F 油田沙三段页岩油储层物性分析与评价

2023-03-20李莹华

科技创新与应用 2023年7期

洪鑫，康楠，李莹华，段凡，唐磊，何伟，王栩

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

随着钻探技术研究的逐渐开展，对非常规石油的合理开发已成为大趋势[1]，为了更好地指导页岩油开采，页岩储层物性的准确测量和孔隙结构的有效评价就显得尤为重要。研究发现，页岩中的孔隙结构较为复杂，孔隙规模较小，主要为纳米级孔隙，且具有脆性高的特点，为此，常规储层的物性参数测量及孔隙结构室内实验评价方法应用于页岩储层，具有一定的局限性。国内一般使用氦孔法或液体饱和法[2]，测定页岩柱塞样孔隙度，国外以碎样孔隙度测定为主[3]，对于常规砂岩储层来说，孔隙度和渗透率的室内实验测试技术十分成熟，测量精度满足要求。而就页岩油储层而言，物性数据的测量效果却不然，因为不同实验室或不同测试方法对相同试样的孔隙率和渗透性测定结果差别很大，其误差往往达到1～3 倍[4]。这种孔隙度测定结果差异给页岩储层评估和资源评价造成很大不确定性，因此，要求人们探寻研究如何正确测定、使用和评估实验室检测获得的页岩油储层天然物性数据，它们之间有何联系？以F 油田沙三段页岩油储层岩心为例，进行系统测试和研究。

F 油田沙三段页岩油油藏目前已进入勘探与开发阶段，具有丰富的岩心测试资料，不同的测试方法测量的岩心物性数据存在一定差异，给此油田区域评价和对比带来了一定困难。本文通过对该区域页岩储层不同实验方法孔隙度、渗透率测量，结合总有机碳（TOC）、铸体薄片等测试结果分析其存在的差异及导致差异的原因，以此为基础，获得了物性差异对页岩油开发的启示，为该区域范围内准确评价页岩油储层奠定了基础。

1 实验中页岩孔隙度测量

F 油田沙三段储层岩心样品热演化程度已达到成熟高成熟阶段，峰值温度介于441～466 ℃，有机质类型以Ⅱ1、Ⅱ2 型为主（图1）。有机质含量丰富，TOC 含量介于0.40%～1.96%（图2）。在F 油田沙三段储层钻取岩心柱塞与平行样，分别用于柱塞样品有效孔隙度测定与样品粉碎后进行总孔隙度的测量。对测定的方法进行详细描述，对2 组的测量结果开展数理分析，评价2 种方法。

图1 有机质类型划分

图2 总有机碳纵向分布

1.1 总孔隙度和有效孔隙度的测试方法

有效孔隙度一般指在相应的实验条件下，互相连通的孔隙体积占总体积的比，不包括孤立孔隙。有效孔隙度通过ULTRA-Poro300 孔隙度测量仪测量，孔隙体积测量范围为0.02～25 cm3，并采用了纯度达99.99%的高纯度氦气作为主要测量媒介，其测量的基本原理是依据Boyle 定律，测量计算干燥岩石颗粒的体积，通过计算求得岩心的孔隙度。

制成直径为2.5 cm，高2～3 cm 的圆柱体，并分别采用正己烷、丙酮和二氯甲烷等溶剂对岩样进行清洗，岩样洗干净后，放入温度56 ℃的干燥箱内烘烤至恒重，并利用游标卡尺测量柱塞样品的长度直径计算总体积Vt，采用氦气介质测量干燥岩心的颗粒体积Vs，最后计算孔隙度。岩心孔隙度可按照下式求得。

式中：Φ 为孔隙度，%；Vt 为岩心样品的总体积，cm3；Vs为样品的颗粒体积，cm3。

总孔隙度是指在一定的实验条件下，连通孔隙体积和孤立孔隙体积占总体积的比。利用波义耳方法测量总孔隙度。选取1 块30 g 左右的样品，分别选用正己烷、丙酮和二氯甲烷作为清洗溶剂对岩样进行清洗，岩样清洗干净后，放入56 ℃的干燥箱中烘干至恒重，称取样品质量，计算样品的总体积。然后将样品研磨至60～80 目，采用波义耳定律双室法测量岩石颗粒体积Vs，然后根据公式（1）计算岩心总孔隙度。

1.2 孔隙度测量结果分析

柱塞样品及其平行碎样经过2 种不同方法测试样品的孔隙度，结果显示：柱塞样品测得的有效孔隙度介于1.7%～4.2%，平均为3.0%，平行碎样测定的总孔隙度介于2.5%～6.3%，平均为4.3%（表1），2 种方法测定结果有一定差异（图3）。

图3 2 种方法测定的孔隙度数值

表1 2 种方法测定的孔隙度对比（%）

本文选取的页岩样本含有机质，且热转变过程已达成熟期—高成熟期，页岩中有机孔隙极大形成，且多有微孔和中孔隙[5]，而极小的有机孔通常多呈近圆形或椭圆形，单一地散布于有机质中，相互间连接性不好。利用气体膨胀法测定孔隙度的准确性确定所测试的岩样表面容积和粒子容积中间的偏差，由于2 种孔隙度测量方法中记录粒子容积的方法相似，由计算结果方法导致的平均值和相对误差亦相似[6]，可作同一类实验相应进行对比。通过柱塞试样计算结果的孔隙度为岩心中能够贯通的孔洞，该值为岩心的有效孔隙度，碎样后计算的孔隙度包括试样中所有孔洞，该值为岩心的总孔隙度。

