赵华伟，宁正福，赵天逸，王庆，胡金柱

（1.中国石油大学（北京）油气资源与工程国家重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249）

恒速压汞法在致密储层孔隙结构表征中的适用性

赵华伟1，2，宁正福1，2，赵天逸1，2，王庆1，2，胡金柱1，2

（1.中国石油大学（北京）油气资源与工程国家重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249）

在深入分析恒速压汞法原理的基础上，结合鄂尔多斯盆地延长组致密油岩心实验结果，研究了该方法在致密油孔隙结构表征中的适用性。结果表明：运用恒速压汞法能够区分孔隙和喉道，获得孔隙半径、喉道半径及孔喉半径比分布，可以更全面地表征孔隙结构并揭示其对渗流能力的影响；恒速压汞法以准静态进汞，能够消除润湿滞后效应，同时修正了高压下介质变形的影响，实验数据相比于高压压汞法更为准确。然而，受最高驱替压力的限制，恒速压汞法最大汞饱和度较低，无法表征半径小于0.12 μm的孔喉。总体而言，恒速压汞法在表征致密油孔隙结构方面有一定的优势，但还需要结合其他方法才能表征致密油完整的孔隙结构。

致密油；孔隙结构；恒速压汞

0 引言

致密油作为非常规油气中最为现实的部分受到了广泛的关注［1-3］。致密油储层具有孔隙类型多样、孔喉半径差异大、纳米级孔隙大量发育的特点［4］，这些特点对储层孔隙结构表征方法提出了新的要求。

Yuan和Swanson提出了恒速压汞法［5］，运用该方法能够区分孔隙和喉道，并能够获得孔隙半径、喉道半径及孔喉比分布等参数，使表征参数更加多样［6］。近年来，运用恒速压汞法研究低渗超低渗储层孔隙结构的文章常常见诸报道［7-9］，然而，致密油储层孔隙结构与常规低渗透储层有显著的差异。国内外的相关文献缺乏恒速压汞法在致密油孔隙结构表征中的适用性研究，本文从表征参数、精度及范围3个方面分析了恒速压汞法在致密油孔隙结构表征中的适用性。

1 致密油孔隙类型

致密油储层发育多种孔隙类型，包括残余粒间孔、颗粒边缘及内部溶蚀的溶蚀孔、黏土矿物层间微孔和构造微裂缝等［10］。大量扫描电镜结果表明：残余粒间孔孔径平均150 μm左右，与砂岩碎屑粒度值大小相当；溶蚀孔以长石溶孔为主，孔隙大小25 nm～7.40 μm；黏土矿物层间微孔孔径差异大，主体112～600 nm；构造微裂缝缝宽68 nm～1.34 μm，长度从几微米到几十微米不等。其中残余粒间孔和溶蚀孔等主要作为孔隙，而黏土矿物孔隙等更多作为连通喉道［11］。

2 恒速压汞法基本原理

汞作为非润湿相注入岩石孔隙中时需要施加外部压力，压力的大小受到接触角、界面张力和孔喉半径的影响［12］。在压汞法实验过程中，假设接触角和界面张力保持不变，则可以通过记录实验过程中系统压力涨落变化来确定孔喉大小及其连通情况。

恒速压汞法的实验原理如图1所示。定义所有单调上升的压力顶点为第1级喉道；第1级喉道后面出现的直到压力重新恢复到第1级喉道顶点处的压力为止，其间所有压力的涨落为次级喉道；两个压力顶点之间所包含的孔隙结构为第1级喉道控制的孔隙群落。这样，恒速压汞法的毛细管压力曲线可以分为再匀流、跳流和子匀流。其中，再匀流对应于喉道的进汞过程，而跳流和子匀流对应于孔隙的进汞过程。

图1 恒速压汞法毛细管压力曲线示意

在计算孔喉结构参数时，喉道半径由第1级喉道顶点处的压力根据Washburn方程计算，孔隙半径是将第1级喉道控制的孔隙群落体积按照球体积假设得到的，孔喉半径比为第1级喉道控制的孔隙半径与第1级喉道半径的比值。

