致密儲層孔隙介質內(nèi)石油運移的物理模擬試驗

查 明, 蘇 陽, 曲江秀, 丁修建, 朱玉雙

(1.中國石油大學(華東)地球科學與技術學院,山東青島 266580; 2.西北大學大陸動力學國家重點實驗室,陜西西安 710069)

油氣運移由于其復雜性一直是石油地質研究中的薄弱環(huán)節(jié),物理模擬試驗在油氣運移機制研究中具有重要作用和意義[1-5]。油氣在儲層中的運移方式受儲層孔喉結構控制,真實砂巖微觀模型保留了巖心的孔隙結構特征、巖石表面物理性質及大部分的填隙物,能夠記錄驅替過程中流體在二維孔隙網(wǎng)絡中的運移方式、運移路徑、分布特征及滲流規(guī)律[6-7]。目前真實砂巖微觀模型主要應用在低滲透儲層微觀非均質性[8-9]、微觀滲流特征及驅油效率等方面[10-11],對致密儲層孔隙介質內(nèi)油驅水過程鮮有報道。筆者利用真實砂巖微觀模型,開展不同驅替壓力條件下油驅水試驗,對致密儲層中石油的運移過程及主控因素進行研究,旨在豐富致密油運聚機制。

1 地質背景

吉木薩爾凹陷位于準噶爾盆地西南緣,是中國西部重要的非常規(guī)油氣資源富集區(qū)[12-13]。凹陷南、北、西三面邊界均為斷裂,吉木薩爾斷裂為北邊界,與沙奇凸起毗鄰,老莊灣斷裂和西地斷裂為西邊界,緊鄰北三臺凸起,三臺斷裂為南邊界,而東邊沉積地層逐漸尖滅于古西凸起,面積約為1 300 km2(圖1)。吉木薩爾凹陷經(jīng)歷了多次構造抬升與沉降,受周邊邊界斷裂和石炭系基底構造格局的控制,形成了一西斷東超的箕狀凹陷[14]。研究區(qū)中二疊統(tǒng)蘆草溝組是一套細?；旌铣练e巖,巖石組分多樣,巖石類型復雜[15-16]。儲集層主要分布于蘆草溝組一段二層組(P2l12)和二段二層組(P2l22)內(nèi)的“甜點段”,氣測孔隙度主要分布在6.09%～ 25.79%,氣測滲透率以小于1×10-3μm2為主,氣測孔隙度和滲透率相關性較差,屬于典型的致密儲層[17]。油源對比結果表明“甜點段”原油來源于緊鄰烴源巖,烴源巖與儲集層緊密接觸,這種配置組合對石油的運聚十分有利[18-19]。

圖1 吉木薩爾凹陷區(qū)域位置與蘆草溝組巖性綜合柱狀圖Fig.1 Location of Jimsar sag and lithological histogram of Lucaogou formation

2 試驗樣品與試驗方法

2.1 試驗裝置

油水驅替試驗系統(tǒng)包括真實砂巖模型、抽真空系統(tǒng)、加壓系統(tǒng)、顯微觀察系統(tǒng)和圖像采集系統(tǒng)[8,20]。首先對巖心進行抽提和烘干預處理,經(jīng)切片和磨平后固定在兩片透明玻璃間,制作真實砂巖微觀孔隙模型。該微觀模型直徑約為2.5 cm,厚度約為0.06 cm,最大承受壓力0.25 MPa,耐溫200 ℃。利用抽真空壓力泵將模型抽真空,以減少試驗過程中氣體對試驗結果造成的誤差。利用氮氣瓶對模型施加驅替壓力,數(shù)字壓力儀控制壓力大小。通過顯微鏡和圖象采集系統(tǒng)組成的可視化界面,觀察流體在實際儲層巖石孔隙空間的流動特征[9,20],對油水驅替過程、壓力等重要信息進行記錄和采集(圖2)。

圖2 真實砂巖微觀模型示意圖Fig.2 Schematic diagram of authentic sandstone micro-model

2.2 試驗條件與參數(shù)

