CN112858133A - 致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，主要包括依据可动原油饱和度、可动原油孔隙度等特征参数对致密储层进行孔隙结构分类；分别选取每类储层有代表性的岩心开展动态渗吸实验；评价不同微观孔隙结构类型储层裂缝‑基质动态渗吸效果；定量表征各岩心不同孔径孔隙内原油采出程度；确定各岩心大小孔隙分布范围；将每类储层的动态渗吸过程划分为不同阶段，分析不同阶段岩心中小孔隙和大孔隙的原油采出程度随时间的变化规律。本发明可以评价不同微观孔隙结构类型储层的裂缝‑基质动态渗吸效率，取得的成果为致密油藏合理高效开发提供了方法和依据。
Description
技术领域
本发明属于致密油藏开发技术领域，具体涉及一种致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法。
背景技术
随着水平井和体积压裂技术在我国的大规模应用，致密砂岩油藏自然衰竭采收率得到了显著提高。但由于致密砂岩储层孔隙结构复杂、非均质性严重、天然/人工裂缝发育等特征，导致常规水驱开发过程中基质动用程度低、水驱波及面积小、无效水循环严重等问题。因此，如何充分发挥裂缝-基质间的渗吸采油作用，提高基质原油动用程度，是改善水驱开发效果的关键。
渗吸一般可以分为静态渗吸和动态渗吸，在静态渗吸过程中，润湿相(水)不流动，处于静止状态，毛细管压力是主要驱动力。在动态渗吸中，润湿相(水)在外力的作用下在基质外部(通常是裂缝中)进行流动，其影响因素主要包括润湿性、黏土含量、流体性质、岩石性质、初始含水饱和度和注入参数等。为了提高驱油效率，许多学者提出注入表面活性剂溶液来控制岩石润湿性的变化，以提高渗吸效率。
由于受到实验仪器和实验技术的限制，常规实验方法只能测量从岩心中排出的原油体积，而无法测量附在岩石颗粒表面上的油滴体积，导致原油体积测量失真，特别是对致密岩心的测量更会造成巨大的误差。此外，目前关于动态渗吸研究的重点主要集中在储层、流体性质和注入参数变化对动态渗吸效率的影响上，而还未有人从微观孔隙尺度方面对动态渗吸驱油机理进行深入研究。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提供一种致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，可以评价不同微观孔隙结构类型储层的裂缝-基质动态渗吸效率，取得的成果为致密油藏合理高效开发提供了方法和依据。
本发明所采用的技术方案是：
一种致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，该方法具体按照如下步骤实施：
S1，依据基础物性参数、核磁共振测试参数、高压压汞测试参数和电镜扫描参数对致密储层进行孔隙结构分类；
S2，分别选取每类储层有代表性的岩心开展动态渗吸实验；
S3，对实验结果进行分析，评价不同微观孔隙结构类型储层裂缝-基质动态渗吸效果；
S4，定量表征各岩心不同孔径孔隙内原油采出程度；
S5，确定各岩心大小孔隙分布范围；
S6，将每类储层的动态渗吸过程划分为不同阶段，分析不同阶段岩心中小孔隙和大孔隙的原油采出程度随时间的变化规律。
优选地，上述步骤S1中，核磁共振测试参数包括可动原油饱和度、可动原油孔隙度。
优选地，上述步骤S2中，所述动态渗吸实验包括以下步骤：
S21，将岩心进行切割造缝，然后再将切割后的岩心清洗、烘干后放入热缩套管中，对热缩套管加热使岩心密封在热缩套管中，避免裂缝尺寸发生变化，再用环氧树脂将岩心两个端面密封，确保流体交换仅发生在裂缝与基质间；
