鄂爾多斯盆地致密油儲(chǔ)層覆壓孔滲特征實(shí)驗(yàn)研究

陳信良， 楊正明， 趙新禮， 張亞蒲， 李海波， 牛中坤， 李雯

(1.中國科學(xué)院大學(xué)工程科學(xué)學(xué)院， 北京 100049； 2.中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所， 廊坊 065007；3.中國石油勘探開發(fā)研究院提高石油采收率國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 北京 100083)

近年來，致密油已然成為中國非常規(guī)油氣勘探與開發(fā)的熱點(diǎn)[1-3]。截止到2019年底，致密油地質(zhì)資源量為125×108t，可采資源量為13×108t，是支撐中國原油上產(chǎn)的重要資源[4-5]。但致密油儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)性較強(qiáng)，孔滲較低[6-7]，進(jìn)而導(dǎo)致對(duì)地層采用補(bǔ)充能量的開發(fā)方式較為困難[8]，因此致密油開發(fā)時(shí)，整體呈現(xiàn)衰竭式開發(fā)的狀況[9-10]。隨著致密油衰竭式開發(fā)的進(jìn)行，地層壓力不斷下降，其儲(chǔ)層孔隙度和滲透率也不斷變化[11-12]，其孔滲變化程度直接影響了致密油后續(xù)的開發(fā)。因此，研究致密油覆壓條件下的孔滲特征變得尤為重要。

早在1999年，吳凡等[13]便對(duì)上覆壓力與巖石孔滲之間的關(guān)系進(jìn)行了研究，并建立了上覆壓力與巖石孔滲之間的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系式。隨后，又有諸多學(xué)者對(duì)覆壓條件下的孔滲變化特征進(jìn)行了研究。Moosavi等[14]利用儲(chǔ)層巖石在不同有效應(yīng)力下的孔隙體積壓縮特性來推導(dǎo)孔隙度和滲透率與有效應(yīng)力的關(guān)系。Nourani等[15]提出了一種利用環(huán)境條件下測(cè)得的孔隙度和絕對(duì)滲透率數(shù)據(jù)來預(yù)測(cè)圍壓下覆巖滲透率的分析實(shí)驗(yàn)方法。張騫等[16]對(duì)頁巖覆壓孔滲關(guān)系進(jìn)行了研究，建立了頁巖孔隙度與凈覆壓之間的相關(guān)關(guān)系和模型。Su等[17]提出了考慮滲透率/孔隙度隨應(yīng)力變化的記憶效應(yīng)的分?jǐn)?shù)階松弛方程，從而采用米塔格-萊弗勒(Mittag-Leffler，ML)定律準(zhǔn)確描述了有效應(yīng)力-孔隙度/滲透率關(guān)系。但前人針對(duì)覆壓孔滲的影響機(jī)理研究較少[18]，研究對(duì)象主要集中在中高滲、低滲和裂縫性油藏[19-21]，研究普遍認(rèn)為上覆壓力對(duì)巖石滲透率的影響較大，而對(duì)巖石孔隙度的影響較小[22-23]，同時(shí)針對(duì)致密油儲(chǔ)層的覆壓孔滲研究尚少[24]。

現(xiàn)利用YC-4型覆壓孔滲測(cè)定儀，對(duì)鄂爾多斯盆地133塊致密油巖心進(jìn)行了覆壓孔滲實(shí)驗(yàn)，得到了不同覆壓條件下巖心的孔滲數(shù)據(jù)。通過對(duì)孔滲數(shù)據(jù)的分析，提出了基于相對(duì)孔隙度及滲透率比值，研究不同覆壓下巖石的孔滲變化規(guī)律的方法。同時(shí)結(jié)合了目前較為先進(jìn)的同步輻射成像技術(shù)，對(duì)3塊不同滲透率的代表性巖心進(jìn)行了高精度成像分析。并從微觀孔隙結(jié)構(gòu)的角度對(duì)致密砂巖覆壓孔滲變化影響機(jī)理進(jìn)行了討論，以期為致密油藏的現(xiàn)場(chǎng)開發(fā)提供一定的理論指導(dǎo)。

