摘要

水力壓裂造縫技術可以提高致密地層原油產量，裂縫對巖石孔隙采收率的影響是研究的重點。巖石孔隙結構在壓裂,尤其是實驗室制造裂縫過程中會發生變化，影響基質孔隙與裂縫間的傳質作用，需要考慮這些變化，以準確評估裂縫對孔隙流體運移的影響；直接比較樣品壓裂前后的結果，會得出一些誤導性結論。本研究使用重水與瓜膠配置裂縫填充材料，此材料不會侵入基質孔隙，也不會產生可探測的¹H核磁信號。對使用這種新材料填充裂縫的樣本進行測驗并對比未填充樣本測量數據，可以獲得裂縫核磁特征，并在后續N2和CO2吞吐實驗研究中將其孤立、消除用于分析裂縫對孔-縫二元體系流體運移的影響機理。實驗結果表明：1)裂縫會降低氣體的波及效率，這可以通過注入N2而不是CO2得到部分緩解，N2可以彈性支撐小孔隙，但純N2吞吐的總回收率顯著低于CO2；2）填充裂縫會增大孔隙采收率。

實驗設備和方法流程

本研究中采用的低場核磁共振設備是中國蘇州紐邁分析儀器股份有限公司生產的低場核磁共振巖心分析系統（中尺寸核磁共振成像分析儀），如圖1所示。低場核磁共振監測注氣吞吐驅油過程。1）飽和油基質樣品注氣吞吐實驗（Dong,2020a,2020b）；2）壓裂樣品注氣吞吐實驗，巴西劈裂法（BDM）造縫，飽和油確定壓裂后總孔隙分布；3）填充縫樣品注氣吞吐實驗，重水與瓜膠配置裂縫填充劑，確定裂縫分布和含量。四塊樣品初始核磁T2曲線如圖2所示。

圖1.中尺寸核磁共振成像分析儀

圖2. 壓裂前樣品飽和輕油T₂譜（J-1和J-2取自吉木薩爾凹陷，J-3和J-4取自西湖凹陷）

實驗結果

壓裂縫分布

通過瓜膠填充實驗得到壓裂張開縫的完整T₂分布（T₂譜橙色填充區域，圖3），T₂譜右側新增部分大尺寸縫，微小縫可延伸至T₂ =1 ms處。壓裂改變了基質孔隙結構(M0 vs. G0)，基質孔幅度和邊界的變化各有不同。因此，明確裂縫和基質孔分布，有助于準確評價裂縫對流體運移的影響。

圖3. 裂縫T₂分布（Q1和Q2為大中小孔分界線）

壓裂前后孔隙增幅

計算裂縫填充前后的孔隙變化率（圖4），PVF（藍色）反映壓裂對總孔隙的改善效果，PVG（紅色）反映基質孔隙轉化為裂縫的量。壓裂對微孔發育巖樣（J-1和J-2）孔隙體積的改善效果更明顯，但基質孔轉化為裂縫的比例低。宏孔發育巖樣（J-3和J-4）結論相反，總孔隙體積的改善效果一般，但基質孔轉化為裂縫的比例高。其中，PVF通過比較M0和F0累積核磁信號量得到，PVG通過比較M0和G0累積核磁信號量得到。

圖4. 裂縫填充前后的孔隙變化率

裂縫填充性對流動的影響

壓裂改變了基質孔隙結構，基于原始樣品得到的孔隙大小劃分方法在此不再適用。本文用裂縫尺寸三分位數將孔隙劃分為大中小三類計算孔隙產狀(如中等孔隙Q₁ <T₂ < Q₂)。需要注意的是，壓裂不會引入新的油量，計算裂縫采收率時需校正掉額外填充的油量（F0-M0）。壓裂后孔隙采收率數據如圖5所示，壓裂前基質孔隙的采收數據見（Dong, 2020a, 2020b）。

圖5. 裂縫巖樣注氣吞吐T₂譜（‘G₆ N₂-CO₂’為裂縫填充樣品G₂的第六輪N₂-CO₂吞吐譜）

以壓裂前M₀采收率為基值，對比裂縫和氣體組合下的增采量Ru（圖6）?；|巖樣M₀注N₂-CO₂效果要好于純CO₂（灰色，Dong,2020a）。相比于純CO₂吞吐模式，壓裂樣品注N₂-CO₂在微孔發育巖樣（J-1和J-2）中效果好，但在宏孔發育樣品中效果差（J-3和J-4），推測與N₂分子對小孔的彈性支撐作用有關。裂縫會存儲大量氣體，尤其是CO₂，削弱氣體在基質孔隙的擴散動能，使得總采出量下降（紅色）。裂縫填充處理可以增大氣體在基質孔隙中的波及效率，增大采收率（藍色）。短期來看，造裂會大幅度提高產量；但縫的儲氣性對長期開發會產生不利影響。

圖6. 裂縫填充和注氣組合模式下的增采量

相關文獻

1）Dong Xu, Shen Luyi*, Golsanami Naser, Liu Xuefeng, Sun Yuli, Wang Fei, Shi Ying, Sun Jianmeng. How N2 injection improves the hydrocarbon recovery of CO2 HnP: An NMR study on the fluid displacement mechanisms. Fuel. 2020a. 278:118286.

2）Dong Xu, Shen Luyi*, Liu Xuefeng, Zhang Pengyun, Sun Yuli, Yan Weichao, Sun Jianmeng. NMR characterization of a tight sand’s pore structures and fluid mobility: An experimental investigation for CO2 EOR potential. Marine and Petroleum Geology. 2020b. 118:104460.

3）Liu Xuefeng, Dong Xu*, Golsanami Naser, Liu Bo, Shen Luyi W., Shi Ying, Guo Zongguang. NMR characterization of fluid mobility in tight sand: Analysis on the pore capillaries with the nine-grid model. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2021. 94.