劉 麗，閔令元，孫志剛，裴 磊，顧輝亮

（中國(guó)石化勝利油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，山東東營(yíng) 257015）

頁(yè)巖油是指主要以游離態(tài)和吸附態(tài)賦存于富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖及其碳酸鹽巖、砂巖薄夾層中的液態(tài)烴，其儲(chǔ)層以暗色頁(yè)巖為主，夾薄層狀粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、砂巖、碳酸鹽巖等巖石組合，夾層單層厚度不超過(guò)1 m，暗色頁(yè)巖厚度占地層厚度比例在70%以上。截至2018年底，濟(jì)陽(yáng)坳陷共有40 口井的頁(yè)巖發(fā)育段達(dá)到工業(yè)油氣流標(biāo)準(zhǔn)，累積產(chǎn)油量超過(guò)11×104t，顯示出良好的勘探開(kāi)發(fā)前景。自2008 年，針對(duì)濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層設(shè)計(jì)完鉆了4口密閉取心井，并基于巖心資料開(kāi)展了大量研究［1-15］。目前已在頁(yè)巖油儲(chǔ)層的巖相特征、儲(chǔ)集空間表征以及頁(yè)巖油的賦存狀態(tài)等方面取得了不菲的研究成果，根據(jù)層理結(jié)構(gòu)將濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖石分為塊狀、紋層狀和層狀3種類(lèi)型，認(rèn)識(shí)到頁(yè)巖油儲(chǔ)層具有納米級(jí)孔喉、紋層/層理縫發(fā)育等特征［6-19］，但目前針對(duì)頁(yè)巖油儲(chǔ)層滲流特征的研究有限，尚處于起步階段［20-25］。儲(chǔ)層的滲流特征受孔隙結(jié)構(gòu)、流體性質(zhì)及動(dòng)力條件控制，其中孔隙結(jié)構(gòu)是決定滲流特征的重要因素。筆者借助高壓壓汞測(cè)試技術(shù)，開(kāi)展不同層理類(lèi)型頁(yè)巖油儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征研究，深入剖析微米級(jí)、亞微米級(jí)以及納米級(jí)等不同尺度孔喉對(duì)頁(yè)巖油儲(chǔ)層滲流能力的貢獻(xiàn)程度；并基于穩(wěn)定流法，開(kāi)展不同滲透率、不同黏度頁(yè)巖油滲流實(shí)驗(yàn)，初步認(rèn)識(shí)頁(yè)巖油儲(chǔ)層的非線性滲流規(guī)律，明晰頁(yè)巖油滲流機(jī)理，為濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油藏有效開(kāi)發(fā)方式的建立提供理論指導(dǎo)。

1 孔隙結(jié)構(gòu)特征

壓汞法是表征多孔介質(zhì)微觀孔隙結(jié)構(gòu)的有效手段，WASHBURN 最早提出通過(guò)測(cè)量進(jìn)汞量和進(jìn)汞壓力確定多孔介質(zhì)孔隙分布。1949 年P(guān)URCELL將壓汞法引入石油工業(yè)，自此壓汞法測(cè)定儲(chǔ)層巖石毛管壓力即成為石油勘探開(kāi)發(fā)的常規(guī)分析項(xiàng)目之一。由于常溫下汞的物理性質(zhì)比較穩(wěn)定，因此利用壓汞毛管壓力數(shù)據(jù)、基于Young-Laplace 方程可以間接獲得巖石的孔喉大小及分布、孔隙連通性等表征孔隙結(jié)構(gòu)的特征參數(shù)，壓汞法在孔隙結(jié)構(gòu)分析方面具有其他方法所無(wú)法比擬的獨(dú)特優(yōu)勢(shì)［26］。AUTO?PORE9550高壓壓汞儀的進(jìn)汞壓力高達(dá)227 MPa，可測(cè)定的最小孔喉半徑低至0.003 6 μm，在致密油氣儲(chǔ)層、頁(yè)巖油氣儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分析中發(fā)揮了重要作用。筆者基于濟(jì)陽(yáng)坳陷28 塊頁(yè)巖油藏巖心的高壓壓汞測(cè)試數(shù)據(jù)，根據(jù)層理類(lèi)型進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析和歸類(lèi)研究，開(kāi)展頁(yè)巖油儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分布特征研究。

