柴达木盆地英西地区储层孔隙特征及宏观微观渗流特征

郑永仙，陈晓冬，王 果，王妍芝，任晓娟，罗向荣，李晓骁

(1.中国石油青海油田分公司 勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736202； 2.西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065； 3.中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249)

引 言

1 研究区储层微观孔隙特征及分类

通过对大量铸体薄片、扫描电镜(SEM)、X衍现场取心观察进行统计(图1)，可见研究区储层整体物性致密，质量较差。岩石类型较为复杂，包括湖相碳酸盐岩、泥岩和泥质粉砂岩及其混合类型。碳酸盐岩主要以泥晶结构为主，又可分为灰岩和白云岩，其中泥晶白云岩为研究区重要的储集岩[15]。储层中常见天然裂缝及充填状态的天然裂缝，尺寸大小从毫米到微米均广泛发育，是油气藏的储集空间也是流体渗流的主要通道，是影响储层渗流能力和油井高产稳产的重要因素。储层裂缝类型主要包括构造缝、压裂裂缝和微裂缝。构造缝是油藏成藏和沉积过程中受构造运动产生，由测井资料解释得知构造缝缝宽高、尺度大，且肉眼可见，但是裂缝中多为石膏充填或者半充填状态，多为无效缝。压裂裂缝部分为充填状态的构造裂缝在一定压裂过程中重新开启，压裂缝网规模较小，但是数量巨大，是形成高效渗流系统、维持油藏高效稳产的主要因素。微裂缝主要是沉积过程产生的一些溶蚀裂缝和压裂过程中派生的大量微裂缝，主要沟通储层基质与压裂裂缝产生的高渗通道。储层中溶孔发育但是分布不均匀，主要为石膏、岩盐等矿物溶蚀产生的孔洞，尺寸大多数为微米—毫米级。除规模可见的溶蚀孔，储层基质中存在大量白云石粒间溶孔、晶间溶孔和少量泥砂岩孔隙，这类孔隙尺寸多为亚微米级别，孔喉小且数量较多，是影响物性致密程度的主要成分。微裂缝和溶孔极大地改善了基质中孔喉的连通性，但由于分布数量相对较少、分布位置局限且并不均匀，使得储层中仍然以微纳米孔喉发育为主。

图1 研究区储集层孔隙特征Fig.1 Pore characteristics of reservoir in the study area

根据孔喉组合方式及对渗流能力的影响，本文将研究区碳酸盐岩储层分为3类：裂缝型、溶孔型和基质孔隙型，进而研究不同类型碳酸盐岩岩心渗流特征。

(1)裂缝型。裂缝型包括构造缝、压裂裂缝和微裂缝，指以裂缝为主要渗流通道类型的岩心。实验中主要评价微裂缝对岩心渗流的影响，这类岩心气测渗透率较高，孔隙度在10%左右。裂缝型岩心见图2(a)。

(2)溶孔型。溶孔型岩心指溶孔尺寸较大且发育规模明显的岩心，以溶孔为主要的储集和渗流空间，且这类岩心并不含尺寸规模较为明显的微裂缝。溶孔型岩心数量较少但物性较好，岩心气测渗透率大多在(1～5)×10-3μm2，饱和法测孔隙度在10%～16%。

(3)基质孔隙型。基质孔隙类型以尺寸微米级及以下的粒间孔、晶间孔为主，含少量溶蚀孔。这类岩心以孔隙为主要的流动通道，岩心不含微裂缝和尺寸较大的溶孔，基质孔隙型分布数量最大，同时物性最为致密，岩心气测渗透率小于1×10-3μm2，甚至处于0.3×10-3μm2以下，饱和法测孔隙度多数小于10%。

