吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密油聚集過程模擬及主控因素分析

蘇 陽, 查 明, 曲江秀, 丁修建, 馮其紅, 王 森, 張 薇

(1.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580; 2.中國石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院,山東青島 266580)

近年來,中國致密油勘探開發(fā)取得重要進(jìn)展,在鄂爾多斯盆地、松遼盆地、準(zhǔn)噶爾盆地等發(fā)現(xiàn)致密油規(guī)模儲量區(qū),地質(zhì)資源量約為125.80×108t,可采資源量約為13.34×108t[1-4]。儲層含油飽和度增加是石油在儲層中不斷聚集的結(jié)果,致密儲層特有的孔隙結(jié)構(gòu)特征必然導(dǎo)致石油的聚集過程與常規(guī)油藏存在明顯不同[5]。前人研究表明致密儲層孔隙結(jié)構(gòu)十分復(fù)雜[6],儲層含油飽和度在垂向上頻繁變化,導(dǎo)致致密油聚集機(jī)制研究具有較大難度[7-8]。目前致密油聚集機(jī)制研究偏少,多集中于靜態(tài)現(xiàn)象描述,缺乏動態(tài)過程研究[9-10]。致密油的聚集過程可通過物理模擬實驗來獲取,考慮實驗成本和實驗時間,僅能選取典型且有限數(shù)量的樣品開展實驗。由于樣品物性和實驗條件差異,儲層飽和度和驅(qū)替順序可能有多種組合,物理模擬很難全面展示致密油聚集過程?？紫毒W(wǎng)絡(luò)模型模擬流體驅(qū)替過程是研究孔隙尺度多相流體流動特征的常用方法[11-12],數(shù)值模擬可用來彌補(bǔ)物理模擬的缺憾。筆者利用致密油聚集物理模擬實驗記錄不同物性巖心樣品在不同充注壓力下含油飽和度的變化情況,總結(jié)含油飽和度增長特征,并結(jié)合數(shù)值模擬,揭示充注壓力、物性和孔隙結(jié)構(gòu)等對致密油聚集過程和聚集效果的影響,以期對致密油“甜點”預(yù)測提供理論指導(dǎo)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

準(zhǔn)噶爾盆地位于哈薩克斯坦板塊上,為中亞造山帶的重要組成部分[13],是中國西部大型含油氣盆地。準(zhǔn)噶爾盆地由3個隆起、2個坳陷及南部北天山山前沖斷帶組成[14],吉木薩爾凹陷位于東部隆起西南緣,面積約為1 300 km2。凹陷南北西三面邊界均為斷裂,東邊沉積地層逐漸尖滅于古西凸起(圖1)。凹陷受周邊邊界斷裂和石炭系基底構(gòu)造格局控制,為一西斷東超的箕狀凹陷,并可劃分為3個次級構(gòu)造單元,分別為西部深洼帶、中部超覆帶和東部削蝕帶,超覆帶和削蝕帶又被統(tǒng)稱為東斜坡[15]。

圖1 吉木薩爾凹陷區(qū)域位置Fig.1 Location of Jimsar Sag

中二疊統(tǒng)蘆草溝組是研究目的層,蘆草溝組是一套細(xì)粒混合沉積巖[16],巖石組分多樣,包括陸源碎屑、火山物質(zhì)和盆內(nèi)碳酸鹽組分,巖石類型復(fù)雜,主要包括泥巖、粉砂巖、白云巖和火山碎屑巖。烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高、有機(jī)質(zhì)類型好且已達(dá)到生油窗,在整個凹陷內(nèi)均有分布[17]。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)的“甜點段”(圖1),屬于典型致密儲層[18]。油源對比確定致密油來自緊鄰致密儲層的烴源巖,烴源巖與儲集層緊密接觸,這種配置組合對致密油聚集十分有利[9]。

2 實驗樣品與方法

2.1 實驗樣品

實驗樣品共計13個,分別取自5口井的蘆草溝組上下“甜點段”,其巖性分別為粉砂巖、云質(zhì)粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、灰質(zhì)粉砂巖和凝灰質(zhì)粉砂巖,孔隙度分布在1.99%～ 16.17%,滲透率分布在(0.25～446.09)×10-6μm2,屬于典型的致密儲層(表1)。

