【摘要】 采用汞压法和核磁共振技术对致密储层岩心的孔隙结构特征进行了表征。

渗流对于提高致密油气藏压后增产效果具有重要意义[1]。为了研究不同孔隙的微观渗流规律，首先对致密岩心的孔隙结构进行了表征。

 

高压自发渗滤实验和核磁共振（NMR）测试相结合。使用不同渗透时间的T2光谱。从微观角度定量表征不同孔隙类型的渗流规律[2,3]。

 

阐明了不同界面张力对渗滤的影响。结果表明，孔径大小与NMR T2弛豫时间具有良好的匹配性。岩心孔隙发育以亚微米孔隙为主，占70%以上。

 

渗滤速率开始时较快，随后降低，并在48小时时趋于稳定。亚微孔孔径小，毛细管力大，渗流回收率高，其次是微孔和中孔。

 

岩心的孔隙度和渗透率越高，总体渗流恢复率就越大。亚微米孔隙对界面张力的敏感性很大，当界面张力从17.1降低到1.46 mN/m时，恢复率提高了40.9%。

 

此外，随着界面张力的降低，不同孔隙的恢复率均呈现先增大后减小的趋势。实际生产中必须合理选择表面活性剂配方。

 

采用汞压法和核磁共振技术对致密储层岩心的孔隙结构特征进行了表征。结合高压渗流实验，通过核磁共振技术研究了不同孔隙结构的渗流规律。

 

测压法测得的孔隙分布与NMR弛豫时间吻合良好。A组和B组核心的最佳拟合因子(C)分别为0.056和0.043。核心的孔径分为亚微孔、微孔和介孔。

 

两组岩心孔径均以亚微孔为主，含量均超过70%。岩心不同孔隙类型渗流过程的变化趋势基本相同。初始渗流速率较快，随着渗流时间的延长逐渐趋于稳定。

 

利用NMR T2测试，计算孔隙空间中油相体积的变化。表征了不同的孔隙渗透恢复率。结果表明，亚微孔孔径小，毛细管力大，渗流吸油驱效率高。

 

小孔隙中的石油在渗流过程中排出后不断向大孔隙移动，导致大孔隙渗流过程中采收率变化较小。亚微孔对界面张力的敏感性较高。

 

降低界面张力可以有效提高亚微孔渗流的恢复能力。然而，极低的界面张力是不好的，应考虑渗透力和阻力之间的平衡。

 

因此，适当选择表面活性剂配方对于实验测试极为重要。

 

(1) Lei, Q.; Xu, Y.; Jiang, T.; Ding, Y.; Wang, X.; Lu, H. "Fracture network" fracturing technique for improving post-fracturing performance of low and ultra-low permeability reservoirs. Acta Petrolei Sinica 2009, 30 (2), 237−241.

(2) Bahrami, H.; Rezaee, R.; Clennell, B. Water blocking damage in hydraulically fractured tight sand gas reservoirs: An example from Perth Basin, Western Australia. J. Pet. Sci. Eng. 2012, 88, 100−6.

(3) Makhanov, K.; Habibi, A.; Dehghanpour, H.; Kuru, E. Liquid uptake of gas shales: A workflow to estimate water loss during shut-in periods after fracturing operations. Journal of Unconventional Oil & Gas Resources 2014, 7, 22−32.

 

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