105 下干燥 48 h,测量岩心尺寸,并进行氦气孔隙度、氮气渗透率、Amott 法亲水指数测试。结果表明,岩心均表现出亲水性,岩心 M2 的孔隙度、渗透率较小,岩心M1、M3的孔隙度、渗透率较大且比较接近(表 1),岩心 M3表面存在微小的天然裂缝。2.1.2实验流体为了在核磁共振测试中屏蔽氢信号,实验采用重水(D2O)配制模拟地层水,水型为 CaCl2型,矿化度为 46 g/L。实验模拟油为地层脱气原油与航空煤油以体积比 41 配制,常温(20)条件下测试模拟油密度为0.85
17、g/cm3、黏度为2.53 mPas。2.2实验方法2.2.1压汞实验实验采用岩心切割下的短岩心,岩心清洁后在105 条件下干燥处理,然后往样品中注入汞,最大注入压力为 228 MPa,测试得到进汞与退汞压力曲线,根据 Washburn 方程毛细管力和孔隙半径关系式,得到岩心孔径分布。2.2.2核磁共振测试采用纽迈 MesoMR23060HI 核磁共振仪(共振频率 21.242 MHz),对初始饱和油的岩心以及在渗吸不同时间点分别进行核磁共振测试,根据 T2振幅表征岩心孔隙内油的体积。通过计算不同弛豫时间范围内累计振幅的变化,C.L.Dai等19利用不同弛豫时间范围内累计振幅变化,计算渗吸过程
18、中岩心孔隙内的原油采收率,具体计算公式为:A=i=1nai(4)R=A0-AnA0 100%(5)式中:ai不同 T2点的信号相对振幅,i=1,2,n;A累计相对振幅,表征孔隙内油的体积;A0渗吸开始前岩心初始累计相对振幅,表征开始前孔隙内油的体积;An某一渗吸时刻的累计相对振幅,表征某一渗吸时刻孔隙内油的体积;R孔隙内的原油渗吸采收率,%。2.2.3渗吸实验图1为岩心自发渗吸实验装置示意,实验装置主要由渗吸室、柱塞泵、中间容器、恒温器等设备组成。渗吸实验步骤:(1)将清洁干燥处理后的岩心置于真空饱和装置中,在 20 MPa 压力下饱和油,然后擦干表面进行核磁共振测试,得到岩心饱和油的 T2谱
19、,再将饱和油的岩心放置于模拟油中进行老化处理;(2)将处理好的岩心置于渗吸室,用真空泵抽真空后,用柱塞泵泵入溶液充满渗吸室,控制压力、温度条件,然后进行渗吸实验,记录渗吸开始时间;(3)在渗吸某一时间点停泵泄压,停止加热,打开渗吸室取出岩心,擦干岩心表面后立即进行核磁共振测试,得到不同渗吸时间点的T2谱;表1实验岩心参数Table 1 Parameters of experiment cores岩心M1M2M3M1M3长度/cm5.064.985.035.065.03直径/cm2.552.542.522.552.52孔隙度/%12.177.7611.2512.1711.25渗透率/(10-3
20、m2)0.2570.1650.2830.2570.283亲水指数0.830.860.820.830.82实验内容高温高压渗吸高温高压渗吸高温高压渗吸多阶段渗吸人造裂缝渗吸图1岩心自发渗吸实验装置示意Fig.1 Schematic diagram of core spontaneous imbibition experiment equipment60第 42 卷 第 3 期杨雪 等:基于核磁共振技术的致密岩心高温高压自发渗吸实验(4)将测试后的岩心重新放置于渗吸室,重复步骤(2)、(3),继续进行渗吸实验;(5)当某一时刻测试岩心的核磁共振 T2谱对比上一测试时间不再发生变化时,则认为此时渗吸
21、作用结束,实验停止。3实验结果3.1致密岩心孔隙结构的表征分别对3块样品进行高压压汞测试,毛细管压力曲线如图 2所示。岩心 M1、M3进汞饱和度相对较高(96%),且曲线比较接近,而岩心M2的进汞饱和度较低(92%),说明岩心 M2 具有更小的孔喉。对比岩心孔隙尺寸分布(图3),3块岩心孔径分布范围基本相同,但岩心 M2 的孔径分布峰值在0.12 m,岩心 M1、M3峰值在 0.23 m,均分布于亚微孔范围,且岩心M2更加致密。图 4 为饱和油的岩心核磁共振 T2谱,3 块岩心T2相对振幅曲线均表现为 3 峰形态,且岩心 M1、M3 峰值及其对应的 T2弛豫时间较接近,岩心 M2相对振幅峰值较
22、低且向左偏移,表明岩心 M2 更为致密,孔隙体积较小。根据式(3)可知岩心孔隙半径 r 与核磁共振 T2弛豫时间呈线性正相关。因此,绘制了岩心M1孔隙半径累计频率与不同转换系数C下的累计相对振幅拟合曲线,得到拟合效果最好的转换系数C,如图5所示。在较小孔径范围内(r0.15 m)C=0.1拟合较好,较大孔径范围内(r1 m)C=0.08 拟合较好,通过进一步拟合,得到岩心 M1 最佳转换系数为0.092。对岩心 M2、M3 进行相同处理,最佳转换系数分别为0.078、0.097。表 2 为利用转换系数 C 计算的 3 块岩心核磁共振 T2与其对应的孔隙半径,并以弛豫时间 10、图2岩心M1、M
23、2、M3进汞、退汞曲线Fig.2 Mercury-injection and mercury-ejection curves of cores M1,M2 and M3图4饱和油下岩心M1、M2、M3的T2谱Fig.4 T2 spectrum of oil-saturated cores M1,M2 and M3图5岩心M1不同转换系数C的拟合曲线Fig.5 Fitting curves of core M1 with different conversion coefficient C图3岩心M1、M2、M3孔径与汞饱和度关系Fig.3 Relationship between pore r
24、adius and mercury saturation of cores M1,M2 and M3612023 年大庆石油地质与开发100 ms 为边界,将岩心孔径划分为 3 种孔隙类型。根据致密砂岩孔隙的尺寸划分标准,即亚微孔(r1 m)、微 孔(1 mr10 m)以 及 大 孔(r10 m),岩心 M1、M2、M3 的亚微孔对应的孔隙尺寸分别为 r0.92 m、r0.78 m、r0.97 m。计算不同类型孔隙占岩心整体孔隙比例,结果表明致密岩心以亚微孔为主,微孔、大孔比例较小,符合典型的致密砂岩孔隙特征20。利用核磁共振监测渗吸过程中不同岩心孔隙内含油量变化,可以明确致密岩心的渗吸规律。
25、3.2岩心高温高压渗吸核磁共振测试结果 3.2.1不同孔隙结构的渗吸规律岩心高温高压(70、15 MPa)渗吸核磁共振测试T2对应的信号相对振幅曲线如图6所示。渗吸前24 h内T2相对振幅下降幅度较大,对比3块岩心可以发现,岩心 M2 相对振幅下降较慢,渗吸结束后保持较高的相对振幅,说明孔隙内的原油渗吸采出程度较低,结合岩心 M2 的低孔隙度、低渗透率以及较小的孔喉结构特征,表明岩心越致密,其最终渗吸采收率越小。对比不同孔隙结构,渗吸过程中相对振幅下降幅度依次为亚微孔、微孔、大孔,亚微孔作为原油的主要储集空间,在渗吸开始后孔隙内的油将快速被水取代,而微孔与大孔渗吸初期相对振幅下降较快,而随着渗
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