致密砂岩储层孔隙度渗透率随净上覆压力变化规律研究

战 沙，戚林河，张园春，李连霞，赵振兴

(1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018;2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018;3.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西 西安 710018)

近年来，随着我国常规油气勘探难度不断增大，致密油的勘探开发越来越引起广泛关注，并在鄂尔多斯盆地取得了重大发现。在致密油藏开采过程中，储层内部流体压力不断变化，引起储层物性参数变化。只有正确认识致密砂岩储层地层孔隙度、渗透率随净上覆压力变化规律，才能更好地指导致密油藏勘探开发与措施调整。国内外学者对净上覆压力下地层孔隙度、渗透率及岩石孔隙体积压缩系数变化规律等进行了大量的研究。但对于地面空气渗透率0.3×10－3μm2以下的致密砂岩储层孔隙度、渗透率随净上覆压力变化规律研究还比较少。因此，本文在前人研究的基础上，基于长庆油田陇东地区长7致密砂岩储层岩心，开展了不同净上覆压力下地层孔隙度、渗透率变化规律研究，并在此基础上建立致密砂岩储层孔隙度、渗透率的计算模型。

1 实验方法及样品数据处理

1.1 实验方法

本次研究的实验仪器主要包括从美国Core Laboratory公司引进的氦气孔隙度仪、手动高压泵、岩心夹持器、氦气瓶。实验数据来源于西南石油学院油气藏地质及开发工程国家重点实验室。实验共选取长庆油田陇东地区24口取心井长7致密砂岩储层60块岩心样品进行地层孔隙度、渗透率应力敏感实验。

实验方法为围压模拟地层岩样所承受上覆岩石压力，用内压模拟油藏流体压力。在测定时，上覆压力为50 MPa，温度60℃，孔隙压力起始点为40 MPa，最低点为10 MPa，孔隙压力间隔为5 MPa，共设了7个测试点，降孔压过程中经过设置的测试点时，测量岩心样品的孔隙度、渗透率。本次实验60块岩心样品地面孔隙度为7.6% ～11.01%，渗透率为 (0.012～0.068) ×10－3μm2，属于典型的致密砂岩储层，岩性主要以细砂岩和极细砂岩为主。

1.2 样品数据处理

对60块样品实验测试数据进行净上覆压力及地层孔隙度计算。

1.2.1 净上覆压力计算

净上覆压力是指上覆地层压力与孔隙流体压力差值［1］，其计算公式为:

式中:pef为净上覆压力，MPa;pf为孔隙流体压力，MPa;ps为上覆地层压力，MPa。

1.2.2 地层孔隙度计算

由于实验采用的是净水压力加载，所测的孔隙度为三轴孔隙度，它比实际油藏多一个轴向加载力。因而需将三轴孔隙度(测量孔隙度)转化为单轴孔隙度(地层孔隙度)［2］。而渗透率的测量，计算的是流量与轴向压差之比，因而轴向加载力对渗透率的测量不构成实质性的影响，可不必再进行校正［3］。地层孔隙度计算公式为:

式中:f为地层孔隙度，%;s为地面孔隙度，%;3为三轴孔隙度，%;r为转换因子，一般取 0.61［4］。

2 实验测试结果及分析

2.1 净上覆压力下孔隙度变化规律分析

对60块致密砂岩样品实验测试数据按照地面孔隙度由低到高进行分类，并从中选出一组具有代表性的数据，建立地层孔隙度与净上覆压力的关系图(图1)。

图1 地层孔隙度与净上覆压力变化关系

由图1可见，随着净上覆压力的增大，样品孔隙度逐渐减小，孔隙度降低趋势前期比后期明显，净上覆压力越小孔隙度变化越明显，但总的来说孔隙度降幅并不大。在净上覆压力增大的过程中，岩石发生了变形，但孔隙体积的缩小量与净上覆压力的增加量并不成正比关系，总体表现为随净上覆压力的增大，岩样平均孔隙体积降低值都有所下降。岩石变形更多属于弹塑性变形，而非线弹性变形。

