頁(yè)巖油巖心微納米尺度非線性滲流實(shí)驗(yàn)研究

康競(jìng)舟

(山東石油化工學(xué)院，山東 東營(yíng) 257061)

頁(yè)巖油具有典型的自生自儲(chǔ)、原地滯留聚集的特點(diǎn)，其在儲(chǔ)集空間、賦存狀態(tài)、滲流機(jī)理等方面都有別于常規(guī)氣藏[1-2]。頁(yè)巖油儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間以納米級(jí)為主，孔喉類型、分布、連通性復(fù)雜多變，毛管現(xiàn)象顯著，流體在納米級(jí)空間受到的作用力與微米級(jí)孔隙空間不同，由此導(dǎo)致流固作用力下頁(yè)巖油的滲流規(guī)律也更加復(fù)雜[3-4]。

目前，對(duì)致密儲(chǔ)層中流體滲流特征的測(cè)試方法主要有：毛管平衡法、壓差-流量法和流量-壓差法[5-8]。由于毛管平衡法只能得到啟動(dòng)壓力梯度一個(gè)點(diǎn)，而無(wú)法得到非線性滲流曲線；流量-壓差法難以實(shí)現(xiàn)低流速的穩(wěn)定控制及計(jì)量，因此，筆者利用壓差-流量法，通過(guò)改變巖心入口端壓力，計(jì)量出口端流量，繪制穩(wěn)定時(shí)不同壓力下巖心出口端流體滲流速度，從而獲得滲流曲線。針對(duì)頁(yè)巖油儲(chǔ)層滲透率低、一定壓差下巖心的滲流速度極低的問(wèn)題，筆者改進(jìn)實(shí)驗(yàn)流程，通過(guò)顯微觀察與毛管測(cè)量相結(jié)合的方式，計(jì)量流體液面在毛管內(nèi)(內(nèi)徑0.5mm)通過(guò)一定距離所需要的時(shí)間，依此計(jì)量微流速，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層流體非線性滲流的精細(xì)表征與測(cè)試。

1 實(shí)驗(yàn)方法與流程

非線性滲流測(cè)試步驟為：1)將所取的頁(yè)巖油巖心洗油、稱重，并測(cè)試巖心的長(zhǎng)度與直徑；2)將巖心進(jìn)行抽真空，并加壓充分煤油飽和；3)將巖心放入巖心夾持器，利用手動(dòng)泵增加圍壓；4)通過(guò)調(diào)節(jié)氣瓶后的精密減壓閥，控制巖心入口端的壓力，按照實(shí)驗(yàn)方案開(kāi)展?jié)B流實(shí)驗(yàn)，記錄不同壓力下穩(wěn)定后流體液面在毛細(xì)管中的移動(dòng)距離和所需時(shí)間，計(jì)算出流速；5)根據(jù)入口壓力和出口流速，繪制頁(yè)巖油巖心非線性滲流曲線，并計(jì)算特征參數(shù)。

為了防止毛細(xì)管中液體蒸發(fā)影響流量的計(jì)量精度，毛細(xì)管出口端采用液封。

實(shí)驗(yàn)巖心分別選用泥質(zhì)粉砂巖和紋層狀頁(yè)巖巖心，其物性如表1所示。

表1 巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示，微流量計(jì)示意圖如圖2所示。

圖1 實(shí)驗(yàn)流程圖

圖2 顯微觀察與毛管測(cè)量

微流量計(jì)量表示為：

(1)

式中：q為流量，cm3/h；d為毛細(xì)管內(nèi)徑，cm；l為液面在毛管中移動(dòng)距離，cm；t為時(shí)間，h。

2 結(jié)果與分析

2.1 頁(yè)巖油巖心孔隙結(jié)構(gòu)特征

利用核磁共振測(cè)試2塊煤油飽和巖心的微觀孔隙結(jié)構(gòu)分布，如圖3所示。

圖3 頁(yè)巖油巖心核磁共振T2譜分布

核磁共振技術(shù)可以對(duì)頁(yè)巖巖心進(jìn)行快速無(wú)損的測(cè)試。根據(jù)弛豫原理[9]，在均勻磁場(chǎng)下，流體的T2弛豫時(shí)間與比表面積呈負(fù)相關(guān)關(guān)系。頁(yè)巖巖心中具有小比表面積的大孔隙對(duì)應(yīng)于大的T2弛豫時(shí)間，相反，具有大比表面積的小孔隙對(duì)應(yīng)于小的T2弛豫時(shí)間，因此，T2弛豫時(shí)間譜可以用來(lái)表示不同孔隙中的流體分布，即頁(yè)巖的微觀孔隙分布。

