柴西地区变围压条件下储层物性变化规律

2016-12-20张津宁张金功

特种油气藏 2016年5期

关键词：压缩系数喉道渗透率

张津宁，张金功

(1. 大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069；2. 西北大学，陕西西安 710069)

柴西地区变围压条件下储层物性变化规律

张津宁1，2，张金功1，2

(1. 大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069；2. 西北大学，陕西西安 710069)

利用柴达木盆地西部地区16个砂岩样品进行变围压实验，对砂岩储层中围压与孔隙度、渗透率及岩石孔隙压缩系数的关系进行研究。结果表明：当围压升高时，岩石颗粒重新排列，体积缩小；当围压降低时，岩石颗粒体积恢复，排列样式不会恢复；围压的变化对常规储层影响较大，对低渗透储层影响较小，渗透率变化幅度取决于喉道改变程度。岩石孔隙压缩系数随着围压的升高而降低，两者之间存在指数函数关系，建立了围压与岩石孔隙压缩系数的经验公式，该公式对柴达木盆地西部地区油藏工程研究具有一定的指导意义。

变围压；储层物性；压缩系数；柴达木盆地；柴西地区

0 引言

随着油藏工程技术飞速发展，储层地层压力与孔隙度、渗透率及岩石孔隙压缩系数的变化关系成为研究重点。李传亮[1-3]认为，矿物硬度越大，岩石的压缩系数越小，实测岩石压缩系数偏高是由于岩心表皮效应所致。王厉强[4-5]认为岩心表皮效应不是实测孔隙压缩系数偏大的主要原因，提出实测压缩系数校正公式。前人对计算公式做了大量的研究工作[6-7]，而忽视了实验研究对实际应用的价值。围压—孔隙度、围压—渗透率及围压—岩石孔隙压缩系数变化关系具有较强的地域性[8]。该文在取心实验研究的基础上，分析柴达木盆地西部地区(简称柴西地区)围压—孔隙度、围压—渗透率及围压—岩石孔隙压缩系数的变化关系及影响因素，针对柴西地区建立了精度较高的指数函数公式，可为油田开发措施调整提供依据。

1 实验方法

1.1 试样设备与样品信息

样品取自于柴西地区，在不同地区的4口取心井中各选取4块样品，共16块样品。16块样品埋藏深度为1 728.00～3 441.95 m，岩性为长石砂岩、泥质粉砂岩。实验前样品颗粒体积为20.487～31.639 cm3，地面孔隙度为10.13%～21.31%，地面渗透率为0.119×10-3～62.000×10-3μm2。

1.2 实验方案

将16块样品分别切成直径为25.4 mm、高为50.8 mm的圆柱体，端面磨光；将切好的样品烘干，对部分含油迹样品除油后进行颗粒体积、孔隙度及渗透率测量。对样品进行覆压实验，分为升压和降压2步，对样品加减压力到一定数值时保持3～21 min后进行孔隙体积、孔隙度及渗透率测定，渗透率测试介质为N2。

2 实验结果分析

2.1 孔隙度随围压变化分析

将16块样品按照实验前孔隙度的大小排序，选取1组具有代表性的岩心作为实验样品，做孔隙度随围压变化关系图(图1)。由图1可知，当围压开始升高时，孔隙度随围压的增大而降低，升压初期孔隙度降低幅度较大，后期幅度趋于平缓；当压力增至44.728 MPa时停止升压，改为降压，在降压的过程中，孔隙度随着压力的降低而升高，降压初期样品孔隙度的升高幅度与升压后期孔隙度升高幅度相似，部分样品孔隙度大于升压后期孔隙度，整个降压过程孔隙度变化曲线接近直线。

图1 孔隙度与围压的关系

孔隙度的变化大小取决于岩石在净上覆压力状态下的形变程度。实验结果认为，无围压状态下岩石颗粒松散排列(图2a)；当围压开始升高时，岩石颗粒与颗粒之间发生重新排列(图2b)；围压持续增大至颗粒无法再重新排列(图2c)，岩石颗粒与颗粒之间开始发生相互作用，颗粒发生缩小变形，同时颗粒间孔隙随之缩小，因此，升压初期孔隙度变化幅度较大，升压后期孔隙度变化平缓。实验压力达到44.728 MPa时开始降压，降压初期颗粒受到的压力开始释放，岩石颗粒形变迅速反弹，颗粒间孔隙随之恢复(图2d)，出现降压初期孔隙度大于升压后期孔隙度的情况。整个降压过程孔隙度变化的幅度相对平缓，说明岩石颗粒与颗粒之间压力减小，使颗粒形变逐渐恢复，但颗粒位置发生的重新排列却无法恢复到最开始的状态，因此，无法达到初始孔隙度。

2.2 渗透率随围压变化分析

为了实验整体的对比性，继续用同一组样品做渗透率随净上覆压力变化关系图(图3)。4个样品中，2块样品(CY4-1、CY4-2)渗透率相对较高，2块样品(CY4-3、CY4-4)渗透率相对较低。实验过程中，升压前期渗透率下降幅度较大，升压后期渗透率下降平缓；当压力增至44.728 MPa时停止升压，改为降压。渗透率随着压力的降低而增大，降压前期出现相同围压下渗透率大于升压后期渗透率的现象，整个降压过程渗透率变化曲线接近直线。