1 覆壓孔滲實(shí)驗(yàn)及實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

1.1 巖心制備

為了得到致密砂巖油藏覆壓與孔隙度、滲透率之間的普遍規(guī)律，在鄂爾多斯盆地目標(biāo)區(qū)塊16口井的致密砂巖油層，選取并制備了133塊直徑為2.5 cm左右的柱狀巖心樣品作為本次實(shí)驗(yàn)的實(shí)驗(yàn)材料。

為了說明上覆壓力對(duì)致密砂巖儲(chǔ)層孔滲的影響，選擇了5塊有代表性的典型巖心，對(duì)其實(shí)驗(yàn)過程中的孔滲數(shù)據(jù)變化進(jìn)行分析。5塊典型巖心的巖石數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 5塊典型巖心巖石數(shù)據(jù)

1.2 實(shí)驗(yàn)條件及實(shí)驗(yàn)步驟

本實(shí)驗(yàn)在20 ℃的條件下進(jìn)行，選用氦氣作為實(shí)驗(yàn)氣體，根據(jù)中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6385—2016《覆壓下巖石孔隙度和滲透率測(cè)定方法》對(duì)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行設(shè)計(jì)，采用YC-4型覆壓孔滲測(cè)定儀(圖1)開展實(shí)驗(yàn)。

圖1 YC-4覆壓孔滲測(cè)定儀Fig.1 YC-4 overburden porosity and permeability tester

實(shí)驗(yàn)流程如圖2所示，實(shí)驗(yàn)的具體步驟如下。

(1) 將制備好的巖心進(jìn)行洗油與烘干處理。

(2) 測(cè)定初始條件下每塊巖心的孔隙度與滲透率。

(3) 打開YC-4型覆壓孔滲測(cè)定儀對(duì)儀器進(jìn)行預(yù)熱并校準(zhǔn)。

圖2 覆壓孔滲實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.2 Flow chart of overburden porosity and permeability experiment

(4)將巖心放入儀器中進(jìn)行測(cè)試，測(cè)試過程保持驅(qū)替壓力不變，通過控制圍壓的大小對(duì)覆壓進(jìn)行調(diào)整。按照0、2.5、3.5、5.0、7.0、9.0、11.0、15.0、20.0、25.0、30.0 MPa的順序逐步提高覆壓，在每個(gè)覆壓點(diǎn)保持壓力恒定后，測(cè)量各覆壓下巖心的孔隙度與滲透率并記錄。

(5)按照上述壓力相反的順序降低覆壓測(cè)試覆壓卸載時(shí)不同有效覆壓下巖心的滲透率并記錄。

(6)對(duì)記錄的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行處理及分析。

1.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

1.3.1 覆壓孔滲變化規(guī)律

基于實(shí)驗(yàn)所得到的5塊最有代表性的典型巖心在0～30 MPa內(nèi)不同覆壓狀態(tài)下的巖心孔隙度與滲透率數(shù)據(jù)，繪制孔隙度、滲透率與凈有效覆壓之間的關(guān)系曲線，如圖3所示。

圖3 5塊典型巖心孔滲與凈有效覆壓之間的關(guān)系曲線Fig.3 Relationship between porosity and permeability of 5 typical cores and net effective overburden pressure

通過圖3(a)可以看出，巖心的孔隙度和上覆壓力之間存在一定的相關(guān)關(guān)系，各巖心的孔隙度均隨著覆壓的增加而逐漸降低，但整體來看巖心的孔隙度大小變化較小。在凈有效覆壓加載的過程中，YY-13巖心孔隙度降低幅度最小，僅降低0.25%；YY-22巖心孔隙度降低幅度最大，但也僅降低0.48%。

