鄂尔多斯盆地致密油储层覆压孔渗特征实验研究

陈信良， 杨正明， 赵新礼， 张亚蒲， 李海波， 牛中坤， 李雯

(1.中国科学院大学工程科学学院， 北京 100049； 2.中国科学院渗流流体力学研究所， 廊坊 065007；3.中国石油勘探开发研究院提高石油采收率国家重点实验室， 北京 100083)

近年来，致密油已然成为中国非常规油气勘探与开发的热点[1-3]。截止到2019年底，致密油地质资源量为125×108t，可采资源量为13×108t，是支撑中国原油上产的重要资源[4-5]。但致密油储层微观孔隙结构复杂，非均质性较强，孔渗较低[6-7]，进而导致对地层采用补充能量的开发方式较为困难[8]，因此致密油开发时，整体呈现衰竭式开发的状况[9-10]。随着致密油衰竭式开发的进行，地层压力不断下降，其储层孔隙度和渗透率也不断变化[11-12]，其孔渗变化程度直接影响了致密油后续的开发。因此，研究致密油覆压条件下的孔渗特征变得尤为重要。

早在1999年，吴凡等[13]便对上覆压力与岩石孔渗之间的关系进行了研究，并建立了上覆压力与岩石孔渗之间的经验关系式。随后，又有诸多学者对覆压条件下的孔渗变化特征进行了研究。Moosavi等[14]利用储层岩石在不同有效应力下的孔隙体积压缩特性来推导孔隙度和渗透率与有效应力的关系。Nourani等[15]提出了一种利用环境条件下测得的孔隙度和绝对渗透率数据来预测围压下覆岩渗透率的分析实验方法。张骞等[16]对页岩覆压孔渗关系进行了研究，建立了页岩孔隙度与净覆压之间的相关关系和模型。Su等[17]提出了考虑渗透率/孔隙度随应力变化的记忆效应的分数阶松弛方程，从而采用米塔格-莱弗勒(Mittag-Leffler，ML)定律准确描述了有效应力-孔隙度/渗透率关系。但前人针对覆压孔渗的影响机理研究较少[18]，研究对象主要集中在中高渗、低渗和裂缝性油藏[19-21]，研究普遍认为上覆压力对岩石渗透率的影响较大，而对岩石孔隙度的影响较小[22-23]，同时针对致密油储层的覆压孔渗研究尚少[24]。

现利用YC-4型覆压孔渗测定仪，对鄂尔多斯盆地133块致密油岩心进行了覆压孔渗实验，得到了不同覆压条件下岩心的孔渗数据。通过对孔渗数据的分析，提出了基于相对孔隙度及渗透率比值，研究不同覆压下岩石的孔渗变化规律的方法。同时结合了目前较为先进的同步辐射成像技术，对3块不同渗透率的代表性岩心进行了高精度成像分析。并从微观孔隙结构的角度对致密砂岩覆压孔渗变化影响机理进行了讨论，以期为致密油藏的现场开发提供一定的理论指导。

1 覆压孔渗实验及实验结果分析

1.1 岩心制备

为了得到致密砂岩油藏覆压与孔隙度、渗透率之间的普遍规律，在鄂尔多斯盆地目标区块16口井的致密砂岩油层，选取并制备了133块直径为2.5 cm左右的柱状岩心样品作为本次实验的实验材料。

为了说明上覆压力对致密砂岩储层孔渗的影响，选择了5块有代表性的典型岩心，对其实验过程中的孔渗数据变化进行分析。5块典型岩心的岩石数据如表1所示。

表1 5块典型岩心岩石数据

1.2 实验条件及实验步骤

本实验在20 ℃的条件下进行，选用氦气作为实验气体，根据中国石油天然气行业标准SY/T 6385—2016《覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法》对实验进行设计，采用YC-4型覆压孔渗测定仪(图1)开展实验。

图1 YC-4覆压孔渗测定仪Fig.1 YC-4 overburden porosity and permeability tester

实验流程如图2所示，实验的具体步骤如下。

(1) 将制备好的岩心进行洗油与烘干处理。

(2) 测定初始条件下每块岩心的孔隙度与渗透率。

(3) 打开YC-4型覆压孔渗测定仪对仪器进行预热并校准。

图2 覆压孔渗实验流程图Fig.2 Flow chart of overburden porosity and permeability experiment

(4)将岩心放入仪器中进行测试，测试过程保持驱替压力不变，通过控制围压的大小对覆压进行调整。按照0、2.5、3.5、5.0、7.0、9.0、11.0、15.0、20.0、25.0、30.0 MPa的顺序逐步提高覆压，在每个覆压点保持压力恒定后，测量各覆压下岩心的孔隙度与渗透率并记录。