表1 蘆草溝組巖心樣品物性參數(shù)

2.2 聚集物理模擬實驗條件與方法

實驗設(shè)備主要由恒壓恒速泵、中間容器、巖心夾持器、圍壓環(huán)壓系統(tǒng)、流體計量系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集與處理系統(tǒng),恒壓恒速泵通過向中間容器注水來控制流體注入的壓力或者流速,圍壓環(huán)壓系統(tǒng)對巖心夾持器加圍壓,防止流體從巖心與夾持器間通過,充注過程中流體變化量由流體計量系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集與處理系統(tǒng)自動采集(圖2)。

根據(jù)蘆草溝組地層水和油層原油性質(zhì),配置礦化度為12 g/L的實驗用水和黏度為8.5 mPa·s(20 ℃)的實驗用油,實驗溫度為常溫,最大充注壓力為25 MPa,凈圍壓始終為3 MPa。

首先對巖心進(jìn)行洗油預(yù)處理,測定氣體孔隙度和滲透率,真空高壓飽和鹽水72 h,記錄巖心濕重。將巖心放置于巖心夾持器中,未施加圍壓,以極小流速將鹽水注入,至出口端出水速率恒定,將管線及巖心夾持器中的空氣排出。設(shè)定4 MPa圍壓,以恒定壓力(1 MPa)注入實驗用油,出口端流速趨于穩(wěn)定值時,認(rèn)為在該壓力下巖心中流體流動趨于穩(wěn)態(tài),保存實驗測試數(shù)據(jù)。分別將注入壓力設(shè)定為2、5、10、15、20和25 MPa,設(shè)定圍壓始終大于注入壓力3 MPa,按照上述方法進(jìn)行操作并記錄相應(yīng)測試數(shù)據(jù),分別保存數(shù)據(jù),停止實驗。

圖2 致密油聚集物理模擬實驗裝置示意圖Fig.2 Schematic diagram of tight oil accumulation physical simulation experiment apparatus

2.3 孔隙特征表征方法

孔隙結(jié)構(gòu)表征方法主要分為圖像分析法和數(shù)據(jù)分析法,但每一類方法均不能全面有效地表征孔隙特征。由于光學(xué)顯微鏡分辨率較低(30 μm),鑄體薄片主要被用來分析實驗樣品的巖性和孔隙類型特征;高壓壓汞法可測定連通孔喉的大小分布,但未能反映不連通孔喉結(jié)構(gòu)特征,最大進(jìn)汞壓力為200 MPa,可識別半徑大于3.7 nm的孔喉;而微米CT分辨率較高(約0.75 μm),通過數(shù)字巖心處理可獲取孔隙大小、分布及連通性信息。因孔隙結(jié)構(gòu)表征是開展數(shù)值模擬實驗的基礎(chǔ),本文中利用上述3種方法對所有樣品的孔隙特征進(jìn)行了分析。

2.4 數(shù)值模擬實驗方法

孔隙網(wǎng)絡(luò)模型(PNM)具有較高的計算效率,可保留較完整的孔隙結(jié)構(gòu)信息,能很好地評估流體相對滲透率、毛細(xì)管力及其他物性特征[19]。受微米CT掃描分辨率影響,僅能獲取微米級尺度的孔隙結(jié)構(gòu)信息,不能準(zhǔn)確表征喉道半徑分布特征,高壓壓汞能夠提供巖心樣品中相互連通的孔喉結(jié)構(gòu)信息,兩種方法手段相結(jié)合,能較為完整地描述孔隙和喉道分布特征[20]。因此基于數(shù)字巖心和壓汞實驗提取的孔喉結(jié)構(gòu)特征,隨機(jī)構(gòu)建孔隙網(wǎng)絡(luò)模型。在構(gòu)建孔隙網(wǎng)絡(luò)模型時,假定孔隙和喉道橫切面形狀為圓形、正方形或三角形,棱角狀邊角可明確表征潤濕層,保證油水兩相同時通過一個喉道。孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)(如喉道半徑、喉道長度、孔喉比及形狀因子等)分布服從截斷威布爾分布,計算公式為

St=(Smax-Smin)[-δln(χ(1-e-1/δ)+e-1/δ)]1/γ+

Smin…….

