吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖儲集層流動孔喉下限

唐紅嬌，梁寶興，劉偉洲，劉歡，時鳳，蘭尚濤，王啟祥

（1.中國石油 新疆油田分公司 實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.新疆頁巖油勘探開發(fā)實驗室，新疆 克拉瑪依 834000）

儲集層流動孔喉下限是指孔喉半徑低于該下限的孔隙空間對滲透率無貢獻，賦存在低于該下限孔隙空間的流體也不參與流動[1]。儲集層流動孔喉下限的研究是認識儲集層的基礎，明確儲集層流動孔喉下限對研究油氣藏分布和計算儲量具有一定意義。

常規(guī)儲集層流動孔喉下限的確定主要有J函數(shù)法[2]和束縛水膜法[3]。J函數(shù)法基于壓汞實驗數(shù)據(jù)，而傳統(tǒng)恒壓壓汞法測定毛細管壓力時，最大進汞壓力低，通常為20 MPa，對于以納米級儲集空間為主的頁巖儲集層液態(tài)汞進汞飽和度低[4-6]，難以表征其真實孔隙結構；束縛水膜法通過水鎖實驗確定束縛水膜厚度，認為大于束縛水膜厚度的孔隙為油氣的有效儲集空間，該方法可有效評價常規(guī)經(jīng)水動力學作用運移成藏的低滲透儲集層流動孔喉下限，而對于源內(nèi)成藏、源儲共生、以親油潤濕為主的頁巖油具有一定的局限性。此外，前人研究均從儲集層物性出發(fā)，較少考慮流體的影響，而對于納米級孔喉發(fā)育的頁巖儲集層來說，原油分子直徑與納米孔喉直徑為同一數(shù)量級，有必要考慮原油分子大小的影響，綜合分析確定頁巖儲集層流動孔喉下限。

本文通過開展核磁共振實驗、流動實驗、高壓壓汞實驗等，結合架橋理論[7]和邊界層理論[8]，建立了頁巖儲集層流動孔喉下限的確定方法，并在此基礎上對吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖儲集層流動孔喉下限進行了相關研究和探討，為頁巖油可采儲量計算及合理開發(fā)方式的制定提供參考。

1 地質(zhì)概況

吉木薩爾凹陷位于準噶爾盆地東部，頂面構造整體上為東高西低的單斜。受陸源碎屑注入、火山活動和內(nèi)源碳酸鹽巖的影響，二疊系蘆草溝組具有以白云質(zhì)巖類為主、巖石組分復雜、結構多變等特點[9]。甜點體具有粉砂層薄、石英和長石含量高、碳酸鹽礦物含量高、黏土礦物含量低的特點。儲集層以碳酸鹽巖類和陸源碎屑巖類為主，部分層段含少量的火山碎屑巖類和正混積巖類[10]。覆壓條件下物性分析資料顯示，吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組儲集層平均孔隙度為7.7%，平均滲透率為0.13 mD，為頁巖儲集層。儲集層喉道偏細、孔喉比大，孔喉半徑主要為40～300 nm，半徑小于500 nm 的孔喉約占90%，儲集層可動用程度低。蘆草溝組原油密度為0.86～0.92 g/cm3，非烴和瀝青質(zhì)含量較高，以輕質(zhì)油和中質(zhì)油為主[11-12]。

2 流動孔喉下限確定

采用核磁共振-離心-高壓壓汞法、流動實驗-高壓壓汞法及理論計算法3 種方法，理論分析與實驗研究相結合、宏觀實驗與微觀實驗相結合確定吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖儲集層流動孔喉下限。

2.1 核磁共振-離心-高壓壓汞法

核磁共振主要測量氫核的磁化強度及去掉外磁場后的弛豫過程，信號的強度主要與巖石孔隙中氫核的數(shù)量有關，因此可以反映巖石的孔隙度[13-14]。橫向弛豫時間與孔隙體積關系為[15-16]

將巖心樣品洗油后飽和地層水，進行核磁共振測量，可獲得樣品有效孔隙體積；對測量后巖心樣品進行氣驅-離心處理，壓力梯度為0.70 MPa/cm，再次進行核磁共振測量，可獲得樣品束縛水體積，通過計算即可確定巖心樣品可動流體飽和度。結合壓汞曲線，利用流體飽和度、毛細管壓力和毛細管半徑的關系，確定可動流體飽和度對應的孔喉大小，進而確定儲集層流動孔喉下限。

