流纹岩类火山岩储层压汞毛管压力曲线及孔隙结构研究

流纹岩类火山岩储层压汞毛管压力曲线及孔隙结构研究

一、流纹岩火山岩储层压力曲线的实验结果分析1.储层储渗性能曲线分析模型通过对七流纹岩样品的二进二退压汞压力曲线进行详细分析，得到了毛管压力曲线的三种类型。Ⅰ类毛管压力曲线此类曲线有两种:一种是向坐标的左下方靠,凹向右方,并且出现一近似的平台,歪度较粗,表明以粗孔隙为主(图1),孔喉大小较集中,但具有较高的排驱压力。另一种也是凹向右方,曲线明显陡于第一种(图2),表明分选性要差一些,但具有较低的排驱压力,反映具有较大的孔喉半径。这类曲线反映的储层储渗性能一般较好。Ⅱ类毛管压力曲线凹向右方,但不及Ⅰ类歪度粗,平台不如Ⅰ类曲线明显,孔喉分布歪度较细,分选较差(见图3)。此种类型曲线反映的储层储渗性能为中。Ⅲ类毛管压力曲线曲线向右上方靠拢,倾斜,无平台,为细歪度,分选差(见图4)。此类曲线反映的储层储渗性能较差。2.储层储渗能力特性根据实验所得到的压汞毛管压力曲线,还可以详细地分析流纹岩的孔隙结构特征,并获得描述其特征的参数(见表1)。(1)排驱压力(MPa)Pcd:它是指孔隙系统中最大连通孔喉的毛管压力。排驱压力越小,表明连通孔喉半径越大,储集层孔隙连通性越好,岩石孔隙喉道的集中程度越高。一般来说,孔隙度高、渗透率高的岩样,其排驱压力低;孔隙度高、渗透率低的岩样,其排驱压力较高,这是由连通孔隙的喉道较为狭窄所引起的。对于孔隙度低、渗透率低的岩样,其排驱压力高。由表1可知:样品4-19、8-39、6-37、9-43的排驱压力较大,表明连通孔喉半径较小,渗透率和孔隙度较小;样品10-48、11-52和12-57的排驱压力较小,表明连通孔喉半径较大,渗透率和孔隙度较大。(2)饱和度中值压力PC50和中值喉道半径(R50):PC50是指饱和度为50%时对应的毛管压力,R50是指饱和度为50%时对应的喉道半径。这两个参数能反映储层渗透能力的好坏。PC50越大,则表明火山岩致密程度越高(偏向于细歪度),即在其他条件相同时,液体越不易在其中流动,储层储渗能力越差,产油能力越低,相应地R50小。反之,PC50越小,则表明储层储渗能力越好,液体易在其中流动,产油能力高,相应地R50大。由表1可知,样品4-19、8-39、6-37、9-43的饱和度中值压力Pc50较大,偏向于细歪度,具有较低的产油能力;样品10-48、11-52和12-57的饱和度中值压力PC50较小,岩石致密程度一般,具有较高的产油能力。(3)最小湿相饱和度Swmin:表示当注入水银的压力达到压汞仪最高压力时,没有被水银侵入的孔隙体积百分数。岩石物性越好,Swmin越小。由表1可知:样品4-19、8-39、6-37、9-43的物性差一些,样品10-48、11-52和12-57的物性好一些。(4)退出效率We:将注入最大压力降低到压汞仪的最小压力时,从样品中退出水银的总体积与同一压力范围内注入岩样的水银总体积的比值称为水银退出效率,即:式中:Smax—水银最大注入饱和度,小数;SR—压力降到压汞仪的最小压力时岩样中残余水银饱和度,小数。由表1可知:绝大部分样品的退出效率都很低(<24%),说明SS2-1井岩样的孔喉比较大,连通孔隙的平均孔喉数较少,孔隙大小的均一程度较差。