2.2 净上覆压力下渗透率变化规律分析

利用筛选出的9块致密砂岩样品，采用与研究孔隙度相同的方法，建立地层渗透率与净上覆压力的关系图(图2)。

图2 地层渗透率与净上覆压力变化关系

由图2可见，样品渗透率随净上覆压力的增大而减小，在净上覆压力增大的初期，渗透率与净上覆压力关系曲线的斜率相当大，表明初期渗透率的下降幅度很大，而到后期，关系曲线的斜率变小，渗透率的下降幅度变小，趋向平缓。在净上覆压力增大初期，岩心最先受到压缩而变形的是喉道和较大孔隙，引起储层渗透率的显著降低，渗透率损失较大;在净上覆压力增大后期，岩心压缩到一定程度之后，剩下的多为不易闭合的喉道，小孔隙受压缩变形也很小，所以渗透率损失幅度锐减。

2.3 净上覆压力下孔隙度变化程度研究

为了研究地层孔隙度随净上覆压力变化程度，选取图1中的1号、7号、5号和4号致密砂岩样品根据公式(3)计算不同净上覆压力下孔隙度应力损害率，并建立孔隙度损害率与净上覆压力的关系图(图3)。其中1号样品地面孔隙度7.9%;7号样品地面孔隙度为8.66%;5号样品地面孔隙度为9.08%;4号样品地面孔隙度为9.88%。当净上覆压力为40 MPa时，1号样品孔隙度应力损害率为1.673%;7号样品孔隙度应力损害率为1.073%;5号孔隙度应力损害率为0.874%;4号孔隙度应力损害率为0.771%。

孔隙度应力损害率:

式中: 为不同有效应力下的孔隙度;0为第一个有效应力点所对应的储层孔隙度;D为某个有效应力点所对应的储层孔隙度的损害率值。

D值越大，表明孔隙度的应力损害越严重。

由此可以看出，4块样品孔隙度应力损害率都较小，在0.771%～1.673%之间。这与前面所得出的孔隙度随净上覆压力增大变化幅度不明显的结论是一致的。孔隙度的大小主要取决于岩石孔隙体积［5］，在净上覆压力作用下，孔隙周围的岩石颗粒受到上覆压力作用，岩石颗粒之间的胶结物会变的更为稳定，抗挤压能力增强，岩石的变形量较小，孔隙体积大小基本保持不变。因此，净上覆压力作用下，孔隙度应力损害率较小。

2.4 净上覆压力下渗透率变化程度研究

采用研究孔隙度应力损害率相同方法，选取图2中的1号、7号、8号和4号致密砂岩样品根据公式 (4)计算不同净上覆压力下渗透率应力损害率，并建立渗透率损害率与净上覆压力的关系图(图3)。其中1号样品地面空气渗透率为0.012 3×10－3μm2;7号样品地面空气渗透率为0.012 7×10－3μm2;2号样品地面空气渗透率为0.018 1×10－3μm2;8号样品地面空气渗透率为0.028 8×10－3μm2。当净上覆压力为40 MPa时，1号样品渗透率应力损害率为75.357%;7号样品渗透率应力损害率为65.773%;2号样品渗透率应力损害率为59.350%;8号样品渗透率应力损害率为44.869%。

渗透率应力损害率:

式中:k为不同有效应力下的渗透率;k0为第一个有效应力点所对应的储层渗透率;Dk为某个有效应力点所对应的储层渗透率的损害率值。

Dk值越大，表明渗透率的应力损害程度越严重。

图3 孔隙度渗透率应力损害率与净上覆压力变化关系

由此可以看出，4块样品渗透率应力损害率都很大，在44.869% ～75.357%之间，损害程度很强。渗透率随净上覆压力的增大而明显减小，渗透率越小的储层，应力敏感性越强，渗透率受到的伤害也越严重。渗透率的变化主要与岩石的孔隙结构和岩石骨架特征有关［6］。对于致密岩心，小孔道占多数，大孔道相对较少。也就是说，影响岩心渗透率的平均喉道半径较小。在净上覆压力的作用下，喉道半径急剧减小，甚至完全闭合，使得岩心的渗透率下降幅度较大，所以有效应力对致密岩心渗透率的影响比较明显。

