疏松砂巖再壓實作用下的物性及滲流特性

周文勝， 熊 鈺， 徐宏光， 張 偉， 王 帥

(1.中海油研究總院，北京 100028；2.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川成都 610500)

疏松砂巖再壓實作用下的物性及滲流特性

周文勝1， 熊 鈺2， 徐宏光2， 張 偉1， 王 帥2

(1.中海油研究總院，北京 100028；2.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川成都 610500)

疏松砂巖油藏在開發(fā)過程中由于地層壓力下降會對儲層產(chǎn)生損害，影響油井產(chǎn)能，需要對儲層再壓實作用下的物性及油水兩相的滲流特性進行研究。首先采用儲層壓力條件下的連續(xù)測試方法，以恒定的驅(qū)動流速、變化內(nèi)壓的方式測試了儲層巖心在再壓實作用下的物性，從宏觀角度分析了疏松砂巖再壓實作用下的物性變化規(guī)律；再通過壓實作用下的壓汞試驗，從微觀角度闡述了疏松砂巖的孔隙結(jié)構(gòu)演化特征；最后通過壓實作用下儲層巖心的油水流動試驗，分析了壓實作用下油水兩相的滲流特性。疏松砂巖的滲透率隨著再壓實作用增強持續(xù)降低，降幅達53%左右，在孔隙度約降低7%時，巖石中相當(dāng)大部分孔隙在壓實作用下蛻變成喉道，孔喉體積比由1.50增至1.96，峰值對應(yīng)孔徑降至壓實前的50%，造成滲透率下降幅度遠超過孔隙度下降幅度；隨著再壓實作用增強，油、水兩相的滲透率約降低50%，殘余油飽和度由17.8%增至19.2%,束縛水飽和度由18.5%增至21.2%。研究結(jié)果表明，隨著再壓實作用增強，疏松砂巖的孔隙和喉道均被壓縮，導(dǎo)致儲層物性變差，而孔隙度的降幅相對較小，滲透率呈冪函數(shù)下降，降幅明顯且在地層壓力恢復(fù)過程中無法恢復(fù)；束縛水飽和度和殘余油飽和度隨有效應(yīng)力增加呈指數(shù)上升，油相滲透率隨有效應(yīng)力增大呈線性下降，這就是在注水不及時或注水不足的區(qū)域油井產(chǎn)能大幅度降低的主要原因。

疏松砂巖 壓實作用 滲透率 孔隙度 滲流特性

隨著一批疏松砂巖油藏的相繼發(fā)現(xiàn)與開發(fā)，疏松砂巖油藏在我國油氣資源中的地位愈加重要，高效開發(fā)疏松砂巖油藏對于保持和提高我國石油產(chǎn)量具有十分重要的意義。再壓實是影響該類油藏開發(fā)的主要因素之一，它主要是指在覆壓基本穩(wěn)定后，隨著油田開發(fā)地層壓力降低、凈應(yīng)力增加，儲層被進一步壓實，其過程與成巖壓實作用相似。但目前對于疏松砂巖油藏由生產(chǎn)引起壓實作用下的物性變化規(guī)律以及滲流特性的研究還相對較少。

儲層的物性特征一般通過試驗確定，大多數(shù)研究者參照常規(guī)的物性測試方法，通過改變圍壓的方式研究巖石物性的變化[1-4]。D.W.Houseknecht[5]研究了壓實作用和膠結(jié)作用對砂巖孔隙度的影響，認為壓實作用對砂巖孔隙度的降低起著更重要的作用。P.M.T.M.Suhutjens等[6]通過試驗方法研究了油田開發(fā)引起的壓實作用，得到高孔隙度巖樣的孔隙度隨壓實作用增強是非線性降低的結(jié)論。N.Morlta等[7]通過建立模型研究了孔隙壓力下降引起的油藏壓實作用、地面沉降與套管彎曲等問題。劉國勇等[8-9]通過壓實模擬試驗探討了砂巖物性的變化情況，發(fā)現(xiàn)孔隙度和承載壓力存在良好的線性關(guān)系，孔隙度和滲透率存在良好的半對數(shù)關(guān)系，滲透率和承載壓力之間存在良好的指數(shù)關(guān)系。孫峰等[10-11]建立了流固耦合形式的疏松砂巖應(yīng)力損害定量評價模型，認為近井壁儲集層沿最小水平主應(yīng)力方向區(qū)域塑性壓實，孔隙度、滲透率均下降。

