压汞法研究岩心孔隙结构特征

2013-11-23马文国海明月夏惠芬冯海潮

实验技术与管理 2013年1期

马文国，王影，海明月，夏惠芬，冯海潮，吴迪

（1.东北石油大学教育部提高油气采收率重点实验室，黑龙江大庆 163318；2.大庆炼化公司润滑油分厂，黑龙江大庆 163411）

近年来人们对岩石系的孔隙结构进行了大量研究，蒲秀刚等［1］，通过扫描电镜和常规压汞实验，研究了岩石孔渗参数和储层孔隙结构参数之间的定量关系。刘媛等［2］通过常规压汞技术和恒速压汞技术，对三肇凹陷扶余油层中低渗透储层的微观孔隙结构特征进行了研究，说明孔喉连通性较差，储层孔隙结构异常复杂。王瑞飞等［3］通过通过扫描电镜、常规压汞技术等多种手段，得出储层渗透性差的主要原因是孔隙喉道类型多样。黄毅等［4］利用一定数量岩心毛管压力资料和核磁共振测井资料对比建立了T2分布与岩石孔隙结构参数之间的关系。马新仿等［5］应用分形几何原理，对储层岩石的孔隙结构进行了研究。

对于天然岩心的孔隙结构已经有不少的论述，但是很少有针对天然岩心与人造岩心孔隙结构特征进行研究的。人造岩心因性能稳定、重复性能好，被广泛应用于各类室内驱油实验中，针对人造岩心与天然岩心孔隙结构是否相近，本文选取渗透率在200×10－3、400×10－3、800×10－3μm2左右的人造均质岩心，并选取30块不同渗透率的天然岩心进行压汞实验，通过压汞法得到的毛管压力曲线形态来描述人造岩心与天然岩心的孔隙结构特征；从不同孔隙半径区间的孔隙体积分布，分析人造岩心和天然岩心的孔隙体积及孔喉比的分布特点，对室内实验提高油气采收率及储层的开发效果具有一定指导意义。

1 压汞法原理

汞不润湿岩石表面，是非润湿相。汞进入岩石孔隙的过程可以看作非润湿相驱替润湿相的过程［6－7］。注入压力不断升高，当压力超过孔隙喉道处的毛细管压力时，汞进入孔隙中，这时的注入压力就相当于毛细管压力，所对应的毛细管半径即孔隙喉道半径，进入孔隙中的汞体积即该喉道所连通的孔隙体积。不断改变注入压力，就可以得到孔隙大小分布曲线和毛细管压力曲线。毛细管压力与毛细管孔径之间的关系为

其中：Pc为毛细管压力（MPa）；σ为流体界面张力（N／m）；θ为润湿接触角，r为毛细管半径。

2 实验材料和实验步骤

压汞实验选用的渗透率在200×10－3、400×10－3、800×10－3μm2左右的人造均质岩心由东北石油大学人造岩心室提供，人造岩心对应编号分别为R－1、R－2、R－3。把30块天然岩心按渗透率分为3个等级，天然岩心对应编号为2－1～4－9。人造岩心及天然岩心孔渗参数如表1所示。

表1 人造岩心及天然岩心孔渗参数

表1 （续）

实验步骤如下：

（1）钻取直径为2.5cm的岩样，洗油后烘干；

（2）测定初始状态下岩心各项参数，即气测渗透率、质量、体积、密度；

（3）把岩样放入岩心室中，提高注入压力，压力稳定后记录压力值及注入汞的体积；

（4）注入压力就相当于毛管压力，所对应的毛细管半径即孔隙喉道半径，进入孔隙中的汞体积即该喉道所连通的孔隙体积。不断改变注入压力，就可以得到孔隙大小分布曲线和毛细管压力曲线。

3 实验结果与讨论

3.1 岩心毛管压力曲线特征分析

岩样的毛细管压力曲线的形态主要受孔隙结构的影响。孔隙大小分布越集中，分选性越好，毛细管压力曲线的中间平缓段越长并且越接近横轴［8－10］。孔隙半径越大，则中间平缓段越接近横轴。因此岩石中孔隙半径越大、大孔道越多，则毛细管压力曲线越靠近左下方。毛细管压力曲线与渗透率密切相关，随着渗透率的由大变小，毛细管压力曲线从左下方向右上方逐次排列，渗透率越大，毛细管压力曲线越凸向左下方［11－12］。