S22，实验中为了提高渗吸作用效果，注入水选用表面活性剂溶液；同时，为屏蔽水中氢原子的干扰，采用重水作为溶液进行配制；
S23，将处理后的实验岩心放入岩心夹持器中，加围压后用分子真空泵抽真空，然后在高压下用实验原油饱和岩心，当饱和油后岩心的质量连续3次测量结果均不变，且饱和油量与所测孔隙体积之差小于5％时，饱和油过程完成；
S24，取出岩心用环氧树脂密封岩心两端，仅留出裂缝保持畅通，并对此状态下的岩心进行T2谱采样，获得的信号作为本次实验的基础信号；
S25，将饱和油后的岩心装入无磁岩心夹持器中，采用重水作为中间介质注入岩心夹持器增大围压，调节控温箱使岩心夹持器外的加热套升温至实验温度，待温度稳定后开始动态渗吸实验；
S26，在地层压力下，采用泵以恒定速度向岩心中注入表面活性剂溶液，并在间隔时间对岩心进行一次扫描，记录每次扫描时的注入量和产出量，当连续3次测得的T2谱分布不再变化时，该岩心实验结束；
S27，重复步骤S21-S26，开展下一岩心的动态渗吸实验。
优选地，上述步骤S4中，通过计算T2谱曲线与横坐标围成的面积可以定量表征不同孔径孔隙内原油采出程度：
式中，ER为原油采出程度，％；T2,min、T2,max为T2谱曲线中不同孔径孔隙对应的最小和最大驰豫时间，ms；Ai,0为初始饱和油的T2谱曲线对应的振幅；Ai,d为渗吸过程中不同时间下的T2谱曲线对应的振幅。
优选地，上述步骤S5中，确定各岩心大小孔隙分布范围具体为：
将岩心扫描T2谱分布与孔隙半径分布进行转换，孔隙半径r与驰豫时间T2之间呈正相关关系，可由换算系数f进行换算(孔隙半径×换算系数＝T2谱信号幅度)，确定大小孔隙分布范围。
优选地，上述步骤S21中，将岩心进行切割造缝具体为：将岩心按照总体积的1/3进行切割。
优选地，上述步骤S22中，注入水选用浓度为0.15wt％的表面活性剂(APG0810)溶液。
优选地，上述步骤S23中，将处理后的实验岩心放入常规岩心夹持器中，需加围压2MPa后用分子真空泵抽真空48h，然后在高压(40MPa)下用实验原油饱和岩心4天。
本发明的有益效果：
孔隙结构特征参数对致密油藏动态渗吸效果影响较大，不同孔隙结构特征储层的动态渗吸效果又不同，而可动流体参数又是评价致密油藏孔隙结构特征最为关键的参数。现有的致密油藏储层孔隙结构特征评价方法大多只依据储层物性、高压压汞参数和扫描电镜等结果对储层进行分类，尚未考虑可动流体参数对致密油藏孔隙结构特征评价的重要影响。并且，现有的致密油藏动态渗吸效果评价方法大多只是简单考虑不同岩心物性的基础上开展动态渗吸实验，并未在致密储层孔隙结构特征分类评价的基础上开展。本发明依据致密储层可动流体参数(可动原油饱和度、可动原油孔隙度)等10个特征参数对储层孔隙结构进行分类评价，将致密储层孔隙结构分类标准与裂缝-基质动态渗吸实验相结合，更有针对性的对致密储层动态渗吸效果进行评价，把3类储层的动态渗吸过程划分为不同阶段，分析不同阶段岩心中小孔隙和大孔隙的原油采出程度随时间的变化规律。
附图说明
图1是三类储层代表岩心离心前后T2谱分布及压汞曲线；
图2是动态渗吸流程图；
图3是三类储层典型岩心的孔隙半径分布与T2谱分布之间对应关系；
图4是渗吸过程中Ⅰ类储层(3#岩心)T2谱分布及不同孔径孔隙动用程度的变化；
图5是渗吸过程中Ⅱ类储层(9#岩心)T2谱分布及不同孔径孔隙动用程度的变化；
图6是渗吸过程中Ⅲ类储层(14#岩心)T2谱分布及不同孔径孔隙动用程度的变化；