(1)

式中,χ為0～1的隨機(jī)數(shù);Smax和Smin分別為孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)的最大值和最小值;δ和γ分別為分布函數(shù)的形狀參數(shù)和位置參數(shù)。

致密儲層孔隙介質(zhì)中流體流動主要受控于毛細(xì)管力,研究中采用準(zhǔn)靜態(tài)模型開展數(shù)值模擬。流體流動服從Poiseuille流動方程,即孔隙介質(zhì)中流體流速與壓力梯度呈線性關(guān)系。根據(jù)孔隙和喉道形狀確定流體傳導(dǎo)率g,通過相關(guān)公式計算流體流速和孔隙壓力等參數(shù),獲取單相流體的絕對滲透率和多相流體的相對滲透率[21]。以毛細(xì)管壓力為橫坐標(biāo)、含油飽和度為縱坐標(biāo)作圖,分析含油飽和度變化特征,利用相滲曲線研究流體滲流特征,并通過改變孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)構(gòu)建不同孔隙網(wǎng)絡(luò)模型,進(jìn)一步闡明致密油聚集過程的主控因素。

3 實驗結(jié)果

3.1 物理模擬實驗結(jié)果

根據(jù)含油飽和度增長速度和最終含油飽和度特征,將致密儲層含油飽和度增長模式劃分為3種。在第一種模式(Ⅰ型)中,充注壓力作用下儲層含油飽和度持續(xù)緩慢增長,含油飽和度約增加至20%達(dá)到穩(wěn)定階段。在第二種模式(Ⅱ型)中,低充注壓力作用下儲層含油飽和度以相對較大幅度的增長,含油飽和度可增加至10%～15%,隨后含油飽和度增長速度減小,含油飽和度增長至25%～30%時到達(dá)穩(wěn)定階段。在第三種模式(Ⅲ型)中,較低充注壓力條件下含油飽和度大幅度增長,含油飽和度可至30%,充注壓力增大,含油飽和度增長速度逐漸減小,直至穩(wěn)定階段,最終含油飽和度多分布在40%～55%(圖3)。蘆草溝組致密儲層普遍含油,含油級別從熒光到富含油不等,含油飽和度介于2.5%～90%,一般小于70%。根據(jù)物理模擬實驗結(jié)果,蘆草溝組儲層樣品的最終含油飽和度分布在15%～52%(圖3),實驗結(jié)果與實際含油飽和度基本一致。

圖3 致密儲層含油飽和度增長模式Fig.3 Growth pattern of oil saturation of tight reservoirs

3.2 數(shù)值模擬實驗結(jié)果

3.2.1 絕對滲透率預(yù)測

基于微米CT和高壓壓汞獲取的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù),隨機(jī)構(gòu)建表征體元的孔隙網(wǎng)絡(luò)模型,通過對比表征體元與巖心樣品的孔隙度和滲透率,驗證孔隙網(wǎng)絡(luò)模型的有效性。由表2可知,預(yù)測孔隙度和滲透率與實驗室實測值吻合較好,孔隙網(wǎng)絡(luò)模型可用來模擬致密儲層中流體的流動規(guī)律[21-22]。

表2 典型樣品實測物性參數(shù)與孔隙網(wǎng)絡(luò)模型預(yù)測值Table 2 Measured physical property of samples and calculated values of pore network models

