储气库碳酸盐岩裂隙微粒运移实验模拟

2020-12-03游利军邵佳新康毅力陈明君

特种油气藏 2020年5期

游利军，邵佳新，王都，王汉，康毅力，陈明君

(1.西南石油大学，四川成都；2.中国石油西南油气田分公司，四川成都)

0 引言

储气库注采过程中储层孔隙压力的交替变化导致有效应力变化，从而引发裂缝产生应力敏感，且不同尺度的裂缝是工作液漏失和微粒运移的潜在通道。微粒运移会堵塞储气库的注采通道，影响注采效率。目前国内外学者针对油气层中微粒运移进行了大量研究：崔传智等[1]研究了低矿化度水驱的微粒运移机理，分析了注入水矿化度、离子价型对黏土微粒受力与运移量的影响，并建立了微粒运移量与渗透率损害程度之间的关系；Crusebeck和Collins[2]研究发现，流体流速高于临界流速时，储层渗透率明显受到影响；刘浩伽等[3]分析水合物前缘和分解区内部地层砂粒的受力情况，建立了松散沉积物中地层砂粒启动临界流速的计算模型；Reza等[4]利用SiO2纳米流体开展了岩心驱替实验，研究结果表明，SiO2纳米流体会增加孔壁的粗糙度，增大颗粒与孔壁间的吸引力，克服水动力排斥力，从而达到控制储层中的微粒运移；吴建平等[5]通过室内实验、矿场试验和数值计算分析了微粒运移对砾石充填层渗透率、附加压降的影响；Muecke等[6]分析了储层孔隙中微粒运移的控制因素。以往学者多采用地层水进行油气层微粒运移实验评价，鲜有针对高流速下的微粒运移实验评价。选用气体作为实验介质，更加符合储气库由枯竭型气藏改建而成的特点；且储气库具有强注强采、注采流速高的特点，实验模拟实际注气压力梯度和有效应力，可更加客观地反应储气库的实际注采情况。因此，结合现场储气库注采情况，选取西南地区YX储气库碳酸盐岩储层岩心，分析了模拟注采压力增加时干燥岩心和含水岩心诱发微粒运移的机理。

1 实验样品与方法

1.1 实验样品及设备

实验岩心取自中国西南地区YX储气库碳酸盐岩储层，埋深为2 300～2 600 m，地层温度为62.23 ℃，储气库库容为40.5×108m3，垫底气量为17.7×108m3，工作气量为22.8×108m3[2]。研究区为孔隙-裂缝型碳酸盐岩储层，裂缝是储集空间和重要的渗流通道，因此，采用巴西劈裂法对基块岩样进行人工造缝后开展相关实验。实验岩心具体参数见表1。实验装置主要包括气瓶、岩心夹持器、围压系统、质量流量计和数据采集系统等。

表1 实验岩样物性参数Table 1 Physical properties of experimental core samples

1.2 实验方法

(1) 碳酸盐岩应力敏感实验。实验步骤：①将处理好的干燥岩心放入岩心夹持器，在有效应力为40.0 MPa下进行老化处理；②测试有效应力依次为2.0、10.0、20.0、30.0、35.0、45.0、50.0、60.0 MPa下的岩心渗透率；③采用应力敏感系数法[7]进行应力敏感程度评价。

(2) 碳酸盐岩气体速敏实验。实验步骤：①将干燥岩心和蒸馏水浸泡12 h的岩心造缝后，放入岩心夹持器中，加高围压，静置4 h，消除应力敏感；②保持围压始终大于入口压力2.0 MPa，测试压力梯度为0.010、0.035、0.060、0.100、0.150、0.200、0.300、0.400、0.800、1.600、2.000 MPa/cm的渗透率；③确定临界流压梯度点。

