鄭永仙，陳曉冬，王 果，王妍芝，任曉娟，羅向榮，李曉驍

(1.中國石油青海油田分公司 勘探開發(fā)研究院，甘肅 敦煌 736202； 2.西安石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065； 3.中國石油大學(xué)(北京) 石油工程學(xué)院，北京 102249)

引 言

1 研究區(qū)儲層微觀孔隙特征及分類

通過對大量鑄體薄片、掃描電鏡(SEM)、X衍現(xiàn)場取心觀察進(jìn)行統(tǒng)計(圖1)，可見研究區(qū)儲層整體物性致密，質(zhì)量較差。巖石類型較為復(fù)雜，包括湖相碳酸鹽巖、泥巖和泥質(zhì)粉砂巖及其混合類型。碳酸鹽巖主要以泥晶結(jié)構(gòu)為主，又可分為灰?guī)r和白云巖，其中泥晶白云巖為研究區(qū)重要的儲集巖[15]。儲層中常見天然裂縫及充填狀態(tài)的天然裂縫，尺寸大小從毫米到微米均廣泛發(fā)育，是油氣藏的儲集空間也是流體滲流的主要通道，是影響儲層滲流能力和油井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的重要因素。儲層裂縫類型主要包括構(gòu)造縫、壓裂裂縫和微裂縫。構(gòu)造縫是油藏成藏和沉積過程中受構(gòu)造運(yùn)動產(chǎn)生，由測井資料解釋得知構(gòu)造縫縫寬高、尺度大，且肉眼可見，但是裂縫中多為石膏充填或者半充填狀態(tài)，多為無效縫。壓裂裂縫部分為充填狀態(tài)的構(gòu)造裂縫在一定壓裂過程中重新開啟，壓裂縫網(wǎng)規(guī)模較小，但是數(shù)量巨大，是形成高效滲流系統(tǒng)、維持油藏高效穩(wěn)產(chǎn)的主要因素。微裂縫主要是沉積過程產(chǎn)生的一些溶蝕裂縫和壓裂過程中派生的大量微裂縫，主要溝通儲層基質(zhì)與壓裂裂縫產(chǎn)生的高滲通道。儲層中溶孔發(fā)育但是分布不均勻，主要為石膏、巖鹽等礦物溶蝕產(chǎn)生的孔洞，尺寸大多數(shù)為微米—毫米級。除規(guī)?？梢姷娜芪g孔，儲層基質(zhì)中存在大量白云石粒間溶孔、晶間溶孔和少量泥砂巖孔隙，這類孔隙尺寸多為亞微米級別，孔喉小且數(shù)量較多，是影響物性致密程度的主要成分。微裂縫和溶孔極大地改善了基質(zhì)中孔喉的連通性，但由于分布數(shù)量相對較少、分布位置局限且并不均勻，使得儲層中仍然以微納米孔喉發(fā)育為主。

圖1 研究區(qū)儲集層孔隙特征Fig.1 Pore characteristics of reservoir in the study area

根據(jù)孔喉組合方式及對滲流能力的影響，本文將研究區(qū)碳酸鹽巖儲層分為3類：裂縫型、溶孔型和基質(zhì)孔隙型，進(jìn)而研究不同類型碳酸鹽巖巖心滲流特征。

(1)裂縫型。裂縫型包括構(gòu)造縫、壓裂裂縫和微裂縫，指以裂縫為主要滲流通道類型的巖心。實驗中主要評價微裂縫對巖心滲流的影響，這類巖心氣測滲透率較高，孔隙度在10%左右。裂縫型巖心見圖2(a)。

(2)溶孔型。溶孔型巖心指溶孔尺寸較大且發(fā)育規(guī)模明顯的巖心，以溶孔為主要的儲集和滲流空間，且這類巖心并不含尺寸規(guī)模較為明顯的微裂縫。溶孔型巖心數(shù)量較少但物性較好，巖心氣測滲透率大多在(1～5)×10-3μm2，飽和法測孔隙度在10%～16%。

