第1章绪论
　　近年来，随着石油工业的发展，超低渗透油藏开发已变得越来越重要，其储量资源和产量逐年递增，其有效开发对我国经济的可持续发展具有重要意义。
　　1.1研究背景
　　1.1.1超低渗透油藏资源潜力大
　　中国石油的超低渗透油藏资源潜力大。2006年以来，中国石油年均探明低渗透油藏资源储量4.3亿 t，占公司总探明资源储量的62.9%。这些探明的低渗透油藏资源储量中，超低渗透油藏资源储量是主要部分，占低渗透油藏资源总探明储量的47.7%，如图1.1所示。长庆超低渗透油藏资源储量占中国石油总超低渗透油藏资源储量的86%，如图1.2所示。
　　图1.1新增低渗透探明储量构成
　　图1.2中国石油和长庆超低渗透原油地质储量
　　1.1.2超低渗透油藏产量增长迅速
　　低渗透油藏的产量增长迅速(图1.3)，2006～2014年，低渗透油藏产量年均增长5.9%，达到4687万 t，其中，2014年长庆超低渗透油藏原油产量(图1.4)占中国石油低渗透油藏产量的1/6。由此可见，超低渗透油藏已成为油田开发的重要组成部分。
　　图1.3中石油石油产量的主要油藏类型构成
　　图1.4长庆油田油气当量完成及规划
　　1.1.3超低渗透油藏单井产量递减快、采出程度低
　　“水平井+体积压裂改造”初步实现了超低渗透油藏初期规模有效动用，但随着开发的进行，由于超低渗透油藏储层微纳米级喉道所占比例较高，在注采井间难以建立有效驱动压差，常规注水补充能量遇到瓶颈，导致产量递减较快，采出程度低。统计长庆超低渗透油藏在2010～2014年产量自然递减为13.7%，综合递减为11.5%，如图1.5所示。动态采收率仅为10.8%，比标定采收率低7.2%，如图1.6所示。
　　图1.5超低渗透油藏历年递减状况
　　图1.6超低渗透油藏动态采收率与标定采收率对比
　　要提高超低渗透油藏储量的动用效果有赖于对超低渗透油藏渗流机理的认识。而超低渗透油藏储层和开发特点，对物理模拟和开发机理研究提出了更高的挑战。因此，研究超低渗透油藏物理模拟方法与开采机理对于高效开发超低渗透油藏具有重要意义。
　　1.2超低渗透油藏物理模拟方法及开采机理研究面临的挑战
　　超低渗透油藏物理模拟方法与开采机理研究面临三大问题。
　　(1)如何精确测试和表征超低渗透油藏关键物性参数及其在开发过程中的变化规律？
　　超低渗透油藏纳米级孔喉占据主体，如何精确测量纳米级孔喉分布是非常关键的问题。超低渗透油藏由于储层沉积特征和纳米级孔喉发育，其储层润湿性和流体黏度与中高渗透储层有较大的差异，而且在测量时，由于超低渗透储层孔喉中流体所占比例较小，给测量带来很多问题，需要探索新的实验方法。
　　(2)如何揭示超低渗透油藏体积压裂条件下的渗流机理？储层润湿性影响超低渗透油藏渗吸效果，因此，如何通过物理模拟实验研究超低渗透油藏润湿状况及其如何表征，并在此基础上，研究渗吸机理的主控因素、渗吸影响区域及对产能的影响十分关键。
　　(3)如何模拟超低渗透油藏补充能量的方式，以及其开采机理是什么？
　　利用常规注水补充能量出现瓶颈，面对超低渗透油藏采用多种井型(直井、水平井、分段压裂水平井)和体积改造压裂措施，需要模拟超低渗透油藏在不同注入介质(水、 CO2等)、不同开发方式(驱替、吞吐)时的渗流过程和开发效果，探索新的能量补充方法，来改善超低渗透油藏开发效果。
　　1.3超低渗透油藏物理模拟方法及开采机理研究取得的主要成果
　　在“十三五”期间，笔者团队重点围绕制约超低渗透油藏有效开发的瓶颈问题开展联合攻关，在重点设备研发、关键物性参数测试、不同尺度岩心渗吸及注入不同介质驱替和吞吐的物理模拟方法等方面取得一些新进展，具体包含以下几点。
　　(1)研发了以“高温高压核磁共振在线测试系统”为代表的5套物理模拟关键设备，升级改造了高压大模型物理模拟实验系统，发展了超低渗透油藏物理模拟设备体系。
