鄂尔多斯盆地三叠系超低渗流流体启动压力梯度研究

鄂尔多斯盆地三叠系超低渗流流体启动压力梯度研究

中国科学家普遍认为，极性液体或原油受到岩石表面地壳分子效应的影响，并形成边界层。尤其在超低渗岩石(渗透率≤10-3μm2)中,由于孔隙开度小(≤1μm),比表面大,会导致边界层对渗流的影响较大,只有附加一个压力梯度,才能破坏边界层开始流动。这个附加的压力梯度通常被称为启动压力梯度,它是由单相饱和渗流流体(盐水或地层水)与地层岩石孔隙壁面的作用力所导致的。国外学者普遍认为,非饱和渗流和单相非牛顿流体在多孔介质中渗流时才存在启动压力梯度;单相牛顿流体(盐水、地层水)在致密岩石(渗透率≤10-6μm2)中的渗流并不存在启动压力梯度。笔者用鄂尔多斯盆地三叠系超低渗露头全直径岩心,研究了超低渗单相标准盐水、煤油和原油在超低渗岩心中渗流的启动压力特征。1非稳态法启动压力梯度测试(1)实验原理室内一般采用稳态法测定超低渗饱和渗流曲线,但是由于岩心横断面面积相对较小,在地层压力梯度条件下很难精确测量岩心出口端流量。即便是采用全直径岩心,也需要一周左右的时间才能完成渗流曲线的测试。但是在低压力梯度条件下(≤0.005MPa/m),全直径岩心的流量也相对较小(≤0.05μL/min),液体的蒸发和挥发以及实验的系统误差都可以导致渗流曲线出现启动压力梯度现象。当岩心渗流达到稳态后(岩心两端压差在1.38kPa以内,流量波动范围小于1%),关闭岩心出口端阀门,同时保持岩心入口端恒压。在压差条件下,岩心出口端将有流体流入下游端死体积(管线死体积6.4~6.5mL),由于出口端死体积部分阀门关闭,因此出口端管线死体积部分压力将逐渐增加,因为液体压缩系数小(2×10-4~6×10-4MPa-1),所以即便有微小流量(10-6~10-7mL/min)从岩心出口端端面流出,也可以导致10kPa左右的压力变化。因此,采用非稳态法完全可以通过岩心两端的压差变化来判断是否存在启动压力梯度。如果超低渗饱和渗流存在启动压力梯度,那么岩心下游端压力将永远低于岩心上游端压力。相反,如果一定时间后岩心两端压差为0,那么就可以说明超低渗饱和渗流不存在真实的启动压力梯度。非稳态法启动压力梯度测试流程见图1.(2)实验设备与性能本文开展的渗流实验是在美国岩心公司提供的AutofloodTM(AFS300TM)驱替评价系统上完成的,该系统包括压力制动控制系统和数据自动采集系统。回压系统、围压系统是通过高精度多级柱塞驱替泵(TELEDYNEISCO100-DX)以恒压模式控制。注入驱替系统根据实验要求可以设置为恒流速或恒压驱替模式。数据自动采集系统在对系统各部分压力自动采集的同时,能自动实现恒流速和恒压驱替模式,并完成相应数据分析。泵流量为0.01~50000μL/min(压力不高于68950kPa),流速精度±0.3%(最大密封泄漏为0.25μL/min)。流速显示最小流量为0.01μL/min,恒压模式下能达到1.0μL/min.实验用三轴岩心夹持器。夹持器在测试压力为103350kPa条件下测试4个小时无渗漏迹象,工作压力为68900kPa,工作温度为5~150℃.实验采用压力传感器为DXDSeries-PrecisionDigitalPressureTransducer.在10~30℃条件下,测试精度为±0.02%;在0~50℃条件下,测试精度为±0.04%,压力显示解析度为6.89kPa.为更精确采集到岩心两端的压差,实验室采用了3个不同量程的高线性压差传感器(VALIDYNE):0~55.12kPa,0~861.25kPa,0~2239.25kPa,压差精度±0.5%.为保证岩心中渗流为单向流,在实验室采用美国Temco公司生产的BP-100空气弹簧回压阀(AirSpringsBPR),用来增加孔隙压力将岩心中游离气体溶解在测试液体中,保证岩心中的渗流为单向渗流。该回压阀测试压力为103350kPa,工作压力为68900kPa,工作最高温度为177℃。为了尽量达到恒压差驱替,实验室采用高精度多级柱塞驱替泵(TELEDYNEISCO100-DX)控制回压阀。