試驗樣品來自于蘆草溝組甜點段,孔隙度為11.26%,滲透率為0.012×10-3μm2。地層水水型主要為NaHCO3型,礦化度平均為12 g/L,根據(jù)地層水中各離子的平均濃度配置試驗用水,為便于觀察,配制時加入少量甲基蘭,使水呈現(xiàn)藍色。試驗用油為模擬油,黏度約為8.5 mPa·s(20 ℃),為便于觀察,試驗用油中加入少量油溶紅,使油呈現(xiàn)紅色。

2.3 試驗方法

首先利用抽真空壓力泵對模型抽真空,隨后將模型一端封閉(圖2),試驗用水依靠抽真空時產(chǎn)生的低壓由另一端進入模型。保持模型出水端封閉,進水端與刻度管相連,使刻度管中的試驗用水在壓力差下進入模型至飽和。在模型充分飽和水后,將模型置于顯微鏡工作臺,利用圖像采集系統(tǒng)對模型全視域及局部視域進行錄像和拍照。隨后在進水端接裝有試驗用油的刻度管(最小刻度為0.2 mL),并通過壓力系統(tǒng)對模型施加壓力,開展油驅水試驗。試驗過程中不斷加大壓力,在記錄壓力的同時實時觀測試驗進程,直至模型內(nèi)波及面積不再擴大且模型兩端進出油量相等時結束試驗。

3 結果分析

3.1 孔隙結構特征

選取樣品的巖石類型為含凝灰質粉砂巖,主要由石英、長石、白云石等礦物組成,粉砂級長英質礦物與火山碎屑組分混積,其中陸源碎屑組分約占80%,火山碎屑組分約占15%,碳酸鹽組分約占5%。凝灰質、鉀長石等不穩(wěn)定組分易發(fā)生溶蝕,形成了大量粒間、粒內(nèi)溶孔,局部發(fā)育鑄?？?孔喉形狀多不規(guī)則(圖3)。樣品的氣測孔隙度為11.26%,滲透率為0.012×10-3μm2,根據(jù)鏡下鑒定及微米CT二維切片分析,其面孔率主要分布在9.20%～16.30%,平均為12.33%?？缀戆霃匠孰p峰式分布,具有微納米孔喉共存的特點,其中孔隙半徑多小于5 μm,半徑大于10 μm的孔隙對總孔隙體積貢獻度大于90%(圖4 (a))。由微米CT數(shù)字巖心孔隙網(wǎng)絡模型可知,樣品孔喉連通性較好,連片狀孔隙發(fā)育,孔隙連通率大于70%,配位數(shù)主要分布在1～10,最大配位數(shù)為25(圖4(b))。

圖3 蘆草溝組致密儲層孔隙結構特征Fig.3 Pore structure characteristics of tight reservoirs in Lucaogou Formation

圖4 蘆草溝組致密儲層孔喉半徑及配位數(shù)分布Fig.4 Pore throat size and coordination number distribution of tight reservoir in Lucaogou Formation

3.2 模型含油飽和度變化特征

真實砂巖微觀模型油驅水過程代表在一定驅替壓力條件下石油在儲層中的運聚過程,實現(xiàn)儲層孔隙和喉道內(nèi)石油運移過程及分布特征的可視化。通過對比模型全視域及局部圖像,分析二維運移方向上石油的推進方式及含油飽和度變化特征[21],探討孔隙介質中石油的運移過程[7,22]。

由圖5模型中油水分布特征可知,由于微觀孔隙結構的差異,在孔隙結構差、滲透率低的區(qū)域進水(油)很少甚至不進水(油),表明儲層微觀孔隙結構對石油運移具有重要的控制作用。在持續(xù)油源供給和驅替壓力不斷增大的條件下,在孔隙結構好、滲透率高的區(qū)域,模型含油性好,含油飽和度可高達75%(圖5)。

圖5 真實砂巖微觀模型含油飽和度變化特征Fig.5 Changes of oil saturation of authentic sandstone micro-model

3.3 石油運移特征

通過觀察不同時刻不同壓力條件下模型油驅水過程,認為石油運移過程具有以下特征:石油在孔隙間呈跳躍式前進、發(fā)育優(yōu)勢運移路徑、石油沿優(yōu)勢運移路徑向四周運移;由同一局部視域在不同壓力條件下的油水分布特征可知,在驅替壓力較低的條件下,石油主要沿著儲層中孔隙半徑較大且連通性較好的粒間孔隙網(wǎng)絡前行,在石油運移方向上油驅水速度存在差異,跳躍式運移現(xiàn)象明顯,發(fā)育優(yōu)勢運移路徑,儲層含油飽和度低(圖6(a)、(b)和圖7(a)、(b));驅替壓力增大導致石油逐漸進入儲層中的微孔隙,孤立狀或多孔狀油珠逐漸與后續(xù)油柱匯合,在網(wǎng)狀運移路徑上形成連續(xù)油柱,儲層含油飽和度增加(圖6(c)、(d)和圖7(c)、(d))。

