文摘

目前尚不清楚如何保留压裂液的分布及其对渗透率、润湿性的影响致密油储层交互。特别是,定性研究和定量研究这个问题。在实验室的实验条件下,本文澄清保留压裂液的分布的核心,揭示了影响规则保留压裂液在致密储层渗透率和润湿性。发现的主要保留空间保留在紧储层压裂液是一种微孔间隔,和残余油驱油后保留压裂液主要存在于核心以点的形式或期。较小的渗透率和孔隙度的核心将导致更多的保留了压裂液。不同岩心的渗透率在压裂液潴留减少不同程度与之前相比压裂液潴留。核心片之前和之后的润湿性测试压裂液体潴留,以及保留了压裂液对储层润湿性的影响不显著。本研究具有重要的意义提高致密油储层的恢复和增强postfracturing液体潴留的理解。

1。介绍

致密油是广泛分布在中国拥有巨额外汇储备,将逐渐成为主力在石油和天然气资源的供应1]。然而,压实致密油储层强的成岩作用(2]。因为岩石的密度大,颗粒小,储层的孔隙度和渗透率很低,物理性能相对较差,这带来了一系列的问题的发展致密油储层(3]。结合水力压裂和长水平井技术是最有效的方法来开发一个致密油储层目前(4]。

压裂过程中,大量的压裂液注入地层,和中返排率通常是低(5]。保留大量的压裂液的形成,和以前研究压裂液在地层进行保留。威廉姆斯(6)保留压裂液的过程分为三个阶段:nonformation滤饼的形成滤饼,和动态过滤。紫杉et al。7)考虑天然裂缝的影响现有在低渗透油藏压裂液保留“俭”家。研究的基础上Rodgerson [8)研究和分析了储层的压裂液潴留状态时自然骨折。然而,由于其复杂的条件下,本研究没有获得一个有效的保留天然裂缝油藏模型。在数量上超过(9)提出了一个模型包括孔隙度之间的关系,压缩系数和压力和渗透率预测动态过滤。发现动态滤过率是独立于泥浆时的剪切速率的动态过滤达到平衡。Vinod et al。10)计算,流体中的微粒将块岩石孔隙,阻止流体流动,形成在一定程度上造成伤害。得出地层有效渗透率的相关聚合物,聚合物会引起额外的压裂液过滤压差。马赛厄斯和Van Reeuwijk [11]提出的一维,二维压裂液过滤计算模型。计算结果远非实际的过滤情况下,仿真效果很差。致密储层的压裂液保留有严肃的对储层的物理性质的影响。目前,研究压裂液保留主要集中在建立数学模型的保留和校正模型,但该方法保留的影响通过室内岩石物理性质的核心实验没有被采用(12,13]。

两个重要参数相关紧密的储层岩石的物理性质包括渗透率和润湿性14]。1964年,Pirson et al。15]从电阻率提出了一个计算相对渗透率的模型,通过实验数据测试了他们的模型,并调整了模型在不同条件下具有不同的修正系数。例如,气水模型不同于油水模型。通过磁导率的优化建模,得到了准确的渗透率参数。渗透率的预测方法主要分为两类:一是基于岩心分析数据的统计建模,另一个是学习使用数据挖掘建模方法。Akande et al。16]建立了渗透率预测模型基于粒子群优化算法的随机选择,结合支持向量函数简化回归问题,并提高了模型的泛化能力和预测精度。珀塞尔(17)建立了珀塞尔模型适用于砂岩储层;Thomeer [18,19)建立了Thomeer模型适用于砂岩储层;Kolodzie [20.砂岩储层的岩石物性类别划分和碳酸盐岩储层与相应的孔隙喉道半径流入汞饱和度为35%时,建立了Winland-r35模型。从那时起,其他学者如Rezaee et al。21]研究了致密砂岩气藏在澳大利亚西部,发现相应的孔隙喉道半径与渗透率之间的相关性是流入汞饱和度为10%时最高;分钟et al。22)认为,当压力小,破碎岩石的渗透率随应力幅值的增加,而当应力比足够大,渗透率随压力的增加。拉森et al。23)指出,地质构造领域有很大影响碳酸盐岩的渗透性,和骨折引起的拉应力有利于提高碳酸盐岩的渗透率。事实上,大量的保留过滤压裂液可以改变紧储层岩石的状态,如新裂隙的生成,这将导致渗透率显著变化。定性研究多于定量研究这个问题。