图7是渗吸过程中三类储层渗吸效率及不同孔径孔隙动用程度对比。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明提供一种致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，该方法具体按照如下步骤实施：
S1，依据基础物性参数、核磁共振测试参数、高压压汞测试参数和电镜扫描参数对致密储层进行孔隙结构分类；
S2，分别选取每类储层有代表性的岩心开展动态渗吸实验；
S3，对实验结果进行分析，评价不同微观孔隙结构类型储层裂缝-基质动态渗吸效果；
S4，定量表征各岩心不同孔径孔隙内原油采出程度；
S5，确定各岩心大小孔隙分布范围；
S6，将每类储层的动态渗吸过程划分为不同阶段，分析不同阶段岩心中小孔隙和大孔隙的原油采出程度随时间的变化规律。
作为本发明的一个优选实施例，上述步骤S1中，核磁共振测试参数包括可动原油饱和度、可动原油孔隙度。
作为本发明的一个优选实施例，上述步骤S2中，所述动态渗吸实验包括以下步骤：
S21，将岩心进行切割造缝，然后再将切割后的岩心清洗、烘干后放入热缩套管中，对热缩套管加热使岩心密封在热缩套管中，避免裂缝尺寸发生变化，再用环氧树脂将岩心两个端面密封，确保流体交换仅发生在裂缝与基质间；
S22，实验中为了提高渗吸作用效果，注入水选用表面活性剂溶液；同时，为屏蔽水中氢原子的干扰，采用重水作为溶液进行配制；
S23，将处理后的实验岩心放入岩心夹持器中，加围压后用分子真空泵抽真空，然后在高压下用实验原油饱和岩心，当饱和油后岩心的质量连续3次测量结果均不变，且饱和油量与所测孔隙体积之差小于5％时，饱和油过程完成；
S24，取出岩心用环氧树脂密封岩心两端，仅留出裂缝保持畅通，并对此状态下的岩心进行T2谱采样，获得的信号作为本次实验的基础信号；
S25，将饱和油后的岩心装入无磁岩心夹持器中，采用重水作为中间介质注入岩心夹持器增大围压，调节控温箱使岩心夹持器外的加热套升温至实验温度，待温度稳定后开始动态渗吸实验；
S26，在地层压力下，采用泵以恒定速度向岩心中注入表面活性剂溶液，并在间隔时间对岩心进行一次扫描，记录每次扫描时的注入量和产出量，当连续3次测得的T2谱分布不再变化时，该岩心实验结束；
S27，重复步骤S21-S26，开展下一岩心的动态渗吸实验。
作为本发明的一个优选实施例，上述步骤S4中，通过计算T2谱曲线与横坐标围成的面积可以定量表征不同孔径孔隙内原油采出程度：
式中，ER为原油采出程度，％；T2,min、T2,max为T2谱曲线中不同孔径孔隙对应的最小和最大驰豫时间，ms；Ai,0为初始饱和油的T2谱曲线对应的振幅；Ai,d为渗吸过程中不同时间下的T2谱曲线对应的振幅。
作为本发明的一个优选实施例，上述步骤S5中，确定各岩心大小孔隙分布范围具体为：
将岩心扫描T2谱分布与孔隙半径分布进行转换，孔隙半径r与驰豫时间T2之间呈正相关关系，可由换算系数f进行换算(孔隙半径×换算系数＝T2谱信号幅度)，确定大小孔隙分布范围。
作为本发明的一个优选实施例，上述步骤S21中，将岩心进行切割造缝具体为：将岩心按照总体积的1/3进行切割。
作为本发明的一个优选实施例，上述步骤S22中，注入水选用浓度为0.15wt％的表面活性剂(APG0810)溶液。
作为本发明的一个优选实施例，上述步骤S23中，将处理后的实验岩心放入常规岩心夹持器中，需加围压2MPa后用分子真空泵抽真空48h，然后在高压(40MPa)下用实验原油饱和岩心4天。
实施例