圖6真實砂巖微觀模型局部視域(區(qū)域a)Fig.6 Partial view of authentic sandstone micro-model(area a)

圖7 真實砂巖微觀模型局部視域(區(qū)域b)Fig.7 Partial view of authentic sandstone micro-model(area b)

在p=105 kPa壓力條件下對模型中不同時刻油水分布進行實時記錄發(fā)現(xiàn),石油在孔隙間的移動呈跳躍式,跳躍式運移過程表現(xiàn)為石油突破喉道、充注孔隙并發(fā)生卡斷,石油呈孤立狀分布在單個孔隙中,或呈多孔狀分布在相連通的多個孔隙中(圖8)。跳躍式運移的速度很快,通常石油從一個孔隙運移至緊鄰孔隙中僅需要幾毫秒,具有瞬時性。在油驅水試驗初期,在初始壓力條件下(p=105 kPa),石油進入儲層孔隙后,優(yōu)先選擇毛細管阻力最小的孔喉進入,油珠多分布在孔隙中央,后續(xù)石油不斷進入孔隙,油珠體積逐漸增大,并為下一次“跳躍”事件積攢能量和物質條件。隨著充注時間的推移,分布在優(yōu)勢運移路徑上的孤立油珠逐漸合并,形成多孔狀或網(wǎng)絡狀油簇。在外界驅替壓力不變的情況下,油驅水過程中發(fā)生的跳躍式運移現(xiàn)象說明石油在微觀孔隙中的流動受局部毛細管力控制,而且由于儲層孔隙結構的強非均質性,這種現(xiàn)象在運移過程中多次出現(xiàn)。外界驅替壓力較低時,儲層孔隙充滿程度較低,石油易沿著孔徑較大的孔喉形成優(yōu)勢運移路徑,優(yōu)勢運移路徑上孔隙充滿程度較高(圖8)。

在增大驅替壓力(如170 kPa)后,儲層喉道處卡斷現(xiàn)象發(fā)生的頻率變低,石油主要以連續(xù)相發(fā)生流動。石油可沿一條或多條路徑同時向前推進,若某一條運移路徑前方孔喉半徑變小,因油水界面處毛細管壓差不足以克服喉道的臨界毛細管力,石油暫時停止沿該路徑向前運移(圖9(a)、(b)),外界壓力驅使石油不斷進入儲層,油水界面前緣壓力的聚集使得石油突破喉道,繼續(xù)向前移動(圖9(c)、(d))。這些運移路徑在向前推移過程中形成多個分支,分支交叉合并使得石油的運移路徑迂回曲折,呈網(wǎng)狀式分布(圖9(d)),繼續(xù)增大驅替壓力,石油主要沿已形成的路徑網(wǎng)絡運移至周邊孔隙中,提高儲層整體的含油飽和度(圖6(d))。

圖8 壓力p=105 kPa條件下不同時刻真實砂巖微觀模型中油水分布Fig.8 Oil and water distribution of authentic sandstone micro-model at different moments under pressure of 105 kPa

圖9 壓力p=170 kPa條件下不同時刻真實砂巖微觀模型中油水分布Fig.9 Oil and water distribution of authentic sandstone micro-model at different moments under pressure of 170 kPa

4 討 論

4.1 石油流動機制

孔隙介質中兩相流體流動受多種因素影響,如流體物理性質、界面張力、孔隙結構、巖石潤濕性及孔隙表面粗糙程度等[23-24]。Lenormand R等[23]認為毛細管數(shù)和黏度比是影響二維微觀模型中兩相流驅替過程的兩個最為重要的因素,根據(jù)毛細管數(shù)和黏度比圖版將流體驅替方式劃分為穩(wěn)定驅替、黏性指進和毛細管指進[23]。若毛細管數(shù)很小時(一般小于10-6),孔隙介質中流體流動主要受控于毛細管力,孔隙尺度表面張力不穩(wěn)定導致流體驅替過程變得不連續(xù),且流體向模型的各個方向發(fā)生移動,流體流動機制為毛細管指進。