傳統(tǒng)恒壓壓汞法測定毛細管壓力時，最大進汞壓力為20 MPa，液態(tài)汞所能進入的最小孔喉半徑為36 nm，而對于以納米級孔喉為主的頁巖儲集層，注入壓力為20 MPa 時，進汞飽和度僅為25%，無法表征真實孔喉結構。本文采用高壓壓汞法測得毛細管壓力，最高進汞壓力為160 MPa，可進汞最小孔喉半徑為5 nm，進汞飽和度可達85%，可見高壓條件下得到的毛細管壓力曲線能夠較真實地反映油藏實際狀況。

采用核磁共振-離心-高壓壓汞法測量吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖儲集層巖心樣品69 塊，核磁共振T2譜及孔隙度見圖1，計算得出各類巖性樣品的可動流體飽和度見表1。

圖1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖儲集層巖心樣品核磁共振T2譜（a）及孔隙度（b）Fig.1.(a)NMR T2 spectrum and(b)porosity of core samples from the shale reservoirs of the Lucaogou formation in Jimsar sag

表1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖儲集層巖心樣品物性參數(shù)Table 1.Physical properties of core samples from the shale reservoirs of the Lucaogou formation in Jimsar sag

粉砂巖類儲集層可動流體飽和度為9%～42%，平均為24%；泥巖類儲集層可動流體飽和度為8%～39%，平均為23%?？傮w來看，吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖油可動流體飽和度普遍較低，平均可動流體飽和度為24%，流體流動能力差。

單個樣品的毛細管壓力曲線受滲透率、孔隙度等因素的影響，僅能代表油藏內(nèi)某一點的性質(zhì)。將多塊樣品的毛細管壓力曲線進行無因次處理，可得到油藏的平均J函數(shù)曲線，進而獲得可代表整個油藏特征的毛細管壓力曲線（圖2）。

圖2 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖儲集層毛細管壓力曲線Fig.2.Capillary pressure curve of the shale reservoirs of the Lucaogou formation in Jimsar sag

通過核磁共振-離心-高壓壓汞法獲得的可動流體飽和度為24%時，毛細管壓力為13 MPa，對應孔喉半徑約60 nm，即氣驅條件下流動孔喉下限。因此，氣驅開采時，最多可動用半徑大于60 nm 的孔喉中的原油，而不能動用半徑小于60 nm的孔喉中的原油。

2.2 流動實驗-高壓壓汞法

利用巖心驅替裝置，模擬地層壓力條件，對巖心樣品進行衰竭式開采實驗，彈性采收率即可表征實驗條件下巖心可動流體飽和度，可動流體飽和度所對應的孔喉半徑即為油藏開發(fā)的流動孔喉下限。頁巖儲集層目前多為衰竭式開采，因此，該方法可表征無能量供應、僅靠儲集層彈性能量釋放條件下頁巖油藏的流動孔喉下限。

設定初始壓力梯度為4.00 MPa/cm，在初始壓差30 MPa 下，進行衰竭式開采實驗，彈性采出程度低于14%（圖3），即可動流體飽和度低于14%。根據(jù)毛細管壓力曲線，當流體飽和度為14%時，對應孔喉半徑約為100 nm，即采用衰竭式開采時，通過彈性能量釋放，最多可動用半徑大于100 nm的孔喉中的原油。

圖3 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖儲集層巖心樣品原油彈性采出程度Fig.3.Recovery percent of reserves of core samples from the shale reservoirs of the Lucaogou formation in Jimsar sag

2.3 理論計算法

架橋理論指出，流體在孔喉中的流動狀態(tài)與流體分子大小存在一定關系：當流體分子半徑大于平均孔喉半徑的1/3時，流體分子無法進入孔喉，在孔喉外部架橋形成孔外堵塞段；當流體分子半徑為平均孔喉半徑的1/10～1/3 時，流體分子可以進入孔喉內(nèi)部，但不能自由流動，通過架橋等作用形成孔內(nèi)堵塞段；當流體分子半徑小于平均孔喉半徑的1/10時，流體分子可以在孔喉內(nèi)自由流動。

