劉 麗，閔令元，孫志剛，裴 磊，顧輝亮

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

頁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)頁巖及其碳酸鹽巖、砂巖薄夾層中的液態(tài)烴，其儲層以暗色頁巖為主，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1 m，暗色頁巖厚度占地層厚度比例在70%以上。截至2018年底，濟(jì)陽坳陷共有40 口井的頁巖發(fā)育段達(dá)到工業(yè)油氣流標(biāo)準(zhǔn)，累積產(chǎn)油量超過11×104t，顯示出良好的勘探開發(fā)前景。自2008 年，針對濟(jì)陽坳陷頁巖油儲層設(shè)計(jì)完鉆了4口密閉取心井，并基于巖心資料開展了大量研究［1-15］。目前已在頁巖油儲層的巖相特征、儲集空間表征以及頁巖油的賦存狀態(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)陽坳陷頁巖油儲層巖石分為塊狀、紋層狀和層狀3種類型，認(rèn)識到頁巖油儲層具有納米級孔喉、紋層/層理縫發(fā)育等特征［6-19］，但目前針對頁巖油儲層滲流特征的研究有限，尚處于起步階段［20-25］。儲層的滲流特征受孔隙結(jié)構(gòu)、流體性質(zhì)及動力條件控制，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試技術(shù)，開展不同層理類型頁巖油儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征研究，深入剖析微米級、亞微米級以及納米級等不同尺度孔喉對頁巖油儲層滲流能力的貢獻(xiàn)程度；并基于穩(wěn)定流法，開展不同滲透率、不同黏度頁巖油滲流實(shí)驗(yàn)，初步認(rèn)識頁巖油儲層的非線性滲流規(guī)律，明晰頁巖油滲流機(jī)理，為濟(jì)陽坳陷頁巖油藏有效開發(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 最早提出通過測量進(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)，自此壓汞法測定儲層巖石毛管壓力即成為石油勘探開發(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法比擬的獨(dú)特優(yōu)勢［26］。AUTO?PORE9550高壓壓汞儀的進(jìn)汞壓力高達(dá)227 MPa，可測定的最小孔喉半徑低至0.003 6 μm，在致密油氣儲層、頁巖油氣儲層孔隙結(jié)構(gòu)分析中發(fā)揮了重要作用。筆者基于濟(jì)陽坳陷28 塊頁巖油藏巖心的高壓壓汞測試數(shù)據(jù)，根據(jù)層理類型進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析和歸類研究，開展頁巖油儲層孔隙結(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)陽坳陷頁巖油儲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)將頁巖油儲層毛管壓力曲線歸納為A，B，C 共3 類，其分別反映塊狀巖石、紋層狀巖石、層狀巖石3種不同層理類型的頁巖油儲層孔隙結(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 類的高位平臺式，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類的低位平臺式。

圖1 濟(jì)陽坳陷頁巖油儲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)陽坳陷頁巖油儲層孔喉半徑分布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)陽坳陷28 塊頁巖油儲層巖心（塊狀巖石編號為1—7、紋層狀巖石編號為8—12、層狀巖石編號為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，塊狀巖石中不存在微米級孔喉，且塊狀巖石和紋層狀巖石均以納米級孔喉為主，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，反映出頁巖油儲層孔隙結(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)陽坳陷頁巖油儲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孔喉控制的孔隙體積占比為3.0%～22.0%，平均為10.5%；納米級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%；亞微米級孔喉控制的孔隙體積占比為13.8%～24.2%，平均為16.5%；納米級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%；亞微米級孔喉控制的孔隙體積占比為11.4%～30.5%，平均為17.3%；納米級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%。對于頁巖油儲層巖石而言，其孔隙體積主要由納米級孔喉控制，從塊狀巖石、紋層狀巖石到層狀巖石，納米級孔喉控制的孔隙體積占比逐漸下降，亞微米級孔喉和微米級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越好。

1.4 不同尺度孔喉對滲透率的貢獻(xiàn)率

圖3 濟(jì)陽坳陷頁巖油儲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)陽坳陷頁巖油儲層不同尺度孔喉對滲透率的貢獻(xiàn)率Fig.4 Contribution rates of pore throat on different scales to permeability of shale oil reservoir of Jiyang Depression

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

頁巖油儲層孔隙空間主要由納米級孔喉控制，但對滲流起主要貢獻(xiàn)作用的為微米級和亞微米級孔喉。納米級孔喉與微米級和亞微米級孔喉的滲流阻力存在著數(shù)量級上的差別。就納米級孔喉而言，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和亞微米級滲流通道，有效改善頁巖油儲層的滲流能力。

