温度、压力对莺-琼盆地储层岩石物性影响的实验研究

谢玉洪，单钰铭，李绪深，周 文，童传新，王 磊

（1.中海石油有限公司湛江分公司，广东湛江524057；

2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059）

温度、压力对莺-琼盆地储层岩石物性影响的实验研究

谢玉洪1，单钰铭2，李绪深1，周 文2，童传新1，王 磊2

（1.中海石油有限公司湛江分公司，广东湛江524057；

2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059）

为探讨温度、压力的变化对储层岩石物性的影响，利用高温高压岩石物性参数测试系统对莺-琼盆地中深层砂岩储层岩样进行了气体介质的变温及高温变围压孔隙度和渗透率测试。实验结果表明，莺-琼盆地储层岩石在高温下的热膨胀会造成岩石的孔隙度和渗透率出现轻微下降，热膨胀效应对孔隙度影响很小（变化率＜3%），对渗透率的影响相对明显（平均变化率8%），且喉道越小，影响越大。在高温条件下（170℃），压力因素引起孔隙度和渗透率的下降幅度要大于单一温度的影响，岩石孔隙度的变化主要受初始孔隙空间大小及泥质含量的控制，而高温条件对岩石的渗透率降低有抑制作用。实验岩石表现出的温度及压力敏感特性主要受岩石刚性颗粒含量及胶结强度的控制。

莺-琼盆地；砂岩；高温高压；孔隙度；渗透率

南海西部莺歌海盆地和琼东南盆地简称莺-琼盆地。莺-琼盆地属于高温高压盆地，在中深层高温、高压地层有重大的油气发现，探明了如莺歌海盆地东方13等大型天然气藏，证明在高温高压环境下的天然气具有大规模成藏条件，而分析高温高压环境对储层岩石物性的影响，是深入认识高温高压盆地天然气运聚条件的必要基础。

关于温度变化对储层物性的影响，国内外学者虽已做了一定的实验测试研究，但就温度变化对不同类型储层物性的影响整体认识还不够完善。张义等（2006）曾对网状裂缝储层岩样渗透率随温度的变化进行过相应的实验研究，认为随着温度的升高，由于受热，矿物发生膨胀，导致储层岩石渗透率的降低[1]。实验研究所用介质类型为惰性气体或者纯水，最高温度一般在120℃左右。贺玉龙等（2005）、曾平等（2005）研究过温度和有效应力对渗透率的影响[2，3]，主要针对中孔低渗砂岩（孔隙度为16%～19%，渗透率为3.5×10-3～5.2×10-3μm2），加温20～60℃，普通水（低矿化度）介质，渗透率降低在50%以上，孔隙度变化极小。叶正荣等（2000）、郭平（2007）针对稠油热采，研究过矿物转化、溶解及沉淀，流体相互作用等温度作用机理[4，5]。

另一类加温实验主要见于CO2驱油以及储层岩石成岩作用研究领域，主要研究储层在高温下的水-岩反应，研究溶蚀孔隙成因；实验条件：高温反应（220℃），各类流体介质，实验时间可持续半年多[6-8]。还有国内外学者用气体介质测试研究高温产生热破裂及其对渗透率的影响，其试验温度可达到600℃，主要研究高温冷却循环后的渗透率变化，确定岩石热破裂的门槛温度[9-11]；或者在高温（600℃）及应力下实时测试致密岩石的渗透率的变化，主要也是研究高温（200℃以上）段岩石热破裂对渗透率的影响程度[12，13]。而油气储层岩石所处的温度及流体介质条件极少达到热破裂条件。

国内外已开展过的压力敏感性实验众多，绝大多数实验介质主要为各类气体或地表水，围限压力可以加到120MPa，实验温度通常也不超过120℃[14-19]。

针对莺-琼盆地储层岩石这方面的研究不多，前人仅在常温条件测试的少量样品，显示出在气体介质条件下中深层砂岩样品无或有弱的压力敏感性。本次研究，综合考虑了温度（150～170℃）、围压（50MPa）、介质差异等可能的影响因素，同时加温和加压，测定储层岩石的孔隙度和渗透率变化。