從圖3中看出，2塊頁(yè)巖油巖心均具有“三峰”結(jié)構(gòu)，說(shuō)明具有3種孔隙類型，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜。其中，左峰的峰值較高，且對(duì)應(yīng)的核磁共振T2弛豫時(shí)間小于1ms，說(shuō)明頁(yè)巖油巖心以納米級(jí)微孔隙為主，而中峰和右峰明顯不同。泥質(zhì)粉砂巖中峰較低，與右峰連續(xù)且峰值比較接近，說(shuō)明這兩種孔隙大小雖然存在差距，但性質(zhì)比較接近；而紋層狀頁(yè)巖的中峰較高，峰值明顯高于右峰，且與中峰連續(xù)性差，說(shuō)明這兩種孔隙類型差異顯著，右峰主要為灰質(zhì)紋層，而中峰主要為泥質(zhì)中的較大孔隙。

2.2 頁(yè)巖油巖心滲流特征

利用改進(jìn)的非線性滲流實(shí)驗(yàn)流程，分別對(duì)2塊不同巖性的頁(yè)巖油儲(chǔ)層巖心進(jìn)行滲流特征物理模擬實(shí)驗(yàn)。驅(qū)替壓差與流量的關(guān)系曲線如圖4所示。

圖4 巖心非線性滲流測(cè)試曲線

從圖4中看出，不同巖性的巖心滲流特征呈現(xiàn)不同的變化趨勢(shì)：

1號(hào)巖心為泥質(zhì)粉砂巖，巖心的滲流曲線在低壓力梯度段呈現(xiàn)“下凹”型滲流特征，達(dá)到一定的驅(qū)替壓力梯度后，則呈現(xiàn)擬線性滲流特征，其滲流規(guī)律與普通低滲透砂巖巖心相似。產(chǎn)生該滲流特征主要是由巖心中不同尺度空間內(nèi)的流體邊界層引起，在低壓力梯度段，巖心中邊界層影響顯著，只有較大孔隙中的流體參與流動(dòng)；隨著壓力梯度的增大，較小孔隙中的流體參與流動(dòng)，滲流曲線呈現(xiàn)非線性滲流特征；當(dāng)主流喉道半徑中的原油參與流動(dòng)時(shí)，滲流曲線呈現(xiàn)擬線性滲流特征。

2號(hào)巖心為紋層狀頁(yè)巖，巖心的滲流曲線在低壓力梯度段呈現(xiàn)“上凸”型滲流特征，達(dá)到一定驅(qū)替壓力梯度后，則呈現(xiàn)擬線性滲流特征，其滲流規(guī)律在低壓力梯度段與普通低滲透砂巖、泥質(zhì)粉砂巖都存在差異。產(chǎn)生該滲流特征主要是由于紋層狀頁(yè)巖中存在泥質(zhì)和灰質(zhì)兩種差異較大的滲流介質(zhì)，灰質(zhì)紋層雖然比例較小，但其滲流能力強(qiáng)，對(duì)滲透率的貢獻(xiàn)大；在低壓力梯度段，主要由灰質(zhì)中的流體參與流動(dòng)，隨著壓力梯度的增大，泥灰之間產(chǎn)生一定的竄流。

分別對(duì)2塊巖心的滲流曲線進(jìn)行擬合，得到真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度和擬啟動(dòng)壓力梯度。1號(hào)巖心的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度為0.0093MPa/cm，擬啟動(dòng)壓力梯度為0.0512MPa/cm；2號(hào)巖心的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度為0.0026MPa/cm，擬啟動(dòng)壓力梯度為0.0658MPa/m。可見(jiàn)，紋層狀頁(yè)巖巖心的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度更小，且擬啟動(dòng)壓力梯度與真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度的比值也遠(yuǎn)大于泥質(zhì)粉砂巖。分析認(rèn)為，由于泥質(zhì)粉砂巖和紋層狀頁(yè)巖的孔隙結(jié)構(gòu)存在一定的差異，紋層狀頁(yè)巖中灰質(zhì)紋層的孔喉較大，動(dòng)用難度較小，因此開(kāi)始流動(dòng)時(shí)的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度較大，泥質(zhì)和灰質(zhì)兩種滲流介質(zhì)孔隙尺度和滲流能力差距顯著，致使其真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度和擬啟動(dòng)壓力梯度相差明顯。

3 結(jié)論

1)建立了頁(yè)巖油巖心非線性滲流曲線的測(cè)試方法，實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖油巖心擬啟動(dòng)壓力梯度和真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度的精確測(cè)量。

2)在低壓力梯度段，泥質(zhì)粉砂巖巖心的滲流曲線呈現(xiàn)“下凹”型滲流特征，紋層狀頁(yè)巖巖心的滲流曲線則呈現(xiàn)“上凸”型滲流特征，但達(dá)到一定的壓力梯度后，滲流曲線都呈現(xiàn)擬線性滲流特征。

3)紋層狀頁(yè)巖巖心的真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度小于泥質(zhì)粉砂巖，而擬啟動(dòng)壓力梯度與真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度的比值卻遠(yuǎn)大于泥質(zhì)粉砂巖。