致密油藏束縛水膜厚度精確表征

（1.Schoolof Petroleum Engineeringand Environmental Engineering，Yan'an University，Yan'an 71600o，China； 2.Second Gas Production Plant，Petrochina Changing Oilfield Company，Xi'an 71O2oo，China）

Abstract：Due to the inability to accurately calculate the blind end pore volume of tight oil reservoirs，the calculation of water film thickness in tight oil reservoirs is inaccurate，which affects the formulation of development parameters of tight oil reservoirs.To solve this problem，this paper proposes a method that can accurately calculate the blind hole volume，water film area and can be used to accurately characterize the water film thickness by combining experimental results with high-pressure mercury injection（HPMI），nuclear magnetic resonance test（NMR），nitrogen adsorption（ND） and contact angle test（CA）. This method first determines the wettability of the reservoir by CA. Secondly，the blind bound water and the membrane bound water were distinguished by HPMI and NMR，and the volumes of blind bound water and membrane bound water were calculated respectively. Then，the radius and number of the blind pore were determined by the curve of mercury injection and the mercury withdrawal，and the total surface area of the blind end pore was calculated.Finally，the total surface area of the core of Chang 8 tight reservoir is obtained by ND.The total surface area of the core minus the total surface area of the blind hole is the area of the membrane bound water，and the water film thickness is calculated by combining the volume of the membrane bound water. The results show that the volume of bound water is 1.363cm³ after centrifugation in the dense core，the volume of blind bound water and membrane bound water are 1.045cm³ and 0.318cm³ respectively. The total surface area of the tight core is 157.986m² ，the total number of blind pores is 5.57×10¹⁶ ，and the surface area of blind pores is 110.783m² . The calculated water film area is 47.203m² ，and the thickness of the water film is 6.74nm . This method can distinguish the blind bound water from the film bound water，improve the calculation accuracy of the water film thickness，and provide a theoretical basis for the development dynamic analysis and development parameters of tight reservoirs.

Key Words：tight oil reservoir; wettability; bound water; water film thickness

0 引言

隨著油氣田勘探開發(fā)不斷深入，中國大部分油田已進入“雙高\"（高含水、高采收程度）階段，產(chǎn)量遞減嚴重，中國致密油地質(zhì)儲量約為178.2×10⁸t ，是重要的石油接替資源[1，2].中國致密油資源主要分布在鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7、長8段、準噶爾盆地二疊系蘆草溝組以及四川盆地中-下侏羅統(tǒng)[3，4].一般來說致密油藏孔隙度lt;10% 、基質(zhì)覆壓滲透率 Klt;0.1mD 、孔喉直徑 ·由于致密油藏孔喉一般為微納米級，束縛水膜厚度與孔喉屬于同一數(shù)量級，因此水膜厚度在致密油藏開發(fā)過程中不可忽略67].由此可見，精確表征致密油藏束縛水膜厚度對認識致密油藏可動空間、促進致密油藏高效開發(fā)具有重要意義.

致密儲層孔喉結構十分復雜，比表面積較大，束縛水多以水膜形式賦存在巖石表面8.前人研究認為水膜厚度分布范圍為 0. 05～1. 00μm 之間，水膜體積在孔隙空間的比例很大[9-11].水膜的存在導致喉道參與滲流的有效空間減小，當水膜厚度大于喉道半徑時喉道將成為無效滲流通道[12].數(shù)學模型方法計算得到束縛水膜厚度占孔喉半徑的17%～18% ，束縛水膜厚度增加會增大油相在運移過程中的阻力，降低儲層滲透率，從而影響致密儲層開發(fā)效果[6，13-15].

李海波等[16]聯(lián)合高速離心核磁實驗和低溫吸附實驗結果建立了儲層束縛水膜厚度分析方法.王偉明等[17采用實驗分析和理論計算相結合的方法對水膜進行受力分析，建立不同地層壓力條件下水膜厚度與喉道半徑的關系.俞凌杰等[18]借助重量法水蒸氣吸附儀、重量法甲烷等溫吸附儀等實驗設備，分析了頁巖儲層內(nèi)束縛水膜厚度.除了實驗手段外，理論計算方法和物理模型方法也被用來計算水膜厚度[19-22].楊宇等[23]根據(jù)Der-jaguin-Landau理論建立了總分離壓和水膜厚度的理論計算模型，結合擴展Young-Laplace公式，采用迭代算法得到了儲層水膜厚度.賀承祖[24]由擴展Young-Laplace公式和Halsey分離壓力等溫線經(jīng)驗式推導出強親水性儲層水膜厚度計算公式，明確了實際油氣藏中可能存在的水膜厚度上限值.雖然目前關于致密儲層束縛水膜厚度的計算分析方法較多，但是對不連通孔隙內(nèi)的束縛水考慮不周到，導致水膜厚度計算精度與實際情況存在較大差異.因此，有必要提出一種能夠快捷、準確且具有普遍適用性的方法來獲取致密儲層束縛水膜厚度.

