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1、低渗透砂岩储层微观孔隙结构与流体微观渗流机理,西安石油大学石油工程学院 高 辉 2016.4,1、非常规致密油的概念 2、低渗透砂岩的微纳米级孔喉缝类型 3、低渗透砂岩的微纳米级孔喉缝系统表征方法 4、存在问题与发展趋势 5、低渗透砂岩的渗流机理研究方法 6、低渗透砂岩的流体微观渗流特征 7、低渗透砂岩水驱过程中的微观参数变化 8、存在问题与发展趋势,报告内容,我国常规资源数量有限，只占总资源的20%，且常规油气资源面临产量递减，开发难度增大，开发成本高等诸多挑战。,伴随北美威利斯顿盆地Bakken致密油，德克萨斯南部Eagle Ford致密油，德克萨斯州中北部Fort Worth盆地Barn
2、ett致密油的成功勘探开发，致密油已成为继北美页岩气之后又一战略性突破领域。过去10多年中，美国油气产量中致密油所占比例逐年剧增，改变了连续24年石油产量下滑的趋势。 我国致密油分布广泛，在鄂尔多斯盆地三叠系、准噶尔盆地二叠系、松辽盆地白垩系、渤海湾盆地古近系等层系均不同程度发现，具备规模勘探的资源基础和广阔的勘探前景。根据评价，我国包括致密砂岩和致密灰岩在内的低渗透石油有利勘探面积达18104km2，地质资源量在7480108t，可采资源量在1314108t。,陕北新安边致密油地质储量1亿吨。,1、非常规致密油的概念,（1）致密油是英文“tight oil”的中文译名，其作为一般性的描述词在
3、20世纪40年代就出现在AAPG Bulletin杂志中，用于描述含油的致密砂岩，与“tight gas”几乎同时出现。 （2）2005年，美国能源信息署（EIA）将致密油定义为页岩中采出的石油。并在“年度能源展望2012”报告中对致密油的定义是“利用水平钻井和多段水力压裂技术从页岩或其他低渗透性储层中开采出的石油。 （3）加拿大自然资源理事会（NRC）指出，轻质致密油（Light tight oil）是在渗透率很低的沉积岩储层中发现的石油，石油从岩石流向井筒过程中受到非常致密的细粒岩石阻碍，需要借助包括水平井钻井和水力压裂的增产技术。,（4）Clarkson等将轻质致密油分为3类：页岩油（S
4、hale oil）源岩内部的碳酸盐岩或碎屑岩夹层中，基质渗透率一般在0.0010.0110-3m2之间，与页岩气相对应，源岩就是储集层，国内学者一般将其称为页岩油；致密油（Tight oil）紧邻源岩的致密层中，与生油岩层系共生，油气经过短距离运移，储集层岩性主要包括致密砂岩、致密灰岩等，覆压基质渗透率在0.010.110-3m2之间，孔隙度小于10%，与致密气相对应，源岩不作储集层，岩性为碳酸盐岩或碎屑岩，这也是国内学者所说的致密油（Tight oil）；环边油（Halo oil）为基质渗透率高（大于0.110-3m2），环带状分布于常规储层外围，与常规储层之间没有明显界限，存在大孔缝优先渗
5、透通道（产层），岩性为碳酸盐岩或碎屑岩。,（5）在我国，贾承造等认为致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集。邹才能等认为致密油是指与生油岩层系共生、在各类致密储集层聚集的石油，油气经过短距离运移，储集层岩性主要包括致密砂岩和致密灰岩，覆压基质渗透率小于或等于0.110-3m2（储层地面空气渗透率小于110-3m2）；杜金虎等认为致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密碎屑岩或者碳酸盐岩储层中，未经大规模长距离运移而形成的石油聚集，一般无自然产能，需通过大规模压裂技术才能形成工业产能。杨华等考虑到鄂尔多斯盆