(3)基質(zhì)孔隙型?；|(zhì)孔隙類型以尺寸微米級及以下的粒間孔、晶間孔為主，含少量溶蝕孔。這類巖心以孔隙為主要的流動通道，巖心不含微裂縫和尺寸較大的溶孔，基質(zhì)孔隙型分布數(shù)量最大，同時物性最為致密，巖心氣測滲透率小于1×10-3μm2，甚至處于0.3×10-3μm2以下，飽和法測孔隙度多數(shù)小于10%。

圖2 不同孔隙結(jié)構(gòu)類型巖樣Fig.2 Classification of different pore structure combinations

2 實驗部分

2.1 實驗儀器及材料

巖心驅(qū)替實驗儀器主要包括ISCO-100DX恒壓恒速泵、耐高壓夾持器、環(huán)壓跟蹤泵、壓力傳感器、HX-2恒溫箱、MiNiMR-HTH核磁共振儀、Olympus高倍光學(xué)顯微鏡等；實驗用水為模擬地層水，室溫下模擬地層水黏度和密度分別為2.065 mPa·s和1.195 g/cm3，CaCl2型，礦化度315 624 mg/L；實驗用油為模擬油(原油、正癸烷與煤油配制而成)，室溫下黏度和密度分別為0.940 2 mPa·s和0.741 g/cm3。實驗所用巖心均為天然巖心，取自英西地區(qū)S41-6-1井、S52-1井、S41-2井，長度4.0～5.8 cm，直徑約2.5 cm，經(jīng)洗油、烘干后氣測滲透率在(0.051 6～112)×10-3μm2。實驗所用微觀模型為真實巖樣模型，將相應(yīng)巖心切片、磨光成厚度0.1 cm的薄片，置于特制透明玻璃片中從而保留原有的孔隙結(jié)構(gòu)特征，并觀察微觀油水分布。

2.2 實驗方法

巖心啟動壓力梯度實驗參考文獻(xiàn)[16-18]進(jìn)行，在不同驅(qū)替壓差穩(wěn)定后，測量單相模擬地層水通過巖心的流量，繪制流量與壓力梯度關(guān)系曲線，把曲線延長至與壓差軸交匯，求出相應(yīng)類型巖心啟動壓力梯度；油水兩相滲流實驗參考標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5345—2007《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》進(jìn)行，對不同類型巖心或微觀模型采用直接飽和模擬油并進(jìn)行水驅(qū)的方法，觀察滲透率及驅(qū)油效率變化，并且對飽和油、殘余油狀態(tài)的巖心進(jìn)行核磁共振掃描，得到該狀態(tài)時的T2譜曲線。注入端始終由壓力傳感器進(jìn)行監(jiān)測記錄。微觀驅(qū)油實驗采用巖心切片微觀驅(qū)油模型，實驗過程對模擬油采用油溶紅染色，并用奧林巴斯高倍顯微鏡進(jìn)行觀察，記錄油、水在巖石中的分布。

3 實驗結(jié)果

3.1 巖心驅(qū)油特征

不同類型巖心水驅(qū)前后的滲流能力結(jié)果見表1。由表1可見，3類孔隙結(jié)構(gòu)組合的巖心表現(xiàn)出明顯的滲流能力差異。裂縫型巖心的氣測滲透率最高，其殘余油狀態(tài)的平均水相滲透率為7.99×10-3μm2；溶孔型的滲流能力要弱于裂縫型巖心，水驅(qū)后殘余油狀態(tài)下的平均水相滲透率為0.962×10-3μm2；基質(zhì)孔隙型由于主要以微納米孔隙和喉道為主，造成其滲流能力要遠(yuǎn)低于裂縫型和溶孔型，水驅(qū)后殘余油下水相滲透率與裂縫型和溶孔型相差10～103倍。由此可見，在孔、洞、縫同時發(fā)育的儲層，裂縫與溶孔易于流動并發(fā)育成主要滲流空間，而油藏中發(fā)育最廣泛的基質(zhì)中的原油流動異常困難。