3 实验结果与分析

实验采用ASPE-730恒速压汞仪，以5×10-5mL/ min的准静态速度进汞，通过高精度压力传感仪记录压力变化，当驱替压力达到6.2 MPa时实验结束。实验开始前先对标准试样进行测试，来校准仪器空白，并保留仪器空白测试的数据文件。随后选取9块鄂尔多斯盆地延长组致密油岩心样品进行实验（直径2.5 cm，长度0.5 cm），样品平均孔隙度11.03%，平均渗透率0.25×10-3μm2，为典型致密储层样品。利用ASPEDAS软件滤去空白测试的数据文件，并处理修正后的样品压力波动数据，计算孔喉特征参数，结果如表1所示。

表1 样品基本参数及实验结果数据

3.1 表征参数

恒速压汞法能够通过压力的涨落来区分孔隙和喉道，分别获得孔隙和喉道的毛细管压力曲线，并据此计算孔隙半径、喉道半径及孔喉半径比的分布。由图2可以看出，致密油储层孔隙半径和喉道半径均呈正态分布。孔隙半径为50.00～300.00 μm，平均127.48 μm，各样品大致相同；喉道半径为0.20～2.50 μm，平均0.60 μm，样品之间存在一定的差别。结合表1发现，渗透率低的样品对应的喉道半径也较小，孔喉半径比为30～900，平均379。恒速压汞法的孔喉半径结果与扫描电镜统计的数据符合的较好。

压汞法实验过程中，汞需要克服孔隙对应的喉道的毛细管压力才能进入孔隙。常规压汞法根据毛细管束模型计算孔喉结构参数，对孔隙和喉道不加以区分，会将孔隙的汞体积计算成其对应喉道的汞体积，使得大孔的数量偏少，称为喉道遮挡效应［13］。而恒速压汞法采用球棍模型计算孔喉结构参数，能够有效地区分孔隙和喉道，并能够计算孔喉比，表征参数多样，非常适合表征孔喉半径差异大的致密油储层孔隙结构。

图2 样品特征参数

此外，恒速压汞法能够更好地揭示孔隙结构对渗流能力的影响。Kozeny-Carman公式表明渗透率与孔隙度及孔隙半径的平方成正比［14］。由图3可以看出，样品的渗透率与孔隙度及喉道半径均表现出了较好的正相关关系。这表明孔隙度和喉道半径是影响致密油储层渗透率的主要因素。

图3 样品渗透率与孔隙度及喉道半径的关系

3.2 表征精度

高压压汞法与恒速压汞法均反映岩石的孔隙结构，只不过一个是离散过程，而另一个是连续过程。如图4所示，不考虑样品麻皮效应的影响，二者的毛细管压力曲线整体趋势基本一致。相同压力下，恒速压汞法的汞体积总是略大于高压压汞法。这一差异可能有3个方面的原因：首先，仪器的空白和样品的受压形变会引入实验误差，恒速压汞法的数据经过了空白试样的修正消除了这方面的影响，而高压压汞法的数据没有经过校正；其次，汞注入速度过快会引起接触角和界面张力的变化，恒速压汞法以准静态过程进汞，可以保证实验过程中界面张力和接触角保持不变，消除了润湿滞后效应的影响，与理想情况更加接近［15］；最后，恒速压汞法与高压压汞法的实验对象为同一岩样的不同部分，样品的非均质性也会使得实验结果有细微的差别。综上所述，恒速压汞法在表征精度方面优于高压压汞法，更接近真实的情况。

3.3 表征范围

尽管恒速压汞法能够很好地反映孔隙结构对渗流能力的影响，同时比高压压汞法有着更好的精度优势，但恒速压汞法在表征致密储层孔隙结构方面还存在一定的缺陷。从表1可以看出，9块样品的最大汞饱和度为35.85%～53.82%，平均48.63%，考虑到样品非均质性造成部分孔隙进不去汞的影响，恒速压汞法注入的汞体积与样品的实际孔隙体积仍有明显的差距。为保证准静态进汞，恒速压汞法的最大驱替压力为6.2 MPa，对应的孔隙半径为0.12 μm。前人通常将孔径小于0.12 μm的孔隙直接视为无效孔隙［16］。然而邹才能等［17］指出，致密储层中纳米级孔隙为主体孔隙，考虑束缚水膜厚度的原油充注孔隙半径下限为54 nm；牛小兵等［18］基于核磁共振的研究也表明，近源油藏储层具有从大孔到纳米孔隙连续性赋存石油特征，且微孔至纳米孔含油饱满。因此，对于致密油而言，小于0.12 μm的孔隙对于原油的赋存有十分重要的意义。而恒速压汞法显然无法表征这部分孔隙。

