吸附水膜厚度確定致密油儲層物性下限新方法
——以遼河油田大民屯凹陷為例

王偉明，盧雙舫，田偉超，周能武，李吉君，單俊峰，胡英杰，袁紅旗

[1.中國石油大學(華東) 非常規(guī)油氣與新能源研究院，山東 青島 266580；　2.遼河油田 勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124000；　3.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318]

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吸附水膜厚度確定致密油儲層物性下限新方法
——以遼河油田大民屯凹陷為例

王偉明1，盧雙舫1，田偉超1，周能武1，李吉君1，單俊峰2，胡英杰2，袁紅旗3

[1.中國石油大學(華東) 非常規(guī)油氣與新能源研究院，山東 青島 266580；2.遼河油田 勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124000；3.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318]

伴隨著致密油開采工藝技術的提高，其儲層的可采物性下限也正逐漸降低，開采極限越來越接近致密油的成藏物性下限。引用水膜厚度理論，采用實驗分析和理論計算相結合的方法，確定了遼河油田大民屯凹陷致密油儲層物性下限。研究表明：大民屯凹陷沙河街組四段致密儲層以油頁巖為主，在相同地質條件下顆粒表面吸附的一層水膜(由強結合水和弱結合水組成)與儲層喉道同處納米級別。當喉道半徑小于水膜厚度，相應孔喉及其所控制的微小孔隙則被束縛水所飽和；當喉道半徑大于水膜厚度，喉道才能成為致密油有效的充注通道。通過對水膜厚度的受力分析，根據(jù)力平衡關系，可建立不同地層壓力下水膜厚度與喉道半徑的關系，進而求取致密油充注的臨界喉道半徑。通過借鑒土壤學中水膜厚度與孔隙度、比表面積及束縛水飽和度關系，又可把臨界喉道半徑下限值轉化為適用范圍更廣的孔隙度下限值。該方法不僅理論依據(jù)強，又有實驗數(shù)據(jù)支撐，具有一定的推廣性。

吸附水膜；物性下限；孔喉分布；致密油；大民屯凹陷；遼河油田

致密油是繼頁巖氣之后全球非常規(guī)油氣勘探與開發(fā)的又一新熱點[1-2]，是指以吸附或者游離狀態(tài)賦存于生油巖中，或與生油巖互層、緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集巖中，未經過大規(guī)模長距離運移的石油聚集[3-5]。借鑒美國致密油勘探的成功經驗，遼河油田首次運用了體積壓裂和HIWAY技術，在大民屯凹陷致密油領域獲得勘探突破。盡管目前已在安95、勝14和沈238等多口井獲得工業(yè)油流，但該區(qū)塊致密油資源的開發(fā)動用還處于初期階段，到底孔隙度小于多少的致密儲層不能有效被動用，還沒有形成定論。因此，致密油有效開采的物性下限問題對大民屯凹陷尋找勘探新層系、擴展找油新領域具有重大意義。

常規(guī)儲層的物性下限求取方法已經非常成熟，如經驗統(tǒng)計、相滲曲線、測試和滲透率應力敏感性等多種方法[6-10]。盡管方法的原理不同，但所得到的物性下限值均是指常規(guī)儲層的工業(yè)儲能物性下限，通常用孔隙度或滲透率來表示。而致密油的有效開采，早已利用井網加密、大型壓裂和多層完井等先進技術實現(xiàn)了對納米級孔隙中油氣的高效動用[11-17]。因此，致密儲層的開采物性下限也應隨著工藝技術的提高而逐漸降低，而逐漸趨向于地質條件下油氣充注的成藏物性下限，即只要原油能充注到孔隙中，致密油就可能被采出。致密油充注的有效通道就是納米級的喉道，喉道過小時會被巖石顆粒強吸附的水所充填，這層束縛水就是早在1963年蘇聯(lián)學者基廖金提出的水膜。因此，本文引入水膜理論，從其受力分析入手，測試分析和理論計算相結合的方法確定水膜厚度，建立不同地層壓力下水膜厚度與最小喉道半徑關系，確定致密油的充注物性下限，為致密油的有效開發(fā)提供科學依據(jù)。

1　吸附水膜厚度與致密儲層孔喉半徑關系

1.1巖石顆粒表面吸附水膜

致密儲層具有復雜的孔喉配置關系，流體的滲流能力極差。因此，同常規(guī)儲層相比致密儲層的微觀孔隙中含有較高比例的束縛流體，這些束縛流體需在一定的驅動力下才可流動。在這些束縛水當中，有一部分是在巖石顆粒表面由于粘土的吸附而形成的水膜。該層水膜充填了喉道，直接影響著油氣的有效充注。

