非饱和低渗砂岩突破压力试验研究——以柴达木盆地东部石炭系砂岩为例

程鹏举，于青春

(中国地质大学(北京)水资源与环境学院，北京 100083)

非饱和低渗砂岩突破压力试验研究
——以柴达木盆地东部石炭系砂岩为例

程鹏举，于青春

(中国地质大学(北京)水资源与环境学院，北京 100083)

突破压力是气藏开采和盖层评估中的重要参数。文章选取柴达木盆地东部石炭系低渗砂岩岩心3块，对每块岩心进行6个不同含水率下的突破压力试验。通过XRD、XRF分析方法对砂岩的矿物成分、化学成分进行定量测试；利用氦气双室法与压汞试验对砂岩的孔隙度和孔径分布特征进行分析；用CH4气体模拟渗流试验对砂岩的绝对渗透率进行分析。结果表明：研究区低渗砂岩孔隙度在9.02%～10.96%之间，平均孔隙半径在0.1082～0.3709 μm之间，绝对渗透率在0.008～0.012 mD之间，干岩石突破压力值在0.05～0.19 MPa之间，饱和岩石突破压力值在1.51～2.73 MPa之间。黏土矿物遇水膨胀对孔隙结构不会造成显著性改变，因此对突破压力没有明显影响。影响突破压力的主要因素是孔隙结构和含水率。试验结果表明突破压力与岩石孔隙大小之间呈现负相关的关系，随着平均孔径和中值半径的增大，突破压力随之降低。本研究得到了突破压力与含水率之间的定量函数关系：突破压力随含水率增加呈指数函数形式增加。

突破压力；孔隙结构；含水率；低渗砂岩

柴达木盆地是我国西部三大含油气盆地之一，具有很好的勘探前景[1～3]。 东部地区石炭系发育，大量的油气调查工作证实石炭系是发育良好的烃源岩，油气资源潜力很大[4～5]。东部石炭系发育的砂岩岩层，具有厚度均一稳定、连续性好、低渗透性等特点。

突破压力是连续的非润湿相(气)在润湿相(水)中通过时所克服的孔喉中的毛细压力[6～8]。当自由相的气体压力超过了孔喉处的突破压力时，气体能够克服源于毛细效应产生的毛细压力渗流至下一个更小的孔喉，这样气体就会在一系列相互连通的孔喉中渗流，在岩石中形成连续通道，沿着这个通道迁移、聚集从而形成气藏[9～11]。在低渗储层开采时，只有当气体压力大于地层裂隙处的突破压力时，自由相的气体才会在压差作用下输送至井眼处[12]。当低渗砂岩作为盖层时，毛细突破压力必须大于非润湿相和润湿相之间的压差，气体才不会泄露[11,13～15]。可见，突破压力是气藏开采和盖层评估中的重要参数。突破压力对气体运移、聚集和气藏形成都有着重要的作用，对低渗透性的介质中的多相渗流机理研究也有着重要的意义。

国内外关于突破压力的研究成果较多，但这些研究大多是对饱水岩心或者干岩心进行的，对不同饱和度的岩石的突破压力研究较少。许多条件下岩层往往是部分饱和[16～17]，所以对非饱和岩石的突破压力研究十分必要。本文研究非饱和低渗砂岩的突破压力，选取柴达木盆地东部石炭系的3块低渗砂岩岩心，对岩心分别进行6个不同含水率下的突破压力试验，对矿物成分、孔隙结构和含水率对突破压力的影响进行了分析。

1 试验样品

本研究选取的#16、#13、#11三块低渗透性砂岩岩心，从柴达木东部石炭系的砂岩岩层获取，取样深度、尺寸、孔隙度和绝对渗透率见表1。运用X 射线衍射分析方法(XRD、XRF)对砂岩的全岩组分及矿物成分相对含量进行分析(表 2)。通过压汞试验对砂岩的孔隙结构特征进行定量分析，得到砂岩的孔径分布曲线(图1)。

表1 岩样深度、尺寸、孔隙度和渗透率

表2 岩样的矿物成分

图1 岩石孔径分布曲线Fig.1 Pore size distributions of three samples

2 岩心参数测试

2.1孔隙度测试

用氦气双室法测定孔隙度的实验装置见图2，包括水浴加热系统、两室(参比室、样品室)、抽真空系统、数据采集系统、两个压力传感器以及6个阀门。参比室用于储存氦气，样品室盛放岩心样品。装置的主要部分(双室以及连接双室的管线)用水浴加热；双室的压力值由压力传感器监测得到；抽真空系统用于抽出装置中双室、岩心以及管线中的空气；数据采集系统每60 s记录一次温度及压力值。气体由真空泵将氦气在预先确定的基准压力(0.689 ～1.378 MPa)下注入到参比室中，待压力稳定后，将参比室中的氦气扩散到样品室中，平衡压力降低，由此可以计算出岩心固体颗粒的体积，由总体积减去固体颗粒的体积，便可得到孔隙体积，从而求得岩石的孔隙度。