下面以姬塬油田长6油层组为研究对象，对本发明的方法进行说明：
S1，依据基础物性参数、核磁共振测试参数、高压压汞测试参数和电镜扫描参数对致密储层进行孔隙结构分类。
根据研究区长6油层组取样岩心100％饱和原油状态下的T2谱分布形态及弛豫时间T2表达式(即大孔隙中赋存流体对应的弛豫时间大，小孔隙中赋存流体对应的弛豫时间小)，可以将研究区长6油层组储层类型划分为3类，并分别定义为：Ⅰ类储层(左右两峰基本对称的双峰形态，图1a)、Ⅱ类储层(左峰高于右峰的双峰形态，图1b)和Ⅲ类储层(单峰形态，图1c)。同时，通过对100％饱和原油的岩心开展离心试验(离心力分别选取0.15、0.35、1.5和3.5MPa)，可以获得三类储层岩心的可动原油参数。然后，再对56块取样岩心开展高压压汞实验、扫描电镜和铸体薄片分析，在明确了三类储层孔隙结构特征的基础上建立了姬塬油田长6油层组的三类储层分类标准(表1)。
1.1三类储层孔隙结构特征
(1)Ⅰ类储层初始饱和油状态下的T2谱分布呈现出左右两峰基本对称的双峰形态(图1a)，表明储层物性较好，大、小孔隙均有发育，且孔隙间连通性较好。经过不同离心力离心后，双峰均有明显下降，但右峰降幅大于左锋，表明可动原油大部分赋存于右峰中。Ⅰ类储层的可动原油饱和度较高，且孔隙结构参数较好，孔渗分布范围大，排驱压力较低(图1d)，饱和度平均中值压力为6.5MPa，分选系数介于1.3～2.8，平均孔喉半径为0.5μm(表1)。孔隙类型主要包括原生粒间孔、次生粒间孔、溶蚀孔和微裂缝，喉道类型以孔隙缩小型喉道为主，具有相对较好的中孔-中细喉型组合。
(2)Ⅱ类储层初始饱和油状态下的T2谱分布主要为左峰高于右峰的双峰形态(图1b)，说明微小孔隙较为发育，微小孔喉所占比例较高，可动原油饱和度介于29.2～53.5％，平均可动原油孔隙度为3.3％。孔隙结构参数相对较差，平均排驱压力为1.2MPa，平均中值压力为11.4MPa，孔喉半径介于0.11～1.35μm(表1和图1d)。Ⅱ类储层主要由少量原生粒间孔和溶蚀孔组成，喉道类型主要为缩颈型喉道和弯片状喉道，具有小孔-细喉型组合，孔喉连通性一般。Ⅱ类储层在长6油层组中所占比例高达48.2％(56块样品中有27块属于这一类型)。
(3)Ⅲ类储层初始饱和油状态下的T2谱分布主要为单峰形态，表明此类储层微小孔隙发育，孔喉连通性很差，束缚流体占比高(图1c)。孔隙结构参数最差，主要发育在水道边缘微相中，平均孔隙度和渗透率较低，排驱压力和中值压力很高(图1d)，分选系数介于2.7～4.7，平均孔喉半径为0.08μm。此类储层的孔隙类型以填隙物内微孔和晶间孔为主，为微孔-微细喉组合。此类储层在长6油层组中占比较高，达到32.4％。
表1研究区长6储层孔隙结构分类标准
S2，分别选取每类储层有代表性的岩心开展动态渗吸实验，参见图2。
(1)分别选取每类储层有代表性的3块岩心开展动态渗吸实验，岩心基本参数如表2所示。为模拟裂缝与基质间的动态渗吸过程，实验开始前将岩心按照总体积的1/3进行切割(图2所示)，然后再将切割后的岩心清洗、烘干后放入热缩套管中，加热套管至400℃使岩心密封在套管中，避免裂缝尺寸发生变化，再用环氧树脂将岩心两个端面密封，确保流体交换仅发生在裂缝与基质间，岩心切割和封堵示意图如图2所示。
根据目标储层地层原油PVT相态结果可知，地层原油泡点压力为3.8MPa，溶解气油比较低，仅为27.5m3/m3，且由于实验岩心含有人造裂缝，很难采用活油饱和岩心，因此实验中采用脱气原油代替地层原油。地层条件下(18.5MPa，68℃)测得脱气原油密度0.824×103kg/m3，黏度为3.22mPa·s。