选取3块渗透率在200×10－3、400×10－3、800×10－3μm2左右的天然岩心2－3、3－3、4－3做实验。图1给出了在不同渗透率下的人造岩心与天然岩心的毛管压力曲线。

图1 人造岩心与天然岩心的毛管压力曲线

由图1可以看出，人造岩心的毛细管压力曲线都有较长的平缓段，且靠近坐标横轴；而天然岩心只有渗透率较高的岩心才具有较长的平缓段，且曲线靠近左下方，低渗层的毛细管压力曲线远离坐标横轴，且没有平缓段。可以看出，只有高渗透率的人造岩心与天然岩心毛管压力曲线较接近，低透渗的人造岩心与天然岩心的毛管压力曲线有很大差异。

3.2 不同半径区间的孔隙体积和孔喉比

随着毛细管压力的逐渐增加，孔隙半径逐渐减小，把孔隙半径大小分为5个区间，并且用最大孔隙半径除以每段孔隙半径区间的最小值称为此段区间的孔喉比。把对渗透率贡献几乎为零的孔隙半径区间称为无效孔道。表2给出了每个渗透率等级在不同孔隙半径区间的孔隙体积和对应的孔喉比。把占据较大孔隙体积且为有效孔道的孔隙半径区间定义为流体渗流主要的通道。由表2可以看出，人造岩心孔隙体积分布较集中，且随着渗透率的增加，孔隙体积分布的半径区间变大，而低渗透率的天然岩心孔隙体积分布范围较大，高渗透率的岩心孔隙体积分布较集中，主要分布在大孔道处。

表2 不同孔隙半径区间的孔隙体积及孔喉比

图2和图3给出了不同渗透率等级的人造岩心及天然岩心的孔隙体积分布图。由图2可以看出，渗透率为200×10－3μm2的人造岩心50%以上的孔隙体积集中分布半径区间为（1μm，10μm］，对应的孔喉比为1.4～7.1。而相同渗透率等级的天然岩心有60%以上的孔隙体积分布在半径区间为（0.1μm，10μm］，分布不集中，对应的孔喉比为1.7～90.1。由图3可知，高渗透率的人造岩心和天然岩心，绝大多数的孔隙体积分布在半径区间在（5μm，20μm］，孔喉比在1.3～3.3。

根据结果分析，低渗透率的天然岩心的孔隙体积分布不集中，且多分布在孔隙半径较小的区间，而人造岩心的孔隙体积分布较集中，与天然岩心相比孔喉比较小。高渗透率的人造岩心和天然岩心孔隙体积集中分布在孔隙半径较大的区间，且孔喉比较小。

图2 渗透率为200×10－3μm2的人造岩心及天然岩心孔隙体积分布

图3 渗透率为800×10－3μm2的人造岩心及天然岩心孔隙体积分布

3.3 孔隙结构特征参数

描述孔隙结构特征的参数主要分为3类：

（1）孔隙半径特征参数有最大孔隙半径、孔隙半径中值、平均孔隙半径；

（2）孔喉分布特征参数有均质系数、均值半径、相对分选系数、歪度、分选系数；

（3）孔喉连通性特征参数有排驱压力、最大进汞饱和度、饱和度中值压力、特征结构参数。选取具有代表性的参数来评价人造岩心和天然岩心的孔隙结构特征，如表3所示。

表3 人造岩心和天然岩心的孔隙结构参数

由表3可以看出，无论是人造岩心还是天然岩心，平均孔隙半径、均质系数、歪度、排驱压力与渗透率之间有很强的相关性。随着渗透率的增加，储层平均孔隙半径增大，均质系数增加，歪度增加，排驱压力减小。对比人造岩心和天然岩心孔隙结构差异，由表3可以看出，对于中低渗透率的岩样，人造岩心的平均孔隙半径、均质系数和歪度都大于天然岩心的相应参数，并且差异较大；而对于高渗透率的岩样，人造岩心的平均孔隙半径、均质系数、歪度和排驱压力与天然岩心的相应参数相近。