岩石润湿性是岩石物理的重要特征之一24]。核磁共振T2谱通常用于反映亲水岩石的孔隙大小分布,但当岩石润湿性的变化,核磁共振响应基于流体的位置相对于岩石孔隙表面会改变(25,26]。霍华德(27)是第一个试图评价储层岩石润湿性的定量手段和建立关系的放松运动饱和水和水饱和度和润湿性。Straley et al。28]介绍了润湿参数和含油饱和度表面弛豫公式,建立了弛豫时间之间的关系和表面弛豫率、比表面积,含油饱和度,润湿参数。2003年,百合花纹的和Deflandre [29日)提出了一个核磁共振润湿指数更符合岩石的物理性质;然而,这种方法需要完整的油和水分离的T2弛豫。关等。30.)提出了定量表明储层岩石的润湿性特点采用算术平均值的变化前后的核磁弛豫时间油驱和水驱。该方法的计算结果不同于Amott指数的值范围,所以是不可能直接进行数值比较。Al-Mahrooqi et al。31日)发表了一篇文章在2006年岩石润湿性的评价结合核磁共振实验和数值模拟。通过建立毛细管束三角界面考虑固相交互的渗流模型,核磁共振T2谱的表达在不同驱替压力(即不同microdistribution的油和水),和不同润湿性的影响核磁共振响应从岩石孔隙大小定量解释。Johannesen et al。32]提出了计算相对应的弛豫时间的区别正确的T2弛豫峰的峰值频谱饱和油状态的其他润湿性的核心和相对应的标准基于弛豫时间正确的T2弛豫峰的峰值频谱饱和石油国家强大的亲水岩心岩石润湿性的评价参数。陈等人。33]发现石油的有效表面弛豫速率的变化或水饱和未压实的硅砂或方解石多孔介质是在良好的协议与润湿的大小由接触角测量,提出了建立核磁共振润湿指数获得有效的表面从T2弛豫率表面弛豫项。明等。34)提出了岩石润湿性研究基于扩散限制,可应用于井下测量。Rabiei et al。35]研究水膜的厚度砂岩墙上当水和油存在同时相信水膜剥离后,原油直接联系了砂岩表面,因此砂岩表面显示油湿的一部分,而其他部分仍然潮湿。Pratten和克雷格36)认为,中性润湿存在于大多数水库,它既不亲脂性的也不亲水,没有强大的选择性。Gachot et al。37)指出,岩石表面的强亲水性会改变弱亲水性与原油接触后,和小孔的核心主要是水湿,而大毛孔的水湿润是相对较弱。因此,有必要测试压裂液滞留在储层润湿性的影响通过一个更合理的实验设计和方法。

在实验室的实验条件下,本文研究了保留了压裂液对储层物理性质的影响通过岩心薄片和核磁共振技术,阐明了压裂液在保留核心的分布规律,并揭示了影响压裂液保留规则致密储层渗透率和润湿性。本研究具有重要的参考意义提高致密油储层的恢复和增强postfracturing液体潴留的理解。

2。材料和方法

2.1。实验材料

在这项研究中使用的材料包括岩石切片和岩石柱样品,,分别用来进行薄片观察实验和渗透率演化实验。片使用的基本参数如表所示1。直径约为2.5厘米,厚度是1毫米到3毫米,和渗透率普遍较低。如表所示2,列样品超过4厘米长,在孔隙度小于10%,高渗透率。此外,实验材料还包括模拟压裂液保留、煤油、MnCl₂解决方案,和其他液体材料。