(3) 模拟注采压力增加时干燥岩心与含水岩心的流动实验(简称流动实验)。实验前保持高围压以消除应力敏感，实验过程中采用高纯N2作为气测介质，对实验结果进行线性回归以消除或减小气体滑脱效应的影响。干燥岩心流动实验步骤：①将基块岩心进行烘干、造缝等预处理；②保持围压为40.0 MPa，静置4 h消除应力敏感；③保持有效应力为40.0 MPa，测定实验前岩心渗透率，记为基准渗透率；④保持有效应力恒定为40.0 MPa，测定入口压力依次为1.5、2.0、4.0、8.0、10.0 MPa时的渗透率；⑤通过浊度仪实时监测上述岩心出口端烧杯中蒸馏水浊度。含水岩心流动实验步骤：①将基块岩心烘干后，在蒸馏水中浸泡12 h后进行人工造缝；②保持围压为40.0 MPa，静置4 h消除应力敏感；③保持有效应力为40.0 MPa，测定实验前岩心渗透率，记为基准渗透率；④保持有效应力恒定为40.0 MPa，测定入口压力依次为1.5、2.0、4.0、8.0、10.0 MPa时的渗透率。采用SEM对模拟注采压力增加时实验前后的岩心裂缝壁面进行观察分析。

2 实验结果与讨论

2.1 实验结果

2.1.1 碳酸盐岩应力敏感实验

图1为有效应力与渗透率关系。由图1可知，随着有效应力的增加渗透率整体降低，但实验过程中存在渗透率增加的情况。2块裂缝岩心的应力敏感系数分别为0.20和0.34，应力敏感程度为弱—中等偏弱。

图1 有效应力与渗透率的关系Fig.1 Relationship between effective stress and permeability

2.1.2 碳酸盐岩气体速敏实验

图2为干燥岩心和含水岩心气体速敏实验结果。表2为气体速敏实验评价结果。由表2可知，干燥岩心和含水岩心的平均渗透率损害率分别为47.71%和66.25%，速敏程度为中等偏弱—中等偏强和中等偏强—强。在速敏实验前加高围压以消除应力敏感，保证了实验的准确性。临界流压梯度是指在该流压梯度下已发生微粒运移，由表2可知，微粒更易在干燥情况下发生运移。由图2可知，干燥岩心和含水岩心速敏实验的渗透率整体呈降低的趋势。

图2 干燥岩心和含水岩心气体速敏实验结果Fig.2 Gas velocity sensitivity test of cry and water-bearing core samples

表2 气体速敏实验评价Table 2 Experimental evaluation of gas velocity sensitivity

2.1.3 流动实验渗透率测试

表3为干燥岩心和含水岩心渗透率损害实验结果。由表3可知，干燥岩心和含水岩心随着注采压力增加，渗透率均降低，干燥岩心的平均渗透率损害率为77.00%，含水岩心的平均渗透率损害率为84.00%。

表3 岩心渗透率损害实验Table 3 Permeability loss test of core samples

2.2 讨论

2.2.1 注采压力对微粒运移的影响

图3为流动实验的岩心渗透率变化及渗透率与浊度关系。由图3可知，干燥岩心随注采压力增大，渗透率先波动，再减小，并趋于平缓，表明注采压力增加导致渗透率敏感性增强。这是因为随注采压力增加，微粒脱落并发生运移，导致渗流通道桥接堵塞。模拟注采压力增大时干燥岩心流动实验中，YX-2的裂缝宽度小于YX-1和YX-3，渗透率减小后保持不变，再次减小后趋于平缓，表明微粒与裂缝匹配关系较好(图3a)，而3块岩样渗透率的变化特征各异。模拟注采压力增大时含水岩心流动实验中，3块岩心渗透率整体减小，渗透率变化特征相似(图4a)。碳酸盐岩基块致密，毛管力强，水浸泡后的岩心中饱和大量水，岩心人工造缝后裂缝壁面微粒表面存在水膜。水膜的厚度很小，但岩石比表面大，对微粒起到较强的束缚作用，一旦微粒在裂缝内形成封堵层便很难被破坏[8]。

浊度是一种光学效应，是指水中悬浮物透过光线时所发生的阻碍度，反映蒸馏水中微粒的浓度[9]。由图3b可知，实验过程中岩样出口端的浊度发生波动，表明发生微粒运移。含水岩心的渗透率随着注采压力的增加而降低(图4a)，且渗透率和浊度之间呈现较好的负相关性，即部分渗透率的降低伴随着浊度的升高(图4b)。