6、地石油勘探开发实际，将储集层地面空气渗透率小于110-3m2（覆压基质渗透率小于0.110-3m2）称为非常规油气，其中渗透率为0.3110-3m2的为超低渗透油藏，将地面空气渗透率小于0.310-3m2，赋存于油页岩及其互层共生的致密砂岩储层中，石油未经过大规模长距离运移的石油称为致密油，包括砂岩致密油和页岩油2大类。,虽然不同学者和机构对致密油的定义差别较大，但对致密油的内涵却形成了共识，主要指由源岩排出，经过短距离运移，再与源岩紧邻或者在源岩层系内的致密砂岩或碳酸盐岩中聚集，单井无自然产能，需要借助包括水平井和水力压裂在内的增产技术进行开发的原油。,2、低渗透砂岩的微纳米级孔喉缝类型,主
7、要储集空间为残余粒间孔、溶蚀孔、纳米孔和晶间孔。,孔喉缝系统复杂。,邹才能研究认为页岩气储层孔喉直径介于5200nm，致密气储层孔喉直径介于40700nm，砂岩致密油储层孔喉直径介于50900nm，致密灰岩油储层孔喉直径介于40500nm； 杨华认为鄂尔多斯盆地延长组致密油储层中值孔喉直径介于20300nm，主要分布于50200nm，最大孔喉直径介于3002000nm，主要分布于5001000nm，且不同地区孔喉直径差异较大。,孔喉尺度范围宽，组成的网络系统复杂、非均质性强。,(1)分析测试技术不断提高,铸体薄片 扫描电镜 环境电镜扫描 场发射扫描电子显微镜（FE-SEM） 高压压汞 恒速压汞
8、 核磁共振 Micro-CT 气体吸附法 聚焦离子束显微镜（FIB-SEM） Nano-CT,(2)描述理论方法逐步改进和完善,孔喉网络模型构建 分形理论,3、低渗透砂岩的微纳米级孔喉缝系统表征方法,形状刻画,参数定量获取,铸体薄片,分辨率低，纳米级孔隙无法识别。,扫描电镜,环境电镜扫描,样品不用抽真空，无需干燥处理，可在有液体条件下测量，可观察流体赋存状态。,样品需要抽真空和干燥处理。,场发射扫描电子显微镜（FE-SEM）,分辨率高，是识别纳米级孔隙的有效手段。,高压压汞,恒速压汞,优点：区分孔隙和喉道，得到孔喉比参数。 缺点：最大进汞压力小。,无法区分孔隙与喉道，进口压汞仪的最高压力可达4
9、00MPa。,核磁共振,离心力大小和离心时间确定非常重要。 主要得到可动流体参数。 T2值转化成孔喉半径。 还可用于动态驱替。,气体吸附,吸附不同气体识别精度不同，CO2可识别小于2nm的孔隙，N2识别2-50nm的孔隙。,可测定岩石比表面积、孔径大小，但难以测定封闭微孔，且对比表面积较小的致密岩石测定误差较大。,在恒温下，将作为吸附质的气体分压从0.01Mpa逐步升高到1.01Mpa，测出多孔试样对其相应的吸附量，由吸附量对分压作图，可得到多孔体的吸附等温线；将气体分压从1.01Mpa逐步降至0.01Mpa，测定相应的脱附量，由脱附量对分压作图，则可得到对应的脱附等温线。孔隙体积由气体吸附质
10、的吸附量计算。 根据毛细管凝聚原理，孔的尺寸越小，气体凝聚所需的分压就越小。在不同分压下吸附的吸附质的液态体积对应于相应尺寸孔隙的体积，故可由孔隙体积的分布来测定孔径分布。一般而言，常用脱附等温线计算孔径分布。,CT扫描,针对不同尺寸样品进行微米-纳米CT分析，获取纳米、微米与毫米级多尺度孔喉缝特征，精确定位不同孔喉缝在样品中的位置，可有效避免传统间接方法的结果仅反映孔喉结构整体信息，无法直观反映储层内部微观孔喉缝分布非均质性的缺陷，但识别精度较差。识别精度50nm。,聚焦离子束显微镜（FIB-SEM）,利用离子束在亚微观尺度对岩石不断剥蚀扫描获取一系列高分辨率二维图像，最终将若干二维图像进行
11、数值重构，获取岩石微观结构的几何特征，如孔喉缝分布及其特殊形状。但聚焦离子束技术剥蚀岩石区域较小，并且花费时间较长、成本较高、观测范围小、适用范围窄。,孔喉网络模型,虽然孔喉分布在三维空间，但又不完全充满三维空间，其孔喉匹配关系极其复杂。,基于现有孔喉测试结果，通过数学模型构建来得到孔喉分布的网络模型。,分形理论,岩石的孔隙空间具有良好的分形特征，孔隙结构的分形维数可以定量描述孔隙结构的复杂程度和非均质性。单分形维数计算的基础数据来源于化验分析，如压汞、气体吸附等。,存在的主要问题： （1）现有研究主要集中于孔隙或孔隙网络系统，对喉道、微裂缝的研究较少。 （2）事实上，常规和非常规储层的孔隙结