表1 不同孔隙結(jié)構(gòu)類型巖心的滲流特征Tab.1 Permeability characteristics of cores with different pore structure

將水驅(qū)油過程中采出端未見水時的驅(qū)油效率定義為無水期驅(qū)油效率，觀察不同孔隙結(jié)構(gòu)組合巖心水驅(qū)過程的驅(qū)油特征，實驗結(jié)果見表2。由表2可以看出，3類孔隙結(jié)構(gòu)的巖心水驅(qū)油效率表現(xiàn)出明顯的差異。整體而言，水驅(qū)油效率裂縫型>溶孔型>基質(zhì)孔隙型，說明由于孔隙結(jié)構(gòu)造成巖心滲流能力的差異，進(jìn)而造成了水驅(qū)油效率的差異。同時，從無水期驅(qū)油占比可以看出，裂縫型與溶孔型也要高于基質(zhì)孔隙型，說明裂縫和大孔道中原油一旦被采出，將很快成為注入水的主流通道；基質(zhì)孔隙型驅(qū)油過程更慢，需要一定的注入體積才會增加最終的驅(qū)油效率。但是，裂縫與大尺寸的溶孔發(fā)育是有限的，由于其滲流能力更強(qiáng)，注入水突破后將很難再進(jìn)入滲流能力差異巨大的基質(zhì)孔隙中，也就造成只有裂縫和溶孔及相鄰孔喉中的原油可以被采出，而微納米孔喉發(fā)育的基質(zhì)將成為剩余油區(qū)域。

表2 不同孔隙結(jié)構(gòu)類型巖心的驅(qū)油特征Tab.2 Oil displacement characteristics of cores with different pore structure

核磁共振T2譜也反映了3種孔隙結(jié)構(gòu)造成的驅(qū)油特征差異性，T2弛豫時間越大，對應(yīng)的孔喉尺寸也越大[19]。水驅(qū)前后T2譜見圖3，反映了不同孔隙結(jié)構(gòu)組合的巖心在水驅(qū)過程中油水分布特征。由圖3可見，3種類型的巖心核磁T2譜均表現(xiàn)為雙峰特征，中大孔發(fā)育程度越高，右峰的比例越大。從3種類型巖心水驅(qū)前后T2譜變化幅度可以看出，裂縫型的水驅(qū)前后T2譜變化最為明顯，基質(zhì)孔隙型變化幅度最小，說明孔喉尺寸制約了驅(qū)油效率的大小。溶孔和裂縫越發(fā)育，孔喉連通性越好，相對孔喉尺寸越大，驅(qū)油效率越高。微納米孔喉發(fā)育為主的基質(zhì)孔隙分布更廣，但是小尺寸孔喉中的油很難被驅(qū)替采出。說明水驅(qū)效率主要貢獻(xiàn)者是中、大孔喉，小孔喉成為了主要剩余油滯留區(qū)域。

3.2 微觀驅(qū)油特征

微觀砂巖模型基本保存了原始巖石中的孔隙結(jié)構(gòu)，可采用其研究孔隙結(jié)構(gòu)對驅(qū)油特征的影響[20]。取分別代表3類孔隙結(jié)構(gòu)的S46、S34與S24巖心切片進(jìn)行微觀驅(qū)油實驗，結(jié)果見圖4。結(jié)果表明，3塊巖心微觀模型水驅(qū)油過程均存在前緣突破，當(dāng)無水采油期結(jié)束后，油水共采階段時間短，并形成注入水的微觀滲流通道，波及范圍不再改變。特別是在裂縫型S46中，注水開始階段，裂縫中的原油首先被驅(qū)替出來，隨著注入體積的增加，水逐漸進(jìn)入低滲通道，但各個通道之間連通性差，只有極少部分通道是連通的，水仍沿著單相水滲流時的通道突破，突破后有大量注入水沿著水道流出，并沒有波及到整個巖心微觀模型，從而導(dǎo)致大量的油難以被驅(qū)替出來，由此形成了大量的殘余油。相比之下，S34溶孔型由于大孔之間連通較好，大孔的原油被開采，只有連通性差的小孔區(qū)域滯留少量殘余油。在基質(zhì)孔隙型S24中，相比溶孔型，其發(fā)育的大尺寸孔喉數(shù)量變少，微小孔數(shù)量增多，水驅(qū)后只有大孔喉與相鄰的小孔喉的原油被采出，大部分剩余油集中分布在小孔喉中。

