孙庆豪，王文东，苏玉亮，徐纪龙，郭新成，李冠群

(1.非常规油气开发教育部重点实验室，山东 青岛，266580；
2.中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛，266580)

页岩油是指以游离、吸附及溶解态等多种方式赋存于富有机质页岩层系中的液态烃和多类有机物的统称，其储层具有“低孔低渗、源储一体、富含有机质”等特征[1]。页岩油通常无自然工业稳定产能，在开发过程中，需进行大规模体积压裂改造。但在水力压裂改造过程中，压裂液返排率较低，说明大量压裂液滞留在储层中[2-3]。传统理论认为压裂液滞留地层会引起水堵塞与黏土膨胀，降低页岩油储层产能[4]。而矿场试验结果表明，部分压裂液返排率较低的油井出现了单井产能增加的现象[5]，闷井过程中发生的压裂液渗吸现象是降低压裂液返排率的主要原因[6]。研究压裂液渗吸置换以提高采收率机理逐渐成为了行业热点。

广义的渗吸包括自发渗吸和加压渗吸[7]。自发渗吸是指没有加压的情况下，润湿性流体将非润湿性流体置换出岩心基质孔隙的过程，此时，毛细管力是自发渗吸的主要驱动力[8]。页岩中的无机矿物多为水湿表面，在毛管力的作用下，水可自吸进入无机孔隙[9]，从而将油置换出来。当渗吸置换过程发生在外加压差情况下，则为带压渗吸。页岩储层水力压裂后关井初期，在裂缝内部高压及毛管力作用下压裂液向基质渗吸，此阶段一般是带压渗吸；
当裂缝内压力与储层达到平衡时，则以自发渗吸为主。

学者们利用室内实验的方法研究自发渗吸及带压渗吸。TAKAHASHI等[10]结合测量界面张力的实验模拟，发现自发渗吸的最终采收率由毛细管压力与饱和度的关系决定；
肖文联等[11]利用页岩气藏岩样完成了自发渗吸和带压渗吸核磁共振响应特征实验，发现外加压力会影响页岩的渗吸特征；
朱云轩等[12]结合毛管压力测试、渗吸实验和核磁共振技术，发现压力和温度升高会增大页岩油渗吸采收率；
赵贤正等[13]根据黄骅坳陷页岩油储层，认为深盆湖相区页岩具有“三高一低”(高频纹层结构、高有机碳质量分数、高长英质质量分数、低黏土质量分数)的优势组构特征，并将其分为纹层状、层状、块状等组构相模式。

针对不同组构相页岩，学者们研究了其渗吸特征。黄睿哲等[14]研究了页岩组构特征对自发渗吸的影响，认为孔隙结构和矿物组成是影响自发渗吸的重要因素；
MAKHANOV 等[15-16]研究了岩石组构对页岩水相渗吸时的影响，发现平行于层理的样品水相渗吸速率及吸水率均比其垂直于层理时的高。目前，页岩渗吸研究重点主要集中在使用体积法或称重法对渗吸实验进行参数优化，尤其是渗吸效率(采收率)与渗吸时间的关系。虽然也有相关学者利用核磁共振技术揭示页岩渗吸特征，然而，很少从页岩的孔隙结构角度揭示压裂液渗吸过程中微观孔隙中原油的动用规律。

相较传统的体积法，核磁共振技术具有测量时间短、精度高和无损样品等优点，不仅能够直观反映岩心孔隙结构特征，而且能从微观孔隙尺度定量表征流体在不同孔径孔隙中的分布状况。然而，如何准确确定T2(横向弛豫时间)与孔隙直径之间的转换系数是目前核磁共振技术的一大难点。基于以上问题，首先，选取沧东凹陷孔二段页岩岩心，利用低温氮气吸附实验表征孔隙结构参数；
其次，对孔隙直径与弛豫时间(T2)之间的转换系数进行标定；
最后，开展基于核磁共振技术的压裂液自发渗吸及带压渗吸实验，从微观尺度及岩心尺度研究不同组构相页岩渗吸过程中微观孔隙内的原油动用特征。