(5)按照上述压力相反的顺序降低覆压测试覆压卸载时不同有效覆压下岩心的渗透率并记录。

(6)对记录的实验数据进行处理及分析。

1.3 实验结果及分析

1.3.1 覆压孔渗变化规律

基于实验所得到的5块最有代表性的典型岩心在0～30 MPa内不同覆压状态下的岩心孔隙度与渗透率数据，绘制孔隙度、渗透率与净有效覆压之间的关系曲线，如图3所示。

图3 5块典型岩心孔渗与净有效覆压之间的关系曲线Fig.3 Relationship between porosity and permeability of 5 typical cores and net effective overburden pressure

通过图3(a)可以看出，岩心的孔隙度和上覆压力之间存在一定的相关关系，各岩心的孔隙度均随着覆压的增加而逐渐降低，但整体来看岩心的孔隙度大小变化较小。在净有效覆压加载的过程中，YY-13岩心孔隙度降低幅度最小，仅降低0.25%；YY-22岩心孔隙度降低幅度最大，但也仅降低0.48%。

通过图3(b)可以看出，岩心的渗透率和上覆压力之间存在一定的相关关系，覆压的变化对岩心渗透率大小影响较大，岩心存在较强的应力敏感性。在覆压加载过程中，各岩心的渗透率均随着覆压的增加而逐渐降低，并且在覆压增加的初期(覆压小于10 MPa时)渗透率下降较快，后期(覆压大于10 MPa时)下降较慢且逐渐趋于稳定，渗透率变化最大的YY-22岩心和变化最小的YY-42岩心渗透率分别降低了0.162 3 mD和0.020 6 mD；在覆压卸载的过程中，各岩心的渗透率随着覆压的降低而逐渐上升，岩石的渗透率始终低于加载时的渗透率，即使覆压全部卸载，岩心的渗透率也无法再回到实验初始的渗透率水平，渗透率发生了一定量的不可逆损失。

1.3.2 覆压孔渗相对变化规律

由于致密岩心孔隙度和渗透率相对于中高渗储层来说较小，用绝对值难以表征其孔渗变化特征，因此提出利用孔渗相对值来表征其孔渗变化规律。为了对覆压孔渗的变化规律进行更为深入的分析，对上述5块岩心的实验数据进行进一步处理，绘制其相对孔隙度、相对渗透率比值与净有效覆压之间的关系曲线，如图4所示。相对孔隙度和相对渗透率比值的计算公式为

(1)

(2)

图4 5块典型岩心相对孔渗比值与净有效 覆压之间的关系曲线Fig.4 Relationship between relative porosity, permeability ratio and net effective overburden pressure of 5 typical cores

通过图4(a)可以看出，上覆压力对相对孔隙度比值的影响也较大，每块岩心在覆压条件下的孔隙度与初始孔隙度相比都有较为明显的损失，但损失程度各不相同。通过对5块典型岩心的岩石数据进行对比分析可以发现，岩心在覆压下孔隙度的损失程度与其初始渗透率具有一定的相关性，渗透率越低的岩心，其孔隙度损失程度也相对越大。在净有效覆压加载的过程中，渗透率较高的YY-13岩心和渗透率较低的YY-42岩心的相对孔隙度分别降低了1.73%和10.54%。

通过图4(b)可以看出，上覆压力对相对渗透率比值的影响较大，每块岩心在覆压条件下的渗透率与初始渗透率相比均有较大程度的损失。通过对5块典型岩心的岩石数据进行对比分析可以发现，岩心在覆压下渗透率的损失程度与其初始渗透率具有一定的相关性，岩心渗透率越低，其渗透率损失程度越大，在净有效覆压加载过程中，渗透率较高的YY-13岩心和渗透率较低的YY-42岩心的相对渗透率分别降低了64.32%和94.94%。同时，各岩心的渗透率不可逆损失与其初始渗透率同样具有一定的相关性，渗透率越低的岩心，其渗透率不可逆损失也相对越大，卸压过后，渗透率较高的YY-13岩心和渗透率较低的YY-42岩心的相对渗透率分别降低了42.32%和74.60%。