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，低滲透砂巖儲層呈現(xiàn)非線性滲流特征且滲流存在啟動壓力梯度已成為廣大油氣勘探開發(fā)工作者的共識［27-31］。相對于致密砂巖儲層，頁巖油儲層的微-納米級孔喉更加細(xì)小，比表面積更大，原油邊界層效應(yīng)可能更顯著，因此有必要開展頁巖油儲層滲流規(guī)律研究，認(rèn)識其非線性滲流特征和啟動壓力梯度。筆者借助Quizix Q5000 高精度恒流柱塞泵，基于穩(wěn)定流法，開展頁巖油儲層巖石單相滲流規(guī)律實(shí)驗(yàn)。穩(wěn)定流法的基本原理在于利用儲層巖石和與地層原油黏度相當(dāng)?shù)哪M油模擬儲層滲流條件，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)陽坳陷頁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、長度為2.5 cm 的柱塞巖心。對其除油、除鹽、烘干后測定長度、直徑、覆壓孔隙度、覆壓滲透率等基礎(chǔ)參數(shù)，選擇滲透率級別不同的10塊巖心作為實(shí)驗(yàn)巖心。

根據(jù)濟(jì)陽坳陷頁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模擬油黏度的影響。實(shí)驗(yàn)過程中保持凈圍壓為15 MPa，以消除凈圍壓變化對巖心孔隙結(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

頁巖油單相滲流實(shí)驗(yàn)步驟包括：①稱干燥巖心質(zhì)量，將干燥巖心置于-0.1 MPa 的真空度下，對巖心抽真空，并用黏度為1.306 mPa·s的模擬油飽和巖心。②稱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，分別記錄每個驅(qū)替速度下滲流達(dá)穩(wěn)定狀態(tài)時的驅(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)陽坳陷頁巖油儲層單相滲流曲線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，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，頁巖油呈現(xiàn)非線性滲流特征。非線性滲流特征是頁巖油儲層孔隙結(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，表明頁巖油儲層滲透率越低，非線性滲流特征越顯著。對于同一塊巖心，流體的黏度越高，曲線的位置越靠上，曲線凸度越大，表明頁巖油儲層流體的黏度越高，非線性滲流特征越顯著。

2.2.2 啟動壓力梯度

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 時對應(yīng)的驅(qū)替壓力梯度，即滲流所需的啟動壓力梯度。由圖5 可見，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)系曲線不通過坐標(biāo)原點(diǎn)，表明頁巖油滲流存在啟動壓力梯度。啟動壓力梯度是頁巖油儲層微-納米孔喉尺度的重要表現(xiàn)，亞微米-納米孔喉帶來的高比表面積效應(yīng)使得頁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，表明滲流啟動壓力梯度越大。對于同一塊巖心，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，表明啟動壓力梯度越大。

濟(jì)陽坳陷10 塊不同滲透率級別巖心分別在3種模擬油黏度下的啟動壓力梯度統(tǒng)計(jì)結(jié)果（表1）表明，啟動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儲層滲流能力的影響，且流度越大，儲層的滲流能力越好。

頁巖油儲層的啟動壓力梯度與流度的關(guān)系可用冪函數(shù)來表征：

在雙對數(shù)坐標(biāo)系中，頁巖油儲層的啟動壓力梯度與流度的關(guān)系曲線表現(xiàn)為直線（圖6），且啟動壓力梯度與流度成負(fù)相關(guān)，儲層流度越小，啟動壓力梯度越大。

2.2.3 極限泄油半徑

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

表1 濟(jì)陽坳陷頁巖油儲層啟動壓力梯度統(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)陽坳陷頁巖油儲層啟動壓力梯度與流度關(guān)系Fig.6 Relationship between starting pressure gradient and fluidity of shale oil reservoir of Jiyang Depression

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

已知頁巖油儲層的滲透率和地層原油黏度，根據(jù)（3）式可預(yù)測一定生產(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，頁巖油儲層的滲透率為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，即頁巖油最遠(yuǎn)可流動距離為60.35 m。

3 結(jié)論

頁巖油儲層孔隙結(jié)構(gòu)具有強(qiáng)非均質(zhì)性特征，以亞微米級和納米級孔喉為主，其孔隙體積主要由納米級孔喉控制，但對滲流起主要貢獻(xiàn)作用的是微米級孔喉（層理縫）和亞微米級孔喉?？紫督Y(jié)構(gòu)和滲流能力受層理類型影響，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。頁巖油儲層呈非線性滲流特征，且滲流存在啟動壓力梯度，亞微米-納米級孔喉是產(chǎn)生非線性滲流和啟動壓力梯度的主要原因；啟動壓力梯度與流度之間滿足冪函數(shù)關(guān)系，且啟動壓力梯度隨著流度的減小而增大。根據(jù)頁巖油儲層的滲透率、地層原油黏度可預(yù)測一定生產(chǎn)壓差下頁巖油可流動的最遠(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)。

符號解釋

K——滲透率，mD；

L——巖心長度，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——啟動壓力梯度，MPa/m；

μ——地層原油黏度，mPa·s；

——流度，mD/（mPa·s）。