3.2.2 含油飽和度變化特征

在準(zhǔn)靜態(tài)條件下,流體進(jìn)入儲層孔隙網(wǎng)絡(luò)的流速十分緩慢,外界充注壓力與最大毛管壓力相等,因此可利用含油飽和度與毛管壓力關(guān)系劃分含油飽和度增長模式。根據(jù)數(shù)值模擬實驗結(jié)果,含油飽和度增長模式可分為3種,第一種模式(以樣品1-A-1為例)的含油飽和度增長較為緩慢,石油若要發(fā)生流動,需要克服較大的儲層排驅(qū)壓力;石油進(jìn)入孔隙網(wǎng)絡(luò)后,含油飽和度增長速度有所增大,但在達(dá)到最終含油飽和度前,其增長速度隨充注壓力的增大而減小。第二種模式(以樣品2-B-1為例)的排驅(qū)壓力相對較小,在突破排驅(qū)壓力后,含油飽和度進(jìn)入快速增長階段,隨后增長速度逐漸減小,直至最終含油飽和度。第三種模式(以樣品1-C-1為例)的排驅(qū)壓力最低,幾乎不發(fā)育緩慢增長階段,含油飽和度增長速度最大,在很低的充注壓力條件下即可達(dá)到穩(wěn)定階段(圖4(a))。

數(shù)值模擬結(jié)果與物理模擬結(jié)果具有較好的一致性,但數(shù)值模擬獲取的最終含油飽和度相對較大,這是由于天然儲層孔隙結(jié)構(gòu)更復(fù)雜,數(shù)值模擬不僅需要盡可能地還原儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征,也要考慮計算過程的難易程度和時間長短等因素。因此,數(shù)值模擬簡化了孔隙幾何形狀、黏土礦物含量對孔隙大小、分布、連通性及孔隙介質(zhì)中流體流動過程的影響[23]。

3.2.3 油水相對滲透率預(yù)測

數(shù)值模擬時設(shè)定油水界面張力為30.0 mN/m,水和油的黏度分別為1.0和8.5 mPa·s,模型中認(rèn)為孔隙強(qiáng)親水,接觸角θr為0°。最初孔隙網(wǎng)絡(luò)飽含水,設(shè)定水相相對滲透率Krw和油相相對滲透率Kro分別為1和0,油進(jìn)入孔隙網(wǎng)絡(luò)后,含油飽和度增加、水相相對滲透率降低和油相相對滲透率增大,直至石油相互連通,其滲流阻力降低,油相相對滲透率達(dá)到最大(圖4(b)、(d)和(f))。

由模擬結(jié)果可知,蘆草溝組儲層束縛水飽和度分布在18.1%～43.5%,油水相滲曲線交點含油飽和度介于30%～53%。整體上,隨含油飽和度的增加,水相相對滲透率呈“陡坡式”下降,油相相對滲透率小幅度增長(圖4(b)、(d)和(f))。根據(jù)侵入逾滲理論,石油優(yōu)先進(jìn)入毛細(xì)管阻力較小的孔隙中,由于含油飽和度較低,石油在狹窄喉道處多被卡斷,呈不連續(xù)狀分布,石油流動受到較大的滲流阻力,油相相對滲透率緩慢增加?？紫吨休^分散的油珠逐漸發(fā)生匯聚,油相相對滲透率增長速度變大,但由于儲層孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性,油相相對滲透率一般小于0.2。地層水被驅(qū)替至小孔徑孔喉中或滯留在較大孔隙的角隅處,形成束縛水,水相相對滲透率降低至最小值。不同孔隙網(wǎng)絡(luò)模型的油水相滲曲線存在差異,與前兩類相比,Ⅲ型束縛水飽和度低,在達(dá)到相同含油飽和度時,水相相對滲透率明顯較大,油相相對滲透率則較小,且兩相共流區(qū)域變寬(圖4(b)～(g))。

4 致密油聚集過程影響因素

4.1 充注壓力

由于致密儲層特殊的孔隙結(jié)構(gòu)特征,儲層毛細(xì)管阻力較大,只有外界充注壓力足以克服儲層啟動壓力后,儲層含油飽和度才會有明顯變化[24]。由圖3可知:儲層含油飽和度在較低充注壓力條件下均明顯增長,表明該充注壓力已克服儲層啟動壓力,驅(qū)使石油進(jìn)入孔隙,儲層含油飽和度與充注壓力呈正相關(guān)關(guān)系,但由于致密儲層孔隙中含有較高比重的束縛水,含油飽和度存在上限值,含油飽和度不再隨充注壓力增加而增大;而且不同物性的巖心在相同充注壓力條件下含油飽和度也不盡相同,表明充注壓力只是影響含油飽和度增長過程的因素之一。