1.3.3 油层条件下孔渗特征关系研究

基于对覆压孔渗数据的分析，发现岩心在覆压下的孔隙度、渗透率损失程度均和岩心的初始渗透率具有一定的相关性，故利用实验所得到的133块岩心在初始和油层压力条件下的孔隙度与渗透率数据绘制出油层压力条件下岩心相对孔隙度、渗透率比值与初始渗透率之间关系的散点图，并进行拟合，如图5所示。

图5 油层条件下岩心相对孔隙度、渗透率比值与 初始渗透率关系Fig.5 Relationship between core relative porosity, permeability ratio and initial permeability under reservoir conditions

通过图5可以看出，油层条件下岩心相对孔隙度、渗透率比值与初始渗透率有较好的半对数关系，岩心的初始渗透率越低，储层条件下岩心与初始岩心的孔隙度与渗透率相差比例就越大。同时，渗透率在油层条件下的损失的程度要大于孔隙度，上覆压力对渗透率的影响要大于对孔隙度的影响。通过对拟合的公式进行计算可以得出，当岩心初始渗透率为0.5 mD时，岩心在油层条件下的相对孔隙度、渗透率比值分别为79.82%和55.40%；当岩心初始渗透率为0.1 mD时，储层的相对孔隙度、渗透率比值分别为67.78%和37.54%；当岩心初始渗透率为0.01 mD时，储层的相对孔隙度、渗透率比值分别为50.55%和11.99%。

储层孔隙度的变化将极大地影响储层储量计算的大小，储层渗透率的变化也将极大地影响地下流体渗流能力的大小。通过图5可以看出，当岩心渗透率为0.1 mD时，初始测得的岩石相对孔隙度、渗透率比值均为100%，而油层条件下岩石相对孔隙度、渗透率比值分别为67.78%和37.54%，其储量在计算时则会下降32.22%，流动能力下降62.46%。因此，在对油层条件下的油藏储量以及渗透率进行计算时需要考虑油层压力对岩石孔隙度以及渗透率的影响。

通过对上述5块典型岩心覆压孔渗数据的分析，发现岩心在覆压下的渗透率不可逆损失和岩心的初始渗透率同样具有一定的相关性，故基于实验所得到的11块岩心的渗透率不可逆损失与初始渗透率数据，绘制出渗透率不可逆损失与初始渗透率之间的关系的散点图，并进行拟合，如图6所示。

图6 渗透率不可逆损失与初始渗透率关系Fig.6 The relationship between irreversible loss of permeability and initial permeability

从图6中可以看出，经过覆压过后岩心的渗透率不可逆损失与初始渗透率同样存在较好的半对数关系，岩心的初始渗透率越低，岩心的渗透率不可逆损失就越严重。通过对拟合的公式进行计算可以得出，当岩心初始渗透率为0.5 mD时，岩心的渗透率不可逆损失为31.78%；当岩心初始渗透率为0.1 mD时，岩心的渗透率不可逆损失为52.53%；当岩心初始渗透率为0.01 mD时，岩心的渗透率不可逆损失为82.21%。

2 覆压孔渗的影响机理

为了揭示引起上述曲线变化的原因，进一步探究鄂尔多斯盆地致密砂岩覆压孔渗变化的影响机理，采用同步辐射成像技术对其进行研究。同步辐射成像技术(synchrotron radiation computed tomography，SR-CT)是目前世界物质成像方面较为先进的一项技术，其原理与目前广泛采用的X射线CT成像技术类似，但其所使用的光源同X射线CT成像不同，同步辐射光源具有极高的光强和穿透性，能够大幅提高岩石结构成像的精度，使岩石结构更加容易辨别，尤其是针对致密砂岩的微观岩石结构，SR-CT有着较强的优势[25]。利用美国劳伦斯伯克利国家实验室先进光源，对实验所采用的3块渗透率不同的典型岩心进行SR-CT成像与分析，3块岩石的岩石数据如表2所示，成像结果如图7所示。