(2)实验中为了提高渗吸作用效果，注入水选用浓度为0.15wt％的表面活性剂(APG0810)溶液，此浓度下的表面活性剂不但能够有效降低界面张力，还能避免浓度过大对岩心表面润湿性造成的反转。同时，为屏蔽水中氢原子的干扰，采用重水(D2O)作为溶液进行配制。配制后的表面活性剂溶液密度为1.08×103kg/m3，黏度为0.93mPa·s。
动态渗吸实验的核心装置为核磁共振系统，主要包括高压无磁岩心夹持器和核磁共振仪。其中，高压无磁岩心夹持器的材质为PEEK，即能避免氢原子的干扰，也能承受高温高压的作用(最大承压35MPa，最大承温100℃)。核磁共振仪型号为SPEC-RC2型，磁场强度0.23T±0.03T，脉冲发生器最小间隔为50μs，数字采集器脉冲精度为100μs，频率合成器范围为1-40MHz，探头单元内径为110mm，最大样品测试尺寸直径*长度为120mm*150mm的圆柱。通过对核磁共振仪进行改进后实现了岩心在线扫描功能。此外，实验装置还包括ISCO泵、手摇泵、岩心夹持器加热套和温控箱、压力表、中间容器等，实验流程如图2所示。
(3)将处理后的实验岩心放入常规岩心夹持器中，加围压2MPa后用分子真空泵抽真空48h。然后在高压(40MPa)下用实验原油饱和岩心4天，当饱和油后岩心的质量连续3次测量结果均不变，且饱和油量与所测孔隙体积之差小于5％时，饱和油过程完成。
(4)然后取出岩心用环氧树脂密封岩心两端，仅留出裂缝保持畅通，并对此状态下的岩心进行T2谱采样，获得的信号作为本次实验的基础信号(严格按照SY/T6490-2014执行)。
(5)将饱和油后的岩心装入无磁岩心夹持器中，采用重水作为中间介质注入岩心夹持器增大围压，调节控温箱使岩心夹持器外的加热套升温至实验温度65℃，待温度稳定后开始动态渗吸实验。
(6)在地层压力18.5MPa下，采用ISCO泵以恒定速度0.1mL/min向岩心中注入表面活性剂溶液，并每隔3h对岩心进行一次扫描，记录每次扫描时的注入量和产出量，当连续3次测得的T2谱分布不再变化时，实验结束。
(7)一组实验结束后，重复步骤(1)-(6)，开展下一组岩心的动态渗吸实验。
表2实验岩心基本参数及动态渗吸效率
S3，对实验结果进行分析，评价不同微观孔隙结构类型储层裂缝-基质动态渗吸效果。
S4，定量表征各岩心不同孔径孔隙内原油采出程度。
由弛豫时间T2表达式可知，大孔隙中赋存流体对应的弛豫时间大，小孔隙中赋存流体对应的弛豫时间小，且核磁共振T2谱在空间维度上的总信号与基质孔隙内的饱和油量成正比。因此，通过计算T2谱曲线与横坐标围成的面积可以定量表征不同孔径孔隙内原油动用程度(式1)。
式中，ER为原油采出程度，％；T2,min、T2,max为T2谱曲线中不同孔径孔隙对应的最小和最大驰豫时间，ms；Ai,0为初始饱和油的T2谱曲线对应的振幅；Ai,d为渗吸过程中不同时间下的T2谱曲线对应的振幅。
S5，确定各岩心大小孔隙分布范围。
核磁共振T2谱和孔隙半径分布曲线(由压汞测试获得)都是研究岩石孔隙结构特征的有效方法，二者均可用于表征岩心内部孔隙结构的分布。孔隙半径r与驰豫时间T2之间呈正相关关系，可由换算系数f进行换算。因此，通过将56块岩心的T2谱曲线与孔隙半径分布曲线绘制在同一对数坐标系后，尽量保证T2谱分布波峰对应的驰豫时间与孔隙半径分布波峰对应的孔隙半径相重合，然后可以计算出每块岩心的换算系数，进而得到研究区长6储层(56块岩心)平均换算系数约为0.032μm/ms。以三类储层对应的典型岩心3#、9#和14#为例(图3)，虽然3块岩心的孔隙结构存在较大差异，孔隙半径分布也各不相同，但是经过平均换算系数转换后，3块岩心的T2谱分布的波峰与孔隙半径分布的波峰均有较高的重合率。说明由此方法计算的换算系数可以代表研究区长6储层驰豫时间与孔隙半径的关系，为研究动态渗吸过程中不同孔径孔隙动用程度分析提供了依据。