4.2 孔隙結(jié)構(gòu)

多相流體在孔隙介質(zhì)中流動時受多種因素影響,如孔隙結(jié)構(gòu)、固液間的表面作用以及流體自身的流變學(xué)性質(zhì)等,其中孔隙結(jié)構(gòu)是影響流體流動能力的關(guān)鍵因素,如孔喉半徑、孔喉比和配位數(shù)[25]。

4.2.1 孔隙類型

致密儲層孔隙類型對烴類存儲及儲層滲流能力影響較大,蘆草溝組致密儲層孔隙類型多樣,主要為次生溶孔、殘余原生粒間孔及晶間孔,微裂縫局部發(fā)育[18,26-27]。

含油飽和度增長模式為Ⅰ型的致密儲層孔隙不發(fā)育或局部區(qū)域孔隙發(fā)育,微米CT二維切片面孔率分布在0.32%～4.91%,平均面孔率為2.23%,孔隙主要以殘余原生粒間孔和晶間孔為主,溶蝕孔次之。殘余原生粒間孔中發(fā)育黏土、石英、白云石及方解石等自生礦物,孔隙一般小于5 μm(圖5(a)、(b))。晶間孔多發(fā)育在白云石顆粒間,孔隙半徑較小,主要為納米級孔隙,孔隙分布較為均質(zhì)。溶蝕孔主要與白云石晶體及顆粒間膠結(jié)物有關(guān),前者主要發(fā)育在白云石內(nèi)部,溶蝕作用弱;后者常發(fā)育在膠結(jié)物邊部,對儲層滲流能力有一定改善。整體上,該類致密儲層孔隙較小,不利于石油的充注。

圖4 典型樣品的含油飽和度增長特征及滲流特征Fig.4 Growth pattern of oil saturation and flowing characteristics of typical samples

含油飽和度增長模式為Ⅱ型的致密儲層孔隙較為發(fā)育,微米CT二維切片面孔率分布在1.24%～11.14%,平均面孔率為5.13%,孔隙以溶蝕孔和殘余原生粒間孔為主。溶蝕孔以粒間溶孔為主,主要與巖屑、長石及方解石溶蝕有關(guān),孔隙邊界呈港灣狀或鋸齒狀,最大孔隙半徑約為20 μm(圖5(d)、(e))。致密儲層的孔隙半徑分布不一,且孔隙空間分布非均質(zhì)性較強(qiáng),與Ⅰ型致密儲層相比,該類致密儲層孔隙較發(fā)育,且溶蝕孔在一定程度上改善了孔隙連通性,但儲層中亞微米級與納米級孔隙相對發(fā)育,導(dǎo)致含油飽和度增長速度在充填大孔隙后降低。

含油飽和度增長模式為Ⅲ型的致密儲層孔隙發(fā)育,微米CT二維切片面孔率分布在2.13%～16.34%,平均面孔率為8.62%,孔隙以粒間溶孔為主,殘余原生孔隙次之,溶蝕孔主要與凝灰物質(zhì)溶蝕有關(guān),溶蝕孔最大半徑可達(dá)150 μm(圖5 (g)、(h))。與Ⅱ型致密儲層相比,儲層中微米級孔隙更發(fā)育,儲層含油飽和度可在較小充注壓力條件下迅速增大,隨著充注壓力增大,石油逐漸進(jìn)入小孔隙,含油飽和度緩慢持續(xù)增大。通過對比可知,致密儲層溶蝕孔隙發(fā)育程度對石油的聚集過程有十分重要的影響。

4.2.2 孔喉半徑

對上述實驗樣品開展微米CT高分辨率掃描和高壓壓汞實驗,微米CT主要用來表征孔隙半徑分布,高壓壓汞主要用來反映孔喉半徑分布,致密儲層主體孔喉分布決定儲集能力和滲流能力。