1.1 毛管壓力曲線特征

毛管壓力曲線的形態(tài)和位置可以間接反映巖石的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征。濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層具有代表性的巖心毛管壓力曲線如圖1所示。根據(jù)曲線的形態(tài)將頁(yè)巖油儲(chǔ)層毛管壓力曲線歸納為A，B，C 共3 類(lèi)，其分別反映塊狀巖石、紋層狀巖石、層狀巖石3種不同層理類(lèi)型的頁(yè)巖油儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)。塊狀巖石由于紋層、層理或微裂縫均不發(fā)育，泥巖基質(zhì)孔隙是其主要的流體賦存空間和滲流通道，進(jìn)汞毛管壓力曲線表現(xiàn)為A 類(lèi)的高位平臺(tái)式，即由于泥巖基質(zhì)巖性致密、孔喉細(xì)小、排驅(qū)壓力高（平均為4.0 MPa），低壓下汞無(wú)法進(jìn)入巖石孔隙，只有進(jìn)汞壓力高于排驅(qū)壓力后汞才開(kāi)始大量進(jìn)入泥巖基質(zhì)孔隙。紋層狀巖石中除泥巖基質(zhì)孔隙外，灰質(zhì)或砂質(zhì)紋層的基質(zhì)孔隙也是重要的流體賦存空間和滲流通道，相對(duì)于泥巖基質(zhì)孔喉，灰質(zhì)或砂質(zhì)紋層孔喉尺寸稍大，排驅(qū)壓力低（平均為0.44 MPa），低壓下汞首先進(jìn)入灰質(zhì)或砂質(zhì)紋層孔隙中，然后隨著進(jìn)汞壓力的升高，逐步進(jìn)入泥巖基質(zhì)孔隙中，其毛管壓力曲線表現(xiàn)為B類(lèi)的緩慢爬坡式。層狀巖石中發(fā)育的層理縫則為流體賦存和滲流提供了除泥巖基質(zhì)孔隙外的附加孔隙空間，即低壓下汞首先進(jìn)入滲流阻力極小的層理縫中，然后進(jìn)一步提高進(jìn)汞壓力，逐步進(jìn)入滲流阻力較大的泥巖基質(zhì)孔隙中，其毛管壓力曲線表現(xiàn)為C類(lèi)的低位平臺(tái)式。

圖1 濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層典型毛管壓力曲線Fig.1 Typical capillary pressure curves of shale oil reservoir of Jiyang Depression

1.2 不同尺度孔喉構(gòu)成

圖2 濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層孔喉半徑分布Fig.2 Pore throat radius distribution of shale oil reservoir of Jiyang Depression

最大孔喉半徑和平均孔喉半徑是表征巖石孔喉大小的重要參數(shù)。由濟(jì)陽(yáng)坳陷28 塊頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖心（塊狀巖石編號(hào)為1—7、紋層狀巖石編號(hào)為8—12、層狀巖石編號(hào)為13—28）的最大孔喉半徑和平均孔喉半徑分布（圖2）可以看出，塊狀巖石的最大孔喉半徑為0.085 7～0.511 μm，平均為0.282 μm；平均孔喉半徑為0.011～0.045 μm，平均為0.023 μm。紋層狀巖石的最大孔喉半徑為1.269～1.820 μm，平均為1.704 μm；平均孔喉半徑為0.044～0.129 μm，平均為0.092 μm。層狀巖石的最大孔喉半徑為1.299～7.374 μm，平均為2.729 μm；平均孔喉半徑為0.057～0.707 μm，平均為0.180 μm。由此可見(jiàn)，塊狀巖石中不存在微米級(jí)孔喉，且塊狀巖石和紋層狀巖石均以納米級(jí)孔喉為主，但紋層狀巖石的最大孔喉半徑和平均孔喉半徑分別是塊狀巖石的6 倍和4 倍；層狀巖石以亞微米級(jí)孔喉為主，其最大孔喉半徑和平均孔喉半徑分別是紋層狀巖石的1.6 倍和2 倍。巖石的滲流阻力與孔喉半徑成負(fù)相關(guān)，孔喉半徑越大，滲流阻力越小，滲流能力越好。因此，就滲流能力而言，層狀巖石最好，紋層狀巖石次之，塊狀巖石最差?？紫督Y(jié)構(gòu)均質(zhì)系數(shù)為平均孔喉半徑與最大孔喉半徑的比值，是表征孔喉大小、分布均勻程度的主要參數(shù)；孔隙結(jié)構(gòu)均質(zhì)系數(shù)越接近于1，孔喉大小越均勻；孔隙結(jié)構(gòu)均質(zhì)系數(shù)越小，表明孔喉大小、分布越不均勻，孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性越強(qiáng)。塊狀、紋層狀和層狀巖石的孔隙結(jié)構(gòu)均質(zhì)系數(shù)的平均值分別為0.082，0.054 和0.066，反映出頁(yè)巖油儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的強(qiáng)非均質(zhì)性特征。