　　高温高压核磁共振在线测试系统是依托苏州纽迈分析仪器股份有限公司设计制造的，是将低磁场核磁共振(NMR)测试技术与岩心高温高压驱替物理模拟实验技术相结合，其创新主要有三个方面：一是设计核磁共振专用高温高压探头和改进循环加热单元与加压管路，实现了围压达到40MPa，温度达到80℃，可以模拟地层高温高压条件；二是将核磁共振昀短回波时间缩短至0.1ms，实现了纳米级孔喉中流体的信号精确测量；三是创建岩心分层 T2谱及磁共振成像( MRI)技术，实现了关键物性参数在实验过程中变化规律的精确表征和评价。
　　另外四套设备分别为超低渗透岩心精细注水、溶解气驱、离心及高温高压渗吸等物理模拟实验系统，它们在实验参数指标上处于同类设备的前列，为超低渗透油藏有效开发提供了设备支持。
　　随着超低渗透油藏的开发，水平井、体积压裂及不同注入介质补充能量等技术在现场应用，原有“十二五”初期研制的高压大模型物理模拟实验系统不能满足研究需要，因而在“十三五”期间对其进行了升级改造。升级后的物理模拟实验系统实现了超低渗透储层多井型(分段压裂水平井、直井)、多介质(水、 CO2、活性水等)、多种开采方式(驱替、吞吐)的物理模拟，测试效率也大大提高，对研究超低渗透油藏不同注入介质开采机理起到了重要的作用。
　　(2)创建了超低渗透油藏以“混合润湿性”为代表的5项关键物性参数测试方法，揭示了超低渗透储层微观孔隙结构特征及微尺度渗流机理。
　　润湿性是储层中极为关键的一个物性参数，对于油田开发效果有很大的影响。研究团队提出了在超低渗透/致密油藏储层存在混合润湿性的理念，即在岩心内部孔喉中既有亲油部分也有亲水部分，表现为混合润湿状态。据此创建了超低渗透岩心混合润湿性核磁共振测试方法，精确地测试了超低渗透油藏储层的润湿性，解决了传统阿玛特( Amott)法在超低渗透/致密油藏中测量误差大的问题。并基于高温高压核磁共振在线实验系统，建立了在线核磁岩心动态润湿性的测试及表征方法，实现了对开发过程中润湿性变化规律的动态评价。
　　原油的原位黏度是指原油在地层岩石内部的黏度。在常规油气资源中，地层原油的黏度主要取决于其化学组成、温度、溶解气油比和压力等条件。而超低渗透/致密油藏中的原油主要是低黏度的轻质油，但其黏度在微-纳米级孔隙中会有大幅度上升，原位黏度远大于采出后所测黏度。建立了超低渗透岩心原位黏度物理模型及数学模型，创建了超低渗透岩心原位黏度核磁共振测试方法，分析了开发过程中岩心内部原位黏度的变化规律及原位黏度对开采效果的影响。
　　在微观孔喉结构测试方面，目前常用的方法有恒速压汞、高压压汞、低温氮吸附及核磁共振与离心相结合的物理模拟等实验方法，但各种方法都有一定的测试范围和优缺点。单一测试方法很难准确测得超低渗透岩心中包含微米(≥1μm)、亚微米(0.1～1μm)和纳米级(≤0.1μm)全尺度的孔喉分布，而超低渗透油藏岩心以亚微米和纳米级孔喉为主，如何准确测定亚微米和纳米级孔喉结构特征及其分布显得尤为重要，这需要将其中一些方法进行融合，发挥各自的优点，避免各自的缺点。基于此，综合利用高压压汞、低温氮吸附及核磁共振与离心相结合的物理模拟实验方法，创建了超低渗透油藏岩心全尺度孔喉测试方法，对比了不同油区、不同岩性超低渗透岩心孔喉分布特征，为超低渗透油藏有效开发提供技术支持。
　　另外在原油赋存空间和边界层厚度精确表征与测量方面也取得了一些新进展，实现了超低渗透岩心原油赋存空间和边界层厚度的定量表征与精确测量。
　　对中国石油长庆、大庆和吉林等典型超低渗透区块的研究表明：超低渗透油藏储层微观孔隙结构特征是其主流喉道半径小于1μm，随渗透率的减小，纳米级喉道增多；可动流体百分数小于50%，流体主要被纳米级孔喉所控制；大部分超低渗透油藏的启动压力梯度大于0.1MPa/m，流体难以被动用；通过对比同步辐射和扫描电镜图像，超低渗透岩心渗透率越低，微观非均质性越强；储层条件下的孔隙度和渗透率与地面孔隙度和渗透率有较大的差异。