微米CT孔隙網(wǎng)絡(luò)模型能夠較為真實地反映儲層孔隙的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu),獲取孔喉半徑、孔隙體積、配位數(shù)等孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)。由圖6可知,巖心中微米級孔隙半徑分布存在較大差異,差異性主要體現(xiàn)在半徑較大孔隙對孔隙總體積的貢獻(xiàn)度。儲層孔隙半徑分布呈單峰式,主要分布在0.5～5 μm,Ⅰ型致密儲層中不同半徑的孔隙對總體積貢獻(xiàn)較為平均,隨著孔隙半徑的增大,體積貢獻(xiàn)度呈緩慢減小的趨勢;Ⅱ型和Ⅲ型致密儲層中半徑大于10 μm的孔隙對總體積的貢獻(xiàn)度明顯增加,尤其是Ⅲ型致密儲層中半徑大于10 μm的孔隙體積貢獻(xiàn)度最高可達(dá)93%。這表明致密儲層孔喉半徑越大,且對儲集空間的貢獻(xiàn)度越大,越有利于石油的聚集。

根據(jù)壓汞曲線形態(tài)及孔喉半徑分布,Ⅰ型致密儲層壓汞曲線多對應(yīng)于細(xì)態(tài)型,Ⅱ型致密儲層多對應(yīng)于偏細(xì)態(tài)型,Ⅲ型致密儲層對應(yīng)于粗態(tài)型(圖6)。Ⅰ型致密儲層排驅(qū)壓力高,曲線中間沒有明顯平臺段,最大進(jìn)汞飽和度小于50%,分選系數(shù)大,反映孔喉分布分散,較大孔喉對儲層滲流能力有較大貢獻(xiàn)(圖6(b))。Ⅱ型致密儲層具有中等—較低排驅(qū)壓力,毛管壓力曲線在壓力較低時具有較低斜率,最大進(jìn)汞飽和度分布在70%～85%,分選系數(shù)中等,孔喉分布較為集中(圖6(d))。Ⅲ型致密儲層毛管壓力曲線偏向圖的左下方,雖然曲線中間平臺段不明顯,但曲線坡度很小,最大進(jìn)汞飽和度可達(dá)到95%,分選系數(shù)小,表現(xiàn)為孔大喉粗的特點,是儲集性能和滲流能力最好的一類儲層(圖6 (f))。對比3類致密儲層的孔喉結(jié)構(gòu)特征,Ⅲ型致密儲層具有最優(yōu)孔隙結(jié)構(gòu),排驅(qū)壓力相對較低,毛管壓力曲線表現(xiàn)為偏粗—粗歪度特點,儲層滲流能力較強(qiáng)。

圖6 致密儲層孔隙半徑分布及壓汞曲線特征Fig.6 Pore size distribution and mercury injection curves of tight reservoirs

為了更深入地研究孔喉對致密油聚集過程的影響,本文中采用單一因素分析法開展數(shù)值模擬,分析孔喉半徑和孔喉比的影響作用。構(gòu)建孔隙網(wǎng)絡(luò)模型時,設(shè)定喉道半徑最大值分別為2.0、2.5和3.0 μm,喉道半徑最小值、γ、δ以及其他孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)保持不變。結(jié)果表明,最大喉道半徑增大導(dǎo)致孔隙網(wǎng)絡(luò)模型孔隙度和滲透率同時增大,喉道半徑增大不僅影響孔隙體積,對流體傳導(dǎo)能力也有較大影響。模擬孔隙度分別為7.89%、11.12%和16.27%,滲透率分別為5.48×10-8、8.98×10-8和1.10×10-7μm2,模擬結(jié)果與蘆草溝組儲層物性分布具有很好的一致性,孔隙網(wǎng)絡(luò)模型具有較好的代表性。