圖3 不同孔隙結(jié)構(gòu)巖心水驅(qū)前后核磁共振T2譜Fig.3 NMR T2 spectra of cores with different pore structure before and after water flooding

圖4 不同孔隙結(jié)構(gòu)微觀砂巖模型水驅(qū)特征Fig.4 Water flooding characteristics of microscopic sandstone models with different pore structure

3.3 啟動壓力梯度分析

3.3.1 單相水啟動壓力梯度

對3類孔隙結(jié)構(gòu)組合的11組巖心的單相水啟動壓力梯度進(jìn)行測試，結(jié)果見圖5。考慮到單相流體低速非達(dá)西滲流方程的表述方法有許多，其中最為精確的表達(dá)方法是冪函數(shù)和線性方程的組合形式，但存在最大的問題就是將連續(xù)的滲流過程分為兩個階段。通過對大量單相流體的滲流實驗數(shù)據(jù)的擬合，得到比較合理的單相流體的低速滲流擬合方程

y=ae-a0x+bx+c。

(1)

式中：y為實驗流量，mL/min；x為壓力梯度，MPa/m；a、a0、b、c為擬合參數(shù)，擬合系數(shù)a和c反映了當(dāng)巖心滲透率低、孔喉細(xì)小時，邊界層流體對滲流的影響；擬合參數(shù)b是達(dá)西滲流系數(shù)，與巖石的滲透率和流體的黏度有關(guān)。

圖5 不同孔隙結(jié)構(gòu)巖心驅(qū)替流量與壓力梯度的關(guān)系Fig.5 Relationships between displacement flow-rate and pressure gradient of cores with different pore structure

根據(jù)擬合方程，得到不同孔隙結(jié)構(gòu)巖心的單相水啟動壓力梯度，結(jié)果見表3。

表3 不同孔隙結(jié)構(gòu)巖心單相水啟動壓力梯度及擬合公式Tab.3 Water threshold pressure gradient and seepage curve fitting formula of cores with different pore structure

由表3可以看出，在儲層有效應(yīng)力下，不同孔隙結(jié)構(gòu)類型的巖心具有不同的單相水啟動壓力梯度。裂縫型巖心的單相水啟動壓力梯度在0.002 23～0.083 8 MPa/m，當(dāng)滲透率大于10×10-3μm2時，在有效應(yīng)力下裂縫可能處于半閉合或者開啟狀態(tài)， 其單相水啟動壓力梯度較小，單相水易于發(fā)生流動；但是當(dāng)微裂縫寬度較小、氣測滲透率較低時，在一定的有效應(yīng)力作用下處于閉合或者完全閉合狀態(tài)后，裂縫型巖心的單相水啟動壓力梯度基本和孔隙型巖心單相水啟動壓力梯度相似；溶孔型巖心單相水啟動壓力梯度在0.045 0～0.065 7 MPa/m，說明溶孔型巖心的單相水啟動壓力梯度要略大于裂縫型但小于基質(zhì)孔隙型巖心，一定的外界壓力即可以發(fā)生單相水的流動；基質(zhì)孔隙型巖心單相水啟動壓力梯度在0.071 3～0.168 6 MPa/m，平均可達(dá)0.115 3 MPa/m，說明當(dāng)巖心物性越差，特別是當(dāng)巖心氣測滲透率低于1×10-3μm2，越顯示出非線性滲流特征的趨勢， 當(dāng)樣品滲透率越大， 裂縫和溶孔發(fā)育程度越高時，孔喉半徑也就越大，邊界流體所占的比例減少，邊界層對流體滲流的影響程度減弱[21-22]。從圖6氣測滲透率與單相水啟動壓力梯度的關(guān)系可以看出，隨著滲透率的增加，啟動壓力梯度也越來越小，而滲透率越低，啟動壓力越大。

