页岩油藏单相流体低速渗流特征

李 蕾，郝永卯，王程伟，肖朴夫，赵春鹏

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083；2.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580；3.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引 言

近年来，非常规油气资源开发逐渐成为国内外石油资源开发的热点[1-2]。页岩油储层与常规砂岩储层相比渗透率低、孔隙度小，富含有机物，泥质含量高，渗流通道为微纳米孔隙及喉道[3-5]。页岩储层的平均孔喉尺度变化范围大，储集空间类型多样，如有机孔、无机孔、不规则孔隙形状及微裂缝等[6-11]。这些特性导致页岩油渗流机理复杂，流体流动规律不再符合达西渗流。目前大多采用蒙特卡洛分子模拟、数字岩心和理论推导等方法研究页岩油渗流特征[12-13]，但微观模拟结果很难直接应用于宏观数值模拟和指导现场实践。因此，需要进行实验室岩心尺度研究[14-17]。Wang等[18]采用长度为几毫米的岩心测定了页岩油流动能力；雷浩等[19-20]设计了全封闭式循环渗流系统，对潜江凹陷岩心进行了渗流特征实验，结果表明，储层应力敏感是影响渗流特征的主要因素。在上述研究基础上，通过控制岩心两端压差(小于0.50 MPa)，消除应力敏感影响，对中国典型页岩油储层潜江凹陷、济阳坳陷以及美国鹰滩的页岩岩心进行低速渗流实验，明确了页岩油低速渗流规律。

1 实验材料及方法

1.1 实验材料

实验所用岩心为潜江凹陷、济阳坳陷、美国鹰滩页岩油藏天然岩心，实验用油为模拟油(C12)，黏度为1.0 mPa·s。页岩油自生自储成藏机理及现场岩心干馏实验结果表明，潜江凹陷、济阳坳陷、美国鹰滩页岩油储层中地层水对渗流的影响程度很低[21-22]，因此，研究过程中采用单一油相进行渗流实验，不考虑地层水对渗流的影响。各岩心参数如表1所示。

表1 岩心参数

1.2 实验仪器

采用美国高精度Vindum双缸驱替泵(最高压力为82.7 MPa，最低流速为0.000 1 mL/min，压力控制精度为1.38×10-2MPa)，其中一个泵缸连接岩心上游端进行驱替，另一个泵缸连接岩心下游端，以同样速度进行吸液，整个系统形成一个闭环，测试无泄漏后开始实验。实验过程中利用跟踪围压泵维持围压始终比入口端压力高10.0 MPa。

1.3 实验方法

实验流程如图1所示。首先对岩心进行预处理，将岩心用生塑带捆绑后放入洗油仪洗油14 d，烘干、抽真空、饱和模拟油后放入图1所示的岩心夹持器中。在进行岩心低速渗流实验前将岩心夹持器两端连接的管线充满模拟油，保证整个流动体系内无气体，实验过程中维持烘箱温度为50 ℃。开展不同流速的单相流体渗流实验，最低渗流速度为0.000 1 mL/min，逐步增加，每个流速下运行至少12 h，待岩心两端压差稳定后，通过数据采集系统记录实验过程中的相关数据，包括流量、上下游压力等。每次实验至少测定8个以上流速，绘制模拟油流速与岩心两端驱替压力梯度之间的关系曲线，分析流体在页岩岩心中的渗流特征。

图1 页岩油低速流动实验装置

2 实验结果与分析

2.1 潜江凹陷岩心单相流体低速渗流特征

开展潜江凹陷页岩油低速渗流特征物理模拟实验，其压力梯度与流速关系曲线如图2所示。QJ132岩心渗透率相对较大，为0.012 0 mD，第1个可测量点的流速为0.000 1 mL/min，压力梯度为0.77 MPa/m。渗流速度低时，压力梯度小；随着流速的增大，压力梯度逐渐增大，呈现典型的下凹形非线性特征，原油在页岩储层中流动时的流量与压力梯度呈指数关系。QJ121、QJ153岩心渗透率相对较低，分别为0.002 5、0.005 6 mD。渗流实验测试结果表明，2块岩心的流速和压力梯度之间同样存在非线性关系。随着压力梯度的增大，流速及流速增幅逐渐增大，当压力梯度超过一定值后，流速与压力梯度呈现线性关系。流速-压力梯度曲线整体呈下凹形趋势，且压力梯度越小，流速偏离线性关系段越明显。综合潜江凹陷3块岩心实验结果可知：相同压力梯度下，渗透率较高的岩心原油流动速度快，且渗透率越小，达到线性段所需要的压力梯度越大。