水膜的形成與水分子在顆粒表面的分布形式有關。致密油儲層的顯著特點就是粘土含量高，粘土表面又均帶有一定量負電荷，而水分子又具有很強的極性，就會在巖石顆粒表面形成一個靜電場，形成水分子的定向排列[18](圖1)。其中距顆粒表面最近的水分子，靜電場最強，受到的吸附力最大，緊密包圍在巖石顆粒表面，且不受重力影響，密度大，沒有溶解能力，不傳導靜水壓力，厚度在幾個水分子左右，這部分水叫做強結合水；在強結合水周圍分布一部分定向排列較差的水分子，也是由靜電引力和分子力支撐的，雖不受重力的影響，但可以由薄膜較厚的方向薄膜較薄的地方移動，直到各處的薄膜厚度相等為止，這部分水叫做弱結合水；顆粒的最外層，由于電場強度減弱及水分子的吸引力下降，分布著在重力作用下能自由流動的地下水，這部分水叫做重力水。由此可見，強結合水和弱結合水呈吸附狀態(tài)存在巖石顆粒表面，共同組成吸附水膜。該水膜的厚度在幾個水分子到幾百個水分子之間，按水分子直徑4×10-10m計算，水膜厚度處于納米級別。

1.2致密油儲層孔徑分布特征

孔徑的大小可利用低溫氮氣吸附實驗求取[19-20]。該實驗的分析范圍是小于200 nm的孔徑，不包括致密儲層中相對較大的微米級孔隙(微米級孔隙中氣體呈游離狀態(tài)，不在吸附法測定范圍)。因此，低溫氮氣吸附法是表征喉道附近微小孔隙的有效手段。

大民屯凹陷致密油儲層以油頁巖為主，納米級孔隙分布的非均質性非常強。圖2a和圖2b是大民屯凹陷油頁巖低溫氮氣吸附實驗所得到的等溫吸附曲線，二者的曲線形態(tài)差別較大。從圖2a來看，吸附曲線和脫附曲線的“滯后現(xiàn)象”很明顯。當相對壓力為0時，吸附曲線和脫附曲線對應的氮氣吸附體積分別為1 mL/g和3 mL/g，說明對樣品孔隙中滯留了2 mL/g比例的氮氣，微小的納米級孔隙較多，嚴重影響了流體在孔隙中的滲流能力。從圖2b來看，盡管該樣品的吸附曲線和脫附曲線之間也存在一定的“滯后現(xiàn)象”，但當相對壓力為0時，吸附曲線和脫附曲線重合。說明孔隙中滯留的氣體很少，可忽略不計；而當相對壓力接近1時，吸附體積急劇增加，說明巖石表面吸附的氮氣開始飽和，而出現(xiàn)游離狀態(tài)。由此說明，該樣品的納米級孔隙相對較大，對流體有較好的滲流能力。因此，納米級孔徑越小時，儲層中流體的滲流能力越弱。但具體孔徑小到多少的時候，流體才不能流動，還要看孔徑與同處納米級的水膜厚度之間的關系。

圖1　巖石顆粒與水分子接觸示意圖

圖2　大民屯凹陷沈352井等溫吸附曲線

1.3吸附水膜厚度與致密油充注關系

通過上述對吸附水膜和喉道孔徑的分析，二者的厚度同處納米級別。因此，吸附水膜的存在，可以有效封堵致密儲層的喉道，為致密油的充注提供阻力[21-23]。

大民屯凹陷致密儲層以油頁巖為主，屬于遠源沉積，巖石顆粒細、磨圓和分選好，可以把微小巖石顆粒假設為單個球體。因此，可以把致密油臨界充注狀態(tài)簡化為圓形巖石顆粒緊密排列時，水膜對接封堵喉道而起到有效封堵致密油對孔隙的充注，此時的水膜厚度就是臨界喉道半徑的厚度。如果喉道半徑小于水膜厚度，相應孔喉及其所控制的微小孔隙則被束縛水所飽和。只有喉道半徑大于水膜厚度，才能成為致密油有效的充注通道(圖3)。

2　吸附水膜厚度確定

2.1吸附水膜受力分析

對吸附水膜的受力分析，要從其形成理論出發(fā)。吸附水膜的存在是固液相互作用的結果，水分子緊密吸附在固體表面，當極性分子相互接近時，它們的固有偶極將同極相斥異極相吸，定向排列。當固體表面水膜在外力作用下變薄時，水膜頂?shù)捉缑嫦嗷ソ咏a生斥力，這種斥力被稱為分離壓力(pd)[21]；除此之外，還受到垂直指向管壁的地層壓力(pi)和與地層壓力方向相反的毛管壓力(pc)。在忽略水膜重力的情況下，水膜的受力分析見圖4。

