挥发性致密油藏孔隙结构及高温高压三相相渗实验_罗波波.pdf

收稿日期：；修订日期：。作者简介：罗波波（），男，副研究员，现从事油气开发地质研究工作。：。基金项目：国家自然科学基金项目“致密油循环水力压裂裂缝形成及渗流力作用机理研究”（）；陕西省教育厅重点项目“致密砂岩储层层理缝表征方法及渗流 应力时变耦合机理（）”；陕西省高校科协青年人才托举计划（）资助。文章编号：（）挥发性致密油藏孔隙结构及高温高压三相相渗实验罗波波，刘峰刚，王瑞飞，尹 帅，张 泽，董浩然（中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南濮阳；西安石油大学，陕西西安）摘要：东濮凹陷文南地区古近系沙三中段油藏属于典型的深层、高温、高压挥发性油藏，存在注水见效差的问题。通过应用恒速压汞、高温高压相渗测试及 模型对东濮凹陷深层致密砂岩储层的孔隙结构特征、不同渗透率样品在高温、高压及不同驱替流体（原始油样 贫气原油 富气原油）条件下的可动流体特征进行了系统研究。研究结果显示，样品喉道半径分布在 ；孔隙半径分布在 ；孔喉半径比分布在 ，最大连通喉道半径分布在 。不同样品喉道呈“多峰”分布且喉道半径普遍低于 。不同样品孔隙半径分布一致，存在 和 两个峰值。样品孔喉半径比也具有“双峰”特征，两个峰值分别为 和。孔喉半径比越大，样品的渗透率越低。当喉道半径值大于 时，喉道对渗透率有明显的贡献。基于 模型构建了致密储层三相渗透率曲线，油、气、水各自的相对渗透率都随着饱和度的增加而增加；油的相对渗透率是油、气、水三相饱和度的函数。最终，计算并绘制了样品在 及不同测试压力条件下的相渗三角图。结果显示，每一种原油存在一个最佳驱替压力时，可动流体空间最大。此外，当原油中含气量较少时，可动流体空间会随压力的增大而增大；当原油中含气量较多时，压力对低渗油藏的可动流体空间的影响不明显。当驱替流体为富气原油时，可动流体空间最大。这是由于，气体的加入占据了原来是束缚水或束缚油的一部分空间，气体的可流动性更强，因此其可动流体空间增加。关键词：东濮凹陷；挥发性油藏；孔隙结构；相渗三角图；可动流体中图分类号：文献标识码：，（，；，）：，（），年 月石 油 地 质 与 工 程 第 卷 第 期，。，：；挥发性油藏流体组分中轻质烃的含量比较高，原油性质、孔隙结构及相渗特征都会影响挥发性油藏的产能。实际油藏可以同时存在两相，也可以同时存在三相；当气相的饱和度很低且无法流动时，可将气相归入到油相；当油、气、水都具有一定饱和度时，需要通过相对渗透率曲线来确定三相的流动性。相对渗透率是用于描述多相流体在岩石中流动特征的重要参数，也是油藏工程计算中的重要参数，通过计算得到可靠的高气油比油藏的三相相对渗透率曲线，进而确定相对渗透率曲线的适用条件及界限。三相相对渗透率曲线的实验测量难度大，且往往是基于预测模型来构建。目前所用的经验模型有以下三方面的局限：基于水湿介质，但应用到几乎不属于水湿的储油岩层；模型很难解释任意驱替路径下的油气圈闭；针对提高采收率计算方面，在含油饱和度较低时，相对渗透率函数形式与实验结果不一致。基于三相相对渗透率测量的复杂性，评价各相等渗透率曲线最常用的方法是使用理论预测模型，这些模型通常利用两相相对渗透率、毛细管压力和饱和历史来预测三相相对渗透率曲线。三相渗透率模型的构建对深入认识致密储层微观渗流机理及提高采收率具有重要意义。东濮凹陷文南地区古近系沙三中段油藏发育致密砂岩储层，埋藏深度 ，具有温度高、原始气油比高、原油挥发性强等特征，注水开发过程中，注水压力大，且注水见效差。为改善挥发性致密油藏开发效果，需要系统开展挥发性致密油藏储层孔隙结构及油气水三相相渗规律研究。本文以东濮凹陷文南地区沙三中段油藏为例，应用恒速压汞、高温高压相渗测试，深入研究深层致密砂岩储层的孔隙结构特征、高温高压油气、油水相渗规律，确定高温、高压、饱和度、流体类型、驱替压力、可动流体等对三相曲线的影响，该研究为挥发性油藏致密储层渗流机理及提高采收率措施制定提供参考。