图2 潜江凹陷岩心低速渗流特征

页岩油的流动受壁面矿物性质、粗糙度、流体黏度和孔隙结构的复杂程度影响，宏观体现为由于边界层效应和滑移效应引起的表观渗透率的变化。分析认为产生下凹形渗流特征主要是由岩心微纳米孔隙中液-固界面边界层效应与滑移长度导致，渗透率越小，储层中液固界面作用力越强，非线性渗流特征越明显。随流速增大，受边界层影响减弱，滑移长度增大，表观渗透率增大。岩心两端的压力差控制在0.50 MPa以内，远小于围压10.0 MPa，因此，可忽略应力敏感效应。

分子模拟结合计算流体力学研究认为：滑移长度在有机和无机孔隙内随驱替压力梯度的增大而增大，且呈现非线性关系，随粗糙度的增大而减少；边界层厚度随驱替压力梯度的增大而减少，流体流动空间增大。随着压力梯度增加，驱替压力增大，越来越多的页岩油开始脱离粗糙单元的束缚参与流动，流量逐渐变大，且两者呈非线性关系。当压力梯度足够大时，滑移长度和边界层厚度趋于稳定，宏观上表现为流速与压力梯度呈线性关系。

低渗透油藏的拟启动压力梯度是储层开发的一个重要指标，根据流速-压力梯度曲线定义，一般为曲线中直线段的延长线与横坐标轴的交点。但从此次实验结果来看，对于潜江凹陷岩心，驱替流速为0.000 1 mL/min时，已经存在一定的驱替压差。若将流速-压力梯度曲线的非线性段延长，曲线与横坐标轴的交点接近坐标轴的原点，在理想的超低流速下，应可测量到更低的压力梯度。因此，可以认为只要压力梯度存在，微纳米孔隙内的流体就会发生流动，只是压力梯度较小时流量非常小，无法形成连续流动达到可测量流速。该结果与前人研究内容相似[13]。此外，原油在页岩储层中流动时的流量与压力梯度呈指数关系，不同流速测量区间所对应的拟启动压力梯度存在较大不同，流速测量区间越小，得到的拟启动压力梯度越小。

2.2 济阳坳陷岩心单相流体低速渗流特征

开展济阳坳陷页岩油渗流特征物理模拟实验，其压力梯度与流速关系曲线如图3所示。由图3可知，济阳坳陷岩心的流速-压力梯度曲线也呈现非线性特征，但与潜江凹陷不同，济阳坳陷JY512、JY632岩心的流速随压力梯度的增大先迅速增大，然后增幅降低，呈现上凸形特征。

图3 济阳坳陷岩心低速渗流特征

与潜江凹陷相比，济阳坳陷岩心的渗透率更低，但在相同驱替压力梯度下，济阳坳陷岩心的流体流速高于潜江凹陷岩心。通过观察岩心可知，济阳坳陷岩心裂缝发育，易形成流动通道，裂缝尺寸较大，边界层影响可忽略，其流动通道的表面粗糙度及迂曲度更低，原油流动性大。另外，潜江凹陷岩心的泥质含量高，岩心比表面积大，原油吸附量多，阻碍原油流动，因此，潜江凹陷岩心的流动阻力更大。

分析济阳坳陷岩心渗流特征可知：低压力梯度下流动时，流动阻力小，岩心表观渗透率高，随压力梯度增大，流量增大，流动阻力变大，岩心表观渗透率降低。当压力梯度小于2.00 MPa/m时，流体主要在无机孔、微裂缝等大孔隙中流动，流动阻力小；当压力梯度为2.00～4.00 MPa/m时，流动通道由较大的无机孔隙逐渐扩大到小孔及有机孔，流速在过渡阶段波动较大，流动阻力逐渐增大；当压力梯度大于4.00 MPa/m时，流动呈现稳定的线性特征。

2.3 美国鹰滩储层岩心单相流体低速渗流特征

开展美国鹰滩页岩油渗流特征物理模拟实验，其压力梯度与流速关系曲线如图4所示。由图4可知，鹰滩岩心的流速-压力梯度曲线非线性特征不明显。在压力梯度小于10.00 MPa/m时，随着压力梯度的增大，流速增大，二者关系接近于线性。其主要原因为该区块的矿物组成对流体流动有较大影响，鹰滩岩心中碳酸盐岩含量高，为55.0%～70.0%，黏土含量为10.0%～30.0%，石英含量较低，为19.5%～36.5%，TOC为3.5%～5.5%。此外，岩心中无机质孔及有机质孔均较发育，在压差较小时，流体在无机质疏油孔隙中流动占主导，受到的流动阻力小，主要是亲水孔隙壁面的流动阻力；当压差增大，流速增加，大孔隙无机质流动通道无法满足渗流需求，流体进入微小孔隙及有机质孔隙等亲油孔隙，此类孔隙壁面吸附力强，孔隙比表面积大，粗糙度大，孔隙尺度小，单孔内的湍流效应更大，影响页岩油在多孔介质中的渗流，表现为流动阻力增大，表明渗透率下降。