图3 注采压力增加时干燥岩心渗透率变化及渗透率与浊度关系Fig.3 Dry core sample permeability and permeability turbidity relationship with an increase of injection-production pressure

图4 注采压力增加时含水岩心渗透率变化及渗透率与浊度关系Fig.4 Water-bearing core sample permeability and permeability turbidity relationship under an increase of injection-production pressure

2.2.2 流动实验前后裂缝壁面结构特征

孔喉和裂缝内微粒的脱落和运移导致渗透率降低[10]。实验前干燥岩心和含水岩心裂缝表面均存在较少微粒和松散结构(图5a、b)，而实验后干燥岩心和含水岩心裂缝表面出现了较多的微粒(图5c、d)。这表明当注采压力梯度超过临界压力梯度时，裂缝壁面的微粒在气体的拖拽作用下发生拉张破坏，微粒脱落，当裂缝壁面有高速气流通过时，脱离裂缝壁面的微粒会以漂浮、跳跃或蠕动3种形式移动[11]，并在二次沉积过程中撞击壁面，将部分动能转化为壁面砂粒的动能，进一步促进微粒脱落。储层岩石在含水和干燥情况下的力学参数存在差异，岩石孔隙或微裂隙的水与岩石结构面产生物理化学反应后，力学性质会弱化，加之以较大的压力梯度驱替，微粒运移会更加显著，应避免钻完井过程中工作液滤液侵入储层，防止其弱化岩石强度，加剧微粒运移。注采过程中的驱替和蒸发作用导致岩心含水饱和度降低，岩石由湿变干，干湿交替会弱化微粒之间的相互作用，引起孔隙度和微粒形态等微观结构改变，宏观表现为岩石力学性质的降低[12]；同时注气过程中汽化携液作用带走裂缝壁面大量水相，裂缝表面的微粒黏结力降低，当注气压力梯度大于临界压力梯度时，微粒的平衡状态更易被打破，微粒在气体的拖拽作用下发生脱落并运移，改变微粒的沉积方式，堵塞渗流通道[13]。

图5 注气压力增加下干燥岩心与含水岩心裂缝壁面扫描电镜图像Fig.5 Scanning electron microscopy images of fracture surface for the dry and water-bearing core samples under an increase of injection-production pressure

2.2.3 有效应力对微粒运移的影响机理

图6为岩心YX-A应力敏感实验前后裂缝壁面扫描电镜图像。由图6可知，实验前裂缝表面存在致密结构和少量孔隙(图6a—c)。有效应力加载过程中，岩心裂缝壁面发生破坏，裂缝壁面产生微粒(图6d—f)，为微粒运移提供微粒来源，同时，岩心裂缝壁面发生破坏时产生了微裂缝(图6d—f)，增加了裂缝的导流能力，从而随着有效应力增大，导致渗透率增加(图1)。

图6 应力敏感实验前后裂缝壁面扫描电镜图像Fig.6 Scanning electron microscopy images of fracture surface before and after stress sensitivity test

2.2.4 微粒运移对储气库多尺度注采的影响

储气库碳酸盐岩储层发育有不同尺度的孔隙和裂缝，决定了储气库注采过程中气体运移的多尺度特性。气体运移遵循先从基块到天然裂缝的解吸或扩散，再从天然裂缝到水力压裂人工缝的渗流过程，最后流入井筒[14-15]。微粒运移对裂缝宽度较小的岩心渗透性影响较大，且不同宽度裂缝岩心的渗透率变化特征存在差异，即微粒运移对不同尺度的孔缝影响存在差异，进而影响储气库注采过程中气体运移的多尺度特性。碳酸盐岩储层发育纳米和微米级孔洞和微裂缝，微粒易将其桥接堵塞，因此，对气体从碳酸盐岩储层基块到天然裂缝的扩散过程影响较大。而对于毫米或厘米级的裂缝，微粒不易桥接堵塞，气体从天然裂缝到水力压裂人工缝的渗流过程受到较小的影响。储气库实际注采过程中，注采压差导致微粒运移，产生的大量微粒会影响储气库的多尺度注采。