2.2。实验方法

为了研究油水分布致密油储层压裂后,核磁设备用于监控(38]。在实验中使用的仪器是MesoMR23-60H-I低场核磁共振分析仪,和制造商是苏州Niumag分析仪器公司。磁铁类型是永久磁铁。磁场强度 。探头线圈是25毫米。磁体的温度是32°C。仪器的优势频率是23 MHz。样本大小应该直径25毫米和50毫米长。环境温度15 - 25°C,相对湿度50 - 70%,如图1。实验进行的致密砂岩核心Chang 7鄂尔多斯盆地三叠系延长组的成员,利用核磁共振技术,扫描电镜,铸造薄片和镜像观察摄影,和其他技术手段。

为了防止氢信号的影响在蒸馏水核心,石油信号实验液体氯化锰溶液的质量分数为40%。这是因为二价锰离子后完全扩散到核心毛孔,水信号将被屏蔽,和二氯化锰不溶于油,所以石油的信号将不受影响39]。通过这种方式,水和油的信号将被分离促进T2谱观察。在图所示的实验过程和设备2。主要测试步骤如下:(1)使用钢丝钳把核心切成薄片(1 - 2毫米厚度)所需的大小,把核心到70°C的恒温器,直到干重片不会改变。测量直径、厚度、质量、渗透率等薄膜的基本参数和干燥的薄膜样品照片完整的立体显微镜视图和本地视图。(2)增压和饱和干核心片模拟地层水条件24小时获得核心部分与水饱和。扫描和图像饱和核心由核磁共振片获得的T2谱和成像图像饱和水。干燥的扫描核心恒温烤箱在70°C,然后饱和40%氯化锰溶液配置的核心部分。(3)把核心部分饱和40%氯化锰溶液成核磁共振分析仪扫描和成像,得到饱和锰的T2谱和影像地图。然后,使用立体显微镜拍照和本地视图。把核心实验结束后切成位移装置开始石油洪水出口结束没有水,创造核心的束缚水状态。(4)把核心部分与束缚水的核磁共振分析仪扫描和成像,获得T2谱图和成像图像,使用立体显微镜拍照完整的视野和当地的视野。 (5) Put the original oil-bearing core slices in the irreducible water state into the displacement device and displace them with 40% manganese chloride solution to the outlet end without oil production, scan and image them with the nuclear magnetic resonance analyzer, and take photos with the stereoscopic microscope. (6) Use oil to reverse drive the core slice after water flooding to the outlet without water. Use the MRI analyzer for scanning and imaging, and then use the stereoscopic microscope for taking pictures [40]。

为了研究保留的影响压裂液的储层的渗透率、渗透率监测实验后压裂液进行了保留。实验步骤如下:(1)核心切成所需的尺寸实验,洗油、干燥的核心,并测量它的干重和大小;(2)天然气测井岩心孔隙度和渗透率;(3)增压20 MPa饱和水的核心;(4)取代饱和煤油的核心,并权衡其湿重计算孔隙度和渗透率;(5)把核心放在位移装置开始从头到尾水驱油出口,不再是生产石油。记录的体积石油驱逐V1。这时,石油驱逐的体积等于水的体积保留核心。对于水驱核心,这个过程模拟压裂液潴留在开发过程中形成的;(6)油相对地取代了水,直到没有水在出口端。 Record the volume of water expelled, V2. This process simulates the process of oil entering the wellbore after fracturing. At this time, the water loss in the core should be V1-V2.

