温度和有效应力对低渗储层孔渗性质的影响

姚同玉，李继山，黄延章

1)中国石油大学石油工程学院，山东东营257061;2)胜利油田有限责任公司地质科学研究院，山东东营257015;3)中科院渗流流体力学研究所，河北廊坊065007

目前，低渗透储层渗透率应力敏感性的研究很多［1-7］，但都是在温度不变的情况下，采用单向加压实验和加压－松弛循环实验，主要研究岩石围压变化对渗透率的影响.由于低渗储层储渗空间非常复杂［8］，油藏条件下多孔介质变形与孔隙流体和孔隙充填物间有着较强的相互作用［9］，因此，低渗透储层的敏感性研究不应仅局限于应力变形，必须包含温度变化的影响.另外，这些研究没有揭示温度和有效应力对油藏油水渗流过程的影响，而这恰恰是建立油藏耦合渗流模型的基础.本研究采用地层条件下岩石渗透性和孔隙性测试系统，着重研究了油藏温度和油藏压力条件下，低渗介质渗透率和孔隙性变化规律，结合低场核磁共振测试和恒速压汞测试实验，研究低渗岩心渗透率响应，并根据两相流渗流实验，分析油水两相流对低渗介质温度和应力的敏感性响应.

1 温度和有效应力对低渗岩心渗透率的影响

大型岩石高温高压渗透实验仪可在模拟油藏温度和应力条件下，测试岩心的渗透率，从而得到温度和有效应力对岩心渗透率的影响.实验流程如图1.测试中，将低渗岩心放入岩心室后，加围压至5 MPa，然后将岩心抽真空，注水使岩心充分饱和，再按稳压法，在一定渗透压p1、轴压σ1和围压σ2下，通过测试流量，分析岩心渗透率变化.渗透率测试实验是在稳态条件下进行，实验条件分2种，一种为静水压力条件σ1=σ2;另一种为轴压与围压不等，σ1－ σ2=5 MPa.

图1 高温高压渗透率实验仪Fig.1 Experimental setup for permeability measurement at high temperature and high pressure

1.1 静水压力下岩心渗透率

实验中，岩心的初始围压为5 MPa，逐渐加压到20 MPa.再缓慢降压，逐渐降至10 MPa，测试整个过程中渗透率的变化规律，并分析岩石变形系数［1］，评价岩心应力敏感程度，

其中，p0和p分别为初始压力和某个测试压力;k0和k分别为初始条件和压力为p条件下的渗透率;b为岩石变形系数.静水压力条件下，渗透率测试结果如表1.其中，Φ为岩石孔隙度，Sk为束缚水饱和度.

表1 静水压力条件下渗透率测试结果Table 1 Result of permeability testing under hydrostatic pressure

图2是1#岩心静水压力下的测试结果，可以看出，静水压力条件下，随着围压增加，岩心渗透率降低，轴向位移减小，岩石呈拉伸状态;围压回降时，渗透率和岩心轴向拉伸应变并没有完全恢复，岩心发生塑性应变.岩心渗透率越低，岩石变形系数则越高，岩心塑性应变越显著，应力敏感性越强.

图2 静水压力条件下1#岩心渗透率Fig.2 Permeability of core 1#under hydrostatic pressure

1.2 非静水压力条件下岩心渗透率

实验采用3种加载方式，即 σ1－σ2= －5 MPa、σ1= σ2和σ1－σ2=5 MPa，测试结果如图3.图3表明，岩心渗透率与应变特点与静水压力条件下相似，σ1与σ2相差5 MPa，对岩心渗透率影响并不大.压力回降过程中，渗透率和应变均不能恢复到初始状态，这是由于岩石应力受压时，孔隙喉道闭合，应力消失后，受压微孔不能重新张开，只是大孔隙变形得以恢复［1］.

图3 非静水压力条件下岩心渗透率测试Fig.3 Core permeability under non-hydrostatic pressure

1.3 温度和有效应力对低渗岩心渗透率影响

实验温度范围为0～60℃，围压范围为5～25 MPa，采用静水压力实验条件，结果如图4.图4表明，一定应力水平下，温度越高，岩心渗透率降低幅度越大.温度对渗透率的影响机制为:温度升高，岩石骨架颗粒热膨胀，使孔隙喉道进一步缩小;另一方面，温度升高加剧了砂岩岩样中的黏土分散和膨胀［10-11］，分散后的黏土微粒堵塞了孔隙和喉道，导致渗透率降低.