用柱塞试样计算孔隙度时，用氦气扩张法测定岩心间的连通孔隙，因为细小的氦气分子为介质能够流入岩体中很小的缝隙，而岩层表面对氦气的吸附性较差，使得氦气适用于孔隙不大的岩样，而氦气没有充入孤立的封闭孔隙及其他死孔隙，所以计算的试样骨架体积包含柱身中死孔隙的容积，骨架体积数值超过实际容积数值，使得岩心孔隙度数值较实际孔隙度数值偏小。

在试样击碎时，试样中小部分甚至大部分死孔隙空间被击碎、打开，可增大有效孔隙体积[7]，测出的孔隙度值较柱塞试样测出的有效孔隙度值偏高，其结果与实验结论相符率较高（表1）。

利用以上2 组的计算即可证明，在对页岩试样粉碎的过程中，当部分死体积被打开后，测定的试样颗粒尺寸变小，使得所测定的总孔隙度数值和有效孔隙程度较大，被测试样的有效孔隙度和总孔隙度之间的比值为0.1%～2.8%，占总孔隙度的3.8%～47.1%。碎样氦孔隙度和柱塞试样氦孔隙度差异越大，就反映了页岩样品的孔隙发育程度更复杂。

柱塞样有效孔隙度和有机碳浓度成明显正相关（图4），实验样品的有机质孔隙是氦孔隙度的主要贡献者。将岩心粉碎至60～80 目后，大部分不连通的孔隙被打开，碎样氦孔隙度和有机碳浓度的相关性较柱塞样更大，说明页岩中大量不连通孔隙主要存在于有机质含量内。有关文献已证明页岩中发育大量的不连通孔隙[8-9]，在破碎过程中被打开[10-12]。故通过分析可以认为，柱塞样孔隙度通常代表连通孔隙的情况，而碎样孔隙度则表示页岩的总孔隙度的情况。

图4 柱塞试样及碎样氦孔隙度与有机碳浓度的关系

2 页岩脉冲渗透率测量

2.1 脉冲渗透率测试方法

页岩储层渗透率范围通常在（10-3～10-6）mD，渗透率也是衡量页岩油生产能力的关键参考指标，目前实验室使用了基于非稳态渗流技术的脉冲衰减法渗透性测量技术[13]。NDP-605 型脉冲超低渗透率仪是在模拟油藏压力、恒温条件下采用脉冲衰减法自动测量页岩岩心的渗透率。渗透率测量范围为（1×10-5～0.5）mD，孔隙压力采用了精确的气体调节器进行调节，压力最大可达17 MPa，覆压最大可达70 MPa，选用高纯氮气作为工作介质。仪器的测控系统首先对岩心提供了一个孔隙压力，随后再经过岩心传输一个压差脉冲，并伴随压力瞬间传导通过整个岩心，计算机信卢测量系统同时记录了岩心两端的压差值、下游的压力与持续时间，并分别绘出压差值和下游的压力与持续时间的对数曲线，从而实现了对压差值与持续时间等数值的线性回归计算渗透率。

2.2 页岩的渗透率测试结果分析

本文对F 油田沙三段储层21 块柱塞岩心进行了脉冲渗透率测试，渗透率介于（0.000 005 33～0.069 692 11）mD之间（图5），样品渗透率普遍小于0.001 mD，对于个别大于0.01 mD 的样品，通过对比铸体薄片可见3 号样品存在未填充裂缝，缝宽0.01～0.02 mm（图6），通过MAPS 背散射图像也可以发现裂缝发育，主要为发育颗粒边缘缝与伊利石缝（图7）。

图5 脉冲渗透率值

图6 3 号样品铸体薄片图像

图7 MAPS 二维背散射电子图像

3 物性的差异对页岩油开发的启示

页岩的储层矿物构造错综复杂，气孔形状多变，孔喉较细小、比表面更大，矿物与有机质之间的润湿能力差异较大，对气体物质的吸收能力也很高，使其资源的开发与利用极富挑战性。研究还证实，歧口凹陷的沙三段页岩除形成连通孔隙之外，还形成了大量的不连通孔隙，最大可达页岩样品中总孔隙容量的47.1%以上。要实现对页岩油的有效利用，还需要通过研究使这些不连通孔隙变为全连通缝隙，才可以有效增加页岩油产出。

大型水力压裂技术已经成为实现页岩油商业高效利用的主要手段[14-15]。水力压裂技术主要是利用高压使岩层破裂，从而产生巨大网状裂缝，从而增加了页岩油的流通性能。所以，有效的体积改变和裂缝网改造程度也将决定着单井页岩油生产能力大小。在压裂过程中，巨大的压裂液体进入岩层并与页岩基质相互作用时，会产生巨大网状裂缝。而巨大的网状裂缝在与页岩基体直接接触后便可显著提高页岩的泄油体积，却又无法充分排出被连通缝隙内的油。因为不连通孔隙中大部分存在于有机质和黏土矿物中，为了要合解释放这些孔隙中的油气，就需要增加页岩储层的可改造空间，以提供更大的缝隙空间或裂隙空间，增加缝网与有机质和黏土矿物的接触范围，为压裂液与有机质和黏土矿物作用创造更多的空间和条件。同时为了有效开采页岩油，也可以考虑在压裂液中加入相应的化学药剂，以改变有机质和黏土矿物构造，充分解放不连通孔隙中的页岩油，以增加页岩油单井产出和页岩油采收量。