上述多數(shù)研究基本上采用點測法的方式進行，且研究重點在于壓實作用對孔隙度的影響。筆者以儲層巖心為研究對象，通過施加圍壓與內(nèi)壓的方式模擬儲層環(huán)境，采用變化內(nèi)壓的方式模擬地層壓

力[12]變化，并采用連續(xù)測試的方法進行試驗，分析疏松砂巖再壓實作用下的物性特征，然后通過壓實作用下的壓汞試驗分析巖石孔隙結(jié)構(gòu)的演化特征，闡述巖石物性變化的微觀機理。為進一步認識壓實作用對多相滲流的影響，進行了疏松砂巖壓實作用下的油水流動試驗。

1 試驗方法的改進與流程

1.1 試驗?zāi)康?/p>

物性試驗的目的是通過模擬儲層在開采時地層壓力下降后再通過注水恢復(fù)壓力的開發(fā)環(huán)境，研究油田開發(fā)過程中壓力連續(xù)變化下的儲層物性變化情況。巖石力學(xué)試驗與壓汞試驗的目的是認識儲層物性變化的機理。油水流動試驗的目的是認識再壓實作用對多相流的影響，即研究疏松砂巖再壓實過程中的物性及滲流特性的變化。

1.2 試驗儀器

物性試驗與油水流動試驗采用多功能巖心驅(qū)替裝置,該裝置主要由恒壓恒流泵、中間容器、巖心夾持器、高精度差壓傳感器、圍壓泵、回壓泵、高精度電子天平等部分組成，如圖1所示。

巖石力學(xué)試驗采用美國RTR-1000型三軸巖石力學(xué)測試系統(tǒng)。

壓汞試驗采用 GS-1 型壓汞儀。

1.3 試驗巖樣及試驗要求

試驗巖樣采用某油田具有代表性的疏松砂巖柱塞巖樣，巖樣物性良好，孔隙度大，滲透率高，成分以巖屑長石砂巖為主，分選中等，磨圓度為次圓-次棱狀，填隙物主要是黏土礦物，膠結(jié)類型以孔隙式膠結(jié)和接觸式膠結(jié)為主。模擬油藏地層壓力，采用控制回壓的方法使巖心保持在地層壓力條件下進行試驗。

1.4 試驗方法的改進與步驟

巖石力學(xué)試驗、壓汞試驗以及油水流動試驗參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)進行。物性測試在行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)巖心分析法[13]和覆壓下巖石孔隙度和滲透率測定方法[14]基礎(chǔ)上進行了改進，由僅施加圍壓的點測方式改為同時施加圍壓和內(nèi)壓的連續(xù)測試方式。同時施加圍壓與內(nèi)壓(由回壓控制試驗內(nèi)壓變化)的連續(xù)測試方式與僅施加圍壓的點測方式相比，前者的模擬環(huán)境更加接近真實儲層。因為油田開發(fā)中壓力是連續(xù)變化的，傳統(tǒng)的施加圍壓的方式是采用點測法進行的，僅測試了部分壓力下的滲透率，在試驗中某些壓力點下的測試還可能出現(xiàn)誤差，并且不能有效模擬連續(xù)開發(fā)過程，而連續(xù)測試方式避免了點測試方式的不足，能更加準(zhǔn)確地模擬儲層開發(fā)過程，滲透率數(shù)據(jù)點采集完整，滲透率的變化過程以及變化趨勢可以完整清晰地展示，可以分析從整體到局部每個壓力區(qū)間滲透率的變化情況，對滲透率的變化認識更加全面。同時施加圍壓和內(nèi)壓連續(xù)測試的主要試驗步驟如下：

