数字岩心技术在致密气应力敏感研究中的应用

2022-02-20高红艳单理军刘创新

石油化工应用 2022年1期

高红艳，单理军，刘创新，夏瑜

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335）

致密气储层具有低孔隙度、低渗透率和多尺度渗流的特征，致密气井的产量主要取决于人工改造区（SRV）裂缝的发育程度[1]，在人工改造区中发育有不同尺度的裂缝，主要包括人工压裂缝、人工诱导缝以及天然裂缝[2]，在致密气基质中存在着大量没有与压裂缝网连通的人工诱导缝和天然裂缝，这些裂缝对基质的渗透率具有较大的影响。研究裂缝发育的致密气储层应力敏感对致密气开发具有重要意义。

基质和裂缝的应力敏感特征对储层渗透率的影响较大。在基质应力敏感研究方面，Kwon 等和Reyes 等[3，4]采用稳态法测量了Oklahoma 地区4 块岩心，结果显示应力敏感与指数拟合程度最高，Bustin 等[5]使用脉冲法，通过改变上覆压力使有效应力变化，测量结果表明致密储层具有强应力敏感性。目前学者们普遍认为微观孔隙结构特征是影响基质储层应力敏感的重要因素[6-11]。与基质中的孔隙不同，层理缝对储层渗透率影响较大，致密气储层中广泛发育平行层理和水平层理，层理面为地层中接触弱面，在应力的作用下容易形成人工诱导裂缝，层理致密储层具有较强的渗透率各向异性[12-18]，目前的研究结果多为单一考虑基质或者裂缝的应力敏感性，有必要在相同的实验条件下，从微观孔隙结构特征角度出发，对不同类型致密储层的应力敏感性以及相互之间的影响规律进行研究。本文利用某盆地H 组致密储层气藏的岩石，选取基质、层理和人工造缝岩心，采用数字岩心技术，对岩样中的微孔隙、微裂缝的形态特征进行描述，针对不同类型岩样开展应力敏感性实验，利用考虑致密储层特征的产能方程进行模拟计算，为现场致密储层气开发提供理论指导。

1 数字岩心技术多重介质描述

1.1 样品与方法

致密储层样品采自某盆地H 组地层岩石，岩样在地层中的埋深为3 700～4 500 m。选取岩样特征如下：2-5、2-6、1-5 为无明显层理特征的黑色致密储层，1-1、1-2、1-6 为在全直径岩心上分别沿平行于层理方向钻取岩样（见表1）。

表1 岩样基础参数

微观孔隙结构特征观测实验采用仪器为FEI Quanta 200F 场发射环境扫描电子显微镜，分辨率达到1.2 nm，放大倍数25～200 000。本次工作采用氩离子抛光的技术对岩样进行预处理，保留了样品表面真实的孔隙形态，然后对其进行镜下观察。本次工作将传统的巴西劈裂实验进行了改进，对致密储层岩心进行了人工造缝[16]，并将压裂后岩样利用微米CT 进行扫描，采用Xradia MicroXCT-200 扫描仪对岩心中裂缝的形态特征进行描述，该仪器分辨率最高可达1 μm。

1.2 实验结果

岩样黏土矿物含量偏高，黏土矿物粒间或者与其他矿物接触中发育大量的片状孔隙和呈锯齿状弯曲的微裂缝，孔隙开度为几微米至几十微米，长度为几十到几百微米，黏土矿物片状孔隙中可见石英充填，黏土矿物片状孔隙在某种程度上具有微裂缝的作用（以下研究中将基质中片状孔隙和微裂缝统称为微裂隙）（见图1（a））。层理为岩石中的弱接触面，随着地层压力的变化极易形成层理缝，与基质致密储层中的微裂隙相比，裂缝开度可达几百微米，并且连通性更好，层理缝长度通常延伸至整个切片表面（见图1（b））。

图1 岩样扫描电镜图像

压裂后岩样1-5、1-6 的渗透率分别为164.6 mD、2.356 mD，裂缝开度分别为1～3 μm、6～10 μm[16]，岩样渗透率大幅度提高。两块岩样裂缝都贯穿了整块岩心，1-5 在岩心轴向上发育有一条横向连通的裂缝，1-6 岩心的裂缝为3 条平行渗流方向的平直贯穿发育的正交缝（见图2），压裂缝与层理缝的形态特征更为接近。

图2 岩样CT 扫描成像

由于在原始的灰度图像上每一个像素点的灰度值代表了该点物质对于X 射线的吸收强度，所以黑色部分为孔隙，在此基础上对三维所有数字切片进行阈值分割，从而生成二值化图像，并利用“最大球法”对裂缝开度分布形态进行描述（见图3）。