为了分析压裂液对储层润湿性的影响,核心之前和之后的压裂液保留饱和水和饱和油处理,执行和核磁共振扫描。压裂液的核磁共振数据之前和之后的压裂液保留用于分析核心混合润湿性的变化。具体步骤如下:(1)清洗、晾干紧凑的岩石样本切片;(2)测试后的核磁共振T2弛豫时间谱的核心是饱和模拟地层水条件;(3)取代饱和水MnCl核心40%₂解决方案来保护水阶段信号在核心和扫描核心再次通过核磁共振,减少了信号,只有不到1%的原始信号;(4)把岩石样本的位移装置,然后进行水驱油实验,直到没有水在出口端输出,并建立束缚水饱和度;(5)测量饱和油芯的T2阿特拉斯在原始地层状态和比较T2弛豫时间图谱饱和模拟地层水状态;(6)重复以上步骤的核心切片后压裂液保留获得T2弛豫时间阿特拉斯的饱和水和饱和油后压裂液潴留。

3所示。实验结果和讨论

3.1。油水分布致密油储层压裂后

图3显示了伪彩色的核磁共振图像的不同阶段核心部分a - 1。除了图像饱和样本,其他图像只反映石油信号的强度。信号的a - 1驱油水样锰的核心部分是没有饱和水的样本,这表明锰水并不是完全赶出在驱油过程中,仍然有很多束缚水作用的核心部分。然而,水驱油样本信号的核心部分a - 1再次降低,表明大量的石油是流离失所的差压位移外,只有一小部分的石油仍然是核心部分。时油反向位移,虽然信号强度增强,它无法达到原始含油饱和度下的信号强度状态,表明石油进入毛孔很难再次充满了液体,和大部分大孔隙中的油和水只能沿着孔隙的方向路径与毛细管阻力小,导致大量的水残留在储层由于保留41]。

以下用立体显微镜拍摄的图像,可以更直观的看到了压裂液的分布的核心部分。图4立体显微镜的照片显示不同阶段的核心部分a - 1。油取代锰水后,显然薄片上的蓝色消失,表明大量的石油已经饱和成内片的一部分。

图5显示了局部放大视图的核心油取代锰水后片a - 1。图中黑色圆圈的位置是红色的煤油饱和到内表的一部分,但仍有许多图中蓝色部分,表明仍有大量的锰水单。图中蓝色的部分是黑暗与光明,表明不同的结合水卷,这是由于孔隙度重叠的阶段。毛孔的三维分布表很明显,有很多小孔。

图6显示了局部放大视图的核心注水后片a - 1。图中黑色圆圈的位置是水驱后的残余油。残油主要是集中在中小毛孔。极其微小的气孔,因为石油基本上是不饱和油饱和时,很少有残油的肥肉毛孔,毛孔粗大和石油基本上是被水驱逐,所以少残油在大毛孔。在位移,microfingering将发生,即保留了压裂液很容易沿着毛细管阻力低、高渗透率的方向。当多个预测水相通道关闭,将会有大量的残余油在水通道和水通道之间不被注入水。大量的残余油主要存在于矩阵的形式不是被水点,和一些残余油存在于矩阵容易流形式的油和水的相互感染。

图7显示核心部分的局部放大图a - 1石油反向位移后,和红色圆圈代表了压裂液困在保留核心。从图可以看出,油反向驱动后,有大量的煤油的核心,但石油反向驱动不赶出所有保留压裂液片,和一些仍然是核心。致密储层,随着越来越多的水被保留在储层岩石由于压裂液潴留,加上合理的关井时间,由于吸入更多的石油会产生位移,和生产将会显著增加。