图2 不同孔隙结构类型岩样Fig.2 Classification of different pore structure combinations

2 实验部分

2.1 实验仪器及材料

岩心驱替实验仪器主要包括ISCO-100DX恒压恒速泵、耐高压夹持器、环压跟踪泵、压力传感器、HX-2恒温箱、MiNiMR-HTH核磁共振仪、Olympus高倍光学显微镜等；实验用水为模拟地层水，室温下模拟地层水黏度和密度分别为2.065 mPa·s和1.195 g/cm3，CaCl2型，矿化度315 624 mg/L；实验用油为模拟油(原油、正癸烷与煤油配制而成)，室温下黏度和密度分别为0.940 2 mPa·s和0.741 g/cm3。实验所用岩心均为天然岩心，取自英西地区S41-6-1井、S52-1井、S41-2井，长度4.0～5.8 cm，直径约2.5 cm，经洗油、烘干后气测渗透率在(0.051 6～112)×10-3μm2。实验所用微观模型为真实岩样模型，将相应岩心切片、磨光成厚度0.1 cm的薄片，置于特制透明玻璃片中从而保留原有的孔隙结构特征，并观察微观油水分布。

2.2 实验方法

岩心启动压力梯度实验参考文献[16-18]进行，在不同驱替压差稳定后，测量单相模拟地层水通过岩心的流量，绘制流量与压力梯度关系曲线，把曲线延长至与压差轴交汇，求出相应类型岩心启动压力梯度；油水两相渗流实验参考标准SY/T 5345—2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》进行，对不同类型岩心或微观模型采用直接饱和模拟油并进行水驱的方法，观察渗透率及驱油效率变化，并且对饱和油、残余油状态的岩心进行核磁共振扫描，得到该状态时的T2谱曲线。注入端始终由压力传感器进行监测记录。微观驱油实验采用岩心切片微观驱油模型，实验过程对模拟油采用油溶红染色，并用奥林巴斯高倍显微镜进行观察，记录油、水在岩石中的分布。

3 实验结果

3.1 岩心驱油特征

不同类型岩心水驱前后的渗流能力结果见表1。由表1可见，3类孔隙结构组合的岩心表现出明显的渗流能力差异。裂缝型岩心的气测渗透率最高，其残余油状态的平均水相渗透率为7.99×10-3μm2；溶孔型的渗流能力要弱于裂缝型岩心，水驱后残余油状态下的平均水相渗透率为0.962×10-3μm2；基质孔隙型由于主要以微纳米孔隙和喉道为主，造成其渗流能力要远低于裂缝型和溶孔型，水驱后残余油下水相渗透率与裂缝型和溶孔型相差10～103倍。由此可见，在孔、洞、缝同时发育的储层，裂缝与溶孔易于流动并发育成主要渗流空间，而油藏中发育最广泛的基质中的原油流动异常困难。

表1 不同孔隙结构类型岩心的渗流特征Tab.1 Permeability characteristics of cores with different pore structure

将水驱油过程中采出端未见水时的驱油效率定义为无水期驱油效率，观察不同孔隙结构组合岩心水驱过程的驱油特征，实验结果见表2。由表2可以看出，3类孔隙结构的岩心水驱油效率表现出明显的差异。整体而言，水驱油效率裂缝型>溶孔型>基质孔隙型，说明由于孔隙结构造成岩心渗流能力的差异，进而造成了水驱油效率的差异。同时，从无水期驱油占比可以看出，裂缝型与溶孔型也要高于基质孔隙型，说明裂缝和大孔道中原油一旦被采出，将很快成为注入水的主流通道；基质孔隙型驱油过程更慢，需要一定的注入体积才会增加最终的驱油效率。但是，裂缝与大尺寸的溶孔发育是有限的，由于其渗流能力更强，注入水突破后将很难再进入渗流能力差异巨大的基质孔隙中，也就造成只有裂缝和溶孔及相邻孔喉中的原油可以被采出，而微纳米孔喉发育的基质将成为剩余油区域。

表2 不同孔隙结构类型岩心的驱油特征Tab.2 Oil displacement characteristics of cores with different pore structure