喉道半徑增大導(dǎo)致含油飽和度增長曲線向壓力減小的方向移動,即在相同壓力條件下,喉道半徑大的孔隙網(wǎng)絡(luò)模型含油飽和度較高(圖7(a))。最大喉道半徑由2.0 μm增加到3.0 μm,水相相對滲透率依次減小,且減小幅度增大,油相相對滲透率以較低幅度增大(圖7(a)),表明喉道半徑增大導(dǎo)致水相相對滲流能力降低,油相相對滲流能力增強(qiáng)。油相有效滲透率計算結(jié)果也表明孔喉半徑增大導(dǎo)致油相有效滲透率增大,石油通過多孔介質(zhì)的能力增強(qiáng),有利于石油的運(yùn)移和聚集。

圖7 孔隙網(wǎng)絡(luò)模型模擬結(jié)果Fig.7 Simulation results of pore network models

孔喉比是表征孔隙和喉道相對大小的特征參數(shù),孔喉比越小,孔隙和喉道大小分布越均一。構(gòu)建孔隙網(wǎng)絡(luò)模型時,設(shè)定最大孔喉比分別為20、30和40,最小孔喉比分別為2.0、3.0和4.0,保持其他參數(shù)不變。模擬孔隙度分別為4.91%、11.45%和18.33%,但絕對滲透率較為接近,為(6.89± 0.71)×10-8μm2,表明孔喉比變化對孔隙體積影響較大,對單相流體的傳導(dǎo)能力影響不明顯。

模擬結(jié)果表明孔喉比變化對致密儲層含油飽和度增長影響很小,孔喉比增大時,水相相對滲透率減小,油相相對滲透率變化不明顯,油相有效滲透率也無明顯變化(圖7(b))。這是因為孔隙網(wǎng)絡(luò)模型喉道半徑分布一定,增大孔喉比意味著孔隙半徑的增大,滲透率相近表明喉道是控制流體滲流的主要因素。對于致密儲層而言,大孔喉比是其典型特征之一,也是導(dǎo)致儲層具有復(fù)雜滲流規(guī)律的因素之一?？缀肀扔绊懯驮诳紫督橘|(zhì)中的運(yùn)移方式,孔喉比越大,石油在突破狹窄喉道時越容易發(fā)生卡斷,石油呈孤立狀分布,難以形成連續(xù)相,不能有效地增大油相相對滲流能力,不利于石油的運(yùn)聚[12]。

4.2.3 孔隙連通性

孔隙網(wǎng)絡(luò)連通性是評價儲層滲流能力強(qiáng)弱的有效參數(shù),微米CT孔隙網(wǎng)絡(luò)可直觀呈現(xiàn)孔隙三維空間分布,并對孔喉連通性進(jìn)行定量評價[6]。

由圖5可知,Ⅰ型致密儲層的孔喉連通性差,孔隙主要呈孤立狀分布,孔喉配位數(shù)小于4,孔隙網(wǎng)絡(luò)以納米級喉道為主(圖5(c))。Ⅱ型致密儲層的孔喉連通性較好,孔隙呈孤立狀和連片狀分布,儲層局部發(fā)育微米級喉道,配位數(shù)最大可達(dá)12,孔隙網(wǎng)絡(luò)較為復(fù)雜(圖5(f))。Ⅲ型致密儲層的孔喉連通性最好,連片狀孔隙發(fā)育,孔隙連通率可超過70%,微米級喉道發(fā)育,配位數(shù)主要分布在1～6,最大配位數(shù)可達(dá)20,平均值為3.0(圖5(i))。整體而言,Ⅰ型致密儲層由于孔喉細(xì)小且分布較為分散,孔隙網(wǎng)絡(luò)連通性差,在外界充注壓力驅(qū)使下,石油較為緩慢地進(jìn)入孔隙,儲層含油飽和度增幅相對較小;Ⅱ型致密儲層孔喉連通性得到改善,孔喉分布相對較為集中,在充注起始階段,石油較為快速地充填連通大孔喉,儲層含油飽和度發(fā)生較大幅度增長,但由于儲層中納米級孔隙較為發(fā)育,導(dǎo)致含油飽和度緩慢到達(dá)穩(wěn)定階段;而Ⅲ型致密儲層孔隙半徑大,喉道粗,且連通性好,含油飽和度增長速度快,最終含油飽和度高(圖3)。