根据根据I类储层典型岩心3#在动态渗吸过程中的T2谱分布(图4a)，可以将基质内的孔隙划分为2类：微小孔隙(0.04ms＜T2≤3ms，1.28×10-3μm＜r≤0.096μm)和大孔隙(3ms＜T2≤160ms，0.096μm＜r≤5.12μm)。由图4a可知，微小孔隙和大孔隙对应的波峰随动态渗吸时间的增加而不断下降，而孔隙半径在0.048～0.16μm(弛豫时间在1.5～5ms)的孔隙，其对应的振幅则在小范围内上下波动，这说明在注水过程中微小孔隙和大孔隙内的原油均能得到持续动用，而孔隙半径在0.048～0.16μm的孔隙作为连通微小孔和大孔的通道，变化幅度相对较小。
S6，将每类储层的动态渗吸过程划分为不同阶段，分析不同阶段岩心中小孔隙和大孔隙的原油采出程度随时间的变化规律。
根据微小孔隙和大孔隙中原油采出程度随时间的变化规律(图4b)，可以将Ⅰ类储层的动态渗吸过程划分为3个阶段：
在第I阶段，当表面活性剂溶液注入岩心后，由于裂缝与基质间存在压差，裂缝中流动的表面活性剂溶液会在驱替作用和渗吸作用下进入裂缝周围的大孔隙中，以驱替方式和顺向渗吸方式排出大孔隙内的原油，造成大孔隙内原油采出程度的快速上升，并带动岩心总采收率快速上升。
在第Ⅱ阶段中，随着压力传输过程中孔隙间压差不断减小，加之孔隙变小毛管压力增大，导致驱替作用减弱。与此同时，大孔隙和裂缝中滞留的水相在毛管力和润湿性的双重作用下，开始沿颗粒表面自发地渗吸进入微小孔隙中，导致孔隙壁面水膜逐渐变厚进而挤压孔隙中间的原油排出。此阶段内微小孔隙的逆向渗吸作用逐渐成为主要采油方式，微小孔隙的采出程度不断上升，且持续时间较长，并带动岩心总采收率持续增大。
在第Ⅲ阶段中，基质内的油水两相逐渐接近动态平衡，微小孔隙采出程度逐渐变缓，大孔隙采出程度不再增加，但达到真正的动态平衡还需要很长时间。实验结束时，大孔隙和微小孔隙的采出程度分别为46.5％和35.8％，岩心总采收率为43.1％。
Ⅱ类储层典型岩心9#的孔隙类型划分范围与岩心3#基本相似(如图5a)，微小孔隙(0.04ms＜T2≤5.5ms，1.28×10-3μm＜r≤0.176μm)和大孔隙(5.5ms＜T2≤160ms，0.176μm＜r≤5.12μm)。Ⅱ类储层中微小孔隙和大孔隙对应的波峰均随着注水时间的增加而不断降低，孔隙半径在0.112～0.288μm(弛豫时间在3.5～9ms)的孔隙对应振幅的变化幅度较小且无规律性。但Ⅱ类储层中微小孔隙波峰的降低幅度大于大孔隙。通过对不同孔径孔隙的采出程度进行定量分析(图5b)可知，Ⅱ类储层的动态渗吸过程也可以划分为3个阶段，不同的是由于Ⅱ类储层中微小孔隙较为发育，体积占比高，导致微小孔隙的渗吸作用较为强烈，其采出程度呈现出持续增加的趋势。在第Ⅱ阶段的末期，微小孔隙采出程度逐渐超过大孔隙，渗吸作用成为主导采油方式。在第Ⅲ阶段，微小孔隙的采出程度仍然不断增大，但增大的幅度逐渐变缓，说明此时渗吸速度非常缓慢，但要达到真正的动态平衡还需要较长时间。实验结束时，大孔隙和微小孔隙的采出程度比较接近，分别为24％和26.8％，岩心总采出程度为25.6％，可以看出在Ⅱ类储层中微小孔隙为岩心总采收率的主要“贡献者”。