1 实验仪器、步骤及样品

1.1 实验仪器及实验流程

实验采用“油气藏地质及开发工程国家重点实验室”自主研制的“FC-040地层条件岩石物性参数测试系统”，并根据实验研究需要，新设计加工了高温高压岩心夹持器、温度自动控制系统、回压控制系统、流量自动检测系统等，能够完成温度170℃、围压70MPa、孔隙压力35MPa条件下的物性参数测量。本文实验采用的介质类型为氮气，因为气体介质与岩石矿物不发生化学反应，所以主要研究的是温度、压力条件引起的物理过程对岩石物性的影响。

不同温度、围压条件下孔隙度测量：①将加工制备好的岩样烘干，测量几何尺寸、干重等。②把岩样装入岩心夹持器，施加5MPa的围压并保持恒定（自动伺服控制，控制精度0.1MPa）。③在选定的温度条件下进行仪器参数标定，并在该温度条件下测试样品的孔隙度。④按照设计的温度点逐级升高温度，待每一级温度平衡后（2h），重复③过程，测定相应温度条件下岩样的孔隙度，直至最高温度点（170℃）。⑤在达到设计最高温度后，保持温度条件不变，逐级提高围压测定岩样的孔隙度。

不同温度、围压条件下渗透率测量：①、②过程同孔隙度测量。③在设定温度条件下，调节气体稳压器在岩样两端建立稳定的流动压差，待出口端检测气体流量达到平衡后，测定岩样的渗透率。④按照设计的温度点逐级升高温度，待每一级温度平衡后（2h），重复③过程，测定相应温度条件下岩样的渗透率，直至最高温度点（170℃）。⑤在达到设计最高温度后，保持温度条件不变，逐级提高围压，测定岩样的渗透率。⑥可保持温度不变，逐级减小围压至初始围压点，测量卸围压过程岩样的渗透率。

1.2 实验样品

实验样品主要取自南海莺-琼盆地乐东、东方、邻头、崖城、宝岛等构造的探井岩心，样品主要是中-深层（2～4km）的莺歌海组（Y）、黄流组（H）、三亚组（SY）、陵水组（LS）、崖城组（YC）的储层砂岩，主要岩性为极细-细粒长石石英砂岩，泥质含量（质量分数）为2%～15%，主要泥质类型为高岭石、伊利石，碳酸盐胶结物总质量分数为5%～20%。实验样品常规孔隙度为7.53%～32%。

2 实验结果及分析

2.1 温度、压力对砂岩储层孔隙度的影响

2.1.1 温度对岩石孔隙度的影响

按照前述实验程序测试得到的研究区不同地层、不同孔隙度级别的10个岩样孔隙度随温度的变化关系见图1。

由图1可以看出，固定围压（5MPa）条件下，莺-琼盆地各地层岩样的孔隙度随着温度升高略有降低，但孔隙度的变化幅度整体比较小，一般变化幅度＜3%；且不同地区不同地层及不同量级的孔隙度的变化幅度整体差别不大，说明单一温度因素对孔隙度的影响很小。其原因是因为在试验温度范围，由温度产生的岩石矿物颗粒的热膨胀体积变化较小（砂岩骨架矿物的体积热膨胀系数为3.34×10-5℃-1），由此造成的孔隙空间体积的变化也不明显，故孔隙度变化不显著。

2.1.2 高温下净围压对岩石孔隙度的影响

高温（170℃）条件下改变围压的孔隙度实验测试结果见图2，各级围压下岩样孔隙度下降幅度（用孔隙度比φp/φ0表示）变化关系见图3。

高温条件下，莺-琼盆地各储层岩石孔隙度随着净围压增加呈下降趋势，达到50MPa净围压时，除2个相对低孔渗的样品降低幅度可达28.9%和44.5%，一般降幅在5.3%～13.8%之间。

按照实验过程分析，在达到170℃高温后，由于保持了充分的稳定时间，岩石矿物的热膨胀效应已趋于稳定，此时增加净围压主要反映的是应力对岩石的压缩效应引起的孔隙空间变化。从实验结果的变化量级看，高温条件下的压缩作用对较高孔隙度的岩石影响程度不大，而对相对低孔隙度的岩石影响程度比较大。即高温条件孔隙度随净围压的降幅与岩石初始孔隙度有关，初始孔隙度越低，降幅越大（图4）。另据实验岩样矿物学分析结果，低孔隙度的岩石，其泥质等塑性组分含量相对较高，在应力作用下，压缩变形程度也相对较高。