图2 岩石颗粒随围压变化微观特征

岩石的孔隙和喉道控制渗透率的大小，按照储集层渗透率分级，渗透率较高的2块样品为常规储集层，渗透率较低的2块样品为低渗透储集层。由于该组样品孔隙度大小相当，因此，样品渗透率的大小主要取决于喉道的差异，渗透率高的样品喉道相对较粗，渗透率低的样品喉道相对较细。根据实验结果显示，当样品升压时，孔隙和喉道均会变小变细。渗透率高的样品渗透率下降的幅度较大，说明升压时孔隙受压，原来的孔喉结构被破坏，喉道缩小，渗透率下降；当样品降压时，孔隙和喉道会随之变大变粗，但是不能恢复到原始状态。

实验过程中，常规储集层渗透率变化幅度约为10.0×10-3μm2，升压前和降压后最终渗透率变化较大，约为2.0×10-3μm2；渗透率低的2块样品在实验过程中变化幅度在1.0×10-3μm3以内，升压前和降压后最终渗透率变化微小，范围在0.5×10-3μm3以内。对比分析认为，低渗透储集层孔隙的受压缩小或降压变大对喉道结构的改变影响很小，没有对渗透率产生较大的影响。该现象说明围压的变化对常规储集层影响较大，对低渗透储集层影响微小，即低渗透率储集层应力敏感性弱。

图3 渗透率与围压的关系

2.3 岩石孔隙压缩系数随围压的变化

岩石孔隙压缩系数为当外加有效压力每升高单位压力时单位孔隙体积的变化量，表达式为：

(1)

式中：Cp为岩石孔隙压缩系数，10-4MPa-1；Vp为岩石孔隙体积，cm3；p为围压，MPa。

根据式(1)，将同一组实验样品数据进行整理计算，并绘制岩石孔隙压缩系数随围压变化图(图4)。

图4 岩石孔隙压缩系数与围压的关系

由图4可知，岩石孔隙压缩系数随着围压的升高而降低，两者有较好的指数关系，相关系数达到了0.953 3，因此，线性回归公式为：

Cp=31.714e-0.046p

(2)

油藏开发过程中，储层围压会随开发进度发生改变，导致岩石骨架发生压缩变化，压缩变化促使岩石颗粒、孔隙及总体积的改变，而这种改变会影响岩石孔隙压缩系数的大小。式(2)中，储层围压和岩石孔隙压缩系数的关系得到了较好的体现。岩石孔隙压缩系数是油藏工程研究的一个重要参数，由于计算岩石孔隙压缩系数经验公式有很强的地域性，式(2)仅针对柴达木盆地西部地区油藏工程研究具有一定的指导意义。

岩石压缩系数是油气藏动态储量计算、弹性产能评价和试井解释结果的重要参数。A油藏为柴西地区复杂断块油藏，根据实测平均压力，利用式(2)对该油藏开发过程中岩石压缩系数进行计算，可较为便捷地分析岩石孔隙压缩系数随油气藏开发动态变化情况，为开发调整提供依据。例如S40井区为柴西新探区，目前处于开发早期阶段。利用式(2)对该井岩石孔隙压缩系数随深度的变化进行分析(表1)。

表1 S40井岩石孔隙压缩系数随围压的变化(部分数据)

由表1可知，砂岩储层压缩系数随深度的增加逐渐减小，与实际情况相符，且与实测压缩系数相近，可为开发层系和方案的选择提供依据。

3 高、低渗透率储层岩石变形差异对比分析

岩石孔隙和喉道控制渗透率的大小，当孔隙度大小相近时，样品渗透率大小主要取决于喉道的差异，即渗透率高的样品喉道相对较粗，而渗透率低的样品喉道相对较细。高渗透率岩石加载外力时，颗粒与颗粒之间重新排列，当无法重新排列时，颗粒发生缩小变形，整个过程改变初始的孔喉结构，孔隙度减小，喉道变细，与初始的粗喉道相比变化幅度大，实验数据中的渗透率变化幅度为10.0×10-3μm2左右。低渗透率岩石加载外力时，颗粒与颗粒之间重新排列，颗粒缩小变形，孔喉结构也会发生改变，孔隙度减小，喉道变细。由于低渗透率岩石初始喉道较细，即使孔喉结构发生变化，喉道的粗细程度变化也并不大，实验数据中的渗透率变化范围在0.5×10-3μm3以内。李传亮提出了多孔介质的双重有效应力原理，利用该理论来解释实验过程，结构变形可以理解为岩石颗粒与颗粒之间重新排列，本体变形可以理解为颗粒发生缩小变形。在实验过程中，高渗透率岩石样品和低渗透率岩石样品均发生结构变形。岩石样品加压时，前期主要为结构变形，后期主要为本体变形；降压时，只发生本体变形，不发生结构变形。结果显示，高渗透率岩石样品渗透率变化受结构变形影响较大，低渗透率岩石样品受结构变形和本体变形影响较小。因此，高、低渗透率储层岩石变形存在差异，渗透率变化幅度取决于喉道改变程度。