1.3 不同尺度孔喉控制的孔隙體積占比

不同尺度孔喉控制的孔隙體積占比是表征孔隙連通性的重要參數(shù)，某一尺度孔喉控制的孔隙體積占比越大，表明與該尺度孔喉相連通的孔隙體積越大。由濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖心不同尺度孔喉控制的孔隙體積占比（圖3）可以看出，塊狀巖石中亞微米級(jí)孔喉控制的孔隙體積占比為3.0%～22.0%，平均為10.5%；納米級(jí)孔喉控制的孔隙體積占比為78.0%～97.0%，平均為89.4%，其中半徑小于5 nm 孔喉控制的孔隙體積占比平均高達(dá)26.8%。紋層狀巖石中微米級(jí)孔喉控制的孔隙體積占比為2.1%～9.6%，平均為6.0%；亞微米級(jí)孔喉控制的孔隙體積占比為13.8%～24.2%，平均為16.5%；納米級(jí)孔喉控制的孔隙體積占比為68.4%～84.0%，平均為77.5%，其中半徑小于5 nm 孔喉控制的孔隙體積占比平均為24.1%。層狀巖石中微米級(jí)孔喉控制的孔隙體積占比為2.8%～15.0%，平均為8.6%；亞微米級(jí)孔喉控制的孔隙體積占比為11.4%～30.5%，平均為17.3%；納米級(jí)孔喉控制的孔隙體積占比為57.1%～80.8%，平均為74.1%，其中半徑小于5 nm孔喉控制的孔隙體積占比平均為20.7%。對(duì)于頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖石而言，其孔隙體積主要由納米級(jí)孔喉控制，從塊狀巖石、紋層狀巖石到層狀巖石，納米級(jí)孔喉控制的孔隙體積占比逐漸下降，亞微米級(jí)孔喉和微米級(jí)孔喉控制的孔隙體積占比逐漸增加，表明巖石的滲流能力越來(lái)越好。

1.4 不同尺度孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率

圖3 濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層不同尺度孔喉控制的孔隙體積占比Fig.3 Pore volume ratio controlled by pore throat on different scales in shale oil reservoir of Jiyang Depression

圖4 濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層不同尺度孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率Fig.4 Contribution rates of pore throat on different scales to permeability of shale oil reservoir of Jiyang Depression

不同尺度孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率是表征巖石滲流能力的重要參數(shù)，對(duì)滲透率起主要貢獻(xiàn)作用的孔喉尺度越大，巖石的滲流能力越好。由濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖心不同尺度孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率（圖4）可以看出，塊狀巖石中亞微米級(jí)孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率為47.0%～98.0%，平均為76.8%；納米級(jí)孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率為2.0%～53.0%，平均為23.2%。紋層狀巖石中微米級(jí)孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率為79.0%～93.0%，平均為87.9%；亞微米級(jí)孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率為6.9%～20.0%，平均為11.7%；納米級(jí)孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率為0.12%～1.0%，平均為0.33%。層狀巖石中微米級(jí)孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率為87.0%～98.3%，平均為93.3%；亞微米級(jí)孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率為2.6%～12.8%，平均為5.9%；納米級(jí)孔喉對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)率為0%～0.3%，平均為0.2%。塊狀巖石的滲透率主要由亞微米級(jí)孔喉貢獻(xiàn)，納米級(jí)孔喉次之，亞微米級(jí)和納米級(jí)孔喉的滲流阻力大于微米級(jí)孔喉；紋層狀、層狀巖石的滲透率主要由微米級(jí)孔喉貢獻(xiàn)，亞微米級(jí)孔喉次之，納米級(jí)孔喉的貢獻(xiàn)微乎其微，且層狀巖石中微米級(jí)孔喉的貢獻(xiàn)率略大于紋層狀巖石，因此層狀巖石的滲流能力最好，紋層狀巖石次之，塊狀巖石最差。