蘆草溝組致密儲層中石油的流動機制為“毛細管指進”,孔隙介質中石油的流動主要受毛細管力控制,其典型特征為“逾滲式”侵入,表現(xiàn)為非潤濕性流體(即石油)按照連通孔喉的大小次序先后進入孔隙,優(yōu)先進入大孔喉。石油在流動時表現(xiàn)為不連續(xù)的突破式流動,正如真實砂巖微觀模型中油水界面前緣處石油發(fā)生跳躍式運移。石油空間分布特征表明油水界面前緣的移動不僅僅與充注方向一致,在局部還與充注方向相反,即石油從大孔隙中向四周小孔隙中發(fā)生移動,這也說明石油運移主要受局部流體動力學控制。

根據(jù)毛細管指進與“逾滲式”侵入的概念模式,隨著石油注入孔隙過程的推進,不連續(xù)的非潤濕相(石油)團簇逐漸匯聚合并至連續(xù)的非潤濕相主體中[25]。在蘆草溝組致密儲層中,隨著驅替壓力的不斷增大,石油不斷向已充注孔隙的周邊連通孔隙中運移,由低壓力條件下相互獨立的小油簇逐漸形成連通的大油簇(圖6、8)。在石油運移過程中,外界驅替壓力可轉換成能量從巖心入口端不斷向油水接觸界面方向傳遞,在石油運移狀態(tài)達到準靜態(tài)平衡時,可認為外界驅替壓力與油水界面前緣毛細管壓差大致相同,外界驅替壓力不斷增大導致孔隙中油水界面前緣毛細管壓差逐漸增大,根據(jù)Young-Laplace方程,石油會優(yōu)先驅替與巖心入口端相連通大孔中的地層水,隨后緩慢驅替連通小孔中的地層水,儲層整體含油性隨著驅替壓力的增大而增大(圖5)。

由于石油在孔隙中的流動受局部毛細管力控制,根據(jù)Young-Laplace方程,毛細管力與界面張力呈正相關,與孔喉有效半徑呈負相關。在油水界面前緣抵達狹窄喉道時,油水界面前緣處毛細管壓差會有一個持續(xù)增加的過程,直至兩相流體間的毛細管壓差大于喉道臨界毛細管力,油水界面會迅速穿過喉道進入鄰近孔隙中,發(fā)生跳躍式運移(圖10(a)、(b)),此時由于油水界面前緣曲率減小,非潤濕相的毛細管力驟然降低。

圖10 孔隙介質中流體充注次序示意圖Fig.10 Schematic diagram of sequence of fluid filling porous media

根據(jù)能量守恒原則,油水界面前緣部分與主體分離引起的能量不平衡勢必會導致孔喉中流體的重新分布,喉道重新被水占據(jù),界面前緣油滴與主體分離,即發(fā)生卡斷,分離后的油滴充填孔隙的中間部分,形成不連續(xù)油簇(圖10(c))。喉道處的油水界面前緣繼續(xù)累積能量,直至下一次卡斷事件發(fā)生,石油不斷充填孔隙(圖10(d)～(f)),為進入下一個喉道做準備,因此孔隙中石油的運移具有瞬時性和階段性。真實砂巖微觀模型試驗結果表明石油運移過程中存在的“瞬時”現(xiàn)象在很短的時間和很小的尺度上就可發(fā)生,其對石油連續(xù)性分布及孔隙占有率影響較大。