通過圖3(b)可以看出，巖心的滲透率和上覆壓力之間存在一定的相關(guān)關(guān)系，覆壓的變化對(duì)巖心滲透率大小影響較大，巖心存在較強(qiáng)的應(yīng)力敏感性。在覆壓加載過程中，各巖心的滲透率均隨著覆壓的增加而逐漸降低，并且在覆壓增加的初期(覆壓小于10 MPa時(shí))滲透率下降較快，后期(覆壓大于10 MPa時(shí))下降較慢且逐漸趨于穩(wěn)定，滲透率變化最大的YY-22巖心和變化最小的YY-42巖心滲透率分別降低了0.162 3 mD和0.020 6 mD；在覆壓卸載的過程中，各巖心的滲透率隨著覆壓的降低而逐漸上升，巖石的滲透率始終低于加載時(shí)的滲透率，即使覆壓全部卸載，巖心的滲透率也無法再回到實(shí)驗(yàn)初始的滲透率水平，滲透率發(fā)生了一定量的不可逆損失。

1.3.2 覆壓孔滲相對(duì)變化規(guī)律

由于致密巖心孔隙度和滲透率相對(duì)于中高滲儲(chǔ)層來說較小，用絕對(duì)值難以表征其孔滲變化特征，因此提出利用孔滲相對(duì)值來表征其孔滲變化規(guī)律。為了對(duì)覆壓孔滲的變化規(guī)律進(jìn)行更為深入的分析，對(duì)上述5塊巖心的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行進(jìn)一步處理，繪制其相對(duì)孔隙度、相對(duì)滲透率比值與凈有效覆壓之間的關(guān)系曲線，如圖4所示。相對(duì)孔隙度和相對(duì)滲透率比值的計(jì)算公式為

(1)

(2)

圖4 5塊典型巖心相對(duì)孔滲比值與凈有效 覆壓之間的關(guān)系曲線Fig.4 Relationship between relative porosity, permeability ratio and net effective overburden pressure of 5 typical cores

通過圖4(a)可以看出，上覆壓力對(duì)相對(duì)孔隙度比值的影響也較大，每塊巖心在覆壓條件下的孔隙度與初始孔隙度相比都有較為明顯的損失，但損失程度各不相同。通過對(duì)5塊典型巖心的巖石數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比分析可以發(fā)現(xiàn)，巖心在覆壓下孔隙度的損失程度與其初始滲透率具有一定的相關(guān)性，滲透率越低的巖心，其孔隙度損失程度也相對(duì)越大。在凈有效覆壓加載的過程中，滲透率較高的YY-13巖心和滲透率較低的YY-42巖心的相對(duì)孔隙度分別降低了1.73%和10.54%。

通過圖4(b)可以看出，上覆壓力對(duì)相對(duì)滲透率比值的影響較大，每塊巖心在覆壓條件下的滲透率與初始滲透率相比均有較大程度的損失。通過對(duì)5塊典型巖心的巖石數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比分析可以發(fā)現(xiàn)，巖心在覆壓下滲透率的損失程度與其初始滲透率具有一定的相關(guān)性，巖心滲透率越低，其滲透率損失程度越大，在凈有效覆壓加載過程中，滲透率較高的YY-13巖心和滲透率較低的YY-42巖心的相對(duì)滲透率分別降低了64.32%和94.94%。同時(shí)，各巖心的滲透率不可逆損失與其初始滲透率同樣具有一定的相關(guān)性，滲透率越低的巖心，其滲透率不可逆損失也相對(duì)越大，卸壓過后，滲透率較高的YY-13巖心和滲透率較低的YY-42巖心的相對(duì)滲透率分別降低了42.32%和74.60%。