頁(yè)巖油儲(chǔ)層孔隙空間主要由納米級(jí)孔喉控制，但對(duì)滲流起主要貢獻(xiàn)作用的為微米級(jí)和亞微米級(jí)孔喉。納米級(jí)孔喉與微米級(jí)和亞微米級(jí)孔喉的滲流阻力存在著數(shù)量級(jí)上的差別。就納米級(jí)孔喉而言，泥巖基質(zhì)的滲流能力很差；但灰質(zhì)或砂質(zhì)紋層以及層理縫、微裂縫的存在，可為流體滲流提供微米級(jí)和亞微米級(jí)滲流通道，有效改善頁(yè)巖油儲(chǔ)層的滲流能力。

2 滲流特征

由于孔喉細(xì)小、比表面積大以及原油邊界層效應(yīng)的存在，低滲透砂巖儲(chǔ)層呈現(xiàn)非線性滲流特征且滲流存在啟動(dòng)壓力梯度已成為廣大油氣勘探開(kāi)發(fā)工作者的共識(shí)［27-31］。相對(duì)于致密砂巖儲(chǔ)層，頁(yè)巖油儲(chǔ)層的微-納米級(jí)孔喉更加細(xì)小，比表面積更大，原油邊界層效應(yīng)可能更顯著，因此有必要開(kāi)展頁(yè)巖油儲(chǔ)層滲流規(guī)律研究，認(rèn)識(shí)其非線性滲流特征和啟動(dòng)壓力梯度。筆者借助Quizix Q5000 高精度恒流柱塞泵，基于穩(wěn)定流法，開(kāi)展頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖石單相滲流規(guī)律實(shí)驗(yàn)。穩(wěn)定流法的基本原理在于利用儲(chǔ)層巖石和與地層原油黏度相當(dāng)?shù)哪M油模擬儲(chǔ)層滲流條件，獲取不同滲流速度下巖石驅(qū)替壓力梯度，以滲流速度為橫軸、驅(qū)替壓力梯度為縱軸，在直角坐標(biāo)系中繪制二者關(guān)系曲線，曲線在縱軸上的截距，即巖石滲流所需最小驅(qū)替壓力梯度為啟動(dòng)壓力梯度。

2.1 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

2.1.1 實(shí)驗(yàn)巖心和流體

從濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油取心井的全直徑巖心上，沿水平方向鉆取直徑為2.5 cm、長(zhǎng)度為2.5 cm 的柱塞巖心。對(duì)其除油、除鹽、烘干后測(cè)定長(zhǎng)度、直徑、覆壓孔隙度、覆壓滲透率等基礎(chǔ)參數(shù)，選擇滲透率級(jí)別不同的10塊巖心作為實(shí)驗(yàn)巖心。

根據(jù)濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油藏地層原油黏度，配制3種不同黏度模擬油作為實(shí)驗(yàn)用油。實(shí)驗(yàn)溫度下3種模擬油的黏度分別為1.306，3.624和10.13 mPa?s。

2.1.2 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)溫度為20 ℃，恒溫驅(qū)替以消除溫度變化對(duì)模擬油黏度的影響。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中保持凈圍壓為15 MPa，以消除凈圍壓變化對(duì)巖心孔隙結(jié)構(gòu)和滲透率的影響。設(shè)定驅(qū)替速度為0.000 1～0.5 cm3/min，每塊巖心至少設(shè)定5 種不同的驅(qū)替速度，以獲得不同滲流速度下滲流所需的驅(qū)替壓力梯度。