1) 測定巖心的氣體滲透率與有效孔隙度，將巖心飽和地層水并放入巖心夾持器，施加初始圍壓。

2) 用地層水驅(qū)替巖心，控制回壓升至設(shè)定值，圍壓和回壓同步升高，保持圍壓大于回壓。

3) 回壓達到設(shè)定值后，穩(wěn)定回壓。按照一定壓力區(qū)間，緩慢升高圍壓，每個圍壓點采集到穩(wěn)定的壓力和流量后再繼續(xù)升高，升至儲層上覆巖層壓力。

4) 穩(wěn)定圍壓，按照一定壓力區(qū)間，逐級降低回壓。每個回壓點采集到穩(wěn)定的壓力和流量后繼續(xù)降低，降至目前地層壓力。

5) 穩(wěn)定圍壓，按照一定壓力區(qū)間，逐級升高回壓。每個回壓點采集到穩(wěn)定的壓力和流量后繼續(xù)升高，升至初始地層壓力。

6) 試驗結(jié)束，卸載圍壓與回壓，取出巖心稱其質(zhì)量。

試驗中的壓力根據(jù)現(xiàn)場測壓數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果設(shè)置，流量按照儲層流量折算后進行設(shè)置，滲透率根據(jù)達西公式計算得到。

2 試驗結(jié)果及分析

2.1 疏松砂巖再壓實作用下的物性測試

2塊疏松砂巖巖樣在再壓實作用下的物性測試結(jié)果見圖2。

從圖2可看出：巖心1試驗中先保持內(nèi)壓為原始地層壓力15 MPa，圍壓逐漸升至30 MPa，隨著有效應(yīng)力增大，滲透率從422 mD降為311 mD，降幅為26.3%，然后圍壓保持30 MPa，內(nèi)壓逐漸降至目前地層壓力5 MPa，而后內(nèi)壓逐漸升至15 MPa；內(nèi)壓由15 MPa降至5 MPa再回升至15 MPa的過程中，滲透率從311 mD降為156 mD而后降為145 mD，降幅為53.36%，孔隙度從34.32%降至29.57%，降幅為13.83%。巖心2在圍壓升高過程中，滲透率從238 mD降為169 mD，降幅為28.9%，內(nèi)壓變化過程中滲透率從169 mD先降至125 mD再降至118 mD，降幅為30.08%，孔隙度從21.98%降至19.43%，降幅為11.6%。從圖2還可看出：在圍壓不變的情況下，隨著地層壓力下降，壓降增大，滲透率在每個壓力區(qū)間呈現(xiàn)持續(xù)降低趨勢，滲透率降幅明顯，顯示再壓實過程是連續(xù)進行的，并且導(dǎo)致滲透率產(chǎn)生較大損失；在壓降減小的過程中，滲透率在每個壓力區(qū)間的變化很小，滲透率趨于穩(wěn)定并且沒有恢復(fù)，表明壓實過程基本結(jié)束，巖心被壓實進入塑性變形區(qū)產(chǎn)生不可逆的形變。這說明在開發(fā)過程中隨著地層壓力下降，儲層物性變差，再通過注水恢復(fù)地層壓力并不能使?jié)B透率恢復(fù)。

2.2 疏松砂巖再壓實作用下的物性變化機理

為了進一步認識再壓實作用下儲層物性變化的微觀機理，通過宏觀三軸力學(xué)試驗[15-18]與4組壓實作用下的壓汞試驗[19]分析巖樣孔隙喉道的演化特征。

圖3為通過三軸力學(xué)試驗得到的疏松砂巖巖樣的應(yīng)力-應(yīng)變關(guān)系曲線。從圖3可看出，疏松砂巖存在很小的彈性變形區(qū)間，隨著應(yīng)力進一步增大，應(yīng)變變大但應(yīng)力降低，達到了巖石的彈性極限。巖石被壓實產(chǎn)生較大形變，顆粒間的膠結(jié)被破壞發(fā)生相對位移，產(chǎn)生不可逆的塑性形變，在巖石的物性上表現(xiàn)為孔隙度和滲透率降低，且不可逆。