核磁共振T2谱也反映了3种孔隙结构造成的驱油特征差异性，T2弛豫时间越大，对应的孔喉尺寸也越大[19]。水驱前后T2谱见图3，反映了不同孔隙结构组合的岩心在水驱过程中油水分布特征。由图3可见，3种类型的岩心核磁T2谱均表现为双峰特征，中大孔发育程度越高，右峰的比例越大。从3种类型岩心水驱前后T2谱变化幅度可以看出，裂缝型的水驱前后T2谱变化最为明显，基质孔隙型变化幅度最小，说明孔喉尺寸制约了驱油效率的大小。溶孔和裂缝越发育，孔喉连通性越好，相对孔喉尺寸越大，驱油效率越高。微纳米孔喉发育为主的基质孔隙分布更广，但是小尺寸孔喉中的油很难被驱替采出。说明水驱效率主要贡献者是中、大孔喉，小孔喉成为了主要剩余油滞留区域。

3.2 微观驱油特征

微观砂岩模型基本保存了原始岩石中的孔隙结构，可采用其研究孔隙结构对驱油特征的影响[20]。取分别代表3类孔隙结构的S46、S34与S24岩心切片进行微观驱油实验，结果见图4。结果表明，3块岩心微观模型水驱油过程均存在前缘突破，当无水采油期结束后，油水共采阶段时间短，并形成注入水的微观渗流通道，波及范围不再改变。特别是在裂缝型S46中，注水开始阶段，裂缝中的原油首先被驱替出来，随着注入体积的增加，水逐渐进入低渗通道，但各个通道之间连通性差，只有极少部分通道是连通的，水仍沿着单相水渗流时的通道突破，突破后有大量注入水沿着水道流出，并没有波及到整个岩心微观模型，从而导致大量的油难以被驱替出来，由此形成了大量的残余油。相比之下，S34溶孔型由于大孔之间连通较好，大孔的原油被开采，只有连通性差的小孔区域滞留少量残余油。在基质孔隙型S24中，相比溶孔型，其发育的大尺寸孔喉数量变少，微小孔数量增多，水驱后只有大孔喉与相邻的小孔喉的原油被采出，大部分剩余油集中分布在小孔喉中。

图3 不同孔隙结构岩心水驱前后核磁共振T2谱Fig.3 NMR T2 spectra of cores with different pore structure before and after water flooding

图4 不同孔隙结构微观砂岩模型水驱特征Fig.4 Water flooding characteristics of microscopic sandstone models with different pore structure

3.3 启动压力梯度分析

3.3.1 单相水启动压力梯度

对3类孔隙结构组合的11组岩心的单相水启动压力梯度进行测试，结果见图5。考虑到单相流体低速非达西渗流方程的表述方法有许多，其中最为精确的表达方法是幂函数和线性方程的组合形式，但存在最大的问题就是将连续的渗流过程分为两个阶段。通过对大量单相流体的渗流实验数据的拟合，得到比较合理的单相流体的低速渗流拟合方程

y=ae-a0x+bx+c。

(1)

式中：y为实验流量，mL/min；x为压力梯度，MPa/m；a、a0、b、c为拟合参数，拟合系数a和c反映了当岩心渗透率低、孔喉细小时，边界层流体对渗流的影响；拟合参数b是达西渗流系数，与岩石的渗透率和流体的黏度有关。

图5 不同孔隙结构岩心驱替流量与压力梯度的关系Fig.5 Relationships between displacement flow-rate and pressure gradient of cores with different pore structure

根据拟合方程，得到不同孔隙结构岩心的单相水启动压力梯度，结果见表3。

表3 不同孔隙结构岩心单相水启动压力梯度及拟合公式Tab.3 Water threshold pressure gradient and seepage curve fitting formula of cores with different pore structure