3 孔隙度渗透率建模

根据实验测试结果，所测样品地层孔隙度与净上覆压力关系按一元二次方程拟合精度最高，相关系数大多在0.9以上，乘幂、对数关系次之，指数、线性关系差。当截距设为地面孔隙度时(围压7.03 kg/cm2，内压3.51 kg/cm2)，地层孔隙度表达式为:

式中:f为地层孔隙度，%;pef为净上覆压力，MPa;0为地面孔隙度;a，b为回归系数。

将方程中的系数a与系数b进行线性拟合，建立了系数b的计算模型，相关系数为0.97，计算模型如公式(6)所示;方程中系数a与地面孔隙度0进行线性拟合，建立了系数a的计算模型，相关系数为0.84，如图4所示。

方程式系数b计算模型:

方程式系数a计算模型:

图4 方程系数a与b关系图及方程系数a与地面孔隙度关系

利用公式(6)、(7)将公式(5)中a，b代换，得到地层孔隙度与净上覆压力的统计规律，如公式(8)所示。

将所测样品的地层渗透率与净上覆压力关系按一元二次方程拟合，相关性同样较好，相关系数亦基本在0.9以上，具有极好的统计意义，其表达式为:

式中:Kf为地层渗透率，%;pef为净上覆压力，MPa;A，B，C 为回归系数。

将方程中的系数A，B，C分别与地面空气渗透率(围压7．03 kg/cm2，内压 3．51 kg/cm2)进行线性拟合，建立了系数A，B，C计算模型，相关系数分别为0.93，0.95，0.96，如图 5、图 6 所示。

方程式系数A计算模型:

方程式系数B计算模型:

方程式系数C计算模型:

图5 方程系数A、B与地面渗透率关系

图6 方程系数C与地面渗透率关系

利用公式(10)、(11)、(12)将公式(9)中 A，B，C代换，得到地层渗透率与净上覆压力的统计规律，如公式(13)所示。

利用上述建立的地层孔隙度、渗透率计算模型，可以弥补岩心样品有限，分析费用昂贵、费时等局限性，从而能对油藏的物性参数进行合理估算，为油藏的开发设计提供依据。同时，从公式(5)和(9)可以看出，当净上覆压力较小时，较小的压力变化就能引起地层孔隙度和渗透率的急剧变化;而当净上覆压力逐渐增大时，各参数的变化率趋于平缓。这与地层孔隙度及渗透率随净上覆压力的变化规律相吻合。

4 结论

(1)随着净上覆压力增大，地层孔隙度逐渐减小。升压初期，地层孔隙度变化较大;升压后期，由于岩石的可压缩性减小，孔隙度变化减小。

(2)随着净上覆压力增大，地层渗透率逐渐减小。升压初期，地层渗透率下降幅度很大;升压后期，地层渗透率下降幅度趋于平缓。

(3)随着净上覆压力增大，地层孔隙度应力损害率较小，地层渗透率应力损害率较大。这一结论与地层孔隙度、渗透率随净上覆压力增大变化规律相吻合。

(4)一元二次方程能较好地描述地层孔隙度、渗透率随净上覆压力的变化关系。建立的地层孔隙度、渗透率计算模型能弥补室内实验的有限性和局限性，为油田勘探开发提供依据。

［1］ 袁兴柏，易敏，陈丽萍.油藏条件下岩石孔隙度与压缩系数的测试计算方法.西南石油学院学报(自然科学版)，1994，16(1):28－34.

［2］ 中国石油天然气集团公司.SY/T6385－1999覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法［S］．北京:石油工业出版社，1999.

［3］ 吴凡，孙黎娟，何江.孔隙度、渗透率与净覆压的规律研究和应用［J］．西南石油学院学报(自然科学版)，1999，21(4):23－25.

［4］ 沈平平.油层物理实验技术［M］．北京:石油工业出版社，1995:172－177.

［5］ 何秋轩，阮敏，王志伟.低渗透油藏注水开发的生产特征及影响因素.油气地质与采收率，2002，9(2):6－9.

［6］ 秦积舜.变围压条件下低渗砂岩储层渗透率变化规律研究.西安石油学院学报(自然科学版)，2002，17(4):28－31.