1.3.3 油層條件下孔滲特征關(guān)系研究

基于對(duì)覆壓孔滲數(shù)據(jù)的分析，發(fā)現(xiàn)巖心在覆壓下的孔隙度、滲透率損失程度均和巖心的初始滲透率具有一定的相關(guān)性，故利用實(shí)驗(yàn)所得到的133塊巖心在初始和油層壓力條件下的孔隙度與滲透率數(shù)據(jù)繪制出油層壓力條件下巖心相對(duì)孔隙度、滲透率比值與初始滲透率之間關(guān)系的散點(diǎn)圖，并進(jìn)行擬合，如圖5所示。

圖5 油層條件下巖心相對(duì)孔隙度、滲透率比值與 初始滲透率關(guān)系Fig.5 Relationship between core relative porosity, permeability ratio and initial permeability under reservoir conditions

通過圖5可以看出，油層條件下巖心相對(duì)孔隙度、滲透率比值與初始滲透率有較好的半對(duì)數(shù)關(guān)系，巖心的初始滲透率越低，儲(chǔ)層條件下巖心與初始巖心的孔隙度與滲透率相差比例就越大。同時(shí)，滲透率在油層條件下的損失的程度要大于孔隙度，上覆壓力對(duì)滲透率的影響要大于對(duì)孔隙度的影響。通過對(duì)擬合的公式進(jìn)行計(jì)算可以得出，當(dāng)巖心初始滲透率為0.5 mD時(shí)，巖心在油層條件下的相對(duì)孔隙度、滲透率比值分別為79.82%和55.40%；當(dāng)巖心初始滲透率為0.1 mD時(shí)，儲(chǔ)層的相對(duì)孔隙度、滲透率比值分別為67.78%和37.54%；當(dāng)巖心初始滲透率為0.01 mD時(shí)，儲(chǔ)層的相對(duì)孔隙度、滲透率比值分別為50.55%和11.99%。

儲(chǔ)層孔隙度的變化將極大地影響儲(chǔ)層儲(chǔ)量計(jì)算的大小，儲(chǔ)層滲透率的變化也將極大地影響地下流體滲流能力的大小。通過圖5可以看出，當(dāng)巖心滲透率為0.1 mD時(shí)，初始測(cè)得的巖石相對(duì)孔隙度、滲透率比值均為100%，而油層條件下巖石相對(duì)孔隙度、滲透率比值分別為67.78%和37.54%，其儲(chǔ)量在計(jì)算時(shí)則會(huì)下降32.22%，流動(dòng)能力下降62.46%。因此，在對(duì)油層條件下的油藏儲(chǔ)量以及滲透率進(jìn)行計(jì)算時(shí)需要考慮油層壓力對(duì)巖石孔隙度以及滲透率的影響。

通過對(duì)上述5塊典型巖心覆壓孔滲數(shù)據(jù)的分析，發(fā)現(xiàn)巖心在覆壓下的滲透率不可逆損失和巖心的初始滲透率同樣具有一定的相關(guān)性，故基于實(shí)驗(yàn)所得到的11塊巖心的滲透率不可逆損失與初始滲透率數(shù)據(jù)，繪制出滲透率不可逆損失與初始滲透率之間的關(guān)系的散點(diǎn)圖，并進(jìn)行擬合，如圖6所示。

圖6 滲透率不可逆損失與初始滲透率關(guān)系Fig.6 The relationship between irreversible loss of permeability and initial permeability

從圖6中可以看出，經(jīng)過覆壓過后巖心的滲透率不可逆損失與初始滲透率同樣存在較好的半對(duì)數(shù)關(guān)系，巖心的初始滲透率越低，巖心的滲透率不可逆損失就越嚴(yán)重。通過對(duì)擬合的公式進(jìn)行計(jì)算可以得出，當(dāng)巖心初始滲透率為0.5 mD時(shí)，巖心的滲透率不可逆損失為31.78%；當(dāng)巖心初始滲透率為0.1 mD時(shí)，巖心的滲透率不可逆損失為52.53%；當(dāng)巖心初始滲透率為0.01 mD時(shí)，巖心的滲透率不可逆損失為82.21%。