表2 3块SR-CT成像岩心的岩石数据

图7 3块不同渗透率岩心的SR-CT成像Fig.7 SR-CT imaging of 3 cores with different permeability

2.1 覆压孔渗变化的影响机理

从图7中可以看出实验所采用的致密砂岩岩心整体微观非均质性较强，岩石骨架颗粒排列不规则、磨圆度较差、接触方式以线接触为主。孔隙类型以粒间孔隙、粒内溶孔、晶间孔以及微裂缝为主，部分孔隙内被黏土矿物充填，孔隙分布不均匀且连通性相对较差，部分孔隙之间仅通过粒间缝进行连通。根据所观测岩心样品的岩石结构，对覆压孔渗变化的影响机理进行如下分析。

随着上覆压力的缓慢增加，岩石中作为流体主要渗流通道的微裂缝首先会发生闭合，使岩石的孔隙度和渗透率迅速下降；当继续增大上覆压力，岩石颗粒将会发生弹性形变，岩石中的孔隙和喉道也将随着覆压增加而变得更为狭窄，使岩石孔隙度迅速降低。同时，流动通道的缩小会使流体在岩石中流动阻力上升、流动难度增大，使渗透率也随之降低；当上覆压力超过岩石的弹性屈服应力时，部分岩石颗粒还会发生塑性形变以及位移脱落，使岩石颗粒的排列更为紧密，进一步占据孔隙空间。连接各个孔隙之间的喉道还可能会发生闭合、局部溶解重结晶甚至挤压破坏，闭合的喉道和破碎的岩石颗粒将导致死孔隙的产生，使岩石的孔隙度和渗透率进一步降低。但由于孔隙空间有限，孔隙度和渗透率的降低速度将变得相对缓慢。以上几点因素共同揭示了覆压加载过程中图3和图4中实验曲线变化的原因。

在上覆压力卸载的过程中，虽然具有弹性的岩石颗粒会随着上覆压力的降低而逐渐恢复到原来的状态，但岩石颗粒的塑性变形、溶解重结晶、挤压破坏以及位移脱落，必然会对岩石的孔隙结构造成不可逆的破坏，从而导致渗透率发生不可逆损失。以上几点因素共同揭示了覆压卸载过程中图3(b)和图4(b)中渗透率曲线变化的原因。

2.2 渗透率对覆压孔渗的影响机理

将图7结合表2中的岩石渗透率可以看出，岩石的渗透率越低，其渗流空间越狭小，孔隙结构越复杂，微观非均质性越强，孔隙之间的连通性也越差，能够建立起的有效的渗流通道就越少。由于岩石的渗透率受到诸多因素的影响，任何微小的岩石形变或结构的破坏都会进一步降低有效渗流通道的数量，增加流体在岩石中流动的难度，加剧上覆压力对岩石孔隙度与渗透率的影响，故岩心的渗透率越低，覆压对岩心渗透率造成的损失以及不可逆损失也就越大，且渗透率的损失程度也要高于孔隙度的损失程度。以上几点因素共同揭示了图5和图6中实验曲线的变化原因。

根据上述规律，在现场进行衰竭式开发的过程中，要注意对地层能量的补充，当覆压不断增加，一旦对地层孔隙结构造成不可逆伤害，再进行补充能量，也不能回复到原来的渗透率。同时在针对不同渗透率的储层进行生产开发时，也要注意对地层能量补充方案进行灵活调整，设计合理的注采压差，以减轻覆压对岩石孔渗变化的影响，进而改善储层原油的开发效果。

3 结论

通过上述研究得出以下结论。

(1)本文提出相对孔隙度比值和相对渗透率比值来表征致密油储层覆压孔渗变化特征。研究表明，相对孔隙度比值和相对渗透率比值与有效覆压有很好的相关关系，随上覆压力的增加，其相对孔隙度比值和相对渗透率比值变化均较大，与传统的认识不同。

(2)在油层条件下，其相对孔隙度、渗透率比值以及不可逆渗透率损失与渗透率均具有很好的半对数关系。研究表明，在油层条件下的孔隙度、渗透率的值与在地面的孔渗差异较大，其影响不可忽略。如0.1 mD的岩心，地面测得的相对孔隙度、渗透率比值均为100%，而油层条件相对孔隙度、渗透率分别为67.78%和37.54%，其储量在计算时则会下降32.22%，流动能力下降62.46%。

(3)利用同步辐射光源成像技术，分析了3块不同渗透率岩心的微观孔隙结构特征，从成像中可以看出，致密油岩心的渗透率越低，其微观非均质性越强，孔隙连通性越差。