2.1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

頁(yè)巖油單相滲流實(shí)驗(yàn)步驟包括：①稱(chēng)干燥巖心質(zhì)量，將干燥巖心置于-0.1 MPa 的真空度下，對(duì)巖心抽真空，并用黏度為1.306 mPa·s的模擬油飽和巖心。②稱(chēng)完全飽和模擬油的濕巖心質(zhì)量，根據(jù)干、濕巖心的質(zhì)量差計(jì)算孔隙體積。③設(shè)定驅(qū)替泵的速度為最低驅(qū)替速度，向巖心中注入黏度為1.306 mPa?s 的模擬油，待驅(qū)替壓力穩(wěn)定在某一數(shù)值即滲流達(dá)穩(wěn)定狀態(tài)后，記錄該驅(qū)替速度下對(duì)應(yīng)的驅(qū)替壓力；逐步增加驅(qū)替泵的速度至最高驅(qū)替速度，分別記錄每個(gè)驅(qū)替速度下滲流達(dá)穩(wěn)定狀態(tài)時(shí)的驅(qū)替壓力。④用黏度為3.624 mPa?s的模擬油驅(qū)替巖心，至少注入3 PV，待驅(qū)替壓力穩(wěn)定不變后，將之前巖心中飽和的黏度為1.306 mPa?s 的模擬油完全置換。⑤向巖心中注入黏度為3.624 mPa?s的模擬油，并重復(fù)步驟③。⑥用黏度為10.13 mPa?s 的模擬油驅(qū)替巖心，至少注入3 PV，待驅(qū)替壓力穩(wěn)定不變后，將之前巖心中飽和的黏度為3.624 mPa?s 的模擬油完全置換。⑦向巖心中注入黏度為10.13 mPa?s 的模擬油，并重復(fù)步驟③。⑧在同一直角坐標(biāo)系中分別繪制每塊巖心在3種黏度條件下的滲流速度與驅(qū)替壓力梯度關(guān)系曲線。

2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.2.1 非線性滲流特征

圖5 濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層單相滲流曲線Fig.5 Single-phase percolation curves of shale oil reservoir of Jiyang Depression

由3 塊不同滲透率級(jí)別巖心分別在3 種不同模擬油黏度條件下的單相滲流曲線（圖5）可見(jiàn)，驅(qū)替壓力梯度與滲流速度關(guān)系曲線在直角坐標(biāo)系中為一上凸型曲線，即曲線的斜率隨著滲流速度的增大而減小，表明巖石的滲透率隨著滲流速度的增大而增大，頁(yè)巖油呈現(xiàn)非線性滲流特征。非線性滲流特征是頁(yè)巖油儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性的重要表現(xiàn)，即低速下只有尺度較大的孔喉或?qū)永砜p參與滲流，隨著滲流速度的增加，參與滲流的小尺度孔喉越來(lái)越多，巖石的滲透率不斷增加。流體黏度相同的條件下，巖心的滲透率越低，曲線凸度越大，表明頁(yè)巖油儲(chǔ)層滲透率越低，非線性滲流特征越顯著。對(duì)于同一塊巖心，流體的黏度越高，曲線的位置越靠上，曲線凸度越大，表明頁(yè)巖油儲(chǔ)層流體的黏度越高，非線性滲流特征越顯著。

2.2.2 啟動(dòng)壓力梯度

采用一元二次多項(xiàng)式擬合滲流速度和驅(qū)替壓力梯度，則多項(xiàng)式的常數(shù)項(xiàng)就等于滲流速度為0 時(shí)對(duì)應(yīng)的驅(qū)替壓力梯度，即滲流所需的啟動(dòng)壓力梯度。由圖5 可見(jiàn)，擬合公式中的常數(shù)項(xiàng)不為0，即曲線在縱軸上的截距不為0，驅(qū)替壓力梯度與滲流關(guān)系曲線不通過(guò)坐標(biāo)原點(diǎn)，表明頁(yè)巖油滲流存在啟動(dòng)壓力梯度。啟動(dòng)壓力梯度是頁(yè)巖油儲(chǔ)層微-納米孔喉尺度的重要表現(xiàn)，亞微米-納米孔喉帶來(lái)的高比表面積效應(yīng)使得頁(yè)巖油易被吸附于孔隙表面形成邊界層，邊界層的高滲流阻力是產(chǎn)生啟動(dòng)壓力梯度的主要原因。在流體黏度相同的條件下，巖心的滲透率越低，多項(xiàng)式的常數(shù)項(xiàng)越大，即曲線在縱軸上的截距越大，表明滲流啟動(dòng)壓力梯度越大。對(duì)于同一塊巖心，流體的黏度越高，多項(xiàng)式的常數(shù)項(xiàng)越大，即曲線在縱軸上的截距越大，表明啟動(dòng)壓力梯度越大。

