致密砂巖儲層孔隙結構對滲流特征的影響
——以四川盆地川西地區上侏羅統蓬萊鎮組儲層為例

司馬立強 王 超 王 亮 吳 豐 馬 力 王紫娟

1.西南石油大學地球科學與技術學院 2.中國石油川慶鉆探工程公司測井公司3.西安昌源石油科技服務有限責任公司

致密砂巖儲層孔隙結構對滲流特征的影響
——以四川盆地川西地區上侏羅統蓬萊鎮組儲層為例

司馬立強1王 超1王 亮1吳 豐1馬 力2王紫娟3

1.西南石油大學地球科學與技術學院 2.中國石油川慶鉆探工程公司測井公司3.西安昌源石油科技服務有限責任公司

司馬立強等.致密砂巖儲層孔隙結構對滲流特征的影響——以四川盆地川西地區上侏羅統蓬萊鎮組儲層為例. 天然氣工業，2016, 36(12): 18-25.

致密砂巖儲層孔隙結構復雜、非均質性強, 其滲流特征較之于常規砂巖儲層存在著較大差異。為此, 以四川盆地西部地區上侏羅統蓬萊鎮鎮組致密砂巖儲層為研究對象, 基于物性、壓汞、核磁等實驗數據, 在分析儲層孔隙結構的基礎上,結合相滲實驗和可視化微觀驅替模型, 模擬油氣成藏與開發過程中不同類型孔隙結構致密砂巖儲層的滲流特征及氣、水兩相運移機理和分布狀態。研究結果表明：①不同孔隙結構儲層的氣體前緣推進特征均出現類似于樹杈狀的黏性指進現象, 儲層孔隙結構越好, 束縛水飽和度越低, 束縛水狀態下的氣相相對滲透率越大, 氣藏更易被開發；②開發后期殘余氣主要以繞流、卡斷以及孔隙盲端等方式形成的封閉氣存在于儲層中；③不同類型儲層的氣、水兩相相對干擾均較強, 生產過程中容易產生氣、水同出的現象；④封閉氣的存在會嚴重降低氣井產量, 而水相的存在則會極大地降低氣相相對滲透率, 導致低滲透致密砂巖含水氣藏后期產水嚴重, 開發難度大, 采出程度低, 進而嚴重影響到氣井的有效開發生產。

四川盆地 晚侏羅世 蓬萊鎮組 致密砂巖 孔隙結構 相滲實驗 可視化微觀模型 氣、水兩相 滲流特征

大量勘探開發實踐及研究成果表明， 致密砂巖氣藏復雜的滲流特征是影響氣井產能和開發的主要因素， 而儲層巖石微觀孔隙結構是影響油氣儲集及滲流能力的關鍵。近幾年， 致密砂巖儲層孔隙結構及氣、水滲流特征的研究一直成為眾多學者關注的焦點。其中， 高旺來等人認為致密砂巖儲層流體的滲流特征受物性、孔隙結構、含水飽和度等多因素控制。分析儲層滲流機理時， 應綜合考慮孔隙結構及流體對其產生的影響[1-5]。這些研究雖然在一定程度上分析了孔隙結構對滲流特征的影響， 但未能真實、直觀地描述氣、水兩相流體在復雜孔隙結構中具體的運移機理以及運移結束后氣、水最終的分布狀態。此后， 付曉燕等人采用真實砂巖微觀模型研究了低滲油層的滲流特征， 但該模型可視化能力差， 難以有效描述低滲透油氣藏中復雜的兩相滲流特征[6-8]。隨著對儲層滲流機理研究的不斷進步， 周克明等人利用鑄體薄片制作的微觀驅替模型研究了氣、水兩相滲流特征， 該模型可視化能力強， 在分析氣、水兩相運移及分布特征方面具有一定優勢[9-12]。整體而言， 目前開展的微觀模型氣、水兩相研究只是簡單的對實驗現象進行描述， 并未有效結合孔隙結構的差異來分析其滲流特征。鑒于致密砂巖復雜的孔隙結構特征， 將孔隙結構研究與實際微觀模型相結合， 分析孔隙結構對滲流的影響，氣、水兩相運移機理及分布狀態等相關研究依舊較少。

為此， 筆者以四川盆地西部地區馬井—什邡區塊上侏羅統蓬萊組致密砂巖氣藏為研究對象，在儲層孔隙結構研究基礎上，將相滲實驗與微觀可視化驅替模型相結合，綜合分析孔隙結構對氣、水滲流特征的影響，明確氣、水兩相流體在不同孔隙結構類型儲層中的流動方式及賦存狀態，以期為該區氣田的高效開發提供科學依據。

