致密储层含油饱和度增长模式及主控因素分析

致密储层含油饱和度增长模式及主控因素分析

近年来，中国的致密勘探和开发取得了重大进展。在鄂尔多斯盆地、松辽盆地和准噶尔盆地的致密油气区，地质资源总量约为125.80%10。1区域地质盖数准噶尔盆地位于哈萨克斯坦板块上,为中亚造山带的重要组成部分中二叠统芦草沟组是研究目的层,芦草沟组是一套细粒混合沉积岩2样品和方法实验中的例子实验样品共计2.2实验数据采集与处理实验设备主要由恒压恒速泵、中间容器、岩心夹持器、围压环压系统、流体计量系统和数据采集与处理系统,恒压恒速泵通过向中间容器注水来控制流体注入的压力或者流速,围压环压系统对岩心夹持器加围压,防止流体从岩心与夹持器间通过,充注过程中流体变化量由流体计量系统和数据采集与处理系统自动采集(图2)。根据芦草沟组地层水和油层原油性质,配置矿化度为12g/L的实验用水和黏度为8.5mPa·s(20℃)的实验用油,实验温度为常温,最大充注压力为25MPa,净围压始终为3MPa。首先对岩心进行洗油预处理,测定气体孔隙度和渗透率,真空高压饱和盐水72h,记录岩心湿重。将岩心放置于岩心夹持器中,未施加围压,以极小流速将盐水注入,至出口端出水速率恒定,将管线及岩心夹持器中的空气排出。设定4MPa围压,以恒定压力(1MPa)注入实验用油,出口端流速趋于稳定值时,认为在该压力下岩心中流体流动趋于稳态,保存实验测试数据。分别将注入压力设定为2、5、10、15、20和25MPa,设定围压始终大于注入压力3MPa,按照上述方法进行操作并记录相应测试数据,分别保存数据,停止实验。2.3开口特性的表现方法孔隙结构表征方法主要分为图像分析法和数据分析法,但每一类方法均不能全面有效地表征孔隙特征。由于光学显微镜分辨率较低(流场动力学模型孔隙网络模型(=(式中,致密储层孔隙介质中流体流动主要受控于毛细管力,研究中采用准静态模型开展数值模拟。流体流动服从Poiseuille流动方程,即孔隙介质中流体流速与压力梯度呈线性关系。根据孔隙和喉道形状确定流体传导率结果物理模拟实验的结果根据含油饱和度增长速度和最终含油饱和度特征,将致密储层含油饱和度增长模式划分为数值模型试验的结果绝对渗透性预测基于微米3.2.2测试结果分析在准静态条件下,流体进入储层孔隙网络的流速十分缓慢,外界充注压力与最大毛管压力相等,因此可利用含油饱和度与毛管压力关系划分含油饱和度增长模式。根据数值模拟实验结果,含油饱和度增长模式可分为3种,第一种模式(以样品1-A-1为例)的含油饱和度增长较为缓慢,石油若要发生流动,需要克服较大的储层排驱压力;石油进入孔隙网络后,含油饱和度增长速度有所增大,但在达到最终含油饱和度前,其增长速度随充注压力的增大而减小。第二种模式(以样品2-B-1为例)的排驱压力相对较小,在突破排驱压力后,含油饱和度进入快速增长阶段,随后增长速度逐渐减小,直至最终含油饱和度。第三种模式(以样品1-C-1为例)的排驱压力最低,几乎不发育缓慢增长阶段,含油饱和度增长速度最大,在很低的充注压力条件下即可达到稳定阶段(图4(a))。数值模拟结果与物理模拟结果具有较好的一致性,但数值模拟获取的最终含油饱和度相对较大,这是由于天然储层孔隙结构更复杂,数值模拟不仅需要尽可能地还原储层孔隙结构特征,也要考虑计算过程的难易程度和时间长短等因素。因此,数值模拟简化了孔隙几何形状、黏土矿物含量对孔隙大小、分布、连通性及孔隙介质中流体流动过程的影响3.2.3合成油相对渗透率小幅度数值模拟时设定油水界面张力为30.0mN/m,水和油的黏度分别为1.0和8.5mPa·s,模型中认为孔隙强亲水,接触角由模拟结果可知,芦草沟组储层束缚水饱和度分布在18.1%～43.5%,油水相渗曲线交点含油饱和度介于30%～53%。整体上,随含油饱和度的增加,水相相对渗透率呈“陡坡式”下降,油相相对渗透率小幅度增长(图4(b)、(d)和(f))。