由水膜的受力分析可知，當水膜厚度穩(wěn)定不再變化時，地層壓力(pi)、分離壓力(pd)和毛管壓力(pc)之間存在以下的平衡關系：

(1)

圖3　水膜厚度與臨界孔喉關系

圖4　水膜受力示意圖

理論上分離壓力pd由靜電引力、范德華力和結構成分3部分組成，結構成分又包括基質吸力和滲透吸力兩部分[21]，因此，分離壓力的理論計算具有涉及參數(shù)多、計算誤差大等特點。針對分離壓力理論計算難的問題，1990 年,Gee等用光的橢圓偏振技術測定了不同分離壓下親水石英表面的水膜厚度，根據(jù)實測點得到相應的關系式:

pd=2200/h3+150/h2+12/h

(2)

式中：pd為分離壓力，MPa；h為水膜厚度，μm。

水膜兩側氣相和水相之間的壓力之差為毛管壓力pc，其大小取決于氣水兩項流體間的界面張力、毛細管孔徑和介質的潤濕性，表達式如下：

(3)

式中：pc為毛管壓力，MPa；r為喉道半徑，μm；θ為潤濕角，(°)；σ為氣水界面張力，N/m。

聯(lián)立公式(1)、公式(2)和公式(3)可得到如下關系式：

pi=2200/h3+150/h2+12/h+2σcosθ/r

(4)

從公式(4)中可以看到，建立不同地層壓力下水膜厚度與喉道半徑之間的關系，關鍵是油水界面張力σ和致密儲層對水的潤濕角θ兩個關鍵參數(shù)。

2.2吸附水膜厚度確定

1) 關鍵參數(shù)選取

潤濕角是利用LT/Y2009-005接觸角測量儀，采用QB/T懸滴法對靶區(qū)38個油頁巖樣品進行測定。從測定結果來看(圖5)，致密儲層潤濕角的分布范圍廣，但集中分布于32°～40°，表現(xiàn)為較強的親水性，本次取其平均值34.55°。油水界面張力隨著溫度和壓力的升高而逐漸減小，地溫為80 ℃(壓力20 MPa)時，油水界面張力為0.014 5 N/m；地溫為95 ℃(壓力25 MPa)時，油水界面張力為0.012 N/m；地溫為110 ℃(壓力30 MPa)時，油水界面張力為0.009 N/m；地溫為140 ℃(壓力40 MPa)時，油水界面張力為0.003 5 N/m[24]。

2) 建立圖版確定水膜厚度

結合潤濕角和油水界面張力兩個參數(shù)的取值，利用公式(4)，分別建立了地層壓力pi為25，30，35，40 MPa

圖5　潤濕角分布

的不同地質情況下喉道半徑r與水膜厚度h之間的關系(圖6)。在圖6中，根據(jù)水膜厚度與喉道半徑厚度相等的直線C，把致密油聚集劃分為無效充注A和有效充注B兩個區(qū)域。區(qū)域A代表的是在不同的地層壓力下，當喉道半徑小于水膜厚度時，致密油無效充注；區(qū)域B代表的是在不同的地層壓力下，當喉道半徑大于水膜厚度時，致密油有效充注；直線C代表的是不同地層壓力下，喉道半徑與水膜厚度相等時，對應的致密油充注物性下限臨界值，從直線C與不同地層壓力線的交點可以看出，從25 MPa到40 MPa水膜厚度從8.25 nm減小到4.76 nm，相應的致密油最小充注喉道半徑也逐漸減小。因此，水膜厚度的大小受地層壓力的影響，地層壓力越大，水膜厚度越小。實際上，水膜厚度除與地層壓力有關外，還有巖石的礦物成分有關，礦物成分不同，形成的靜電場強度不同，吸附水膜的厚度也不同。但本次理論計算選取的潤濕角為均值34.55°，也就相當于是在假定巖石礦物成分一定的前提下，探討不同地層壓力下的致密油充注的臨界物性下限。

3　充注物性下限孔隙度確定

盡管利用圖6圖版，可通過水膜厚度得到儲層的臨界喉道半徑大小，但喉道半徑是一個相對較難獲取的參數(shù)，缺乏實用性。事實上，基于孔隙度的物性下限更有廣泛的應用價值。 借鑒土壤學計算顆粒表面水膜厚度的理論公式，可以建立孔隙度與水膜厚度之間的關系，具體關系式如下[25-26]：

(5)