图4 不同温度和应力水平下岩心渗透率Fig.4 Core permeability under different ttemperature and stress

2 有效应力对低渗岩心孔隙分布的影响

核磁共振技术是通过测量地层岩石孔隙流体中氢核的核磁共振弛豫信号的幅度和弛豫速率，来探测地层岩石孔隙结构的一种技术.弛豫信号的幅度A与地层孔隙度呈正比，弛豫速率t与孔隙大小和流体性质有关［12］.本研究用低场核磁共振测试不同应力条件下孔隙弛豫特点，结果如图5.图5表明，不同应力状态下，束缚水饱和度不同，有效应力越高，束缚水饱和度越大.这说明有效应力不仅显著影响渗透率，同时制约孔隙体积变化.随着有效应力增加，孔隙和喉道被压缩，喉道直径变小，从而引起孔隙连通性变差，有些连通孔隙被分隔、孤立，成为不可渗入孔隙，致使岩心束缚水饱和度增加.

图5 岩心在不同应力状态下核磁共振结果Fig.5 Result of Nuclear Magnetic Resonance testing of cores under different stress

3 有效应力对低渗岩心微观孔隙结构的影响

恒速压汞技术可以直接测量多孔介质中孔隙和喉道大小、数量，给出孔隙中孔道和喉道的信息［13］，利用恒速压汞技术研究了胜利油区低渗透油藏岩心在不同应力状态下的孔隙结构，测试结果如图6.由图6可见，不同应力状态下，岩心孔隙大小及分布性质差别并不大，应力对孔隙结构影响主要体现在喉道大小和分布上，与初始状态相比，应力增加，小喉道测试频率减小，而大喉道的测试频率增加，说明应力对小喉道的影响更大，使小喉道变形更严重.根据Poiseuille方程，得到喉道半径对渗透率的贡献方程为

其中，Δη为喉道半径对渗透率的贡献;ri为喉道i的半径;ai为喉道i的半径分布频率.

根据式 (2)分析不同应力条件下喉道半径对岩心渗透率的贡献，如图7.由图7可见，有效应力较低时，峰值喉道半径对渗透率贡献小;稍大的喉道对渗透率贡献显著;应力增加，小喉道对渗透率贡献减小，大喉道对渗透率的贡献增大.这说明，有效应力改变了低渗透油藏微观孔隙结构，不仅改变喉道半径大小和分布，还改变了喉道半径对渗透率的贡献.

图6 不同应力状态下岩心恒速压汞测试结果Fig.6 Result of rate-controlled mercury penetration testing of cores under different stress

图7 岩心孔隙喉道对渗透率贡献对比图Fig.7 Contribution of pore throat to the rock permeability

4 温度和有效应力对低渗岩心中油水两相流的影响

在油藏开采过程中，油藏流体渗流与岩石应变相互影响制约，因此，研究了温度和有效应力对低渗岩心中油水两相流的影响.本实验按照石油工业标准SYT5435-1999进行.原油为渤南油田低渗油层原油模拟油(50℃下黏度0.865 mPa·s)，注入水为模拟地层水.实验结果如图8.图8表明，油相相对渗透率随有效应力增加而降低，而水相渗流过程基本不受应力条件影响，但束缚水饱和度增加，这与核磁共振和恒速压汞测试结果一致.这是因为，岩石有效应力增加，骨架颗粒受压缩，紧密排列，岩心孔隙平均喉道、主流喉道半径降低，水相在孔隙中重新分布，占据更多的孔喉空间，堵塞油相在孔隙中渗流，因而，油相相对渗透率降低.温度升高时，低渗岩心渗透率减小幅度很大，但对于油水两相流渗流过程，油相相对渗透率增大，水相相对渗透率降低，主要原因是，温度升高，加剧了砂岩岩样中的黏土分散、膨胀［10-11］，增加水相渗流阻力，使水相相对渗透率减小;同时温度升高会使孔隙表面吸附的胶质、沥青质等大分子脱附下来，润湿性向亲水方向转变［14］，从而使油相相对渗透率增大.

图8 温度和应力对油水相对渗透率曲线的影响Fig.8 Effect of temperature and stress on oil/water relative permeability

结 语

综上研究可知:① 有效应力对渗透率的影响主要在于有效应力对喉道的压缩作用，喉道直径变小，孔隙连通性变差，有些连通孔隙被分隔、孤立，成为不可入孔隙，束缚水饱和度增加;② 一定应力水平下，温度越高，岩心渗透率降低幅度越大，温度对渗透率的影响主要在于温度升高加剧黏土矿物分散，以及骨架颗粒热膨胀对喉道压缩作用;③温度和有效应力也会影响低渗岩心中油水两相渗流.

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