此外,本文中利用數(shù)值模擬研究了孔隙網(wǎng)絡(luò)連通性對致密油聚集過程的影響,在構(gòu)建孔隙網(wǎng)絡(luò)模型時,設(shè)定平均配位數(shù)分別為2.2、2.6、3.0和3.9,其他孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)保持不變。模擬孔隙度變化較小,分布在7.05%～7.89%,而滲透率隨配位數(shù)增大呈指數(shù)式增長,分別為5.48×10-8、5.30×10-7、1.76×10-6和9.11×10-6μm2,配位數(shù)越大,孔隙網(wǎng)絡(luò)連通性越好,單相流體流動較容易。根據(jù)模擬實驗結(jié)果,配位數(shù)改變導(dǎo)致含油飽和度增長過程發(fā)生較大變化,配位數(shù)增大導(dǎo)致含油飽和度增長模式逐漸由Ⅰ型過渡到Ⅲ型(圖7(c));由于孔隙網(wǎng)絡(luò)連通性變好,水相相對滲透率增大,油相相對滲透率呈減小的趨勢,兩相共流區(qū)變大(圖7(c))。在水潤濕孔隙介質(zhì)中,配位數(shù)增大導(dǎo)致孔喉系統(tǒng)連通性增強(qiáng),水相易形成連通網(wǎng)絡(luò),流動能力相對增強(qiáng),而石油作為非潤濕相,其流動能力相對減弱。為了更加明確地闡明連通性對油相滲流能力的影響,研究中計算了油相的有效滲透率?？紫毒W(wǎng)絡(luò)配位數(shù)由2.2增至3.9,其絕對滲透率約增加166倍,油相有效滲透率增加20～166倍(圖7(c))。孔隙網(wǎng)絡(luò)連通性越好,越有利于致密油的運(yùn)移和聚集。同時,通過對比蘆草溝組致密儲層配位數(shù)及含油飽和度與有效滲透率的關(guān)系可知,孔隙網(wǎng)絡(luò)配位數(shù)較小(2.1～2.2)時,油相有效滲透率分布在1×10-9～5×10-8μm2,孔隙網(wǎng)絡(luò)配位數(shù)增大(2.8～3.0),油相有效滲透率分布在1×10-7～1×10-5μm2,油相有效滲透率約增加100～200倍(圖4 (b)～(d)),表明孔隙網(wǎng)絡(luò)配位數(shù)增大,孔隙連接喉道數(shù)量增多,石油易于發(fā)生運(yùn)聚,最終含油飽和度增大。

5 結(jié) 論

(1)根據(jù)含油飽和度增長速度和最終含油飽和度將蘆草溝組致密儲層含油飽和度增長模式劃分為3種,數(shù)值模擬結(jié)果與物理模擬結(jié)果具有較好的一致性。在致密儲層含油飽和度增長過程,水相相對滲透率降低,油相相對滲透率增大,不同類型致密儲層的油水相滲曲線存在差異。

(2)致密儲層含油飽和度增長特征及石油滲流特征主要受充注壓力和孔隙結(jié)構(gòu)的耦合控制,充注壓力是致密油發(fā)生運(yùn)聚的必要條件,在達(dá)到最終含油飽和度之前,儲層含油飽和度與充注壓力呈正相關(guān)關(guān)系;在持續(xù)充注壓力作用下,孔隙結(jié)構(gòu)是控制致密儲層聚集過程及滲流特征的主要因素。Ⅰ型致密儲層孔隙不發(fā)育,孔隙半徑小,主要呈孤立狀分布,排驅(qū)壓力高,孔隙連通性差,差孔隙結(jié)構(gòu)導(dǎo)致油相有效滲透率低,儲層含油飽和度增長緩慢,最終含油飽和度低;Ⅱ型致密儲層孔隙較發(fā)育,孔隙呈孤立狀和連片狀分布,孔隙連通性較好,油相滲流能力增強(qiáng),儲層含油飽和度中等;Ⅲ型致密儲層孔隙發(fā)育,以溶蝕孔為主,孔隙連片狀分布,連通性最好,儲層含油飽和度增長速度快,最終含油飽和度高,最有利于石油的運(yùn)聚。