2.2 温度、压力对砂岩储层渗透率的影响

2.2.1 温度对岩石渗透率的影响

莺-琼盆地8个变温实验岩样的基础参数见表1，定围压（5MPa）下各岩样变温实验获得的渗透率随温度的变化关系见图5，实验岩样变温时的渗透率降幅统计见表2。

由图5和表2可见，莺琼盆地各地层岩样的渗透率随着温度升高而降低，温度升高产生的热膨胀效应对颗粒间的喉道有明显的缩小作用。研究区不同构造、不同地层岩样的渗透率总降幅在4.94%～14.55%之间，平均降幅7.92%，总体温度敏感程度不高，且不同地区不同地层之间渗透率的下降幅度差别也不大。

与孔隙度的变化不同，升高温度使岩石矿物颗粒产生热膨胀的体积变化虽然不大，不会造成总孔隙空间有显著的改变，但对孔隙喉道的缩小影响是显著的。由于岩石孔隙喉道本身尺度较小，温度造成的矿物颗粒膨胀的微小变化对岩石喉道的影响程度就比较明显，因此渗透率会降低。而由温度升高引起的渗透率的降低幅度（实验最高温度条件）也与岩石初始渗透率（孔隙结构/喉道大小）有一定关系，喉道越小，受热膨胀效应的影响越大，渗透率的降幅也越大（图6）。

2.2.2 压力对岩石渗透率的影响

作为对比，首先在常温下对研究区不同地层、初始孔隙度范围在17.8%～30.11%、初始渗透率范围在（2.5～3 573.3）×10-3μm2的岩样进行的变围压实验，其结果见图7；实验最大围压下（50MPa）渗透率的下降幅度统计见表3。常温条件下，黄流组和崖城组岩样的渗透率降幅相对较小，范围在12.33%～27.25%之间，平均降幅为19.3%。莺歌海组、三亚组、陵水组岩样的渗透率降幅相对较大，平均降幅为25.4%。

高温（150～169℃）条件下变围压实验岩样渗透率与净围压的关系见图8，渗透率比（Kp/K0）与净围压的关系见图9，最高围压条件下渗透率的降幅统计见表4。

依据上述图、表分析，在高温条件下，岩石的渗透率会随着净围压的增加而逐渐降低，岩石渗透率降幅相对较大的阶段是净围压初始加载的阶段，随着净围压的进一步增加岩石渗透率的下降幅度逐渐变缓。高温条件下，该地区黄流组岩样的渗透率降幅相对较小，在8.61%～16.22%之间；莺歌海组、三亚组、陵水组、崖城组岩样的渗透率降幅相对较大，但总体都低于20%。

与常温条件下的变围压实验相比，高温下岩样渗透率的下降幅度有所减小，即高温环境对岩石应力敏感性有一定的抑制作用。这是由于在达到170℃高温并保持稳定后，岩石矿物的热膨胀效应已趋于稳定，此时增加净围压引起的岩石压缩作用大小主要取决于岩石矿物的组成结构、颗粒结合强度及其变形能力。而岩石在经历了前期加温热膨胀后，岩石孔隙喉道已经受到一定程度的压缩，表现为随温度升高渗透率下降；此时岩石的压实程度已经有所增大，故孔隙喉道再进一步压缩的程度会有所降低，所以渗透率的降低幅度减小。叠加温度和压力的共同影响，渗透率的降低变化平均在23.06%。

达到实验最大净围压之后逐渐减小净围压，岩样渗透率逐渐增大；但加载和卸载过程中相同的净围压点的岩样渗透率不相同，加载过程所测得的岩样渗透率高于卸载过程所测得的岩样渗透率，即存在渗透率滞后现象（图10）。造成这种现象的主要原因是在净围压增加的过程中岩石的喉道被压缩变小，使岩石的渗透率降低；当净围压逐渐减小时岩石的喉道会有程度不同的恢复，但并不能完全恢复到初始状态，恢复程度与岩石弹塑性有关。依据岩样渗透率总恢复率（卸载到初始围压条件的渗透率/加载初始围压条件的渗透率）数据统计，其值在90.58%～99.48%，平均恢复率为95.3%，说明高温条件下实验岩样仍然具有较强的弹性，塑性变形比例小。

