吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层流动孔喉下限

唐红娇，梁宝兴，刘伟洲，刘欢，时凤，兰尚涛，王启祥

（1.中国石油 新疆油田分公司 实验检测研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.新疆页岩油勘探开发实验室，新疆 克拉玛依 834000）

储集层流动孔喉下限是指孔喉半径低于该下限的孔隙空间对渗透率无贡献，赋存在低于该下限孔隙空间的流体也不参与流动[1]。储集层流动孔喉下限的研究是认识储集层的基础，明确储集层流动孔喉下限对研究油气藏分布和计算储量具有一定意义。

常规储集层流动孔喉下限的确定主要有J函数法[2]和束缚水膜法[3]。J函数法基于压汞实验数据，而传统恒压压汞法测定毛细管压力时，最大进汞压力低，通常为20 MPa，对于以纳米级储集空间为主的页岩储集层液态汞进汞饱和度低[4-6]，难以表征其真实孔隙结构；束缚水膜法通过水锁实验确定束缚水膜厚度，认为大于束缚水膜厚度的孔隙为油气的有效储集空间，该方法可有效评价常规经水动力学作用运移成藏的低渗透储集层流动孔喉下限，而对于源内成藏、源储共生、以亲油润湿为主的页岩油具有一定的局限性。此外，前人研究均从储集层物性出发，较少考虑流体的影响，而对于纳米级孔喉发育的页岩储集层来说，原油分子直径与纳米孔喉直径为同一数量级，有必要考虑原油分子大小的影响，综合分析确定页岩储集层流动孔喉下限。

本文通过开展核磁共振实验、流动实验、高压压汞实验等，结合架桥理论[7]和边界层理论[8]，建立了页岩储集层流动孔喉下限的确定方法，并在此基础上对吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层流动孔喉下限进行了相关研究和探讨，为页岩油可采储量计算及合理开发方式的制定提供参考。

1 地质概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东部，顶面构造整体上为东高西低的单斜。受陆源碎屑注入、火山活动和内源碳酸盐岩的影响，二叠系芦草沟组具有以白云质岩类为主、岩石组分复杂、结构多变等特点[9]。甜点体具有粉砂层薄、石英和长石含量高、碳酸盐矿物含量高、黏土矿物含量低的特点。储集层以碳酸盐岩类和陆源碎屑岩类为主，部分层段含少量的火山碎屑岩类和正混积岩类[10]。覆压条件下物性分析资料显示，吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组储集层平均孔隙度为7.7%，平均渗透率为0.13 mD，为页岩储集层。储集层喉道偏细、孔喉比大，孔喉半径主要为40～300 nm，半径小于500 nm 的孔喉约占90%，储集层可动用程度低。芦草沟组原油密度为0.86～0.92 g/cm3，非烃和沥青质含量较高，以轻质油和中质油为主[11-12]。

2 流动孔喉下限确定

采用核磁共振-离心-高压压汞法、流动实验-高压压汞法及理论计算法3 种方法，理论分析与实验研究相结合、宏观实验与微观实验相结合确定吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层流动孔喉下限。

2.1 核磁共振-离心-高压压汞法

核磁共振主要测量氢核的磁化强度及去掉外磁场后的弛豫过程，信号的强度主要与岩石孔隙中氢核的数量有关，因此可以反映岩石的孔隙度[13-14]。横向弛豫时间与孔隙体积关系为[15-16]

将岩心样品洗油后饱和地层水，进行核磁共振测量，可获得样品有效孔隙体积；对测量后岩心样品进行气驱-离心处理，压力梯度为0.70 MPa/cm，再次进行核磁共振测量，可获得样品束缚水体积，通过计算即可确定岩心样品可动流体饱和度。结合压汞曲线，利用流体饱和度、毛细管压力和毛细管半径的关系，确定可动流体饱和度对应的孔喉大小，进而确定储集层流动孔喉下限。

传统恒压压汞法测定毛细管压力时，最大进汞压力为20 MPa，液态汞所能进入的最小孔喉半径为36 nm，而对于以纳米级孔喉为主的页岩储集层，注入压力为20 MPa 时，进汞饱和度仅为25%，无法表征真实孔喉结构。本文采用高压压汞法测得毛细管压力，最高进汞压力为160 MPa，可进汞最小孔喉半径为5 nm，进汞饱和度可达85%，可见高压条件下得到的毛细管压力曲线能够较真实地反映油藏实际状况。

采用核磁共振-离心-高压压汞法测量吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层岩心样品69 块，核磁共振T2谱及孔隙度见图1，计算得出各类岩性样品的可动流体饱和度见表1。

图1 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层岩心样品核磁共振T2谱（a）及孔隙度（b）Fig.1.(a)NMR T2 spectrum and(b)porosity of core samples from the shale reservoirs of the Lucaogou formation in Jimsar sag

表1 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层岩心样品物性参数Table 1.Physical properties of core samples from the shale reservoirs of the Lucaogou formation in Jimsar sag

粉砂岩类储集层可动流体饱和度为9%～42%，平均为24%；泥岩类储集层可动流体饱和度为8%～39%，平均为23%。总体来看，吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油可动流体饱和度普遍较低，平均可动流体饱和度为24%，流体流动能力差。

单个样品的毛细管压力曲线受渗透率、孔隙度等因素的影响，仅能代表油藏内某一点的性质。将多块样品的毛细管压力曲线进行无因次处理，可得到油藏的平均J函数曲线，进而获得可代表整个油藏特征的毛细管压力曲线（图2）。