1.1 实验样品

实验所用岩心取自大港油田沧东凹陷孔二段页岩油储层，取心深度为3 379.34～3 379.96 m，主要发育白云质页岩，为更好地保护地层条件下的岩心，采用密闭取心。为对比压裂液渗吸期间不同页岩微观孔隙原油动用特征的差异，所取岩心有块状组构相(E)以及纹层状组构相(L、K)，其中纹层状组构相平行于层理面取心。实验样品如图1所示，纹层状组构相(L、K)页岩相比于块状组构相(E)层理更为发育。

图1 实验样品Fig.1 Experimental samples

对页岩样品进行洗油烘干处理，然后，采用氦气饱和法测得岩心孔隙度，采用脉冲衰减法测得岩心渗透率。由于层理和微裂缝的存在，纹层状岩心平均孔隙度及渗透率均比块状岩心的高。页岩岩心样品物理性质如表1所示。

表1 页岩岩心样品物理性质Table 1 Physical properties of shale core samples

开展矿物衍射实验(XRD)以及总有机碳质量分数w(TOC)测试。页岩样品的矿物学成分种类及质量分数如图2所示，该样品具有高白云石质量分数和低黏土矿物质量分数的特点。脆性矿物质量分数均较高，以白云石、长石、石英、方解石和方沸石为主，有利于储层压裂改造。w(TOC)平均可达2.11%，属于中等有机碳质量分数页岩，说明实验所用页岩具有较多的干酪根等有机物，密闭取心对页岩岩心性质保存较好。此外，块状岩心有机碳质量分数明显比纹层状岩心的高。

图2 页岩样品的矿物学成分种类及质量分数Fig.2 Mineral composition types and mass fractions of shale samples

1.2 实验装置

自发渗吸实验装置如图3所示，主要仪器包括烧杯、支架、悬挂线、计算机以及低场核磁共振仪(MacroMR12-150H-VTHP)。带压渗吸实验装置如图4所示，主要仪器包括Vindum 高压计量泵、手摇式围压泵、活塞型中间容器、高压岩心夹持器、烧杯、量筒、计算机以及低场核磁共振仪

图4 带压渗吸实验示意图Fig.4 Schematic diagram of forced imbibition experiment

(MacroMR12-150H-VTHP)。

1.3 实验步骤

自发渗吸实验步骤如下：

1) 按照0.1%(质量分数，下同)防膨剂、0.1%低黏减阻剂、0.1% KCl 的配方配置滑溜水型压裂液，并添加18%的MnCl2·4H2O 以去除水中核磁信号；

2) 将页岩岩样L、E用甲苯、石油醚和乙醇抽提式泡洗10 d后，用烘箱于110 ℃烘干48 h，测量岩心干质量，利用核磁共振仪对岩心进行核磁共振T2谱测试，获得岩心基底信号；