2 覆壓孔滲的影響機(jī)理

為了揭示引起上述曲線變化的原因，進(jìn)一步探究鄂爾多斯盆地致密砂巖覆壓孔滲變化的影響機(jī)理，采用同步輻射成像技術(shù)對(duì)其進(jìn)行研究。同步輻射成像技術(shù)(synchrotron radiation computed tomography，SR-CT)是目前世界物質(zhì)成像方面較為先進(jìn)的一項(xiàng)技術(shù)，其原理與目前廣泛采用的X射線CT成像技術(shù)類似，但其所使用的光源同X射線CT成像不同，同步輻射光源具有極高的光強(qiáng)和穿透性，能夠大幅提高巖石結(jié)構(gòu)成像的精度，使巖石結(jié)構(gòu)更加容易辨別，尤其是針對(duì)致密砂巖的微觀巖石結(jié)構(gòu)，SR-CT有著較強(qiáng)的優(yōu)勢(shì)[25]。利用美國勞倫斯伯克利國家實(shí)驗(yàn)室先進(jìn)光源，對(duì)實(shí)驗(yàn)所采用的3塊滲透率不同的典型巖心進(jìn)行SR-CT成像與分析，3塊巖石的巖石數(shù)據(jù)如表2所示，成像結(jié)果如圖7所示。

表2 3塊SR-CT成像巖心的巖石數(shù)據(jù)

圖7 3塊不同滲透率巖心的SR-CT成像Fig.7 SR-CT imaging of 3 cores with different permeability

2.1 覆壓孔滲變化的影響機(jī)理

從圖7中可以看出實(shí)驗(yàn)所采用的致密砂巖巖心整體微觀非均質(zhì)性較強(qiáng)，巖石骨架顆粒排列不規(guī)則、磨圓度較差、接觸方式以線接觸為主?？紫额愋鸵粤ｉg孔隙、粒內(nèi)溶孔、晶間孔以及微裂縫為主，部分孔隙內(nèi)被黏土礦物充填，孔隙分布不均勻且連通性相對(duì)較差，部分孔隙之間僅通過粒間縫進(jìn)行連通。根據(jù)所觀測(cè)巖心樣品的巖石結(jié)構(gòu)，對(duì)覆壓孔滲變化的影響機(jī)理進(jìn)行如下分析。

隨著上覆壓力的緩慢增加，巖石中作為流體主要滲流通道的微裂縫首先會(huì)發(fā)生閉合，使巖石的孔隙度和滲透率迅速下降；當(dāng)繼續(xù)增大上覆壓力，巖石顆粒將會(huì)發(fā)生彈性形變，巖石中的孔隙和喉道也將隨著覆壓增加而變得更為狹窄，使巖石孔隙度迅速降低。同時(shí)，流動(dòng)通道的縮小會(huì)使流體在巖石中流動(dòng)阻力上升、流動(dòng)難度增大，使?jié)B透率也隨之降低；當(dāng)上覆壓力超過巖石的彈性屈服應(yīng)力時(shí)，部分巖石顆粒還會(huì)發(fā)生塑性形變以及位移脫落，使巖石顆粒的排列更為緊密，進(jìn)一步占據(jù)孔隙空間。連接各個(gè)孔隙之間的喉道還可能會(huì)發(fā)生閉合、局部溶解重結(jié)晶甚至擠壓破壞，閉合的喉道和破碎的巖石顆粒將導(dǎo)致死孔隙的產(chǎn)生，使巖石的孔隙度和滲透率進(jìn)一步降低。但由于孔隙空間有限，孔隙度和滲透率的降低速度將變得相對(duì)緩慢。以上幾點(diǎn)因素共同揭示了覆壓加載過程中圖3和圖4中實(shí)驗(yàn)曲線變化的原因。