高温条件下实验岩石具有较低的压力敏感性、渗透率恢复率比较高的特点，认为是所研究的岩石刚性骨架颗粒石英含量比较高，主要胶结物为碳酸盐矿物，胶结强度较高所造成的。

3 结论

a.莺-琼盆地各储层岩石的组成矿物在高温条件下会发生热膨胀，引起岩石的孔隙和喉道的压缩变化，从而造成岩石的孔隙度和渗透率下降。但热膨胀体积变化量级较小，不会造成总孔隙空间有显著的改变，但对喉道的影响相对显著，所以储层岩石孔隙度变化很小，渗透率则有8%左右的降低，且喉道越小，受热膨胀效应的影响越大。

b.在高温条件下，储层岩石孔隙度随着净围压增加而下降，50MPa围压时降低幅度范围为5.3%～44.5%，主要受岩石初始孔隙度及泥质含量的控制，泥质含量越高、初始孔隙度越低，降幅越大。

c.常温下储层岩石的渗透率随着净围压的增加而降低，变化幅度为12.33%～35.86%，为弱-中等偏弱应力敏感类型。高温条件下，岩石的渗透率有类似的变化特征，但渗透率的下降幅度有所减小（8.61%～20.08%）。这是温度、压力因素共同影响的结果，即热膨胀使岩石先发生一定程度的压缩，之后的压力因素使喉道再进一步压缩的程度会有所降低，所以渗透率的降低幅度减小。

d.高温条件下实验岩石具有较低的压力敏感性，以及加载-卸载实验渗透率恢复率比较高（95.3%），说明实验岩样具有较强的弹性，塑性变形比例小，受控于岩石刚性骨架颗粒含量及胶结强度。

e.依据实验结果，莺-琼盆地各类储层岩石（特别是中-高品质储层岩石）在地层高温条件下，以及地层孔隙压力异常高的特殊背景下，其孔隙度和渗透率不会大幅度变差；即在该地区实际地层环境条件下，储层物性仍然可以保持较好。需要说明的是，由于实验使用非反应性气体介质，这是单纯考虑物理因素的结论。对于存在的其他可能与岩石矿物有化学反应的流体介质，如不同矿化度的地层水，在高温高压条件下则要同时考虑物理和化学因素的共同影响。有关这方面的实验研究已经进行，将另文发表。

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Experimental study on effects of temperature and stress on properties of reservoir rocks in Yinggehai and Qiongdongnan basin，South China Sea

XIE Yu-hong1，SHANYu-ming2，LI Xu-shen1，ZHOU Wen2，TONGChuan-xin1，WANGLei2
1.Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Zhanjiang524057，China；2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Chengdu University of Technology，Chengdu610059，China

In order to study the effects of temperature and pressure on the properties of reservoir rocks，the authors use a testing system of rock physical parameters with high temperature and high pressure to measure the porosity and permeability of the sandstone reservoir rocks in the middle-deep formation of the Yinggehai and Qiongdongnan basin by nitrogen gas.The test results show that the thermal expansion of the reservoir rocks under high temperature will induce a slight decreasing of the porosity and permeability of the rocks.The thermal expansion effect is very small on the porosity（＜3%in variation rate），but the effect is relatively large on the permeability（8%in average variation rate），and the smaller throats in rocks，the greater effect of the thermal expansion on the permeability.The decreasing extent of the porosity and permeability induced by confining pressure under high temperature（170℃）is larger than that induced only by temperature，and the porosity ofrocks variation is controlled by the size of the original pore space and argillaceous content.There is a restraint effect on the permeability decreasing of rocks under high temperature.These special sensitive characteristics of pressure and temperature showed by the tested rock samples are mainly controlled by the stiff particle content and cementation intensity of rocks.

Yinggehai and Qiongdongnan basin；sandstone；high temperature and pressure；porosity；permeability

TE135.3

A

10.3969/j.issn.1671-9727.2015.02.10

1671-9727（2015）02-0218-07

2014-06-10。

国家重大科技专项（2011ZX05023-04）。

谢玉洪（1961-），男，博士，教授级高工，从事海洋油气科研和管理工作，E-mail：xieyh＠cnooc.com.cn。