壓汞試驗首先對4組物性相似的巖心進行壓實，然后分別測量巖心在不同壓力下的進汞和退汞量，得到毛管壓力曲線，進而根據(jù)毛管力曲線作出孔隙喉道的頻率分布曲線及累計頻率分布曲線，結(jié)果見圖4。根據(jù)進汞和退汞曲線確定孔喉體積比，峰值對應(yīng)孔徑與孔隙度的關(guān)系及孔徑、孔隙度與有效應(yīng)力的關(guān)系，結(jié)果見圖5和圖6。由圖4—圖6可看出：隨著壓實作用增強，巖心孔隙體積降低7.6%，孔隙度隨有效應(yīng)力增加呈現(xiàn)冪函數(shù)下降；峰值對應(yīng)孔徑降至壓實前的50%，孔徑隨有效應(yīng)力增加呈線性下降；孔喉體積比由1.50增至1.96，主要喉道分布區(qū)間的喉道半徑減小，即巖心的孔隙喉道減小，主要表現(xiàn)為喉道變小。

由宏觀力學(xué)試驗和微觀孔徑變化可以看出，疏松砂巖顆粒隨著壓實作用增強,巖心產(chǎn)生較大的結(jié)構(gòu)變形，但由于顆粒本身存在相對剛性，不易變形,大量的孔隙空間得以保留,孔隙度變化幅度較小。而疏松砂巖顆粒間的膠結(jié)被破壞，顆粒位置發(fā)生了改變，排列變得更加緊湊，造成孔隙喉道被壓縮甚至閉合，在巖石力學(xué)上已達到塑性變形階段，可逆性喪失，導(dǎo)致巖心的滲透率降幅顯著，并且無法恢復(fù)。疏松砂巖油藏在開發(fā)過程中，隨著地層壓力衰竭或注水不及時，儲層骨架所受的有效應(yīng)力不斷增加，儲層壓實變形導(dǎo)致孔滲下降，對儲層產(chǎn)生了不可逆的損害，嚴(yán)重影響油井產(chǎn)能，在壓實作用顯著的區(qū)域內(nèi)油井產(chǎn)能的損失會更加顯著。

2.3 疏松砂巖壓實作用下的油水滲流特性

為了進一步了解壓實作用下儲層物性變化對儲層流體滲流特性的影響[20-21]，進行了4組壓實作用下的油水流動試驗，測試了不同圍壓下油水兩相的滲透率(見表1)，并繪制出不同圍壓下的相對滲透率曲線，結(jié)果見圖7。

由表1可看出：隨著壓實作用增強，巖心的孔隙度和滲透率不斷下降，圍壓從5 MPa升至20 MPa，液測滲透率從762.36 mD降至350.32 mD，降幅為54%，孔隙度從26.45%降至24.05%，降幅為9.07%；圍壓從5 MPa升至20 MPa的過程中，巖心束縛水飽和度從18.50%升至21.20%，殘余油飽和度從17.80%升至19.20%。通過回歸不同圍壓下相對滲透率曲線，得到滲透率、束縛水和殘余油飽和度與有效應(yīng)力的關(guān)系曲線(見圖8和圖9)。由圖8和圖9可看出，滲透率隨有效應(yīng)力增大呈線性下降，束縛水和殘余油飽和度隨有效應(yīng)力增大呈指數(shù)增長。

通過分析試驗結(jié)果可以看出：隨著壓實作用增強，巖心的孔隙喉道空間壓縮變小，儲層孔隙度、滲透率變?。浑S著壓實作用增強，油水流動阻力增大，殘余油和束縛水飽和度增大，這些符合巖石從高孔高滲到低孔低滲變化的共同規(guī)律，即儲層物性由好變差的過程中，主要是由于孔喉半徑減小，特別是喉道半徑減小，毛管力增大導(dǎo)致喉道捕集能力增大。