3) 将岩心抽真空后加压30 MPa 饱和原油，充分饱和20 d，测量岩心湿质量，再次对岩心进行核磁共振T2谱测试；

4) 将岩心悬挂于支架下方，置于装满滑溜水的烧杯中进行自发渗吸；

5) 自发渗吸一段时间后，将岩心从滑溜水中取出，测量其核磁共振T2谱，然后重复实验步骤4)，直至岩心不再产油且核磁共振T2谱基本不变方可结束实验。

带压渗吸实验步骤如下：

1) 重复自发渗吸实验步骤1)～3)，所用岩样为K；

2) 将岩样K 置于岩心夹持器中，利用手摇泵加围压20 MPa，开启Vindum 高压泵以15 MPa 入口端压力注入滑溜水，出口端为大气压；

3) 带压渗吸一段时间后，测量其核磁共振T2谱，然后重复带压渗吸实验步骤2)，直至出口端不再产油且核磁共振T2谱基本不变方可结束实验。

2.1 微观孔隙形貌特征

页岩孔隙的发育类型及尺度特征影响页岩油的赋存以及渗流能力。为观察页岩微观孔隙形貌特征，对岩心取样进行氩离子抛光处理后，利用扫描电镜对其进行观测，见图5。从图5可以看出，3块岩样主要发育无机粒间孔隙、粒间黏土间微孔缝和有机质内有机孔。在无机孔隙方面，纹层状与块状存在差异。纹层状岩心无机孔隙发育较好，常见较大粒间孔隙、粒间微孔缝(图5(a)和5(c))；
块状岩心无机孔隙发育程度一般，局部可见较小粒间孔隙、粒内孔隙(图5(b))。在有机质发育程度方面，块状岩样多于纹层状组构相，与w(TOC)测试结果相符。纹层状页岩发育小型粒间团块状、带状有机质(图5(d)和5(f))，局部发育有机质孔；
块状岩样有机碳质量分数较高，呈大型团块状、斑块状分布(图5(e))，局部发育有机质孔。

图5 不同组构相页岩的SEM图Fig.5 SEM image of shale with different fabric facies

2.2 微观孔隙尺度特征

利用全自动气体吸附仪对岩样进行低温氮气吸附(LTNA)测试。以氮气为吸附气体在-195.850 ℃条件下进行吸附脱附实验，可测量 200 nm以下的孔径直径(孔径)分布。页岩的低温氮气吸附-解吸曲线如图6所示，从图6可以看出：随着相对压力(在相同温度下，页岩岩样的吸附气体平衡压力与吸附气体饱和蒸汽压之比)增加，页岩样品的吸附等温线虽然在形态上稍有差别，但都呈反“S”形。根据国际应用化学联合会(IUPAC)对6 种物理吸附曲线的分类标准，其吸附等温线属于典型的Ⅳ型等温线。在较低相对压力时，孔隙具有一定吸附量；
在中等相对压力时，吸附和脱附曲线间形成了明显的H3型滞后环线；
由于毛细管的冷凝作用，即使相对压力接近1.0，页岩孔隙也不会出现吸附饱和现象。这意味着岩样中除了微孔之外还存在着可以引起毛细管凝聚的介孔或大孔[17-18]。

图6 页岩样品的低温N2吸附-解吸等温线Fig.6 Low-temperature N2 adsorption-desorption isotherms of shale samples

表2所示为利用BJH(Barret-Joyner-Halenda)理论计算得到的总孔隙体积以及平均孔隙直径，以及采用BET(Brunauer-Emmett-Teller)法计算得到的岩样比表面积。纹层状组构相页岩的总孔隙体积大于块状页岩的总孔隙体积，与氦气饱和法孔隙度测试结果相符。根据IUPAC 孔隙分类方法，可以将页岩孔隙根据孔径分为微孔(＜2 nm)、介孔(2～50 nm)和大孔(＞50 nm)[19-20]，并且计算得到页岩孔体积分布。其中，微孔对总孔体积的贡献率为0.32%～1.81%；
介孔的贡献率最大，为74.08%～82.18%；
大孔的贡献率为16.01%～25.60%。介孔和大孔对总孔隙体积的贡献较大，是页岩油赋存的主要场所。纹层状组构相页岩的大孔比例大于块状页岩的大孔比例；
块状页岩的微孔及介孔比例大于纹层状页岩。

表2 页岩样品的孔隙结构参数Table 2 Pore structure parameters of shale samples

3.1 T2与孔径转换系数标定

低温氮气吸附(LTNA)依据临界状态下氮气的毛细管凝聚特征估算孔径分布。虽然低温氮气吸附实验可以较准确地测试比表面积和微孔体积，但是会低估较大介孔和大孔的表面积和微孔体积，并且仅能测试孔径为1～200 nm 的孔隙。核磁共振法(NMR)可以快速、无损测量孔隙中氢核的弛豫时间，进而全面揭示孔隙分布。根据1.3节自发渗吸及加压渗吸实验步骤，在饱和油状态的核磁共振T2谱中扣除基底信号，即可以反映页岩孔径分布特征的核磁共振T2谱(见图7)。