本文以鄂爾多斯長8儲層為例，運用核磁共振、高壓壓汞、氮氣吸附等實驗精確區(qū)分盲端孔面積和水膜面積，在此基礎上精確表征致密儲層內(nèi)水膜厚度，形成致密儲層束縛水膜厚度計算新方法，重點解決現(xiàn)有方法計算精度差、針對性不強以及應用范圍差異較大的問題.本研究將為致密油藏開發(fā)動態(tài)分析及開發(fā)參數(shù)的制定提供理論依據(jù)和參考.

1儲層特征

1.1巖石學特征

以鄂爾多斯盆地姬塬油田長8油藏為研究對象，其沉積相以三角洲前緣水下分流河道沉積為主.巖性主要為灰色、淺灰色或灰綠色細砂巖，巖石類型為長石砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖.如圖1所示，碎屑成分以長石為主 （52.2%） ，石英次之（28.7%） ，巖屑含量最少 （6.48%） .巖石顆粒粒徑主要分布范圍為 0. 04～0. 55mm ，巖石顆粒分選較好，磨圓度為次棱角-次圓狀，砂巖結構成熟度較好，顆粒呈點線狀接觸.研究區(qū)長8儲層砂巖填隙物含量為 3. 0%～31. 0% ，平均 8.3% ，其中雜基含量為 1. 0%～28. 0% ，平均 2.2% ；膠結物為 1.0%～20% ，平均 5.8% .雜基主要為泥質(zhì)，膠結物主要為綠泥石、方解石、少量濁沸石和少量黃鐵礦.

如圖2（a）所示，研究區(qū)長8儲層孔隙度分布范圍為 1.9%～13.04% ，平均值為 7.8% ，長8儲層孔隙度集中分布在 7%～11% 之間，占全部樣品的 73.5% .圖2（b）所示的研究區(qū)滲透率最大值為5.04mD ，最小值為 0. 01mD ，滲透率集中分布在0.1～1mD 之間，占全部樣品的 77.1% ，平均值為0.77mD ：依據(jù)孔隙度和滲透率分級標準，該地區(qū)屬于特低孔致密儲層.

1.3 孔隙類型

研究區(qū)長8儲層的面孔率主要分布在 3.0%～ 6.0% 之間，平均 5.1% .主要儲集空間為粒間孔、溶孔和部分巖石存在的裂縫孔.其中粒間孔占30%～85% ，平均為 57.8% ，溶蝕孔隙占 5%～ 50% ，平均為 27.0% ，裂縫孔占 0%～5% ，平均為2.1% .孔隙以不同的形式疊加組合，構成多種孔隙組合類型，主要包括溶孔-粒間孔型、粒間孔-溶孔型、粒間孔型、微孔型及復合型等.

2 實驗研究

2.1 實驗材料與方法

本次研究所用的水是根據(jù)研究區(qū)地層水分析結果由蒸餾水和無機鹽配制而成，地層水為 CaCl₂ 水型，總礦化度為 47525mg/L .實驗用油為地層原油，在地層條件下粘度為 實驗所用巖心為地層巖心，巖心長度為 104.2mm ，直徑為24.98mm .將巖心洗油烘干后測量孔滲，氣測滲透率為 0.28mD ，孔隙度為 7.4%

本次開展的實驗有核磁共振實驗、高壓壓汞實驗、氮氣吸附實驗，接觸角測試實驗.將實驗巖心切割為長度分別為 55mm（C8-1） ） 15mm（C8-2） 和25mm（C8-3） 的柱狀巖心以及厚度為 3mm 的片狀巖心（C8-4）.其中C8-1柱狀巖心進行核磁共振實驗，C8-2柱狀巖心用于開展高壓壓汞實驗，C8-3巖心進行氮氣吸附實驗，C8-4片狀巖心用于接觸角測試實驗.測量各巖心的孔隙度、滲透率，結果如表1所示，各個巖心物性接近，可以作為平行樣品開展實驗.