实验样品及方法 地质背景东濮凹陷文南地区古近系受底劈盐构造上拱影响，断裂较为发育，且与断裂相关的断背斜构造也十分发育。研究区开发储层属于深湖 半深湖沉积环境下的水下分流河道及水下天然堤微相；目标储层岩性为长石石英粉砂岩及石英粉砂岩，岩屑中石英含量 ，长石含量 ，磨圆度为次棱角状，分选系数 ，分选较好。恒速压汞对研究区目的层 组致密砂岩样品进行了恒速石 油 地 质 与 工 程 年 第 期压汞测试，组压汞样品的编号分别为、和。实验仪器为，该设备的最高注入汞压力为 。恒速压汞中高精度的泵能实现低速、恒定的进汞速度（）；高分辨压力感应器的分辨率为。恒速压汞实质上是一个低速入汞的准静态过程，该过程中界面张力和接触角保持不变，因此，可以根据入汞过程中微小的自然压力涨落分辨出孔隙和喉道。原油配样利用地层原油、贫气原油和富气原油样品开展相渗实验，首先，将贫气注入衰竭后的地层油中，至地层油饱和压力分别升至，；将脱气油与煤油按照一定比例配制得到模拟脱气油样品，测得其在温度为 、常压条件下的密度为 ，与原始地层脱气油样品密度（）相比，误差仅 ，符合样品的密度要求。配制后的地层油气油比为 ，饱和压力 ，认为模拟地层油样品配制成功。地层原油及配置的贫气原油和富气原油在温度 及不同压力条件下的流体性质如表 所示。贫气原油、富气原油均是取自井口的样品，通过气相色谱仪测定其成分（表）。表 目的层地层原油在 及不同压力条件下的流体性质油种类压力 加气量 黏度（）体积系数气油比（）地层原油 贫气原油 富气原油 表 贫气及富气原油的组分构成类型组分组分组成 贫气原油 富气原油 相渗实验及三相渗流 模型相渗实验采用自主研发的高温高压油气藏流体分析装置，由 驱替泵、恒温箱、夹持器、气体计量装置、油水计量装置等组成，该设备能够承受的最高温度和最大压力分别为 和。模型的建立是基于油水、油气两相相对渗透率曲线构建的储层三相渗透率曲线。该模型基于渠道流理论及适当的假设，使用水阻系数 和气阻系数。为了克服 模型在油的相对渗透率等于 的情况下才能表示两相流的局限性，该模型被进一步改进为标准化的 模型，具体表达式为：（，）（）（）（）（）（）式中：（）和（）指两相流中油相的相对渗透率；指油水两相流中束缚水饱和度下的油相相对渗透率，该值与油气两相流中临界气体饱和度下的油相相对渗透率相等。归一化饱和度 被定义为：（）（）（）式中：指不同水和气饱和度下的残余油饱和度（），此处的（）不是一个固定值，实际值取决于气体饱和度。基于恒速压汞致密砂岩储层孔隙结构分析 通过对 组样品的恒速压汞测试，获得了致密砂岩样品的毛管压力曲线。恒速压汞克服了麻皮效应和高压造成的矿物挤压的影响，进而获得可靠的孔喉参数分布。从图 可以看出，汞饱和度增量具罗波波等 挥发性致密油藏孔隙结构及高温高压三相相渗实验有单峰特征，毛管半径的峰值主要分布在 。汞饱和度增量分布具有明显的正态分布特征。图 致密砂岩样品的恒速压汞毛管压力曲线通过对 块岩心的喉道半径进行统计，样品喉道半径分布在 ；而孔隙半径分布在 ；孔喉半径比分布在 ；最大连通喉道半径分布在 ；入汞曲线的 函数呈幂指数函数变化（图）。从图 可以看出，样品的喉道半径小于 ，且不同样品的喉道半径分布特征差异较大，整体呈“多峰”分布特征；而不同样品的孔隙半径分布几乎完全吻合，存在两个孔隙半径峰值，分别为 和 。这说明目的层致密砂岩的孔隙尺寸相似，但喉道尺寸存在较大的差异，喉道尺寸的差异对致密储层的渗透能力产生较大的影响。因此，可以推断出，样品的渗透率最高，达 ，其平均喉道半径峰值也最大；而 和 样品的渗透率最低，分别为 及，其平均喉道半径峰值也最小。从图 可以看出，块岩心样品的孔喉半径比分布范围呈“双峰”分布特征，峰值主要集中在 和 附近（图）。分析认为，孔隙与喉道的差异越大或孔喉半径比越大，渗透率越低；不同孔喉半径对渗透率贡献不同，当孔喉半径值大于 时，喉道对渗透率贡献明显（图）。