根据侵入逾渗理论,石油优先进入毛细管阻力较小的孔隙中,由于含油饱和度较低,石油在狭窄喉道处多被卡断,呈不连续状分布,石油流动受到较大的渗流阻力,油相相对渗透率缓慢增加。孔隙中较分散的油珠逐渐发生汇聚,油相相对渗透率增长速度变大,但由于储层孔隙结构的复杂性,油相相对渗透率一般小于0.2。地层水被驱替至小孔径孔喉中或滞留在较大孔隙的角隅处,形成束缚水,水相相对渗透率降低至最小值。不同孔隙网络模型的油水相渗曲线存在差异,与前两类相比,Ⅲ型束缚水饱和度低,在达到相同含油饱和度时,水相相对渗透率明显较大,油相相对渗透率则较小,且两相共流区域变宽(图4(b)～(g))。4致密油收集过程中的影响因素4.1注入压力由于致密储层特殊的孔隙结构特征,储层毛细管阻力较大,只有外界充注压力足以克服储层启动压力后,储层含油饱和度才会有明显变化4.2影响流体流动能力的因素多相流体在孔隙介质中流动时受多种因素影响,如孔隙结构、固液间的表面作用以及流体自身的流变学性质等,其中孔隙结构是影响流体流动能力的关键因素,如孔喉半径、孔喉比和配位数4.2.1储层致密储层孔隙发育致密储层孔隙类型对烃类存储及储层渗流能力影响较大,芦草沟组致密储层孔隙类型多样,主要为次生溶孔、残余原生粒间孔及晶间孔,微裂缝局部发育含油饱和度增长模式为Ⅰ型的致密储层孔隙不发育或局部区域孔隙发育,微米CT二维切片面孔率分布在0.32%～4.91%,平均面孔率为2.23%,孔隙主要以残余原生粒间孔和晶间孔为主,溶蚀孔次之。残余原生粒间孔中发育黏土、石英、白云石及方解石等自生矿物,孔隙一般小于5μm(图5(a)、(b))。晶间孔多发育在白云石颗粒间,孔隙半径较小,主要为纳米级孔隙,孔隙分布较为均质。溶蚀孔主要与白云石晶体及颗粒间胶结物有关,前者主要发育在白云石内部,溶蚀作用弱;后者常发育在胶结物边部,对储层渗流能力有一定改善。整体上,该类致密储层孔隙较小,不利于石油的充注。含油饱和度增长模式为Ⅱ型的致密储层孔隙较为发育,微米CT二维切片面孔率分布在1.24%～11.14%,平均面孔率为5.13%,孔隙以溶蚀孔和残余原生粒间孔为主。溶蚀孔以粒间溶孔为主,主要与岩屑、长石及方解石溶蚀有关,孔隙边界呈港湾状或锯齿状,最大孔隙半径约为20μm(图5(d)、(e))。致密储层的孔隙半径分布不一,且孔隙空间分布非均质性较强,与Ⅰ型致密储层相比,该类致密储层孔隙较发育,且溶蚀孔在一定程度上改善了孔隙连通性,但储层中亚微米级与纳米级孔隙相对发育,导致含油饱和度增长速度在充填大孔隙后降低。含油饱和度增长模式为Ⅲ型的致密储层孔隙发育,微米CT二维切片面孔率分布在2.13%～16.34%,平均面孔率为8.62%,孔隙以粒间溶孔为主,残余原生孔隙次之,溶蚀孔主要与凝灰物质溶蚀有关,溶蚀孔最大半径可达150μm(图5(g)、(h))。与Ⅱ型致密储层相比,储层中微米级孔隙更发育,储层含油饱和度可在较小充注压力条件下迅速增大,随着充注压力增大,石油逐渐进入小孔隙,含油饱和度缓慢持续增大。通过对比可知,致密储层溶蚀孔隙发育程度对石油的聚集过程有十分重要的影响。4.2.2致密油聚集过程孔喉分析对上述实验样品开展微米微米根据压汞曲线形态及孔喉半径分布,Ⅰ型致密储层压汞曲线多对应于细态型,Ⅱ型致密储层多对应于偏细态型,Ⅲ型致密储层对应于粗态型(图为了更深入地研究孔喉对致密油聚集过程的影响,本文中采用单一因素分析法开展数值模拟,分析孔喉半径和孔喉比的影响作用。构建孔隙网络模型时,设定喉道半径最大值分别为喉道半径增大导致含油饱和度增长曲线向压力减小的方向移动,即在相同压力条件下,喉道半径大的孔隙网络模型含油饱和度较高(图孔喉比是表征孔隙和喉道相对大小的特征参数,孔喉比越小,孔隙和喉道大小分布越均一。构建孔隙网络模型时,设定最大孔喉比分别为模拟结果