核磁共振實驗流程如下：

（1）C8-1在 100^°C 條件下烘干8小時，待其冷卻后抽真空加壓飽和地層水，施加壓力為 15MPa 確保地層水完全充滿孔喉；

（2）完全飽和水的巖心進行核磁共振測試，獲得 T₂ 譜.射頻分布范圍為 1～30MHz ，回聲時間設置為 0.6ms ，等待測量時間為 3s ，掃描次數(shù)為256次；

（3）將C8-1樣品離心，離心壓力為 10.08MPa 再次進行核磁測試，參數(shù)保持一致.

高壓壓汞實驗流程如下：

首先將C8-2巖心在373.2K恒溫箱中干燥10小時，然后在室溫下冷卻10小時.將巖心置于封閉的高壓室中進行壓汞實驗，并逐級提高注入壓力，記錄壓力達到穩(wěn)定時進人孔隙內(nèi)部的汞累積體積.高壓壓汞實驗數(shù)據(jù)處理嚴格按照國家標準《巖石毛管壓力曲線的測定》（GB/T29171-2023）實施.

氮氣吸附實驗流程如下：

首先將C8-3巖心處理成粒徑為 1～2mm 的巖石顆粒，在373.2K恒溫箱中干燥10小時，然后將樣品放入盛樣器中并用氮氣吹掃，完成樣品脫氣.待盛樣器冷卻到測試溫度后再將其放人分析站，在液氮飽和溫度進行低溫吸附實驗.氮氣吸附實驗數(shù)據(jù)處理嚴格按照國家標準《氣體吸附BET法測定固態(tài)物質(zhì)比表面積》（GB/T19587-2017）實施.

接觸角測試實驗流程如下：

（1）首先將C8-4樣品用氬離子拋光巖石表面，確保巖石表面平整；

（2）將拋光后的樣品在地層水中浸泡2小時，然后放入水槽中進行接觸角測量；

（3）地層水沒過巖心，通過微流泵注入 1μL 的地層原油，在水的浮力作用下油滴向上移動抵達巖石表面，開啟攝像頭和自動計算軟件，每隔120秒拍攝一張圖片，由軟件自動計算接觸角，直至連續(xù)1200秒內(nèi)接觸角不再變化，結束實驗.

2.2 實驗結果

2.2.1 核磁共振結果

圖3（a）為離心前后核磁共振 T₂ 譜分量分布曲線圖，完全飽和水的核磁共振 T₂ 譜曲線形態(tài)呈單峰狀，弛豫時間分布范圍為 0.1～179.5ms ，離心后的核磁共振 T₂ 譜弛豫時間分布范圍為 0.1～ 24.1ms. ，對比發(fā)現(xiàn)，離心后在弛豫時間為 1.29～ 179.5ms 的范圍內(nèi)孔隙度分量減少，表明經(jīng)過離心后在該范圍內(nèi)的水體減少，這部分水視為可動水.其中 24.1～179.5ms 范圍內(nèi)的孔隙度分量為0，表明離心后已經(jīng)沒有對應的水體尺寸.

圖3（b）為離心前后 T₂ 譜累積分布曲線圖，完全飽和水的核磁共振 T₂ 譜累積分布曲線表明飽和水的體積為 7.39% ，和孔隙度的差異僅為 0.01% ，在誤差允許范圍內(nèi)，因此可以認為巖石孔喉內(nèi)已經(jīng)完全飽和水.離心后核磁共振 T₂ 譜累積分布曲線表明巖心內(nèi)部束縛水飽和度為 5.05% ，計算可動水飽和度為 31.66%

2.2.2 毛管壓力曲線

圖4（a）為高壓壓汞毛管力曲線，實驗最大進汞壓力為143.28MPa，累積進汞飽和度為90.16% .最大孔喉半徑為 5.59μm ，中值壓力為5.15MPa ，中值孔喉半徑為 0.15μm .退汞飽和度為 47.27% ，退汞效率為 47.57%