从图 可以看出，基于恒速压汞测试的致密砂岩样品渗透率与物性参数之间具有良好的相关性，渗透率随着孔隙度、最大连通喉道半径、喉道半径平均值的增大而呈幂指数增大，随着密度、中值压力、迂曲度等参数的增大而减小。致密储层孔喉作为流体流动和存在的空间，发育程度、连通性及形态均对岩心渗透率影响较大。图 基于恒速压汞 样品的孔喉参数分布特征石 油 地 质 与 工 程 年 第 期图 所测试 组样品孔隙及喉道半径与孔隙体积的关系图 所测试 组样品的孔喉半径分布及对渗透性的影响图 恒速压汞测试获得的样品孔隙结构参数与渗透率的关系 油气 油水相对渗透率曲线构建通过 模型及致密砂岩样品的油水和油气相渗实验，对样品的三相相对渗透率进行了预测分析。从 号和 号样品上各取 块相渗实验样品，分别代表低渗和相对高渗储层，号样品的渗透率为 ，岩样编号为 罗波波等 挥发性致密油藏孔隙结构及高温高压三相相渗实验；号样品的渗透率为 ，岩样编号为 。模型的数学表达式如式（）（），在三相流动中，水和气的相对渗透率可以应用两相中的水气渗透率来预测，而油的相对渗透率则需要通过理论模型来进行预测。从图 可以看出，油、气、水各相的相对渗透率都随着饱和度的增加而逐渐增加。此外，水的相对渗透率是含水饱和度的函数，气的相对渗透率是含气饱和度的函数，而油的相对渗透率是油、气、水饱和度的函数。图 样品的油气和油水相渗拟合结果 三相相渗结果对比基于 模型构建了三相相对渗透率计算方法，并进一步计算和绘制出样品在温度为 、不同测试压力条件下的三相相渗三角图。三相相渗三角图的计算过程如下：（）给予样品含气饱和度一个初值（一般取残余气饱和度），并给予含水饱和度一个初值（一般取束缚水饱和度）。（）固定含气饱和度，含水饱和度的步长取（该值可自行设置，通常步长越小，计算越精确），油的饱和度为 ；当油的饱和度为残余油饱和度时，计算停止。（）将含气饱和度增加至 （该值也可自行设置，该值越小，计算越精确，计算量也越大）保持恒定，然后开始计算含水饱和度，步长为 ，当油的饱和度到达残余油饱和度时，暂时停止计算。（）重复过程（），直到油相相对渗透率值为 时，计算结束。（）筛选得到油相相对渗透率，进而得到油相相对渗透率条件下的三相饱和度，并利用 绘制出三相图。从图 可以看出，随着油相饱和度的增加，相对渗透率也不断增加，而束缚水和残余油以及残余气则限制着三相流动区域。岩心 的束缚水饱和度为 ，残余油饱和度为 ，残余气饱和度为，因此其可动流体空间只有 。统计结果显示，对于取自 号岩样的相渗样品，当驱替流体为原始油样 贫气原油时，条件下可动流体空间最大；当驱替流体为富气原油时，驱替压力对可动流体空间的影响不大。对于取自 号岩样的相渗样品，当驱替流体为原始油样 富气原油时，条件下可动流体空间最大；而当驱替流体为贫气原油时，条件下可动流体空间最大。这说明每一种原油存在一个最佳驱替压力，此时的可动流体空间最大。结合取自 号和 号岩样的相渗计算结果，当原油中含气量较少时，可动流体空间随压力的增大而增大；当原油中含气量较多时，压力对低渗油藏的可动流体空间的影响不明显。对于渗透率较高的油藏，当压力达到一定值时，压力对可动流体空间产生的影响较明显。整体而言，两种岩心的驱替流体为富气原油时，可动流体空间最大，这是由于气体的加入占据了原来是束缚水的束缚油的一部分空间。相较于液体，气体的可流动性更强，可动流体空间也相应增加。结论（）应用恒速压汞、高温高压相渗测试及 模型对东濮凹陷深层致密砂岩储层的孔隙结构特征、高温高压油气、油水相渗规律进行了系统研究。（）样品实验结果表明，不同样品喉道呈“多峰”石 油 地 质 与 工 程 年 第 期图 样品在 及不同测试压力条件下的三相相渗三角图（原始油样）分布，且喉道半径普遍低于 ；不同样品孔隙半径分布一致，存在 和 两个峰值；样品孔喉半径比也具有“双峰”特征，峰值分别为 和。孔喉半径比越大，样品的渗透率越低。当喉道半径值大于 时，喉道对渗透率有明显的贡献作用。（）基于 模型构建了致密储层三相渗透率曲线，油、气、水各相的相对渗透率都随着饱和度的增加而增加；油相相