图2 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层毛细管压力曲线Fig.2.Capillary pressure curve of the shale reservoirs of the Lucaogou formation in Jimsar sag

通过核磁共振-离心-高压压汞法获得的可动流体饱和度为24%时，毛细管压力为13 MPa，对应孔喉半径约60 nm，即气驱条件下流动孔喉下限。因此，气驱开采时，最多可动用半径大于60 nm 的孔喉中的原油，而不能动用半径小于60 nm的孔喉中的原油。

2.2 流动实验-高压压汞法

利用岩心驱替装置，模拟地层压力条件，对岩心样品进行衰竭式开采实验，弹性采收率即可表征实验条件下岩心可动流体饱和度，可动流体饱和度所对应的孔喉半径即为油藏开发的流动孔喉下限。页岩储集层目前多为衰竭式开采，因此，该方法可表征无能量供应、仅靠储集层弹性能量释放条件下页岩油藏的流动孔喉下限。

设定初始压力梯度为4.00 MPa/cm，在初始压差30 MPa 下，进行衰竭式开采实验，弹性采出程度低于14%（图3），即可动流体饱和度低于14%。根据毛细管压力曲线，当流体饱和度为14%时，对应孔喉半径约为100 nm，即采用衰竭式开采时，通过弹性能量释放，最多可动用半径大于100 nm的孔喉中的原油。

图3 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层岩心样品原油弹性采出程度Fig.3.Recovery percent of reserves of core samples from the shale reservoirs of the Lucaogou formation in Jimsar sag

2.3 理论计算法

架桥理论指出，流体在孔喉中的流动状态与流体分子大小存在一定关系：当流体分子半径大于平均孔喉半径的1/3时，流体分子无法进入孔喉，在孔喉外部架桥形成孔外堵塞段；当流体分子半径为平均孔喉半径的1/10～1/3 时，流体分子可以进入孔喉内部，但不能自由流动，通过架桥等作用形成孔内堵塞段；当流体分子半径小于平均孔喉半径的1/10时，流体分子可以在孔喉内自由流动。

另一方面，致密储集层渗透率较低，孔喉半径与原油分子半径处于同一数量级，岩石与原油分子间作用力的影响较强，流体流动的阻力除黏滞力外还有固液界面的分子间作用力，使得边界层效应不可忽略，边界层的存在进一步减小流体的流动空间[17-18]。因此，孔喉中流体的流动既要遵循架桥理论，又要克服边界层厚度，最小可动流体孔喉半径为

结合边界层流动实验计算获得的最小可动流体孔喉半径即为油藏开发的理论流动孔喉下限。在不改变原油分子结构的前提下，半径小于该流动孔喉下限的孔喉无法实现原油开采。

利用B-L 法[19-21]计算得到吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层原油的结构参数，利用Chenoffice 软件模拟构建分子结构获得吉木萨尔凹陷页岩油原油分子直径为1～4 nm[22]。实验采用吉木萨尔凹陷芦草沟组的岩心，以煤油作为介质，用氮气驱替，计量不同压力梯度下的采油量，计算边界层厚度。从表2可以看出，在0.10～0.57 MPa/cm 压力梯度范围内，边界层厚度为15～26 nm。由于油藏压力梯度一般低于0.50 MPa/cm，因此油藏开采过程中边界层厚度应当小于30 nm。

表2 吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩储集层不同压力梯度下的边界层厚度随孔喉半径变化Table 2.Thickness of boundary layer and pore throat radius under different pressure gradients in the shale reservoirs of the Lucaogou formation in Jimsar sag

依据架桥理论及边界层理论，在油藏开发过程中，原油要能够自由流动且要克服边界层的影响才能被驱替出来。因此，按照页岩油分子半径为2 nm，边界层厚度为30 nm 计算，理论最小可动半径为50 nm。即在不改变原油分子结构的前提下，半径小于50 nm的孔喉中的原油无法实现开采。

3 孔喉半径动用情况预测

以吉174 井为例，二叠系芦草沟组页岩储集层以纳米级孔喉为主，其中半径小于50 nm 的孔喉占比约50%，微米级孔喉占比约5%（图4）。在理论开采流动孔喉下限为50 nm 的前提下，页岩储集层可动流体主要贡献体系为半径小于500 nm 的孔喉，半径大于500 nm 的孔喉虽然易动用，但该类孔喉占比小，可动流体贡献不足10%。

图4 吉174井孔喉半径分布Fig.4.Distribution of pore throat radius in Well Ji174

4 结论

（1）核磁共振-离心-高压压汞法、流动实验-高压压汞法及理论计算法均适合页岩储集层流动孔喉下限的界定，理论计算法充分考虑了孔喉半径与边界层厚度以及原油分子大小关系的影响，为页岩储集层等致密储集层流动孔喉下限的界定提供参考。

（2）吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层在气驱条件下、衰竭式开采和不改变原油分子结构的前提下，流动孔喉下限分别为60 nm、100 nm和50 nm。

（3）吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组页岩储集层可动流体主要由半径小于500 nm 的孔喉贡献，半径大于500 nm的孔喉可动流体贡献不足10%。

符号注释

D——扩散系数，μm2/ms；

G——磁场梯度，10-4T/cm；

hb——边界层厚度，nm；

J——J函数；

rc——最小可动流体孔喉半径，nm；

ro——原油分子半径，nm；

S——孔隙表面积，cm2；

T2——横向弛豫时间，ms；

T2B——体积弛豫时间，ms；

TE——回波间隔，ms；

V——孔隙体积，cm3；

γ——旋磁比，rad/（s·T）；

ρ——岩石横向表面弛豫强度，μm/ms。