Ⅲ类储层典型岩心14#的T2谱分布为典型单峰型，但其孔隙大小的划分与Ⅱ类储层一致，且原油大部分赋存于微小孔隙中(图6a)。随着渗吸时间的增加，两类孔隙对应振幅均在不断降低。根据微小孔隙和大孔隙采出程度的变化规律(图6b)，Ⅲ类储层的动态渗吸过程仅划分为2个阶段，第Ⅰ阶段的渗吸特征与前两类储层基本类似，水相能够在压差作用下进入大孔隙，并只需克服较小的阻力即能将原油驱出，此阶段里驱替作用和顺向渗吸为主导采油方式。但由于大孔隙发育较弱，基质中以微小孔隙为主，因而随着渗吸时间的增加，微小孔隙中的渗吸作用不断增强，其采出程度也不断增大。在第Ⅱ阶段中期，岩心总采收率出现了明显抬升，说明微小孔隙对岩心总采收率的贡献程度不断增大。但由于渗吸作用是一个缓慢的过程，导致微小孔隙采出程度持续缓慢增加，在实验结束时并没有出现微小孔隙采出程度明显降低的拐点，说明Ⅲ类储层要达到动态渗吸平衡还需要很长时间。
三类储层渗吸效率对比
由三类储层15块典型岩心(表2)在动态渗吸过程中采出程度的变化规律(图7a)可知，Ⅰ类储层的采出程度最大(41.8％)，Ⅱ类储层次之(27.7％)，Ⅲ类储层最差(18.8％)，说明储层孔隙结构的好坏对渗吸采出程度有着直接的影响。通过进一步对比三类储层微小孔隙和大孔隙采出程度的变化(图7b)可知，三类储层中大孔隙和微小孔隙分别具有相似的动用特征，即大孔隙优先动用但动用程度逐渐减小，而微小孔隙动用缓慢但动用程度逐渐增大。随着储层孔隙结构逐渐变差，虽然微小孔隙和大孔隙的动用程度均不断下降，但微小孔隙动用比例(微小孔隙采出程度占总采收率的比例，结合图4b、5b和6b)则在不断增大，说明随着储层孔隙结构变差，渗吸作用越来越明显，并逐渐成为主要采油方式，但由于渗吸效率低下且渗吸过程非常缓慢，导致储层孔隙结构越差采收率越低。因此，提高研究区长6储层采收率的关键是增大Ⅰ类和Ⅱ类储层大孔隙的动用程度，建议采用吞吐式注水开发并适当添加表面活性剂，这样能够在降低油水界面张力的同时提高驱替效率和渗吸效率。
通过本实施例可以得出：
(1)研究区储层类型可划分为三类，随着储层孔隙结构变差，微小孔隙发育程度增加，孔隙类型单一化、储集性能和渗流能力不断降低。Ⅱ类储层在长6油层组中占比最大，是未来挖潜的重点区域。
(2)Ⅰ和Ⅱ类储层的动态渗吸过程可以划分为3个阶段，一为大孔隙在驱替作用和顺向渗吸作用下采出程度快速上升阶段，二为微小孔隙在逆向渗吸作用下采出程度缓慢上升阶段，三为动态渗吸平衡阶段，而实验过程中Ⅲ类储层仅存在前两个阶段。
(3)随着储层孔隙结构变差，微小孔隙动用比例增大，渗吸作用明显，虽然对岩心渗透率贡献程度增加，但总采收率低下。因此，提高目标储层采收率的关键是增大Ⅰ类和Ⅱ类储层大孔隙的动用程度，同时提高驱替效率和渗吸效率。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
Claims (8)
1.致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，其特征在于，该方法具体按照如下步骤实施：
S1，依据基础物性参数、核磁共振测试参数、高压压汞测试参数和电镜扫描参数对致密储层进行孔隙结构分类；
S2，分别选取每类储层有代表性的岩心进行动态渗吸实验；
S3，对实验结果进行分析，评价不同微观孔隙结构类型储层裂缝-基质动态渗吸效果；
S4，定量表征各岩心不同孔径孔隙内原油采出程度；
S5，确定各岩心大小孔隙分布范围；
S6，将每类储层的动态渗吸过程划分为不同阶段，分析不同阶段岩心中小孔隙和大孔隙的原油采出程度随时间的变化规律。