圖4（b）為高壓壓汞得到的孔喉半徑分布曲線，孔喉分布范圍為 0.01～5.59μm ，主流孔喉半徑為 0.22μm

2.2.3 氮氣吸附

圖5為氮氣等溫吸附-解吸曲線，根據(jù)曲線形態(tài)特征可分析長8樣品的孔隙形狀.由圖可知，在低壓段 （p/p₀lt;0.4） 吸附量增長較為緩慢，在該階段單分子層向多分子層過渡；在中壓段 （p/p₀ 介于0.4～0.8） 吸附量呈較快增加的趨勢；當 p/p₀ 大于0.8時吸附量快速增加，直至接近飽和蒸氣壓也未呈現(xiàn)出吸附飽和現(xiàn)象，說明孔徑范圍增大.吸附曲線與解吸曲線在中等相對壓力附近分離形成滯后環(huán)，當相對壓力靠近1時吸附曲線與解吸曲線發(fā)生明顯的分離，其它階段幾乎保持平行.根據(jù)國際分類標準實驗樣品氮氣吸附曲線屬于Ⅲ型[25]，其形狀特征表明樣品中存在一端封閉的狹縫形孔隙.氮氣吸附實驗結果顯示巖心平均比表面積為2.36m²/g.

2.2.4 接觸角

接觸角測試結果如圖6所示，經(jīng)過 280min 接觸穩(wěn)定后，油、水、巖石三相接觸角為17.4°時不再變化，表明最終接觸角即為17.4°.根據(jù)潤濕性判斷標準，接觸角小于 75^° 時表明巖石親水，接觸角越小則巖石親水性越強.因此判斷研究區(qū)長8油藏強親水，開發(fā)過程部分束縛水以水膜的形式吸附在巖石孔隙表面.

水膜厚度分析

3.1膜狀束縛水體積

巖心內(nèi)部水體可分為可動水和束縛水，根據(jù)束縛水形成的原因又可將束縛水分成盲端束縛水和膜狀束縛水[26].如圖7（a）所示，盲端束縛水是水體流動過程中在帶盲端的孔隙內(nèi)形成流動死角從而導致流體無法參與滲流而形成的束縛水，一般是以孤立的滴狀、球狀為主.膜狀束縛水是由儲層潤濕性引起在巖石表面吸附一層無法流動的水膜，從而形成膜狀束縛水.因此只需要確定束縛總水體積和盲端束縛水體積就能確定膜狀束縛水體積.通過離心后的核磁共振測試可得到束縛水總體積.如圖7（b）所示，在巖石多孔介質(zhì)內(nèi)，相對于空氣汞是一種非潤濕相流體，在退汞過程中殘余汞形成的原因只有盲端殘余，不存在膜狀汞的形式，因此可以通過退汞效率計算得到盲端孔的體積，該體積可以認為與盲端束縛水的體積相等.因此利用核磁共振測試得到的束縛水總體積減去高壓壓汞實驗得到的盲端束縛水體積即為膜狀束縛水體積.

退汞過程中每一個退汞壓力都對應一個孔喉半徑，為了離心過程中不同離心力也對應不同的孔喉半徑，必須確保退汞過程中動用的孔喉半徑與核磁離心對應的孔喉半徑相等，才能利用壓汞實驗和核磁實驗精確表征水膜體積.

公式（1）所示為毛管壓力與孔喉半徑的對應關系：

式（1）中： P_c 為毛管壓力， MPa;σ 為表面張力，mN/m;θ 為潤濕角， 為毛細管半徑， m .根據(jù)公式（1）推導得到合理的離心壓力與最大進汞壓力的關系如式（2）所示：

式（2）中： σ_Hg 為汞和空氣的表面張力，取值480mN/m;θ_Hg 為汞和巖石的潤濕角，取值 140^° ：P_cHg 為最大進汞壓力，取值 143.29MPa;σ_K 為在地層溫度條件下地層水和空氣的表面張力，取值27.1mN/m;θ_* 為水和巖石的潤濕角，取 17.4^°;P_cK 為核磁離心壓力， MPa .最終計算得到的合理離心力為 10.08MPa

核磁共振測試結果表明，完全飽和水時所占巖石視體積為 7.39% ，計算得到巖心內(nèi)飽和水體積為 1.994cm³ ；離心后束縛水所占巖石視體積為 5.05% ，則巖心內(nèi)束縛水體積為 1.363cm³ .通過離心前后核磁共振檢測可動水體積為0.631cm³ .壓汞試驗表明退汞效率為 47.57% ，仍有 52.43% 的殘余汞，折算到C8-1樣品的孔隙體積，則盲端束縛水體積為 .如表2所示，計算得到C8-1巖心孔隙內(nèi)部膜狀束縛水體積為 0.318cm³ ：