式中：Φ為巖石孔隙度，%；h為束縛水膜厚度，0.10 nm；A為巖石比表面積，m2/g；Swi為束縛水飽和度，%；

圖6　不同地層壓力下水膜厚度與喉道半徑關系

井號深度/mBET比表面/(m2·g-1)束縛水飽和度/%水膜厚度/nm巖石密度/(g·cm-3)孔隙度下限值/%沈3523169.579.5557.946.752.483.86沈3523192.332.3628.756.652.191.67沈3523197.034.6935.826.632.162.62沈3523234.248.2035.826.552.425.08沈3523240.381.0216.086.522.571.49沈3523314.390.547.416.172.331.47沈3523342.583.2916.756.072.414.02平均值4.2328.376.482.372.89

ρ為巖石骨架密度，g/m3。

從公式5可以看出，孔隙度下限的理論計算，除水膜厚度外，還與巖石比表面積、巖心密度、束縛水飽和度有關。為了準確求取以上關鍵參數(shù)，選取靶區(qū)沈352重點探井目的層段的7塊巖心樣品，開展了低溫氮氣吸附、巖心密度測定和核磁實驗，相應分析結果見表1。根據(jù)表1實測分析數(shù)據(jù)，利用公式(5)計算致密儲層的臨界充注的物性下限，孔隙度下限平均值為2.89%，以此作為大民屯凹陷油頁巖的致密油充注的物性下限。

4　結論

1) 巖石顆粒表面吸附一層不可動的水膜(強結合水和弱結合水)，與致密儲層的喉道半徑同處納米級別。吸附水膜的存在，可以有效封堵致密儲層喉道，增加流體流動阻力。只有喉道半徑大于水膜厚度，才能成為有效的致密油充注通道。

2) 在不考慮重力的情況下，吸附水膜受力可簡化為地層壓力、分離壓力和毛管壓力3部分。根據(jù)三者之間的平衡關系，可建立不同地層壓力下水膜厚度與喉道半徑之間的關系，繼而可以求取致密油充注的喉道半徑下限。

3) 通過水膜厚度與孔隙度、束縛水飽和度等參數(shù)之間的關系，可把由臨界水膜厚度求取的喉道半徑下限值轉化為適用范圍更廣的孔隙度物性指標上。

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(編輯張玉銀)

A new method to determine porosity and permeability cutoffs of tight oil reservoirs by using thickness of adsorption water film:A case study from the Damintun Sag,Liaohe oifield

Wang Weiming1,Lu Shuangfang1,Tian Weichao1,Zhou Nengwu1,Li Jijun1,Shan Junfeng2,Hu Yingjie2,Yuan Hongqi3

[1.ResearchInstituteofUnconventionalPetroleumandRenewableEnergy,ChinaUniversityofPetroleum(EastChina),Qingdao,Shandong266580,China;2.PetroleumExplorationandDevelopmentResearchInstitute,LiaoheOilfieldCo.,Ltd,Panjin,Liaoning124000,China;3.CollegeofEarthSciences,NortheastPetroleumUniversity,Daqing,Heilongjiang163318,China]

With the advancement of exploitation technologies of tight oil,the porosity and permeability cutoffs of tight oil exploitation have been greatly reduced,and are approaching to that of tight oil accumulation.In combination with experimental analysis and theatrical computation,this paper introduced the water film theory to determine the porosity and permeability cutoffs of the Damintun Sag.The results show that tight reservoirs mainly consist of oil shale in the 4thMember of the Shahejie Formation in the Damintun Sag.Under the same geological conditions,there are water films (composed of strong bound water and weak bond water) adsorbed on the surface of tight sand particles.The minimum throat radius is equal to the thickness of water film which is so small that they can only be measured with nanometers.When the throat radius is smaller than water film thickness,the pore is filled with bound water.Only throats whose radius are larger than the film thickness can be valid oil charging pathways.Based on equilibrium of forces,relationship between water film thickness and throat radius is established,and the minimum throat radius valid for oil charging is calculated.The relationship of water film thickness with porosity,specific area and bound water saturation can be used to turn the critical value of throat radius into the critical porosity.This method not only has strong theoretical basis,but also the support of experimental data.

adsorbed water film,physical property cutoff,pore distribution,tight oil，Damintun Sag，Liaohe oilfield

2015-05-11;

2015-08-23。

王偉明(1981—)，男，博士、碩士生導師，油氣成藏。E-mail:wangweiming6686@163.com。

國家自然科學基金項目(41302103,41330313，41472105)；中國石油科技創(chuàng)新基金項目 (2014D-5006-0107)；中央高?；究蒲袠I(yè)務費專項資金資助項目(15CX05008A,14CX02224A)；黑龍江省教育廳面上項目(12531067)。

0253-9985(2016)01-0135-06

10.11743/ogg20160119

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