3.2。压裂液的损失对渗透率的影响

通过曲线分析数据8和9,可以得出结论,随着孔隙率的增加,保留核心压裂液的数量将会减少,而当渗透率降低,压裂液保留核心的数量将会增加。其中,岩心渗透率与孔隙度相比,相关性和保留水是好的。结果表明,在实际生产过程中,将会有更多的压裂液潴留在紧密的核心和储层的压裂液潴留;然后,保留在水库将取代石油压裂液微孔在适当的关井时间,从而生产更多的石油。这与传统的不同需要快速中返排的生产井。常规油井开发、储层渗透率相对较高,而保留压裂液,可以保留在形成本身就少,所以位移效应并不显著。因此,快速中返排方法需要有效地避免储层损害。然而,在致密储层,渗透率低,压裂液主要是湿滑的水系统,因此,储层压裂液本身不受损。同时,压裂液中返排率非常低。此外,保留压裂液将取代石油,很难在致密储层流动,从而提高油井的生产。 Therefore, the most important thing in tight reservoirs is to determine the reasonable shut in time and give full play to its advantages of imbibition displacement, rather than blindly pursuing a high flow-back rate.

图10显示了渗透率变化前后岩心压裂液潴留。从图可以看出,压裂液保留后的渗透率下降在一定程度上与之前的渗透率岩心压裂液潴留。这是由于在低渗透性储层粘土矿物的含量高。在饱和油的过程中,一些石油将由粘土矿物吸附。逐渐积累和职业,原来小孔隙空间将进一步减少,大大降低了孔隙度和渗透率,增加边界层的厚度,加剧了边界层对渗流的影响。伊利石等粘土矿物的孔隙空间,有一个很大的水库在这方面内容,往往是由他们,导致孔喉的缩小甚至消失,增加孔喉的异质性,增加的不确定性和复杂性压裂液体潴留的过程。因此,有大量的粘土矿物紧储层孔喉结构的影响,导致显著增加其微观不均一性,使孔喉薄和连通性差,减少渗漏通道,大大降低其渗透性。

3.3。保留了压裂液对润湿性的影响

润湿性是评价根据评价标准的润湿性。当混合润湿指数大于0时,表明亲水部分的核心不仅仅是亲脂性的部分,通常显示了亲水特征。更高的值会导致更强的亲水性的核心。当混合润湿指数小于0时,它表明,亲脂性的核心不仅仅是亲水部分的一部分,显示亲油性的特点。较低的值表示亲油性越强的核心。测量的T2谱图所示11。

混合润湿性核心片的结果如表所示3。从表中,这表明平均亲水系数在这个实验中使用的核心部分是0.598。亲脂性的平均系数是0.402,平均混合润湿指数是0.196。润湿性通常是软弱和亲水性。亲水性系数、平均石油关联系数和混合润湿指数的核心切片测量后再保留压裂液的0.640,0.360,和0.280,分别。可以看出,混合润湿指数的核心前后片保留压裂液稍有增加,但它仍然是在弱的亲水性。因此,保留在压裂过程中压裂液对储层润湿性几乎没有影响,而且没有润湿性反转。

4所示。结论

在实验室的实验条件下,本文研究了保留了压裂液对储层物理性质的影响通过岩心薄片和核磁共振技术,阐明了压裂液在保留核心的分布,揭示了影响压裂液保留规则致密储层渗透率和润湿性。(1)压裂液和石油的保留作用研究使用核磁共振技术和立体显微镜。的主要保留空间保留在致密储层压裂液是一种微孔间隔。残余油驱替后保留了压裂液主要存在于核心以点的形式或补丁(2)将会有更多的保留了压裂液在严密的核心。较小的渗透率和孔隙度的核心将导致更多的保留了压裂液。不同岩心的渗透率在压裂液潴留减少不同程度与之前相比压裂液潴留。致密储层粘土矿物将扩大或迁移时遇到保留了压裂液,会占据孔隙空间,降低了孔隙度和渗透率(3)使用的方法评估的整体混合润湿性紧核心,结合室内岩心物理模拟与核磁共振技术,核心片之前和之后的润湿性测试测试,并保留了压裂液没有显著对储层润湿性的影响

数据可用性

对应的数据可以通过联系作者。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

确认

这项研究得到了国家自然科学基金(批准号51874242和51874242)。