图7 100%饱和油时核磁共振T2谱Fig.7 NMR T2 spectra at 100% oil saturation

利用NMR揭示页岩孔径分布，需要准确确定核磁共振T2谱孔径转换系数。在多孔介质中，流体横向弛豫时间与孔隙半径的关系可以表示为[21-23]:

式中：T2为横向弛豫时间，ms；
ρ为表面弛豫率，mm/s；
S为孔隙表面积，nm2；
V为孔隙体积，nm3；
F为孔隙形状因子；
r为孔隙半径，nm。

由式(1)可知，孔隙中原油的横向弛豫时间T2与孔径具有正相关性，将其简化，可表示为：

式中：d为孔隙直径，nm；
C为转换系数，nm/ms。将氮气吸附法得到的差分孔隙体积分布曲线和核磁共振T2谱绘制在对数坐标系后，尽可能地保证T2谱分布波峰对应的弛豫时间与孔隙体积分布波峰对应的孔隙直径相重合，然后可以计算每块岩心的转换系数[17,24]，最后得到实验样品的平均转换系数为25.2 mm/s。利用平均转换系数将弛豫时间T2转化为孔隙直径，并且将NMR测试结果与LTNA 测试结果绘制在同一图中(图8)。由图8可知，核磁共振T2谱和LTNA孔径分布形态一致，并且经过转换后，3 块岩心的T2谱分布的波峰与LTNA孔径分布的波峰均有较高重合率。这表明该方法计算得到的转换系数较准确，可以反映弛豫时间与孔径的关系。

3.2 基于NMR的页岩孔径分布特征

由图8可知，相比于LTNA，NMR不仅可以表征LTNA 的测试范围，还可以表征孔径大于200 nm的大孔隙。据图7可见，岩心在饱和原油状态下的T2谱分布曲线形态为典型双峰型，2个峰清晰分开。左峰面积明显大于右峰面积，说明页岩主要发育微小孔隙。纹层状岩心双峰峰值明显大于块状岩心双峰峰值，说明其孔隙体积大于块状岩心的孔隙体积。块状岩心右峰较小，说明其较大孔隙发育程度较低。

图8 NMR与LTNA测得孔径分布对比Fig.8 Pore size distribution comparison by NMR and LTNA

利用核磁共振(NMR)技术对页岩孔径分布规律进行表征，岩心样品的微孔、介孔和大孔这3种类型孔隙占比如表3所示。由表3可知：页岩孔隙类型主要为介孔，其次是大孔；
大孔比例相比于氮气吸附测试结果(表2)有所上升。

表3 微孔、介孔和大孔占总孔隙体积的比例Table 3 Proportion of micropores,mesopores and macropores to total pore volume %

4.1 渗吸过程中T2谱变化特性

自发渗吸及带压渗吸过程中的核磁共振T2谱(已去除基底信号)变化如图9所示。压裂液(滑溜水型)渗吸时，滑溜水(已屏蔽信号)可以将带有氢核信号页岩油置换出岩心，导致岩心的核磁共振T2谱幅度下降。压裂液渗吸初期，T2谱迅速下降，自发渗吸一段时间后，T2谱变化幅度逐渐减缓。

由图9可知，纹层状L和K主要变化在左峰左翼，块状E主要变化在左峰右翼。这是由纹层状以及块状在微观孔隙结构方面的差异性所导致。块状岩心其核磁共振T2谱左峰的左翼基本重合，表明微小孔隙中水与油的渗吸置换进行到一定程度便难以继续进行；
其左峰的右翼振幅较大，表明其稍大孔隙中渗吸水量较大；
同时，左峰的右翼逐渐向左移动，表明稍大孔隙中的水在逐渐向较小孔隙中运移，较小孔隙中的油越来越少。纹层状岩心L 和K 其核磁共振T2谱左峰的右翼变化较小，表明其较大孔隙中水的渗吸驱动力不足，即毛管力较小；
其左峰的左翼振幅较大，表明其微小孔隙的毛管力较大，导致渗吸水量较大，失去的油较多；
左峰的左翼变化较大并且右翼变化较小，最终导致左峰的左翼逐渐向右移动，左峰峰值出现了向右侧转移的趋势线。