图4 恒速压汞法与高压压汞法毛细管压力曲线对比

从表1还可以看出，随着样品孔隙度的降低，恒速压汞法的最大汞饱和度也同样随之降低。由此说明，恒速压汞法能够表征的孔喉范围与致密油储层真实孔喉分布范围存在一定的差距，且样品孔隙度越低，这一差距越大。因此，单一的恒速压汞法方法不能表征致密油储层完整的孔隙结构，还需要结合氮气吸附法、高压压汞法等实验方法。

4 结论

1）恒速压汞法能够区分孔隙和喉道，获得孔隙半径、喉道半径及孔喉半径比的分布特征，能够更好地表征致密储层孔隙结构特征并揭示孔隙结构对渗流规律的影响。

2）相比于常规压汞法，恒速压汞法消除了高压下样品受压变形的误差，同时消除了润湿滞后效应对实验结果的影响，结果更为准确。

3）恒速压汞法无法表征半径小于0.12 μm的孔喉，且随着样品孔隙度的降低，误差逐渐增大；因此，需要将恒速压汞法与其他方法相结合，才能获得致密储层完整的孔喉特征。

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（编辑 赵旭亚）

Applicability of rate-controlled porosimetry experiment to pore structure characterization of tight oil reservoirs

ZHAO Huawei1，2,NING Zhengfu1，2,ZHAO Tianyi1，2,WANG Qing1，2,HU Jinzhu1，2
(1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

With the deep understanding of theoretical foundation of rate-controlled porosimetry,tight oil reservoirs core samples from Yanchang Formation,Ordos Basin,were conducted to rate-controlled porosimetry to obtain pore structure parameters,and the applicability of rate-controlled porosimetry experiment was analyzed.Results indicate that rate-controlled porosimetry can identify pore and throat,get distribution of pore size,throat size and pore throat size ratio,thus characterize pore structure more effectively,and clarify the relationship between pore structure and flow mechanism.Comparing with pressure-controlled porosimetry,mercury is injected at quasi-static rate.Considering the porous material deformation under high pressure,the results of rate-controlled porosimetry is more accurate.However,restricted by maximum injection pressure,the total injection mercury saturation is low,and rate-controlled porosimetry fails to characterize pore with size smaller than 0.12 μm.The conclusion is that the rate-controlled porosimetry has advantages in characterizing pore structure of tight oil reservoir,while a combination of other techniques is also necessary.

tight oil reservoir;pore structure;rate-controlled porosimetry

国家自然科学基金面上项目“基于数字岩心的致密油纳米—亚微米尺度储层特征及微观渗流规律研究”（51474222）；国家自然科学基金青年基金项目“基于CT扫描及数字岩心的致密油多尺度渗吸机理研究”（51504265）；中国石油大学（北京）优秀博士学位论文资助基金项目“致密油储层微观孔隙结构及渗流规律研究”（2462016YXBS01）

TE135.1

A

10.6056/dkyqt201703026

2016-12-01；改回日期：2017-03-09。

赵华伟，男，1989年生，在读博士研究生，主要研究方向为致密油孔隙结构及渗流规律。E-mail：zhaohw_2011@163.com。

赵华伟，宁正福，赵天逸，等.恒速压汞法在致密储层孔隙结构表征中的适用性［J］.断块油气田，2017，24（3）：413-416.

ZHAO Huawei，NING Zhengfu，ZHAO Tianyi，et al.Applicability of rate-controlled porosimetry experiment to pore structure characterization of tight oil reservoirs［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：413-416.