(3)实验步骤岩心实验参数见表1.为了防止管线中的气体或气泡对渗流的影响,在实验开始以前,采用实验流体,以0.5mL/min的驱替速度,先将岩心上、下游端的死体积排空。为消除超低渗岩心末端效应,并且保证岩心中的渗流为单相饱和(在实验室很难将岩心100%饱和,一般饱和度为85%~90%,因此岩心中存在一定的气体或气泡,直接导致岩心孔隙中产生气水界面,形成毛管压力)。采用回压阀控制岩心下游端压力,并设置回压为3445kPa(根据亨利定律计算,在3445kPa的孔隙压力下,孔隙中10%~15%的气体可以溶解在85%~90%的液体中)。当渗流达到稳定后,关闭岩心出口端阀门,并记录岩心出口端压力随时间的变化。2结果2.1启动压力梯度测定采用高精度多级柱塞驱替泵(TELEDYNEIS-CO100-DX)通过BP100空气弹簧回压阀控制岩心出口端压力,恒定岩心上游端压力,使其在恒压差条件下形成稳定渗流(岩心两端压差在1.38kPa以内,流量波动范围小于1%),然后关闭岩心下游端阀门,记录岩心下游端压力随时间的变化情况,同时利用压差传感器记录岩心两端的压差变化情况(图2、图3)。实验结果表明,对于超低渗单相标准盐水(室温条件下黏度为1.32mPa·s,密度等于1.06g/cm3)渗流,岩心中的流体在压差条件下逐渐流入岩心出口端死体积内(岩心出口端端面到下游端阀门有一段管线,其体积大约6.4~6.5mL),导致岩心下游端压力增加,并逐渐与岩心上游端压力相等,最终上下游压差在-0.5~+0.5kPa左右波动,说明两端压差为0(图2、图3)。从下游端压力上升特征可以说明,即便是在超低渗岩心中,只要岩心两端有压差,就会有流量,直到岩心上、下游压力相等(压差为0kPa)。因此说明超低渗岩心单相标准盐水渗流并不存在明显的启动压力梯度。即也说明超低渗岩心孔隙表面与标准盐水作用力不会导致明显的启动压力特征。2.2岩心下游压力上升单相煤油非稳态渗流的实验原理和实验方法与单相盐水渗流相同,且渗流特征曲线的形态与图2、图3相似。实验结果同样表明:对于超低渗单相煤油(室温条件下粘度为1.52mPa·s,密度为0.798g/cm3)渗流,岩心中的流体在压差条件下逐渐流入岩心出口端死体积内,导致岩心下游端压力增加,并最终在-0.689~+0.689kPa左右波动,即岩心上游端压力相等,说明两端压差为0。下游端压力上升特征也可以说明:即便是在超低渗岩心中,只要岩心两端有压差,就会有流量,直到岩心上、下游压力相等(压差为0),这与标准盐水作为渗流介质相同。因此说明超低渗岩心单相煤油渗流并不存在明显的启动压力梯度;也说明超低渗岩心孔隙表面与煤油作用力不会导致明显的启动压力特征。2.3减少启动压力的方法单相原油非稳态(室温下原油黏度为3.88mPa·s,密度为0.816mg/cm3)的实验原理与实验方法和单相盐水渗流相同,且渗流特征曲线的形态与图2、图3相似。实验结果也表明,对于超低渗单相原油渗流,岩心中的流体在压差条件下逐渐流入岩心出口端死体积内,导致岩心出口端死体积部分流体压力增加,岩心上下游压差降低,最终在0附近波动。下游端压力上升特征也可以说明:即便是在超低渗岩心中,只要岩心两端有压差,就会有流量,直到岩心上、下游压力相等(压差为0),这与标准盐水、煤油作为渗流介质相同。因此说明超低渗岩心单相原油渗流并不存在明显的启动压力梯度。即说明超低渗岩心孔隙表面与原油作用力不会导致明显的启动压力特征。由单相原油非稳态渗流特征曲线表明:TJH4-A岩心渗透率低(渗透率0.01×10-3μm2),导压系数远小于岩心JJL2-3,导致超低渗岩心TJH4-A的下游端压力恢复时间为100min远长于JJL2-3岩心下游端压力恢复时间10min.在超低渗单相牛顿流体饱和渗流过程中,由于渗流端面很小(2.5cm直径岩心),在地层压力梯度条件下出口端流量非常小(通常小于0.05μL/min)。还要考虑在实验室温度条件下,流体挥发(煤油)、蒸发(标准盐水)对岩心出口端累计体积的影响,因此要在实验室测得精确的流量非常困难。但是如果采用恒定岩心上