4.2 石油運移過程的主控因素

根據(jù)真實砂巖微觀模型試驗分析結果,致密油的運移過程主要受孔隙結構和外界驅替壓力的控制?？紫督Y構,尤其是局部孔隙幾何結構,對流體流動機制具有明顯的控制作用。根據(jù)幾何形態(tài)學定義將孔隙空間劃分為孔隙和喉道,真實砂巖微觀模型試驗結果表明石油跳躍式運移既可發(fā)生在單孔中也可發(fā)生在多個相連通的孔隙中(圖6、8),后者的發(fā)生可能是協(xié)同式的,包含多個單孔(幾何形態(tài)學孔隙),這種跳躍式運移主要受孔喉結構控制,多發(fā)生在孔喉比較小的區(qū)域(圖8)。致密儲層孔隙結構具有很強的非均質性(圖3、5),其孔喉尺寸分布范圍較廣(圖4),在油驅水過程中,非潤濕相(油相)穿過狹窄孔隙喉道時需要克服較高的臨界毛細管力,正是由于狹窄喉道的“限流”作用導致油水前緣在運移過程中發(fā)生跳躍式運移。而且狹窄喉道極不均勻地分布在儲層中,受狹窄喉道控制,非潤濕相呈孤立狀或多孔狀極不均勻地分布在孔隙系統(tǒng)中(圖8)。

在孔隙結構一定的情況下,外界施加的驅替壓力和局部壓力場以特定方式影響石油運移過程。在石油運移過程中常發(fā)生跳躍性事件,油水界面前緣發(fā)生跳躍的過程會引起油水界面附近局部應力場的不穩(wěn)定,這種局部壓力場的變化反過來也會影響孔隙尺度非穩(wěn)定事件發(fā)生的數(shù)量和次序。在一次跳躍性事件中,油水界面具有的彈性能轉化為充填孔隙的動能,受慣性力和黏性力影響,動能最終被損耗掉,油珠會停止運動,充填在孔隙中(圖8),同時喉道處油水界面毛細管壓差(局部)的不斷積累為下一次跳躍性事件的發(fā)生做準備;而外界施加的驅替壓力可決定單位橫截面積在單位時間內(nèi)發(fā)生跳躍性事件的數(shù)量[26],影響巖心中石油的運移方式。在低壓力條件下,石油驅替孔隙中的地層水多以快速不可逆的方式(跳躍式)進行,因跳躍事件的發(fā)生將損耗大部分能量,所以石油運移范圍小;而增大壓力后,跳躍性事件發(fā)生的頻率變緩,石油緩慢充填孔喉驅替地層水,運移范圍變大(圖6～8)。在準靜態(tài)條件下,認為外界驅替壓力是局部油水毛細管壓差的最大值,控制著油水界面所能突破的最小孔喉半徑。另外油水驅替過程中孔隙的充填過程不僅受控于孔隙自身的結構特征,還受鄰近孔隙網(wǎng)絡中流體分布特征的影響,即油水界面處“緩沖”的石油體積是否足以觸發(fā)下一次局部流體重新分配的發(fā)生。由于快速孔隙充填事件的發(fā)生將消耗系統(tǒng)能量,外界施加持續(xù)不斷的驅替壓力會提供持續(xù)的油源補給,進而能夠增大油水界面的毛細管壓差,提高喉道處油相相對于水相的競爭能力,控制油水相對滲透率變化,有利于孔隙介質中油驅水過程的進行。

5 結 論

(1)蘆草溝組巖性為含凝灰質粉砂巖的致密儲層中溶孔發(fā)育,微納米孔喉共存,孔喉連通性較好,但孔隙結構非均質性較強,導致真實砂巖微觀模型中油水分布的不均一性,孔隙發(fā)育,滲透率高的區(qū)域,含油性好,整體上含油飽和度可高達75%。

(2)低驅替壓力條件下石油運移呈明顯“跳躍式”,石油優(yōu)先選擇孔隙半徑較大且連通性較好的粒間孔隙網(wǎng)絡向前推進,發(fā)育優(yōu)勢運移路徑,石油呈孤立狀分布在孔隙中央,或呈多孔狀分布?！疤S式”運移具有瞬時性,且在運移過程中多次發(fā)生,整體上儲層含油飽和度低。驅替壓力增大使得孤立狀分布的油簇逐漸發(fā)生合并,發(fā)育多條運移路徑,油水界面前緣仍呈現(xiàn)跳躍式移動,運移路徑發(fā)生交叉合并,石油沿優(yōu)勢運移路徑向四周運移。

(3)蘆草溝組致密儲層中石油的流動機制為“毛細管指進”,石油運移過程主要受控于孔隙結構和外界驅替壓力。油驅水過程中“跳躍式”運移會消耗系統(tǒng)能量,外界施加的壓力可為“跳躍式”運移提供能量和物質補給,增大油水界面的毛細管壓差,不斷突破孔徑較小的喉道,擴大石油的分布范圍。