2.根据权利要求1所述的致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，其特征在于：
步骤S1中，核磁共振测试参数包括可动原油饱和度、可动原油孔隙度。
3.根据权利要求2所述的致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，其特征在于：
步骤S2中，所述动态渗吸实验包括以下步骤：
S21，将岩心进行切割造缝，然后再将切割后的岩心清洗、烘干后放入热缩套管中，对热缩套管加热使岩心密封在热缩套管中，避免裂缝尺寸发生变化，再用环氧树脂将岩心两个端面密封，确保流体交换仅发生在裂缝与基质间；
S22，注入水选用表面活性剂溶液；同时，为屏蔽水中氢原子的干扰，采用重水作为溶液进行配制；
S23，将处理后的实验岩心放入岩心夹持器中，加围压后用分子真空泵抽真空，然后在高压下用实验原油饱和岩心，当饱和油后岩心的质量连续3次测量结果均不变，且饱和油量与所测孔隙体积之差小于5％时，饱和油过程完成；
S24，取出岩心用环氧树脂密封岩心两端，仅留出裂缝保持畅通，并对此状态下的岩心进行T2谱采样，获得的信号作为本次实验的基础信号；
S25，将饱和油后的岩心装入无磁岩心夹持器中，采用重水作为中间介质注入岩心夹持器增大围压，调节控温箱使岩心夹持器外的加热套升温至实验温度，待温度稳定后开始动态渗吸实验；
S26，在地层压力下，以恒定速度向岩心中注入表面活性剂溶液，并在间隔时间对岩心进行一次扫描，记录每次扫描时的注入量和产出量，当连续3次测得的T2谱分布不再变化时，该岩心实验结束；
S27，重复步骤S21-S26，开展下一岩心的动态渗吸实验。
4.根据权利要求3所述的致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，其特征在于：
步骤S4中，通过计算T2谱曲线与横坐标围成的面积用以定量表征不同孔径孔隙内原油采出程度：
式中，ER为原油采出程度，％；T2,min、T2,max为T2谱曲线中不同孔径孔隙对应的最小和最大驰豫时间，ms；Ai,0为初始饱和油的T2谱曲线对应的振幅；Ai,d为渗吸过程中不同时间下的T2谱曲线对应的振幅。
5.根据权利要求4所述的致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，其特征在于：
步骤S5中，确定各岩心大小孔隙分布范围具体为：
将岩心扫描T2谱分布与孔隙半径分布进行转换，孔隙半径r与驰豫时间T2之间呈正相关关系，可由换算系数f进行换算，确定大小孔隙分布范围。
6.根据权利要求5所述的致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，其特征在于，
步骤S21中，将岩心进行切割造缝具体为：将岩心按照总体积的1/3进行切割造缝。
7.根据权利要求6所述的致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，其特征在于：
步骤S22中，注入水选用浓度为0.15wt％的表面活性剂APG0810溶液。
8.根据权利要求7所述的致密油藏裂缝动态渗吸排驱规律评价方法，其特征在于：
步骤S23中，将处理后的实验岩心放入常规岩心夹持器中，需加围压2MPa后用分子真空泵抽真空48h，然后在高压40MPa下用实验原油饱和岩心4天。
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