另一方面，致密儲集層滲透率較低，孔喉半徑與原油分子半徑處于同一數(shù)量級，巖石與原油分子間作用力的影響較強，流體流動的阻力除黏滯力外還有固液界面的分子間作用力，使得邊界層效應不可忽略，邊界層的存在進一步減小流體的流動空間[17-18]。因此，孔喉中流體的流動既要遵循架橋理論，又要克服邊界層厚度，最小可動流體孔喉半徑為

結合邊界層流動實驗計算獲得的最小可動流體孔喉半徑即為油藏開發(fā)的理論流動孔喉下限。在不改變原油分子結構的前提下，半徑小于該流動孔喉下限的孔喉無法實現(xiàn)原油開采。

利用B-L 法[19-21]計算得到吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖儲集層原油的結構參數(shù)，利用Chenoffice 軟件模擬構建分子結構獲得吉木薩爾凹陷頁巖油原油分子直徑為1～4 nm[22]。實驗采用吉木薩爾凹陷蘆草溝組的巖心，以煤油作為介質(zhì)，用氮氣驅替，計量不同壓力梯度下的采油量，計算邊界層厚度。從表2可以看出，在0.10～0.57 MPa/cm 壓力梯度范圍內(nèi)，邊界層厚度為15～26 nm。由于油藏壓力梯度一般低于0.50 MPa/cm，因此油藏開采過程中邊界層厚度應當小于30 nm。

表2 吉木薩爾凹陷蘆草溝組頁巖儲集層不同壓力梯度下的邊界層厚度隨孔喉半徑變化Table 2.Thickness of boundary layer and pore throat radius under different pressure gradients in the shale reservoirs of the Lucaogou formation in Jimsar sag

依據(jù)架橋理論及邊界層理論，在油藏開發(fā)過程中，原油要能夠自由流動且要克服邊界層的影響才能被驅替出來。因此，按照頁巖油分子半徑為2 nm，邊界層厚度為30 nm 計算，理論最小可動半徑為50 nm。即在不改變原油分子結構的前提下，半徑小于50 nm的孔喉中的原油無法實現(xiàn)開采。

3 孔喉半徑動用情況預測

以吉174 井為例，二疊系蘆草溝組頁巖儲集層以納米級孔喉為主，其中半徑小于50 nm 的孔喉占比約50%，微米級孔喉占比約5%（圖4）。在理論開采流動孔喉下限為50 nm 的前提下，頁巖儲集層可動流體主要貢獻體系為半徑小于500 nm 的孔喉，半徑大于500 nm 的孔喉雖然易動用，但該類孔喉占比小，可動流體貢獻不足10%。

圖4 吉174井孔喉半徑分布Fig.4.Distribution of pore throat radius in Well Ji174

4 結論

（1）核磁共振-離心-高壓壓汞法、流動實驗-高壓壓汞法及理論計算法均適合頁巖儲集層流動孔喉下限的界定，理論計算法充分考慮了孔喉半徑與邊界層厚度以及原油分子大小關系的影響，為頁巖儲集層等致密儲集層流動孔喉下限的界定提供參考。

（2）吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖儲集層在氣驅條件下、衰竭式開采和不改變原油分子結構的前提下，流動孔喉下限分別為60 nm、100 nm和50 nm。

（3）吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組頁巖儲集層可動流體主要由半徑小于500 nm 的孔喉貢獻，半徑大于500 nm的孔喉可動流體貢獻不足10%。

符號注釋

D——擴散系數(shù)，μm2/ms；

G——磁場梯度，10-4T/cm；

hb——邊界層厚度，nm；

J——J函數(shù)；

rc——最小可動流體孔喉半徑，nm；

ro——原油分子半徑，nm；

S——孔隙表面積，cm2；

T2——橫向弛豫時間，ms；

T2B——體積弛豫時間，ms；

TE——回波間隔，ms；

V——孔隙體積，cm3；

γ——旋磁比，rad/（s·T）；

ρ——巖石橫向表面弛豫強度，μm/ms。