图2 孔隙度测试装置图Fig.2 Schematic diagram of the apparatus to measure porosity

测试前首先将岩心置于通风处自然风干7 d，然后将岩心放入样品室，打开真空泵及阀门V3、V4和V6对系统抽真空2 h，待压力稳定后，打开阀门V1和V4，向参比室中输入1.2 MPa的氦气(纯度gt;99.9999%)，之后关闭V4待压力稳定2 h；打开阀门，V5参比室中的氦气膨胀进入样品室中，压力平衡4 h；以上所有压力数据通过压力传感器每隔60 s记录一次；重复试验，求取平均值。

根据式(1)来计算岩心的孔隙度：

式中：Vs1——样品室的体积/cm3；

Vs2——样品室含有岩心时的自由体积/cm3；

D、L——岩心的直径和长度值(表1)。

Vs1、Vs2都包括连接阀门5和阀门6之间的管道体积。

Vs2由式(2)求出

式中：Pg1、Ps1——参比室和样品室的初始压力值/MPa；

Pg2、Ps2——参比室和样品室的膨胀后的压力值/MPa；

Vg——参比室的体积(包括连接阀门1和阀门5之间的管道体积)/cm3；

Z1、Z2——参比室在初始压力条件下和膨胀后压力值条件下氦气的压缩因子；

Z3——样品室在膨胀后压力值条件下氦气的压缩因子；

R——理想气体常数，取8.3144 J/(mol·K)；

T——水浴加热系统的温度值/K。

为确定样品室和参比室的体积(Vs、Vg)，在样品室中放入体积不同的不锈钢块(模拟孔隙度值为0的岩心)，按照上述试验步骤，进行三次试验，代入上述公式并取平均值计算得到Vs=15.0620 cm3，Vg=15.4756 cm3。

2.2绝对渗透率测试

CH4气体渗流模拟试验装置见图3，包括岩心夹持系统、抽真空系统、气体注入系统、液体注入系统、回环压系统以及计量系统。岩心夹持系统主要由岩心夹持器组成，包裹着实验岩心的橡胶管被放置于岩心夹持器中，该橡胶管具有耐高压、延展性的特性。在夹持器的进口和出口分别安装压力传感器从而通过仪表来显示入口和出口端的压力。抽真空系统用于抽出岩心夹持器以及管道中的空气；气体注入系统和液体注入系统可分别通过管道连续地向夹持器中注入气体和去离子水。回压系统安装在夹持器出口端，只有出口端压力大于所设置的回压值，出口端才会有液体或者气体流出。环压系统可环绕岩心施加一定压力。

图3 气体突破压力和渗透率测试装置图Fig.3 Schematic diagram of the apparatus to measure breakthrough pressure and permeability

具体步骤：将砂岩岩心在通风良好的地方自然风干7 d后放入夹持器中，接通CH4气源向夹持器中注入气体，用泵恒压控制试验的环压，环压的大小设置为入口压力的两倍以上，避免岩样周围发生气体蹿流。通过调压阀控制入口压力，通过气泡观测装置观测有均匀的气泡冒出，稳定30 min，记录每小时的排水量。每个样品多次试验排除误差，用记录的数据，结合克氏渗透率公式计算出气测渗透率。计算公式如下：

式中：Kapp——气测渗透率/mD；

Pa——大气标准压力/MPa；

P1、P2——入口压力值和出口压力值/MPa；

Q——标准条件下气体的体积流量/cm3；

μ——试验条件下的气体黏度/MPa·s；

Z、Za——试验温度和试验压力条件下的气体压缩因子及试验温度和Pa条件下的气体压缩因子；

L——岩心的长度/cm；

A——岩心的横截面积/cm2。

3 突破压力试验

突破压力试验装置见图3。试验步骤如下： (1)岩心在8 MPa压力下饱和去离子水24 h；(2)将饱和完全的岩心装入夹持器中，按图3连接好试验装置；(3)根据砂岩所在地层深度确定恒温箱的温度值，并在夹持器周围加2 MPa环压，出口端回压设置为0，达到设定值后稳定30 min；(4)接通CH4气源至夹持器进口端，通过调压阀逐步增加夹持器进口端CH4的压力，并稳定一段时间。其中恒压时间和试验压力间隔按照《岩石气体突破压力测定方法》规范[18]设定(表3)。在增加进口端压力的同时，环压也要一并增大，始终保持环压比进口端压力大2 MPa。试验过程中通过气泡检测装置监测出口端情况，当气泡均匀连续逸出时，对应的进、出口端压差值即为该岩石的CH4气体突破压力。这时，停止向夹持器里注入CH4气体，并将夹持器里气体放空，撤掉环压，取出岩心。(5)将所取出的岩心浸泡在去离子水中，30 min后取出在通风良好的地方自然风干至一定含水率值，然后重复步骤(2)、(3)、(4)、(5)，从而得到各个岩石在各个含水率下对应的突破压力值。