3 結(jié)論及建議

1) 通過控制回壓來模擬儲層條件下地層壓力變化的連續(xù)測試方法，模擬環(huán)境更接近真實油藏環(huán)境，數(shù)據(jù)采集完整，避免了點測法中的誤差，滲透率的變化呈漸進式，變化過程更加清晰完整。

2) 疏松砂巖膠結(jié)物含量低、膠結(jié)程度差，其孔隙度、滲透率會隨壓實作用增強而減小。因此，建議在開發(fā)疏松砂巖油藏時應(yīng)保持較高的地層壓力。

3) 在壓實過程中，滲透率、孔隙度隨有效應(yīng)力增大呈冪函數(shù)下降；孔徑、油相相滲透率隨有效應(yīng)力增大呈線性下降；束縛水飽和度、殘余油飽和度隨有效應(yīng)力增大呈指數(shù)增大。

4) 目前滲流特性變化試驗是在施加不同圍壓條件下進行的，與儲層條件存在一定差距，應(yīng)克服計量精度上的難點，進一步開展儲層條件下的再壓實滲流特性研究。

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[編輯 劉文臣]

Physical Properties and Seepage Characteristics of Unconsolidated Sandstone under Re-Compaction

Zhou Wensheng1, Xiong Yu2, Xu Hongguang2, Zhang Wei1, Wang Shuai2

(1.CNOOCResearchInstitute,Beijing, 100028,China；2.CollegeofPetroleumandNaturalGasEngineeringofSouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan， 610500,China)

The formation pressure of unconsolidated sandstone reservoir drops in the development process which damages the reservoir and affect oil well productivity. It is necessary to study the physical properties and seepage characteristics of unconsolidated sandstone under re-compaction. First, a continuous testing method was adopted to measure the physical property of pay zone core under re-compaction in the way of constant driven flow rate and variable inner pressure, the variation laws of physical properties of unconsolidated sandstone under compaction were discussed at the macroscopic level. Then the evolution characteristics of the pore structure were further elaborated under compaction from microscopic point of view through mercury penetration experiment. Finally, the seepage feature under compaction was studied by the fluid variation experiment. The permeability of unconsolidated sandstone was reduced continuously with the enhancement of re-compaction, which represented a decline of 53%. When the porosity was reduced 7% or so, a majority of the pore was transformed into pore throats under compaction, the pore-throat volume ratio increased from 1.5 to 1.96, and the pore radius corresponding to peak value reduced to 50% of the original value, which caused the permeability to decline permeability more than the porosity. With the continuous compaction, oil-water two phase permeability reduced to nearly 50%, the residual oil saturation increased from 17.8% to 19.2% and irreducible water saturation increased from 18.5% to 21.2%.The research results show that with the increase of compaction, the pore and throat of unconsolidated sandstone are all compressed, leading to poor reservoir physical properties, and while the porosity drops slightly, the permeability drops in a power function, and the permeability was not recovered in the process of formation pressure recovery. Irreducible water saturation and residual oil saturation increase exponentially with the increase of effective stress, and oil phase permeability is linear downward with the increase of effective stress. Consequentely, this is the cause of decrease of oil well productivity due to insufficient water injection or injection water delay.

unconsolidated sandstone； compaction； permeability； porosity； seepage characteristics

2014-11-29；改回日期：2015-06-09。

周文勝(1972—)，山東定陶人，1995年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油藏工程專業(yè)，高級工程師，主要從事海上油氣田開發(fā)方面的研究工作。

國家科技重大專項“海上油田叢式井網(wǎng)整體加密及綜合調(diào)整技術(shù)”(編號：2011ZX05024-002-005)資助。

?油氣開采?

10.11911/syztjs.201504021

TE311+.2

A

1001-0890(2015)04-0118-06

聯(lián)系方式：(010)84522202，zhouwsh@cnooc.com.cn