　　(3)形成了超低渗透油藏多尺度三维数字岩心建模技术，开展了数字岩心微观渗流模拟，深化了超低渗透储层微纳米尺度渗吸采油机理，实现了超低渗透岩心3D打印。
　　量化了超低渗透储层数字岩心的临界表征单元体( REV)尺寸与分辨率关系。图像的准确识别是建立数字岩心的基础，图像分辨率是影响岩心图像孔隙大小和连通性识别的关键因素。建立了超低渗透数字岩心临界 REV尺寸与分辨率对应关系，定量得到 REV临界值对应真实样品尺寸为边长0.224mm的立方体，定量确定临界分辨率约为1.57像素/μm，为后续精确识别高精度图像，建立超低渗透岩心三维数字岩心奠定基础。
　　基于超低渗透岩石多尺度高精度成像与分析技术，形成了多尺度三维数字岩心建模技术。目前数字岩心建模中计算机断层扫描( CT)样品和图像选择主观随意性强，首次提出并建立了一套合理选取数字岩心建模和图像组合的方法。基于学界提出的考虑岩石孔隙度的扫描图像阈值分割方法，结合分形理论，提出了新的阈值分割方法，大幅提高了骨架和孔隙判别的准确率。利用模板匹配方法，基于多级匹配原理和叠加校正原理，耦合微米 CT和聚焦离子束-扫描电子显微镜(FIB-SEM)高精度图像信息，建立准确的超低渗透储层三维数字岩心。
　　基于超低渗透储层数字岩心模型，开展了微观渗流模拟，深化了超低渗透储层微纳米尺度渗吸采油的机理。基于玻尔兹曼( Boltzmann)方法颜色梯度模型，首次开展了超低渗透储层自发渗吸模拟。模拟结果表明，润湿性强度明显影响两相界面的形态和空间分布。强润湿条件下，润湿相优先侵入孔隙角隅，以膜状流、角流形式流动，两相界面杂乱、分散。渗吸初始阶段，渗吸速率较大并快速下降，而后逐渐趋于平稳，润湿相自发渗吸的采出程度约为20%。
　　实现了超低渗透岩心3D打印。基于3D打印模型，开展了微观渗流数值模拟和物理模拟实验研究。3D打印模型可以准确定位孔喉分布，严格控制孔喉尺寸，提升模型制备精度和效率，能部分反映岩石的力学与强度特性。基于3D打印模型，通过对油水界面形态分析及优势水驱通道演化过程的刻画，研究了多孔介质驱替过程的微观动力学机制。3D打印技术的发展和应用实现了从数字模型到实体模型的精确制备，能够再现孔隙尺度两相流动过程，可以作为传统渗流实验的有效替代，为定量表征超低渗透储层或其他复杂储层岩石内部的结构及流体流动的研究提供一条新的研究途径。
　　(4)形成了超低渗透油藏不同尺寸岩心渗吸采油物理模拟实验方法，揭示了超低渗透油藏渗吸开采机理。
　　渗吸是多孔介质自发地吸入某种润湿相的过程，在裂缝性油藏中研究较多。超低渗透油藏中岩心孔喉分布的非均质、储层天然裂缝发育和体积压裂形成人工缝网等综合作用，导致其渗吸作用不可忽略。据此，在“十三五”期间，形成了超低渗透油藏小岩心自发渗吸和动态渗吸物理模拟实验方法与大模型逆向渗吸和注水吞吐物理模拟实验方法，研究表明：逆向渗吸过程中，渗透率越低，油滴析出越晚，渗吸平衡时间长，采出程度低；裂缝可有效扩大致密基质与水接触的渗吸面积和渗吸前缘的范围，减小油排出的阻力，提高渗吸速度和采出程度；岩石越亲水，岩样的渗吸速度和采出程度越高。顺向渗吸过程中，渗透率越低，渗吸作用越明显；驱替采出程度与渗透率呈正相关，而渗吸采出程度与渗透率呈负相关。注水吞吐的渗吸距离要大于单纯的逆向渗吸距离，渗透率和注入倍数越大，渗吸距离越大。超低渗透储层大规模体积压裂与改变储层润湿性、注水吞吐相结合有利于提高超低渗透储层的渗吸效果。
　　(5)创建了超低渗透油藏不同注入介质驱替和吞吐物理模拟方法，探索了超低渗透油藏提高动用程度的开发方式。