濟(jì)陽(yáng)坳陷10 塊不同滲透率級(jí)別巖心分別在3種模擬油黏度下的啟動(dòng)壓力梯度統(tǒng)計(jì)結(jié)果（表1）表明，啟動(dòng)壓力梯度既是滲透率的函數(shù)，也受流體黏度影響。巖石滲透率和地層流體黏度是油藏的固有屬性，可以用流度來(lái)表征，即流度為巖石的滲透率與地層流體黏度之比，其綜合反映了巖石物性與地層流體黏度對(duì)儲(chǔ)層滲流能力的影響，且流度越大，儲(chǔ)層的滲流能力越好。

頁(yè)巖油儲(chǔ)層的啟動(dòng)壓力梯度與流度的關(guān)系可用冪函數(shù)來(lái)表征：

在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)系中，頁(yè)巖油儲(chǔ)層的啟動(dòng)壓力梯度與流度的關(guān)系曲線表現(xiàn)為直線（圖6），且啟動(dòng)壓力梯度與流度成負(fù)相關(guān)，儲(chǔ)層流度越小，啟動(dòng)壓力梯度越大。

2.2.3 極限泄油半徑

地層原油在儲(chǔ)層中可流動(dòng)的最大距離，稱(chēng)為極限泄油半徑。已知生產(chǎn)壓差和啟動(dòng)壓力梯度，可計(jì)算極限泄油半徑［32］，其計(jì)算式為：

表1 濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層啟動(dòng)壓力梯度統(tǒng)計(jì)結(jié)果Table1 Statistical results of starting pressure gradient for shale oil reservoir core of Jiyang Depression MPa/m

6 濟(jì)陽(yáng)坳陷頁(yè)巖油儲(chǔ)層啟動(dòng)壓力梯度與流度關(guān)系Fig.6 Relationship between starting pressure gradient and fluidity of shale oil reservoir of Jiyang Depression

將（1）式代入（2）式可獲得頁(yè)巖油儲(chǔ)層極限泄油半徑與流度和生產(chǎn)壓差的關(guān)系式為：

已知頁(yè)巖油儲(chǔ)層的滲透率和地層原油黏度，根據(jù)（3）式可預(yù)測(cè)一定生產(chǎn)壓差下的極限泄油半徑，進(jìn)而指導(dǎo)井距或裂縫間距的確定。例如，頁(yè)巖油儲(chǔ)層的滲透率為0.5 mD，地層原油黏度為0.5 mPa·s，生產(chǎn)壓差為20 MPa，極限泄油半徑為60.35 m，即頁(yè)巖油最遠(yuǎn)可流動(dòng)距離為60.35 m。

3 結(jié)論

頁(yè)巖油儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)具有強(qiáng)非均質(zhì)性特征，以亞微米級(jí)和納米級(jí)孔喉為主，其孔隙體積主要由納米級(jí)孔喉控制，但對(duì)滲流起主要貢獻(xiàn)作用的是微米級(jí)孔喉（層理縫）和亞微米級(jí)孔喉?？紫督Y(jié)構(gòu)和滲流能力受層理類(lèi)型影響，就滲流能力而言，層狀巖石最好，紋層狀巖石居中，塊狀巖石最差。頁(yè)巖油儲(chǔ)層呈非線性滲流特征，且滲流存在啟動(dòng)壓力梯度，亞微米-納米級(jí)孔喉是產(chǎn)生非線性滲流和啟動(dòng)壓力梯度的主要原因；啟動(dòng)壓力梯度與流度之間滿(mǎn)足冪函數(shù)關(guān)系，且啟動(dòng)壓力梯度隨著流度的減小而增大。根據(jù)頁(yè)巖油儲(chǔ)層的滲透率、地層原油黏度可預(yù)測(cè)一定生產(chǎn)壓差下頁(yè)巖油可流動(dòng)的最遠(yuǎn)距離，為井距設(shè)計(jì)或壓裂裂縫間距優(yōu)化提供參數(shù)依據(jù)。

符號(hào)解釋

K——滲透率，mD；

L——巖心長(zhǎng)度，cm；

pe——地層壓力，MPa；

pw——井底流壓，MPa；

Δp——驅(qū)替壓差，MPa；

R極限——極限泄油半徑，m；

v——滲流速度，cm3/min；

γ——啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；

μ——地層原油黏度，mPa·s；

——流度，mD/（mPa·s）。