表3 试验恒压时间和压力间隔

4 试验结果与分析

采用上述试验装置分别对三块砂岩进行了6个不同含水率下的CH4突破压力试验，结果见表4。从数据可以看出，随着含水率的增长，突破压力值逐渐增加，含水率对岩石的突破压力有很大的影响。气体突破是一个复杂的过程，尤其是岩石被水饱和后，包括很多阶段，受许多因素影响。下面从岩石的孔隙结构、矿物成分和含水率等参数对突破压力的影响进行分析。

表4 不同含水率下突破压力数值

4.1矿物成分对突破压力的影响

岩石的矿物成分及含量由XRD、XRF分析方法测试得到(表2)，分析结果表明三块砂岩的主要矿物成分都是石英；#16含有2%的方解石；#11含有4%的高岭石。方解石的溶解一般发生在富含CO2的水中，本次试验所用CH4气体纯度为99.9999%，方解石一般不会溶解，方解石溶解堵塞孔隙从而引起突破压力值发生变化这种情况可以忽略。黏土矿物是小粒径的亲水矿物，在岩石饱水之后黏土矿物吸水膨胀，成为水流动的障碍[19～20]。一些孔径小的孔隙就会闭合，孔隙喉道随之缩小[21]，突破压力也会随之增大。对#16和#11试验结果进行比较：二者突破压力随含水率变化曲线走势大致相同；二者增加的幅度大致相当，这表明试验岩样中黏土矿物遇水膨胀不会对岩石的孔隙结构造成显著的影响，对突破压力没有明显影响。

4.2孔隙结构对突破压力的影响

孔隙大小是影响突破压力值的主要因素之一。平均孔径、中值孔径是反映岩石孔隙大小的重要参数。平均孔径为考虑不同孔径所对应的孔的数量计算出的加权平均值；中值孔径为孔径分布曲线与横轴所包围面积的1/2处所对应的孔径。通过压汞试验测得的三块砂岩的孔径分布见图1，可以看出#16、#13、#11的平均孔径分别为0.1082 μm、0.3709 μm、0.1287 μm；中值孔径分别为0.4071 μm、0.8146 μm、0.6146 μm。岩石在饱水的过程中孔径会发生变化[22]。在此假设随着孔隙中充填的水逐渐增加，各个岩心的平均孔径和中值孔径大小排序不变。由于上述各个孔径大小分布特征是对干岩样测得的，并不能代表样品在各个含水率值条件下的实际孔径大小分布。因此，我们只能得到砂岩在含水率为0的条件下突破压力与孔径大小的关系曲线(图4)。通过曲线拟合，突破压力Pbt与平均孔径(Rave)以及中值孔径(Rm)呈现如下函数关系：

采用式(4)、(5)拟合相关系数R2分别为0.9562、0.9373。结果表明孔隙大小和突破压力有着紧密的联系，而且平均孔径对突破压力的影响较中值孔径更为敏感，因此，用平均孔径而不是中值孔径来代替孔隙大小对突破压力的影响更为准确。

图4 干岩样的突破压力与平均孔径(y1)、中值孔径(y2)的拟合曲线Fig.4 Fitting curves of breakthrough pressure and average (y1) or medium (y2) pore radius for the dry sample

4.3含水率对突破压力的影响

从表4可以看出，突破压力随着含水率的增加而增大。在岩石饱水的过程中，岩石颗粒表面由于静电作用会吸附水分子，并在颗粒表面形成水膜。随着岩石含水率的增大，岩石孔隙中充填的水增加，颗粒表面上的水膜厚度增加[11]，完全被水填充的孔隙的体积也随着增加，这会导致孔隙有效孔径减小，从而引起毛细压力增大。因此随着岩石含水率的增加，CH4气体需要更大的突破压力才能去克服孔隙内逐渐增加的毛细压力。为进一步确定含水率(Sw)与突破压力(Pbt)的定量函数关系，对试验结果进行拟合，发现突破压力与岩石的含水率的函数关系能够用指数函数来描述。图5中各拟合曲线相关系数均超过了0.93，表明了拟合的准确性和有效性。二者之间的函数方程从图5可以得到。可统一写成式(6)的形式：

其中，a、b均为拟合参数。为了确定拟合参数a、b，从以下两种情况着手分析：

图5 砂岩突破压力与含水率的关系曲线和拟合曲线(y16、y13、y11分别表示#16、#13、#11的拟合曲线方程)Fig.5 Fitting curves and relationship between breakthrough pressures and water saturation for three sandstones