图9 核磁共振T2谱变化图Fig.9 Image of NMR T2 spectra changes

自发渗吸实验中核磁共振T2谱主要变化在左峰，但是带压渗吸实验中其左峰及右峰变化幅度均较大。根据左峰及右峰对应下降幅度的差异，可以判断这是因为渗吸期间微小孔隙及较大孔隙中原油的动用程度存在差异。左峰变化幅度较大，表明页岩油在滑溜水渗吸过程中，主要动用偏小的孔隙。这是因为页岩孔隙的孔径越小，毛管力越大，渗吸的驱动力越强，毛管力与孔隙半径之间关系为

式中：pc为毛细管力；
σ为界面张力；
θ为固体表面和流体界面之间的接触角。

带压渗吸时，T2谱右峰变化较大。这是因为带压渗吸所施加15 MPa 孔隙压力，为较大孔隙内原油的动用提供了足够的驱动力，弥补了其渗吸时毛管力的不足，促进了压裂液对较大孔隙中原油的渗吸置换。自发渗吸时，T2谱右峰面积变化较小，这是因为自发渗吸时较大孔隙主要起到运移通道的作用，渗吸过程结束后原油依然剩余在较大孔隙里[25]。

4.2 不同孔径孔隙原油动用特征

为研究不同孔径孔隙的原油动用特征，可以利用下式计算微孔、介孔、大孔和所有孔隙的原油采出程度。

式中：E为采出程度；
S0为渗吸前T2谱面积；
S为渗吸后T2谱面积。

压裂液渗吸过程中微孔、介孔和大孔中原油采出程度的变化情况如图10所示。由图10可见：原油采出程度变化大致可以分3个阶段，即快速渗吸段(Ⅰ)、过渡段(Ⅱ)以及平稳段(Ⅲ)。

1) 快速渗吸段：渗吸驱动力较足，压裂液渗吸速度较快，原油采出程度快速增加。

2) 过渡段：已经有部分压裂液进入页岩孔隙，毛细管压力随着样品含水饱和度增加而降低，压裂液渗吸速度减缓，原油采出程度缓慢增加。

3) 平稳段：压裂液已经与岩心中原油进行了渗吸置换，基本难以再进入页岩孔隙，渗吸过程十分缓慢直至渗吸停止，原油采出程度基本不变。

由图10(a)和(b)可知：相比于纹层状岩心，块状岩心原油采出程度曲线较早进入平稳阶段，渗吸过程结束较早。这是由于其孔隙度和渗透率较小，压裂液对其孔隙中原油进行渗吸置换的难度较大，会先行出现渗吸的平稳状态。此外，纹层状岩心微孔与介孔的原油采出程度变化曲线趋势相似，块状岩心则是大孔与介孔的原油采出程度变化曲线趋势相似。这是因为在核磁共振T2谱变化图(图11)中，纹层状岩心主要是左峰左翼发生变化，块状岩心主要是左峰右翼发生变化。

由图10(a)和(c)可知：相比于自发渗吸，在原油采出程度变化曲线中，带压渗吸快速渗吸段时间较长，并且变化幅度较大。带压渗吸快速渗吸段时间(138 h)明显大于自发渗吸时间(71 h)；
并且在带压渗吸快速渗吸段结束时，其总孔隙采出程度(28.97%)超过了自发渗吸平稳段结束时的总孔隙采出程度(25.44%)。说明对压裂液渗吸提供外加驱动力可以促进渗吸过程的快速高效进行，在较短时间内就可达到自发渗吸的最终效果。