利用数字岩心技术对裂缝开度分布特征进行描述（见图4），由图4 可知，微裂缝的开度分布特征与常规岩样类似，裂缝并非光滑的平板缝，裂缝中存在骨架支撑。开度主要分布在1～1 000 μm，曲线主要呈单峰的特征。

2 致密储层渗透率应力敏感

利用柱塞岩样开展渗透率应力敏感评价实验，应力敏感测试实验在室温常压下进行，使用氮气作为模拟天然气的实验气体。对所选岩心，在70 ℃的条件下，在恒温箱内烘干48 h。通过“脉冲法”测定了不同有效应力条件下致密储层岩心的渗透率。取围压与孔隙压力的差值作为有效应力。实验设定孔隙压力为7 MPa，通过逐步增加围压改变有效应力，有效应力设置为4 MPa，7 MPa，14 MPa，21 MPa，27 MPa。岩样渗透率随有效应力变化的测量结果（见图5）。

在有效应力和渗透率数学拟合方面，指数函数目前被广泛应用，因此选用指数函数对实验结果进行拟合，其数学表达式如下：

式中：σeff－有效应力；K0－有效应力起点时的岩石渗透率，mD；K－任意地层压力条件下的渗透率，mD；b－应力敏感常数，MPa-1。拟合结果（见表2）。实验数据与指数函数拟合程度较好，人造缝和层理岩样拟合程度相对较高为92.75%～97.55%以上，基质岩样相对略低，为87.69%～87.99%。

表2 渗透率应力敏感定量表征

与基质中的微裂隙相比，人造裂缝两侧断面粗糙程度更高，裂缝具有自支撑作用（见图6），应力敏感程度相对较弱[17-20]。层理缝力学性质接近人工压裂缝，因此其渗透率应力敏感程度位于基质和人造缝致密储层之间，基质中存在裂缝时，并且裂缝段与基质段渗透率级差较大条件下，裂缝的渗透率变化对岩心的渗透率影响较小[21-25]，考虑到裂缝的自支撑作用，本次研究中基质岩样和层理岩样中的微裂隙闭合是岩心渗透率下降的主控因素，即致密气储层基质和裂缝共存条件下，基质中微裂隙闭合会导致产能下降。

图6 裂缝自支撑作用[20]

3 实例分析

3.1 基本假设与模型建立

对于人工改造区致密气储层，简化的物理模型（见图7），假设：人工改造区储层为长方体，并由等体积大小的立方体岩块组成，立方体的长、宽、高分别为X、Y、Z。基质块渗透率为K，长度为x，基质块孔隙压力为Pe，由于致密储层基质与裂缝具有较大的渗透率级差，因此认为人造缝网中的压力近似等于井筒压力，为Pw，同时假设气体黏度为，沿基质块内部向外做平面单向流动。

图7 裂缝改造区示意图

基质块个数n 与面积S 分别为：

人工改造区基质块渗流总面积为：

由上式得到考虑压裂缝网和应力作用的多尺度产能模型为：

式中：qSC－标准条件下气井流量，m3/s；K0－渗透率，10-3μm2；h－气层厚度，m；μ－平均压力下气体黏度，mPa·s；ZSC、Z-标准条件下和平均压力条件下气体压缩因子，无因次；PSC－标准条件下的压力，MPa；Pe、Pw－边界压力和井底压力，MPa；Le、Lw－控制半径和采出井半径，m；TSC、T－标准条件下温度和地层条件下温度，K；φ－孔隙度，%；b－应力敏感常数，MPa-1；KB－波尔兹曼常数；δ－气体分子的碰撞直径，nm；b 值大小反映了裂缝在岩心渗流方向上的发育程度。

3.2 应力作用对产能的影响

选择H3-1、H6-1 两口典型实例井进行模拟分析，生产数据（见表3）。目标区储层厚度为80～90.5 m，平均厚度87 m。由上述两口井的生产实际分析可知，两口井的产气量差异较大，产气量和井底压力具有一定的正相关性。

表3 区块试采数据

利用本次研究中实验测得的不同类型岩样渗透率数据作为现场实际储层渗透率，渗透率取值分别为：黑色致密储层0.000 5 mD、含裂缝致密储层0.005 mD。鉴于选取模拟计算的气井H3-1 和H6-1 井的储层压裂程度较高，因此选取压裂液断块长度为10 m。对于微裂缝不发育的储层，气体产量整体较小，最高气产量为5×104m3左右，应力作用对H3-1 井的影响较小，产量下降幅度小于5%，H6-1 井气产量整体较高，最高气产量为每天25×104m3左右，并且受应力作用影响较大，产量最大降幅为39%（见图8）。