12、构是孔隙、喉道、微裂缝共同组成的网络空间，如果只是对孔隙或孔喉进行分析，有其不可忽视的局限性。 （3）无论对于油气成藏还是油气田开发，喉道、微裂缝是沟通孔隙的渗流通道，油气的富集程度和开发效果主要取决于喉道，即孔隙的有效性受制于喉道和微裂缝。,4、存在问题与发展趋势,发展趋势： （1）孔喉缝系统研究将更加注重多种测试方法相互结合，多学科理论相互融合，模型更加精确、逼真，从定性分析、到半定量、再到定量评价。 （2）孔喉缝系统复杂多变，室内实验手段的优点和局限性同时存在，而理论模型又难以完全刻画复杂的孔喉缝系统，如何将室内研究上升到模型高度将是主要的发展方向。 （3）将多方法、多手段、多学科、多领
13、域相互结合，定量表征孔喉缝系统的有效性，最终构建表征模型，同时注重室内实验与理论模型、静态与动态相结合，相互验证、相互补充、不断完善。,5、低渗透砂岩的渗流机理研究方法,启动压力测试 长岩心驱替 真实砂岩微观驱替 高压核磁共振驱替 CT扫描驱替,最常用的研究方法，以水驱油效率和相对渗透率反应驱替机理。,定量评价驱替过程中孔喉动用效果与剩余油分布。,可视化观察驱替过程油水运动规律、剩余油赋存状态。放大倍数小。,三维空间显示油水分布，结果直观，可以定了化。,评价驱替过程中的启动压力变化。,非达西渗流曲线示意图,（1）从全直径岩心上钻取直径为2.5cm规格的标准岩心，洗油后烘干； （2）气测岩心渗透
14、率、煤油测孔隙度； （3）用经0.2m滤膜精细过滤的脱色煤油作为渗流介质，对每块岩心均进行6个极低速度（0.030ml/min、0.025ml/min、0.020ml/min、0.015ml/min、0.010ml/min和0.005ml/min）下的单相流动驱替实验，记录下不同驱替速度下的稳定压力，用于测量拟启动压力梯度； （4）停泵自然卸压至压力不再下降为止，对应于流量降低为零，此时岩心入口与出口之间的压力梯度即为真时启动压力梯度； （5）每块岩心模拟启动压力梯度和真实启动压力梯度实验测量的全过程，在一间恒温（23左右）的小房间内进行。驱替泵使用的是先进的美国生产ISCO高精度柱塞泵，最低
15、泵速可达到0.00001ml/min，可在极低泵速进行驱替实验，能够保证实验记录的流量精度。启动压力梯度测量使用高精度压力表，能够保证实验记录的压力精度。,启动压力测试,长岩心水驱油,（1）从全直径岩心上钻取直径为2.5cm规格的标准岩心，洗油后烘干； （2）测孔隙度和渗透率； （3）抽真空饱和地层水； （4）用油相驱替水相，建立岩心的束缚水状态，岩心放置6天进行润湿性恢复； （5）水驱油实验，测定油水两相相对渗透率曲线和水驱油效率，驱替装置为美国岩心公司FDS210流体系统。,微观模型实验系统包括显微观察系统、加压系统、图像采集系统、抽真空系统四个部分。,实验采用单一模型和组合模型分别进行水
16、驱油实验。单一模型模拟油藏条件下的孔喉微观非均质性。组合模型模拟油藏的宏观非均质性、平面非均质性。组合模型将不同沉积相带，不同层位，同一沉积微相带不同位置，同一小层不同韵律部位的砂岩组合起来，模拟油田注水开发过程。研究储层注水开发的油水运动规律及驱油效率的主控因素。,真实砂岩微观驱替,高压核磁共振驱替,核磁共振设备,恒温箱,氟油,热缩管,岩心夹持器,岩心夹持器水平固定在CT断层扫描仪的扫描腔中，岩心夹持器水平位移由计算机控制，精度为0.001cm，纵向位移处于锁定状态。CT扫描是沿着岩心的经向，从注入端向出入端，每次共扫描11个点，平均每0.55cm 扫描一个点。CT扫描的截面厚度为0.5cm，由此，11个CT扫描几乎将岩心的所有长度都包括在内。研究标明：两相的CT值相差越大，测得的孔隙度及含水饱和度越精确。所以，在本试验中，使用聧烷(炭十)为油相，8.0wt% KBr（溴化钾）为水相。油水两相的CT值相差846，气水两相的CT值相差近1565。进行注水实验时，注入压力由压力传感器进行检