图4 美国鹰滩页岩油岩心流体低速渗流特征

鹰滩岩心渗透率对页岩油渗流特征的影响较为显著，随着渗透率的增大，相同压力梯度下的流速明显增大。根据实验结果，可将该区块岩心渗流特征分为2个线性阶段，第1部分为低流动阻力段，第2部分为高流动阻力段，分界点在压力梯度为10.00 MPa/m左右，且渗透率越小，分界点的压力梯度越大。该现象表明，开采页岩油过程中应合理控制压差，保持流体的高流动能力。

3 开发实践指导意义

通过对不同区块的页岩低速渗流特征的分析可知，影响页岩油油藏原油渗流的因素包括储层岩石的矿物成分、孔隙结构复杂程度、微裂缝发育情况及流体性质，主要表现为液固界面的边界层效应、滑移长度和渗流通道的影响。3个区块岩心均呈现非线性特征。潜江凹陷呈现出下凹形特征，该渗流特征与常规低渗、致密砂岩储层的渗流特征相似。造成该低速渗流特征的主要原因是潜江凹陷中微裂缝不发育，主要流动空间为纳米孔隙，液-固分子间的作用力强，边界层效应明显。济阳坳陷呈现上凸形特征，该区块岩心的渗透率最低，但其岩心内微裂缝发育，原油在岩心中的流动能力最强，达到0.001 0 mL/min的流速所需要的压力梯度最低，仅为3.00～4.00 MPa/m，而潜江凹陷、鹰滩达到0.001 0 mL/min的流速所需要的压力梯度分别为6.00～20.00、25.00～50.00 MPa/m。原油的流动性主要取决于流体的流动通道，北美鹰滩岩心呈现2段式线性渗流特征，且压力梯度较大，在开发过程中，通过运用长水平段多段多簇密切割+大液量+高砂量的体积压裂模式，沟通页岩内的微裂缝，形成了工业油流，实现了大规模工业开发。

中国多为湖相暗色泥页岩，储层物性较差，泥砂互层频繁，非牛顿特性更强。因此，中国页岩油的非线性渗流特征更为明显，流动机理也更为复杂。2018年在潜江盐间页岩油应用CO2+酸性+水基复合压裂液进行压裂，压裂后日产油为4.5 t/d；在复兴地区应用密切割+多尺度裂缝强加砂压裂工艺，压裂后日产油达到17.6 t/d；济阳坳陷页岩油埋藏深、成熟度低、原油密度高、裂缝发育，在济阳坳陷纹层型钙质页岩油油藏部署了2口井进行压裂开发，压裂后日产油分别为93.0 t/d和117.0 t/d[23]；此外，樊页平1井同样取得了峰值日产油171.0 t/d，远超同级别的常规储层油井产能，展现了页岩油极大的开发潜力。目前，中国页岩油的开发取得新突破，大庆古龙页岩油古页油平1井2020年2月开始见油，试油期间最高日产油为30.5 t/d，日产气为1.3×104m3/d，累计产油超过6 000 t。因此，在页岩油开发过程中，以不同区块的页岩油低速渗流特征为指导，根据储层特点制订相适应的压裂模式及配套工艺，结合低速渗流规律，充分利用压裂技术沟通页岩基质中的纹理缝，降低流动阻力，提高原油的流动性，为页岩油渗流提供通道，从而提升页岩油开发效果。

4 结 论

(1) 潜江凹陷岩心低速渗流曲线呈现下凹形特征，液-固边界层效应和滑移长度为主要影响因素。压力梯度越小，实际流量曲线偏离线性段越多。随着驱替压力的增大，受边界层影响减弱，流动阻力降低。

(2) 济阳坳陷岩心低速渗流曲线呈现上凸形特征，受层间裂缝发育影响较大。流动可分为3个阶段：压力梯度低于2.00 MPa/m时，无机孔、微裂缝等大孔隙中流动占主导，流动阻力小；压力梯度为2.00～4.00 MPa/m时，流动通道由较大的无机孔隙逐渐扩大到小孔及有机孔，流动阻力逐渐增大；当压力梯度大于4.00 MPa/m时，呈现稳定的线性流动特征。

(3) 美国鹰滩岩心低速渗流曲线由2段斜率不同的线性段组成。在压差较小时，流动多集中于无机质等疏油孔隙中。当压差增大，流速增加，亲水孔隙的流动空间有限，亲油孔隙成为流动通道的一部分，其孔隙比表面积大，粗糙度大，孔隙尺度小，对流动的阻力大，表观渗透率低。

(4) 分析不同区块的低速渗流特征可知，影响页岩油油藏渗流的因素包括孔隙结构复杂程度、微裂缝发育情况及流体性质，主要表现为液固界面的边界层效应、滑移长度和渗流通道的影响。