圖6 不同孔隙結(jié)構(gòu)巖心氣測滲透率與單相水啟動壓力梯度的關(guān)系Fig.6 Relationship between water threshold pressure gradient and gas permeability of cores with different pore structure

3.3.2 油水兩相啟動壓力梯度

取與3.3.1中氣測滲透率相近的3類巖心飽和模擬油，并進(jìn)行水驅(qū)油實驗，得到油水兩相啟動壓力，實驗結(jié)果見圖7。可以看出，油水兩相啟動壓力梯度變化趨勢基本與單相水相同，隨著氣測滲透率的增加而迅速降低。當(dāng)滲透率低于1×10-3μm2時，啟動壓力梯度上升明顯。同時，由于油水兩相之間的黏滯力與孔喉之間的毛管力， 整體而言，水驅(qū)油的啟動壓力梯度相比單相水有所上升。對于滲透率較高的裂縫和溶孔型巖心， 其變化趨勢不明顯，說明水驅(qū)油過程中油水易于流動。但是， 對于基質(zhì)型巖心， 其油水兩相啟動壓力梯度增加了50%以上， 且滲透率越低， 壓力梯度越大， 最高可達(dá)0.266

圖7 不同孔隙結(jié)構(gòu)巖心氣測滲透率與油水兩相啟動壓力梯度的關(guān)系Fig.7 Relationship between oil-water two-phase threshold pressure gradient and gas permeability of cores with different pore structure

MPa/m。在油藏復(fù)雜條件下，常規(guī)開采方法無法啟動孔隙內(nèi)原油。這也驗證了儲層中裂縫與溶孔越發(fā)育， 水驅(qū)油效率與滲流能力越好， 但是微納米發(fā)育的基質(zhì)儲層注入水難以進(jìn)入并波及， 是剩余油滯留空間。

4 結(jié) 論

(1)3類巖心油水兩相滲流能力差異明顯，裂縫和溶孔是主要的滲流空間，基質(zhì)孔隙型巖心的滲流能力最差，相差可達(dá)10～103倍；裂縫與溶孔型水驅(qū)油過程無水期驅(qū)油效率占比高，驅(qū)油效率高，容易形成高含水流動通道；基質(zhì)孔隙型水驅(qū)油效率最低，平均僅為16.7%。同時，核磁共振T2譜顯示，中大尺寸孔喉越發(fā)育的溶孔與裂縫型巖心，水驅(qū)前后T2譜變化越明顯。

(2)巖心微觀模型實驗結(jié)果顯示，大尺寸孔喉發(fā)育且連通性最好的溶孔型驅(qū)油效果最好，裂縫型巖心微觀模型只有裂縫及連通的孔喉中的油能被啟動驅(qū)出，而基質(zhì)孔隙型微小孔發(fā)育數(shù)量最多，中大尺寸孔喉連通性最差，殘余油分布最多。

(3)溶孔型和裂縫型巖心的單相水啟動壓力梯度較低，基質(zhì)孔隙型巖心的啟動壓力梯度最大，平均可達(dá)0.095 3 MPa/m；水驅(qū)油過程的油水兩相啟動壓力梯度具有相同的趨勢，但是，裂縫型與溶孔型巖心的油水兩相啟動壓力梯度上升幅度不大，基質(zhì)孔隙型巖心油水兩相啟動壓力梯度最高可達(dá)0.266 MPa/m，驗證了基質(zhì)孔隙型水驅(qū)油效果差、滲流能力弱的特點。