(1)当Sw=0时，突破压力值等于a的值，结合式(4)可知a=-0.4826Rave+0.2278。

(2)当Sw=1时，对式(6)两端同时取对数，可以得到式(7)：

拟合参数a、b的值见表5。从表5可以看出，参数a、b的值随平均孔径的变化而变化，参数a的值随平均孔径的增大而减小，而参数b的值随着平均孔径的增大而增大。参数a的值随中值孔径的增大而减小，而参数b的值随着中值孔径的变化不明显(当中值孔径由0.4071(#16)到0.6146(#11)增大1.5倍时，b的值基本不变)这说明了中值孔径与突破压力之间的相关性较差，因此，用平均孔径而不是中值孔径来代替孔隙大小对突破压力的影响更为有效。

表5 突破压力与含水率的模型参数

从表5中数据可知，当平均孔径由0.1082(#16)到0.3709(#13)增大3.4倍时，a的值减小至原来的近1/3，而b的值仅仅增加至原来的1.22倍，这表明a值随孔隙大小的变化更明显，也就是说，在含水率一定时，孔隙大小更多地通过影响参数a值的变化，从而来影响突破压力的大小。

5 结论

(1)孔隙结构是影响岩石突破压力的主要因素之一。随着平均孔径或中值半径的增加，干砂岩岩石的突破压力呈线性下降。平均孔径对突破压力的影响较中值孔径更为敏感，用平均孔径而不是中值孔径来代替孔隙大小对突破压力的影响更为准确。

(2)岩石含水率的增大引起突破压力明显的增长。本研究得到了突破压力与含水率之间的定量函数关系，突破压力随含水率增加呈指数函数形式增加。

(3)指数函数关系中参数a、b都随孔隙大小的变化而变化，参数a随平均孔径的增大而减小，参数b随着平均孔径的增大而增大。参数a对孔隙大小的变化更为敏感。孔隙大小更多地通过影响参数a值的变化，从而来影响突破压力的大小(由于本次研究样品有限，突破压力与孔隙大小之间的定量函数关系有待于进一步研究)。

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责任编辑

：汪美华

Anexperimentalstudyofthebreakthroughpressureofunsaturatedlow-permeabilitysandstone:acasestudyoftheCarboniferoussandstoneintheeasternQaidamBasin

CHENG Pengju, YU Qingchun

(SchoolofWaterResourcesandEnvironment,ChinaUniversityofGeosciences(Beijing),Beijing100083,China)

Breakthrough pressure is a significant parameter in the processes of gas reservoir exploration and cap rock evaluation. This study investigates the breakthrough pressure of unsaturated low-permeability sandstones through a series of laboratory experiments. Three core samples of low-permeability sandstone were obtained from the Carboniferous sandstone formation in the eastern Qaidam Basin. The breakthrough pressure of each of the samples was tested under six different levels of water saturation. The mineral and clay compositions of the samples were analyzed using the X-Ray Diffraction and X-Ray Fluorescence method. Porosities and pore size distribution of the samples were measured with the He double chamber and mercury intrusion methods. CH4was used in the seepage simulation experiments to measure the absolute permeability of the samples. The results indicate that porosity of the low permeability sandstones ranges from 9.02% to 10.96%. The average pore radius ranges from 0.1082 μm to 0.3709 μm. The permeability ranges from 0.008 mD to 0.012 mD. The breakthrough pressure for the dry sandstone ranges from 0.05 MPa to 0.19 MPa. The breakthrough pressure for the fully saturated sandstone ranges from 1.51 MPa to 2.73 MPa. The pore structure will not be prominently changed by the swelling of the caly mineral and therefore the swelling has little effect on the breakthrough pressure. The pore structure and water saturation are the main factors controlling the breakthrough pressure. The results suggest that there is a negative correlation between the breakthrough pressure and the pore radius, i.e., the increasing average pore radius or medium pore radius will lead to a decreasing breakthrough pressure. A quantitative relationship between the breakthrough pressure and water saturation is obtained. The breakthrough pressure increases exponentially with the water saturation.

breakthrough pressure; pore structure; water saturation; low-permeability sandstone

10.16030/j.cnki.issn.1000-3665.2017.06.12

TU453

A

1000-3665(2017)06-0077-06

2016-11-21;

2017-03-29

国家自然科学基金项目(40772208，41272387)；中国地质调查局地质调查项目(DD2016173)

程鹏举(1992-)，男，硕士研究生，水文地质学专业。E-mail: chengpj@cugb.edu.cn

于青春(1963-)，男，教授，博士生导师，主要从事水文地质、工程地质、环境地质研究。E-mail: yuqch@cugb.edu.cn