裂缝对低渗透岩石采收率的影响——低场核磁共振研究

1、裂缝对低渗透岩石采收率的影响-摘要

水力压裂造缝技术可以提高致密地层原油产量，裂缝对岩石孔隙采收率的影响是研究的重点。岩石孔隙结构在压裂,尤其是实验室制造裂缝过程中会发生变化，影响基质孔隙与裂缝间的传质作用，需要考虑这些变化，以准确评估裂缝对孔隙流体运移的影响；直接比较样品压裂前后的结果，会得出一些误导性结论。本研究使用重水与瓜胶配置裂缝填充材料，此材料不会侵入基质孔隙，也不会产生可探测的核磁信号。对使用这种新材料填充裂缝的样本进行测验并对比未填充样本测量数据，可以获得裂缝核磁特征，并在后续N2和CO2吞吐实验研究中将其孤立、消除用于分析裂缝对孔-缝二元体系流体运移的影响机理。

(低场核磁共振分析)实验结果表明：

1)裂缝会降低气体的波及效率，这可以通过注入N2而不是CO2得到部分缓解，N2可以弹性支撑小孔隙，但纯N2吞吐的总回收率显著低于CO2;

2）填充裂缝会增大孔隙采收率。

2、实验设备和方法流程

本研究中采用的BOB半岛·体育（中国）官方网站低场核磁共振岩心分析系统（中尺寸核磁共振成像分析仪），如图1所示。

图1.中尺寸核磁共振成像分析仪（低场核磁共振岩心分析系统）

低场核磁共振监测注气吞吐驱油过程。

1）饱和油基质样品注气吞吐实验（Dong,2020a,2020b）；

2）压裂样品注气吞吐实验，巴西劈裂法（BDM）造缝，饱和油确定压裂后总孔隙分布；

3）填充缝样品注气吞吐实验，重水与瓜胶配置裂缝填充剂，确定裂缝分布和含量。

四块样品初始核磁T2曲线如图2所示。

图2.压裂前样品饱和轻油T2谱（J-1和J-2取自吉木萨尔凹陷，J-3和J-4取自西湖凹陷）

3、低场核磁实验结果

1）压裂缝分布(低场核磁共振分析)

通过瓜胶填充实验得到压裂张开缝的完整T2分布（T2谱橙色填充区域，图3）,T2谱右侧新增部分大尺寸缝，微小缝可延伸至T2=1ms处。压裂改变了基质孔隙结构(M0 vs. G0)，基质孔幅度和边界的变化各有不同。因此，明确裂缝和基质孔分布，有助于准确评价裂缝对流体运移的影响。

图3. 裂缝T2分布（Q1和Q2为大中小孔分界线）

2）压裂前后孔隙增幅

计算裂缝填充前后的孔隙变化率（图4），PVF（蓝色）反映压裂对总孔隙的改善效果，PVG（红色）反映基质孔隙转化为裂缝的量。压裂对微孔发育岩样（J-1和J-2）孔隙体积的改善效果更明显，但基质孔转化为裂缝的比例低。宏孔发育岩样（J-3和J-4）结论相反，总孔隙体积的改善效果一般，但基质孔转化为裂缝的比例高。其中，PVF通过比较M0和F0累积核磁信号量得到，PVG通过比较M0和G0累积核磁信号量得到。

图4. 裂缝填充前后的孔隙变化率

3） 裂缝填充性对流动的影响(低场核磁共振分析)

压裂改变了基质孔隙结构，基于原始样品得到的孔隙大小划分方法在此不再适用。本文用裂缝尺寸三分位数将孔隙划分为大中小三类计算孔隙产状(如中等孔隙Q1

图5. 裂缝岩样注气吞吐T2谱（‘G6 N2-CO2’为裂缝填充样品G0的第六轮N2-CO2吞吐谱）

以压裂前M0采收率为基值，对比裂缝和气体组合下的增采量Ru（图6）。基质岩样M0注N2-CO2效果要好于纯CO2（灰色，Dong,2020a）。相比于纯CO2吞吐模式，压裂样品注N2-CO2在微孔发育岩样（J-1和J-2）中效果好，但在宏孔发育样品中效果差（J-3和J-4），推测与N2分子对小孔的弹性支撑作用有关。裂缝会存储大量气体，尤其是CO2，削弱气体在基质孔隙的扩散动能，使得总采出量下降（红色）。裂缝填充处理可以增大气体在基质孔隙中的波及效率，增大采收率（蓝色）。短期来看，造裂会大幅度提高产量；但缝的储气性对长期开发会产生不利影响。

图6. 裂缝填充和注气组合模式下的增采量

相关文献(低场核磁共振分析)：

1）Dong Xu, Shen Luyi*, Golsanami Naser, Liu Xuefeng, Sun Yuli, Wang Fei, ShiYing, Sun Jianmeng. How N2 injection improves the hydrocarbon recovery of CO2HnP: 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, SunJianmeng. NMR characterization of a tight sand’s pore structures and fluidmobility: 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, GuoZongguang. NMR characterization of fluid mobility in tight sand: Analysis onthe pore capillaries with the nine-grid model. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2021. 94.