川南地区龙马溪组页岩储层水接触角及其稳定性影响因素
2021-12-08高之业熊书苓范毓鹏
高之业,熊书苓,成 雨,范毓鹏
(1.油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249;2.中国石油大学(北京),北京 102249)
0 引 言
目前,川南地区海相页岩气已经在中国页岩气勘探开发中处于重要地位[1],下志留统龙马溪组是最优层系,近年来获得了广泛的研究和关注[2-3]。页岩储层润湿性会对页岩气赋存状态、运移和聚集产生重要的影响,进而影响页岩气富集过程和产出行为[4],因此,页岩储层润湿性研究在油气储层评价中得到了广泛的重视。与常规油气储层物质组成以矿物为主且界面性质较为均一的特征不同[5],页岩储层发育有机质并具有复杂的混合型润湿性特征,导致页岩储层润湿性表征难度大[6-10]。近年来,针对页岩储层非均质性强的特点,学者们提出了多点位测接触角求取平均值、提高页岩表面平整度与其他方法(核磁共振、自发渗吸)相结合等思路以弱化页岩非均质性对接触角测定结果的影响[11]。同时,相关研究指出页岩储层接触角在测定过程中会随时间不断变小,但是其稳定性影响因素尚不明确[12]。此外,页岩层理发育,其对接触角测定的影响也尚不清晰[13]。这些问题的存在都制约了接触角法在页岩储层润湿性表征中的有效应用。该文以川南地区下志留统龙马溪组页岩为研究对象,通过开展单矿物和页岩水接触角实验,明确矿物组成、不同流体及层理方向对页岩水接触角及其稳定性的影响,并提出在不同层理方向下与不同的流体饱和实验环境中页岩接触角稳定性指数预测公式。
1 样品信息
从川南地区L1、L2、L3井(图1)采集了5个下志留统龙马溪组海相页岩岩心样品。利用LECOCS 230碳硫分析仪和PANalyticalX′Pert PRO X-射线衍射仪分别获得页岩样品TOC含量和矿物组成,所得含量均为质量分数(表1)。页岩样品TOC含量为1.1 %~2.7 %,其中3个页岩样品的TOC含量大于2.0 %,为富有机质页岩。页岩主要由石英和黏土矿物组成,并含有少量长石、碳酸盐岩等矿物。黏土矿物最主要的成分为伊利石,伊蒙混层含量次之,其余为绿泥石。
图1 研究区位置及取样井位分布(据文献[14]修改) Fig.1 The location map of the study area and thedistribution of sampling well sites (modified from Literature [14])
表1 川南地区龙马溪组页岩TOC和矿物组成分析结果Table 1 The results of TOC and mineral composition analysis of shale in Longmaxi Formation in southern Sichuan
2 单矿物和页岩水接触角及其稳定性指数特征
2.1 单矿物和页岩水接触角特征
利用光学法接触角/界面张力仪SL 200 KB与停滴法测定烘干处理后的单矿物立方体干样水接触角,结果发现接触角均小于90.0 °,显示其均为亲水性矿物,与前人研究一致[15]。单矿物水接触角由大到小依次为石英(84.8 °)、绿泥石(73.2 °)、方解石(71.4 °)、长石(68.3 °)、伊利石(67.8 °)、蒙脱石(28.8 °)。
分别测定干燥条件、饱和水48 h后、饱和煤油(密度为0.8 g/cm3)48 h后的龙马溪组页岩的顺层与穿层水接触角(表2)。
由表2可知,常温下页岩干样的水接触角均小于90.0 °,说明其具有一定的亲水性,且总体上看,页岩样品饱和水后其水接触角有减小的趋势,饱和油后其水接触角有增加的趋势。
表2 川南地区龙马溪组页岩水接触角及稳定性指数(CASI)Table 2 The water contact angle and stability index (CASI) of shale in Longmaxi Formation in southern Sichuan
2.2 单矿物和页岩水接触角CASI特征
测定水接触角实验中水滴刚刚滴落至样品表面的瞬间至水接触角不再发生显著变化过程中的水接触角,分析单矿物和页岩水接触角随时间变化关系。结果显示,单矿物和页岩水接触角均会随时间不断变小,且水接触角与实验时间之间存在指数关系(图2),该指数关系是利用第2个时间点(即第1个非0时间点)及以后的实验数据所获得的,可表示为:
图2 单矿物和页岩样品B1水接触角随时间变化曲线Fig.2 The variation curve of water contactangle of single mineral and shale sample B1 over time
θ=atb
(1)
式中:θ为水接触角,°;t为实验时间,s;a和b为常数,取值与样品相关,其中,常数b可以反映水接触角变化快慢,在此被定义为接触角稳定性指数(CASI),且CASI值越大,接触角稳定性越强。
由图2可知:单矿物水接触角CASI从高到低依次为伊利石、长石、绿泥石、方解石、石英、蒙脱石,其中,蒙脱石水接触角稳定性最差。
3 页岩水接触角及其CASI的控制因素
3.1 层理方向对页岩水接触角及其稳定性的影响
层理发育是页岩的重要特点,前人研究中已发现渗透率、力学性质、自发渗吸行为等在顺层方向和穿层方向差别明显[13]。如表2所示,研究区龙马溪组页岩水接触角及其稳定性在顺层方向和穿层方向也表现出差异性。
对于不同页岩干样,穿层和顺层水接触角比值各有差异(0.8~1.3),其中,样品B2和B3穿层水接触角大于顺层,样品A和B1穿层水接触角小于顺层,样品C穿层和顺层水接触角相当。而页岩干样的穿层和顺层CASI比值范围更大(0.6~2.5),显示层理方向对页岩水接触角稳定性具有更显著的影响。除样品B2穿层CASI大于顺层,其他样品穿层CASI均小于顺层,这说明穿层水接触角稳定性总体上小于顺层水接触角稳定性,页岩顺层方向表面性质更为稳定[16-17]。
由于顺层水接触角反映的仅是本层理面的表面性质,不同层理面可能会因为组构不同而产生巨大的差异,导致顺层水接触角虽然稳定性更强但不能很好地反映页岩特别是纹层发育的页岩在空间上的润湿性特征。而穿层水接触角测定的是水和不同层理面横截面的界面性质,因此,穿层水接触角虽然稳定性较顺层水接触角差却更能反映页岩的整体润湿性特征。
3.2 页岩组成对页岩水接触角及其稳定性的影响
通过开展页岩干样穿层水接触角及其CASI与页岩组分相关性分析发现,TOC含量对页岩水接触角影响最强,石英的影响次之。页岩穿层水接触角与TOC含量相关性较强(R2=0.7865),水接触角随TOC含量增加呈现先增加后减小的趋势。TOC含量小于2.0%时,亲水性随TOC含量增加而减小,这是由于有机质本身具有疏水性的特征,TOC含量增高导致页岩疏水性增强。TOC含量高于2.0%后亲水性随TOC含量增加而增大,这是由于随着有机质孔隙的增多水分子逐渐开始在有机质孔隙表面形成水团簇,导致页岩亲水性增强(图3a)。页岩穿层水接触角与石英含量具有微弱的负相关关系,说明石英含量增加可以在一定程度上增强页岩亲水性,这是由于石英本身具有亲水性(图3b)。页岩穿层水接触角与黏土矿物含量相关性不大,这可能与龙马溪组页岩中大量存在的黏土矿物-有机质结合体相关[18-25],黏土矿物与有机质相互作用导致其对页岩润湿性影响复杂(图3c)。
图3 页岩干样穿层水接触角及其CASI与页岩组成相关性分析Fig.3 The analysis of the correlation between inter-bed water contactangle and CASI of dry shale sample and the shale composition
CASI主要受黏土矿物影响,TOC影响次之。由图3c可知,页岩干样穿层CASI与黏土矿物含量呈良好的负相关关系(R2=0.9198),即黏土矿物含量越高,CASI越小,页岩水接触角稳定性越差。这主要是由黏土矿物的水敏性导致的,黏土矿物(特别是蒙脱石)会与水发生强烈的水化作用,从而影响表面性质的稳定性。由图3a可以看出,页岩干样穿层CASI与TOC含量具有微弱的正相关关系,说明有机质的存在可以在一定程度上增强页岩表面性质的稳定性。而图3b显示页岩穿层CASI与石英含量相关性较差,说明石英对页岩表面性质稳定性的影响较小。
3.3 饱和流体对页岩水接触角及其稳定性的影响
所有饱和水页岩样品穿层水接触角与干样穿层水接触角比值均小于1,说明在页岩含水后其润湿性更为亲水(图4a)。其中,样品A水接触角下降幅度最为明显,这主要是由于其黏土矿物含量较高,黏土矿物与水相互作用较强,这也反映了其表面性质不稳定,与其干样较低的CASI较为一致。黏土矿物含量最低的样品B2水接触角下降幅度最小,说明黏土矿物与水相互作用较弱,表面性质稳定性较强,其干样CASI也最高。
而对于除B3外的所有其他页岩样品,饱和油后页岩穿层水接触角均增加,表明其亲油性增强。其中,样品C饱和油后水接触角增长最明显,这与其TOC含量最高密切相关,广泛分布的有机质与油相互作用导致其亲水性明显变差,亲油性增强。因此,页岩与不同性质流体相互作用后其润湿性会发生改变,且这种改变与其TOC含量和矿物组成密切相关,这在页岩气开采过程中尤其需要重视。