由表3可以看出，在储层有效应力下，不同孔隙结构类型的岩心具有不同的单相水启动压力梯度。裂缝型岩心的单相水启动压力梯度在0.002 23～0.083 8 MPa/m，当渗透率大于10×10-3μm2时，在有效应力下裂缝可能处于半闭合或者开启状态， 其单相水启动压力梯度较小，单相水易于发生流动；但是当微裂缝宽度较小、气测渗透率较低时，在一定的有效应力作用下处于闭合或者完全闭合状态后，裂缝型岩心的单相水启动压力梯度基本和孔隙型岩心单相水启动压力梯度相似；溶孔型岩心单相水启动压力梯度在0.045 0～0.065 7 MPa/m，说明溶孔型岩心的单相水启动压力梯度要略大于裂缝型但小于基质孔隙型岩心，一定的外界压力即可以发生单相水的流动；基质孔隙型岩心单相水启动压力梯度在0.071 3～0.168 6 MPa/m，平均可达0.115 3 MPa/m，说明当岩心物性越差，特别是当岩心气测渗透率低于1×10-3μm2，越显示出非线性渗流特征的趋势， 当样品渗透率越大， 裂缝和溶孔发育程度越高时，孔喉半径也就越大，边界流体所占的比例减少，边界层对流体渗流的影响程度减弱[21-22]。从图6气测渗透率与单相水启动压力梯度的关系可以看出，随着渗透率的增加，启动压力梯度也越来越小，而渗透率越低，启动压力越大。

图6 不同孔隙结构岩心气测渗透率与单相水启动压力梯度的关系Fig.6 Relationship between water threshold pressure gradient and gas permeability of cores with different pore structure

3.3.2 油水两相启动压力梯度

取与3.3.1中气测渗透率相近的3类岩心饱和模拟油，并进行水驱油实验，得到油水两相启动压力，实验结果见图7。可以看出，油水两相启动压力梯度变化趋势基本与单相水相同，随着气测渗透率的增加而迅速降低。当渗透率低于1×10-3μm2时，启动压力梯度上升明显。同时，由于油水两相之间的黏滞力与孔喉之间的毛管力， 整体而言，水驱油的启动压力梯度相比单相水有所上升。对于渗透率较高的裂缝和溶孔型岩心， 其变化趋势不明显，说明水驱油过程中油水易于流动。但是， 对于基质型岩心， 其油水两相启动压力梯度增加了50%以上， 且渗透率越低， 压力梯度越大， 最高可达0.266

图7 不同孔隙结构岩心气测渗透率与油水两相启动压力梯度的关系Fig.7 Relationship between oil-water two-phase threshold pressure gradient and gas permeability of cores with different pore structure

MPa/m。在油藏复杂条件下，常规开采方法无法启动孔隙内原油。这也验证了储层中裂缝与溶孔越发育， 水驱油效率与渗流能力越好， 但是微纳米发育的基质储层注入水难以进入并波及， 是剩余油滞留空间。

4 结 论

(1)3类岩心油水两相渗流能力差异明显，裂缝和溶孔是主要的渗流空间，基质孔隙型岩心的渗流能力最差，相差可达10～103倍；裂缝与溶孔型水驱油过程无水期驱油效率占比高，驱油效率高，容易形成高含水流动通道；基质孔隙型水驱油效率最低，平均仅为16.7%。同时，核磁共振T2谱显示，中大尺寸孔喉越发育的溶孔与裂缝型岩心，水驱前后T2谱变化越明显。

(2)岩心微观模型实验结果显示，大尺寸孔喉发育且连通性最好的溶孔型驱油效果最好，裂缝型岩心微观模型只有裂缝及连通的孔喉中的油能被启动驱出，而基质孔隙型微小孔发育数量最多，中大尺寸孔喉连通性最差，残余油分布最多。

(3)溶孔型和裂缝型岩心的单相水启动压力梯度较低，基质孔隙型岩心的启动压力梯度最大，平均可达0.095 3 MPa/m；水驱油过程的油水两相启动压力梯度具有相同的趋势，但是，裂缝型与溶孔型岩心的油水两相启动压力梯度上升幅度不大，基质孔隙型岩心油水两相启动压力梯度最高可达0.266 MPa/m，验证了基质孔隙型水驱油效果差、渗流能力弱的特点。