(5)渗透率贡献值:从表1可知:渗透率最大贡献值大于40%的样品为10-48、11-52、9-43和12-57,其中样品10-48和12-57的连通喉道半径主要范围为6.33～1.6μm,进汞压力小,样品11-52的连通喉道半径主要范围为24.75～10.04μm,进汞压力最小;渗透率最大贡献值小于40%的样品有4-19、6-37,其连通喉道半径主要范围为0.1604～0.0399μm,进汞压力大;所以,为了提高采收率,必须合理地划分开发层系。(6)毛管压力滞后:退汞曲线和压汞曲线在形态上的差别是由毛管压力滞后作用引起的。其滞后包括捕集滞后和拖延滞后。捕集滞后是指在汞注入并退出到最小压力时汞残留在孔隙系统的部分。这些汞大多数呈孤立的和不连续的状态。捕集滞后是由岩石的孔隙结构决定的。不同孔隙结构的岩石,具有不同捕集滞后现象,这可由压汞曲线和重压汞曲线的区别具体表现出来。从实验得到的7块岩心的二进二退毛管压力曲线来看,SS2-1井的流纹岩类火山岩以捕集滞后为主。拖延滞后表示退出—重新注入汞毛管压力曲线所形成的环的垂直距离。这可能是由于汞前进和退出时界面之间的接触角或表面张力不同所引起的。SS2-1井的流纹岩类岩石的拖延滞后较小。二、实验结果和储层压力根据实验条件下所测得的毛管压力与油藏条件下的毛管压力换算关系,以及气藏的毛管压力为气水的重力差所平衡,得气柱高度计算式:式中:σ+、θL、.PCL分别为实验条件下的界面张力、接触角和毛管压力;σR、θR、PCR分别为地层条件下的界面张力、接触角和毛管压力。将气藏条件下岩石润湿接触角θR=0,气水界面张力为σR=34mN/m,实验条件下汞和空气系统界面张力σ=480mN/m,气藏内天然气平均密度0.23g/cm3,水的密度取1.01g/cm3,代入式(2),最后计算得到气水过渡带的高度约为200m。三、流纹岩岩样的压汞法实验结果J(Sw)函数是由Leverett提出的,用于求取多个毛管压力曲线的平均曲线,其表达式为:式中:K—渗透率,μm2;Φ—孔隙度,%,其他符号同前。根据SS2-1井营城组所做的7个流纹岩岩样的压汞法毛管压力实验结果,将其所有岩样的毛管压力曲线转换得到平均毛管压力的J函数曲线。并进行回归,得毛管压力J(Sw)函数与含水饱和度之间的指数关系式:相关系数:R2=0.7857四、渗流率的计算:区间渗透率占总渗透率的百分数,比渗透膜比,第i根毛管孔道渗透率比,第i根毛管孔道渗透率比,第i根毛管孔道渗透率比,第i根毛管孔道渗透率比,第i根毛管孔道渗透率比,第i根毛管孔道渗透率比,第i根毛管孔道渗透率比,第i根毛管孔道渗透率比,第i根毛管孔道渗透率比,第i根总渗透率,c根据伯稷叶公式和达西定律推导得岩石的渗透率:区间渗透率的贡献值(即区间渗透率占总渗透率的百分数)为:式中:Si—第i根毛管孔道体积与总的毛管孔道体积的比值,即饱和度。五、储层性能与储层结构的关系(1)流纹岩类火山岩的压汞法毛管压力曲线主要有三种类型,其中Ⅰ类和Ⅱ类毛管压力曲线所反映的储层储集性能较好,该地层作为开发中的优选层位;Ⅲ类毛管压力曲线具有较高的排驱压力、低孔隙度和极低渗透率,储集性能较差。(2)从压汞毛管压力曲线实验所获得的孔隙结构特征参数可知,孔隙度高和渗透率大的流纹岩样品,具有较低的排驱压力、较低饱和度中值压力以及较大的中值喉道半径,而孔隙度低和渗透率小的流纹岩样品则相反。(3)由于流纹岩具有较大的孔喉比以