4.3 微观孔隙原油采出程度对比

根据图10中平稳段结束时的不同孔径孔隙原油采出程度绘制对比图，如图11所示。结合微孔、介孔和大孔占总孔的体积比，计算不同孔隙对页岩原油采出程度的贡献度，如表4所示。据图11可知：在渗吸过程中，不同孔径孔隙的原油动用程度存在差异，总孔的原油采出程度与介孔的较接近。纹层状岩心自发渗吸原油采出程度由高到低为微孔、介孔(略小于微孔)和大孔，块状岩心自发渗吸原油采出程度由高到低为大孔、介孔和微孔，纹层状岩心带压渗吸原油采出程度由高到低为微孔、介孔和大孔。页岩油渗吸采出程度主要取决于介孔，介孔对总孔原油采出程度贡献度可达50%以上(表4)。微孔及大孔其体积占比较小，在渗吸过程中并不能发挥太大优势。

表4 不同孔隙对页岩原油采出程度的贡献度Table 4 Contribution of different pores to shale oil recovery %

图10 不同孔径孔隙原油采出程度随时间的变化规律Fig.10 Variation law of oil recovery with time in different size pores

由图11可知：块状组构相岩心的微孔原油采出程度最低。这是因为块状页岩的有机碳质量分数较高，多发育有机质内微孔。这些有机微孔孔径较小并且还具有亲油性，压裂液难以对其中的原油进行渗吸置换。并且块状页岩有机质内也多发育介孔，这也降低了其介孔的原油采出程度，使得压裂液主要对大孔中原油进行了渗吸置换，造成块状岩心自发渗吸原油动用程度由低到高为微孔、介孔和大孔。此外，由于块状组构相层理不够发育，孔渗较小，其总孔动用程度也较低。

图11 不同孔径孔隙原油采出程度对比Fig.11 Comparison of oil recovery of different size pore

相比于L 岩心(自发渗吸)，K 岩心(带压渗吸)微孔、介孔、大孔的原油采出程度均有所增加，且大孔增加幅度最大。大孔由于其孔径较大，驱动渗吸置换过程的毛管力较小。对渗吸过程施加外加压力，可以弥补其大孔渗吸驱动力的不足，大幅度提升大孔的原油采出程度，并且带压渗吸对微孔、介孔中原油的采出也能有一定程度的促进作用。

总孔隙原油采出程度同样也是岩心尺度的原油采出程度，将岩心饱和油质量及最终原油采出程度相乘，可以计算得到岩心的采出原油质量。原油采出程度与原油采出量对比图如图12所示。据图12可知：自发渗吸时，纹层状岩心原油采出程度略大于块状岩心原油采出程度。但由于纹层状岩心孔隙度较大，赋存原油含量较高，其原油采出量明显大于块状岩心原油采出量。这说明纹层状页岩在页岩油开采中比块状具有更高的开采价值，应重点开发纹层状组构相较富集的页岩油储层。此外，在同为纹层状组构相、岩石物性接近的情况下，带压渗吸可以进一步促进页岩油的开采。

图12 原油采出程度与原油采出量对比图Fig.12 Comparison of oil recovery and oil production mass

1) 页岩油储层岩心压裂液渗吸过程可以分3个阶段：快速渗吸段、过渡段以及平稳段。相比于纹层状岩心，块状岩心原油采出程度曲线较早进入平稳阶段，渗吸过程结束较早。相比于自发渗吸，带压渗吸可以增加快速渗吸段时间及变化幅度。

2) 在渗吸过程中，不同孔径孔隙的原油动用程度存在差异，总孔的原油采出程度与介孔的较接近。页岩油采出程度主要取决于介孔，介孔对总孔原油采出程度贡献度可达50%以上。

3) 相比于纹层状页岩，块状组构相页岩有机碳质量分数较高且多发育有机质孔，导致其微孔及介孔中原油动用难度较大。此外，其层理发育差，孔渗较小，导致总孔动用程度也较低。

4) 相比于自发渗吸，带压渗吸时页岩微孔、介孔和大孔的原油采出程度均有所增加，并且大孔原油采出程度增幅最大。对压裂液渗吸提供外加驱动力有利于渗吸过程的快速高效进行，促进页岩油开采。

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