由于CASI均为负数,因此,CASI增加时其与原始值的比值小于1,CASI降低时其与原始值的比值大于1。如图4b、c所示,饱和流体对页岩CASI的影响与层理方向有关。总体上,页岩饱和流体后,穿层CASI比值小于1的样品比例占大多数,说明饱和流体后穿层水接触角稳定性增加,其表面性质与干样相比更为均质;而顺层CASI比值大于1的样品比例占大多数,说明饱和流体后顺层水接触角稳定性降低,其表面性质与干样相比非均质性明显增强。页岩样品饱和水后,其顺层CASI明显变差(CASI比值均大于1),而大部分样品穿层CASI增强(A、B1、B3)。页岩样品饱和油后,其穿层CASI明显增强(除样品B2外),而顺层CASI变化不一,样品B1和B3的CASI增强但增长幅度低于穿层样品,其他样品CASI降低。但是样品B2呈现出独特的CASI变化特点,其饱和流体后,穿层和顺层CASI均降低,而其黏土矿物含量最低,干样的CASI最高,说明这种高稳定性易受流体影响而发生下降。
图4 不同样品水接触角比值及CASI比值Fig.4 The water contact angle ratio and CASI ratio of different samples
4 页岩接触角CASI预测
基于前文单一因素讨论结果,首先利用层次分析法将页岩接触角CASI的影响因素分为页岩组成、层理方向与饱和流体性质3类主因素,页岩组成分为黏土矿物含量、TOC含量、石英含量等3类子因素。其次利用灰色关联分析法分别计算各影响因素的权重系数,根据权重系数结合影响因素得出影响页岩接触角稳定指数的综合影响公式。综合利用灰色关联分析法得出页岩CASI影响权重系数(表3)。
表3 页岩组成影响权重系数Table 3 The weight coefficient of influence of shale composition
由表3可知:页岩组成影响因素排序为黏土矿物含量、TOC含量、石英含量,与前述讨论一致。故分别建立在干样、饱和水与饱和煤油3种条件下的页岩穿层与顺层CASI预测公式:
CASI=A+Bw(clay)+Cw(TOC)+Dw(quartz)
(2)
式中:w(clay)为黏土矿物含量, %;w(TOC)为TOC含量, %;w(quartz)为石英矿物含量,%;A、B、C、D为与饱和流体性质和层理方向相关的常数系数,不同饱和流体性质和层理方向系数值不同(表4)。
表4 不同饱和流体性质和层理方向的系数值Table 4 The coefficient values of different saturated fluid properties and bedding directions
图5为干样、饱和水与饱和煤油3种条件下的页岩穿层与顺层预测CASI与实际关系对比,预测CASI与实际CASI比值基本在对比基准线上,表明该预测公式可以基于不同组成成分的页岩样品预测其CASI。
图5 实际CASI与预测CASI对比
5 结 论
(1) 单矿物和页岩水接触角都会随时间呈指数型减小,该指数被定义为CASI,并可用于评价单矿物和页岩水接触角稳定性。
(2) 页岩平行层理面和垂直层理面具有不同的接触角及稳定性,顺层接触角仅能反映页岩层理面润湿性,而穿层接触角更能代表页岩空间的润湿性特征。穿层水接触角稳定性总体上小于顺层水接触角稳定性,表明页岩顺层方向表面性质更为稳定。
(3)TOC含量对页岩穿层水接触角影响最强,石英的影响次之。水接触角随TOC含量增加呈先增加后减小的趋势,说明TOC对页岩润湿性的影响比较复杂,而石英含量增加可以在一定程度上增强页岩亲水性。页岩穿层CASI主要受黏土矿物影响,TOC影响次之。黏土矿物含量越高,页岩水接触角稳定性越差,而有机质的存在可以在一定程度上增强页岩水接触角的稳定性。
(4) 页岩饱和水后其水接触角具有变小的趋势,饱和油后其水接触角具有变大的趋势,表明流体与页岩相互作用会影响页岩表面性质;饱和流体对页岩穿层和顺层水接触角稳定性影响不同:穿层水接触角稳定性增强,特别是饱和油页岩穿层水接触角稳定性明显增强,表明饱和流体后垂直层理面的表面性质更加均质和稳定;而饱和水页岩顺层水接触角稳定性明显变差,饱和油页岩顺层水接触角稳定性变化规律不一,表明饱和流体后平行层理面的表面性质非均质性增强。
(5) 结合层次分析法与灰色关联分析法计算页岩CASI影响权重系数,其排序由大到小依次为黏土矿物含量、TOC含量、石英含量。最终建立CASI的预测公式,对明确页岩储层中油气运移行为具有一定的指示作用。