3.2 水膜厚度

在電荷作用下，水分子受巖石表面礦物的吸引力形成水膜.近似認為巖石礦物均勻分布，同一儲層固液的相互作用穩(wěn)定，束縛水膜厚度不會有明顯的變化[27，28].在明確束縛水體積的條件下只要知道巖石孔隙內(nèi)部表面積就能計算得到水膜厚度.巖石帶盲端的孔隙內(nèi)充滿束縛水，該部分束縛水體積已經(jīng)被歸為了盲端束縛水，因此在計算水膜的面積時應該除去盲端孔隙的表面積.

通過進汞曲線和退汞曲線綜合表征盲端孔隙的尺寸及數(shù)量.利用退汞曲線計算連通孔喉半徑及其分布頻率，計算方法與利用進汞曲線計算孔喉分布頻率完全相同.其結果如圖8（a）所示，退汞曲線得到的連通孔喉半徑分布曲線處在進汞曲線得到的原始孔喉半徑分布曲線下方，表明在所有尺寸范圍內(nèi)均存在盲端孔.

如圖8（b）所示，兩條曲線對應的進汞飽和度相減即可得到盲端孔所對應的汞飽和度，利用該數(shù)據(jù)和孔隙度、巖石視體積即可得到不同尺寸孔喉對應的總體積.將孔喉近似看做球形，即可得到孔喉的數(shù)量和每個孔喉對應的表面積.

不同尺寸的盲端孔對應的總體積為：

式（3）中： 為不同尺寸的盲端孔對應的總體積， cm³;S_Hg 為不同尺寸的盲端孔對應的殘余汞飽和度， 為C8-1巖石樣品的視體積， cm³：? 為C8-1巖石樣品的孔隙度， %

單個孔喉的體積為：

式（4）中： V 為單個孔喉的體積， μm³ ： r 為孔喉半徑， μm

孔喉的數(shù)量為：

式（5）中： n 為盲端孔喉的數(shù)量，個.

盲端孔喉的總表面積為：

S=n*4πr²

式（6）中：S為不同尺寸的盲端孔喉總表面積， cm² ：

由于最大進汞飽和度為 90.16% ，因此計算的孔喉數(shù)量需要等比例折算到進汞飽和度為 100% 時，才能和C8-1巖樣對應.表3為盲端孔表面積計算參數(shù)及結果，盲端孔喉的總表面積為 110.783m² 氮氣吸附實驗結果表明巖石的比表面積為2.36m²/g ，C8-1干燥樣品總重量為 66.38g ，巖石孔喉總表面積為 ，計算得到水膜面積為47.203m² ， 巖心孔隙內(nèi)部膜狀束縛水體積為0.318cm³ ，則水膜厚度為 6.74nm

4結論

（1）根據(jù)形成原因可將水濕致密油藏中束縛水分為盲端束縛水和膜狀束縛水兩種.水作為潤濕相，C8-1致密巖心離心后束縛水體積為 1.363cm³ ；汞作為非潤濕相，退汞后只存在盲端殘余汞，利用退汞效率計算得到C8-1致密巖心盲端束縛水體積為1.045cm³ ；計算得到膜狀束縛水體積為 0.318cm³ ：

（2）通過進汞和退汞毛管力曲線分別得到進汞孔喉半徑分布曲線和退汞孔喉半徑分布曲線，分別代表了原始的孔喉半徑及頻率和可動孔喉半徑及頻率，兩條曲線的頻率相減即可獲得殘余汞占據(jù)的孔喉半徑及頻率，代表了盲端孔的孔喉半徑及頻率.根據(jù)盲端孔的孔喉半徑及頻率最終計算得到盲端孔的總數(shù)量為5 個，表面積為110.783m² ·

（3）氮氣吸附表明C8-1致密巖心總表面積為157.986m² ，計算得到水膜面積為 47.203m² ，根據(jù)巖心內(nèi)部膜狀束縛水體積和水膜面積計算得到水膜厚度為 6.74nm

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【責任編輯：陳 佳】