在上覆壓力卸載的過程中，雖然具有彈性的巖石顆粒會(huì)隨著上覆壓力的降低而逐漸恢復(fù)到原來的狀態(tài)，但巖石顆粒的塑性變形、溶解重結(jié)晶、擠壓破壞以及位移脫落，必然會(huì)對(duì)巖石的孔隙結(jié)構(gòu)造成不可逆的破壞，從而導(dǎo)致滲透率發(fā)生不可逆損失。以上幾點(diǎn)因素共同揭示了覆壓卸載過程中圖3(b)和圖4(b)中滲透率曲線變化的原因。

2.2 滲透率對(duì)覆壓孔滲的影響機(jī)理

將圖7結(jié)合表2中的巖石滲透率可以看出，巖石的滲透率越低，其滲流空間越狹小，孔隙結(jié)構(gòu)越復(fù)雜，微觀非均質(zhì)性越強(qiáng)，孔隙之間的連通性也越差，能夠建立起的有效的滲流通道就越少。由于巖石的滲透率受到諸多因素的影響，任何微小的巖石形變或結(jié)構(gòu)的破壞都會(huì)進(jìn)一步降低有效滲流通道的數(shù)量，增加流體在巖石中流動(dòng)的難度，加劇上覆壓力對(duì)巖石孔隙度與滲透率的影響，故巖心的滲透率越低，覆壓對(duì)巖心滲透率造成的損失以及不可逆損失也就越大，且滲透率的損失程度也要高于孔隙度的損失程度。以上幾點(diǎn)因素共同揭示了圖5和圖6中實(shí)驗(yàn)曲線的變化原因。

根據(jù)上述規(guī)律，在現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行衰竭式開發(fā)的過程中，要注意對(duì)地層能量的補(bǔ)充，當(dāng)覆壓不斷增加，一旦對(duì)地層孔隙結(jié)構(gòu)造成不可逆?zhèn)?，再進(jìn)行補(bǔ)充能量，也不能回復(fù)到原來的滲透率。同時(shí)在針對(duì)不同滲透率的儲(chǔ)層進(jìn)行生產(chǎn)開發(fā)時(shí)，也要注意對(duì)地層能量補(bǔ)充方案進(jìn)行靈活調(diào)整，設(shè)計(jì)合理的注采壓差，以減輕覆壓對(duì)巖石孔滲變化的影響，進(jìn)而改善儲(chǔ)層原油的開發(fā)效果。

3 結(jié)論

通過上述研究得出以下結(jié)論。

(1)本文提出相對(duì)孔隙度比值和相對(duì)滲透率比值來表征致密油儲(chǔ)層覆壓孔滲變化特征。研究表明，相對(duì)孔隙度比值和相對(duì)滲透率比值與有效覆壓有很好的相關(guān)關(guān)系，隨上覆壓力的增加，其相對(duì)孔隙度比值和相對(duì)滲透率比值變化均較大，與傳統(tǒng)的認(rèn)識(shí)不同。

(2)在油層條件下，其相對(duì)孔隙度、滲透率比值以及不可逆滲透率損失與滲透率均具有很好的半對(duì)數(shù)關(guān)系。研究表明，在油層條件下的孔隙度、滲透率的值與在地面的孔滲差異較大，其影響不可忽略。如0.1 mD的巖心，地面測(cè)得的相對(duì)孔隙度、滲透率比值均為100%，而油層條件相對(duì)孔隙度、滲透率分別為67.78%和37.54%，其儲(chǔ)量在計(jì)算時(shí)則會(huì)下降32.22%，流動(dòng)能力下降62.46%。

(3)利用同步輻射光源成像技術(shù)，分析了3塊不同滲透率巖心的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征，從成像中可以看出，致密油巖心的滲透率越低，其微觀非均質(zhì)性越強(qiáng)，孔隙連通性越差。