圖1 致密砂巖儲層鑄體薄片及對應的掃描電鏡特征圖

1 致密砂巖儲層特征

1.1 巖性及物性特征

鑄體薄片及對應掃描電鏡圖片顯示， 蓬萊鎮組氣藏儲層巖性以細粒—中細粒巖屑砂巖為主（圖1-a，1-d）， 分選較好， 磨圓程度為次棱角狀（圖1-b）。巖石礦物成分以石英為主， 平均含量為64.93%， 巖屑及長石含量分別為29.39%、6.08%。儲層孔隙類型以原生粒間孔及粒內溶孔為主（圖1-b）， 蒙脫石和方解石充填的粒間殘余孔次之（圖1-c）。膠結物主要為方解石以及少量白云石和石膏（圖1-e）。膠結類型以黏土礦物蒙脫石襯墊式膠結（圖1-f）、石英與鈉長石次生加大式膠結（圖1-e）為主， 黏土礦物伊蒙混層充填式膠結次之。儲層孔隙度介于2.82%～15.26%，平均孔隙度為8.66%；滲透率介于0.001～0.919 mD， 平均滲透率為0.125 mD。根據砂巖氣藏劃分標準[13]， 川西地區蓬萊鎮組砂巖屬于典型的低孔隙度、低滲透率致密砂巖氣藏儲層。

1.2 孔隙結構特征

儲層孔隙結構指巖石孔隙、喉道的幾何形狀、大小、分布以及兩者之間的相互連通關系。通常采用毛細管壓力曲線分析儲層復雜的孔隙結構[14-20]；通過毛細管壓力曲線提取的眾多相關參數， 可從不同角度表征儲層孔隙結構。此外， 在核磁共振T2譜中，T2弛豫時間與儲層孔徑大小存在對應關系， 即大孔喉對應長T2弛豫時間， 小孔喉對應短T2弛豫時間[21-23]。因此， 也可通過核磁T2譜分布特征來研究儲層孔隙結構。

根據巖心物性、高壓壓汞毛細管壓力曲線、孔喉特征相關參數及核磁共振實驗T2譜分布， 可將蓬萊鎮組致密砂巖儲層巖心孔隙結構特征分為以下3種類型（圖2）。

圖2 不同類型儲層核磁分布、壓汞曲線以及孔喉半徑分布圖

圖3 不同類型的儲層孔喉結構參數與滲透率的關系圖

1）Ⅰ類：孔隙度大于11%， 滲透率大于0.8 mD， 排驅壓力小于0.3 MPa， 中值壓力小于3 MPa；核磁T2譜分布呈現雙峰特征， 巖心T2譜與離心譜差值顯示自由流體孔隙較大；孔喉類型表現出中孔—細喉特征。

2）Ⅱ類：孔隙度介于9%～11%， 滲透率介于0.1～0.8 mD， 排驅壓力介于0.3～1.0 MPa， 中值壓力介于3～10 MPa；核磁譜分布呈雙峰特征， 但相對Ⅰ類致密砂巖儲層其自由流體孔隙相對較少；孔喉類型表現出中孔—特細喉特征。

3）Ⅲ類：孔隙度介于6%～9%， 滲透率介于0.03～0.10 mD， 排驅壓力介于1～2 MPa， 中值壓力介于10～25 MPa；核磁譜分布呈較寬單峰；孔隙表現為以束縛流體孔隙為主， 自由流體孔隙較少， 孔喉類型表現出小孔—特細喉特征。

Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層樣品能夠反映巖石孔隙特征及滲透能力的孔隙結構參數與滲透率交會圖（圖3）顯示：儲層排驅壓力與滲透率之間呈負相關的關系，說明從Ⅰ類到Ⅲ類儲層排驅壓力逐漸增大， 對應的最大連通孔喉半徑逐漸減小， 導致儲層滲透率越來越低， 即滲流能力越來越弱；此外， 儲層中值半徑、平均孔喉半徑與滲透率之間均呈正相關關系， 表現為中值半徑和平均孔喉半徑越大， 孔隙結構越好， 滲透率越大。因此， 孔隙結構參數與滲透率相關性分析結果表明， 儲層孔隙結構的好壞會直接影響到不同類型儲層的滲流特征。

圖4 制作微觀玻璃刻蝕模型的鑄體薄片圖

圖5 排驅初期氣體前緣的推進特征及驅替之后的氣水分布圖

2 孔隙結構對滲流特征的影響

相對于常規砂巖儲層， 致密砂巖氣藏復雜孔隙結構及強非均質性使其擁有復雜的滲流特征。為深入研究致密砂巖儲層不同類型孔隙結構對滲流特征的影響。針對具有不同孔隙結構的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層，利用真實反映孔隙結構的微觀可視化玻璃刻蝕模型驅替實驗與氣、水兩相滲流的相對滲透率曲線， 研究致密砂巖儲層滲流特征， 分析氣、水驅替過程及驅替結束后氣、水的微觀賦存狀態。

2.1 氣驅水滲流特征

選取3張具有不同類型孔隙結構的鑄體薄片（圖4）， 通過二值化處理后得到孔隙網絡圖像， 并按照真實比例在特殊制作的玻璃上利用顯影技術進行曝光侵蝕， 制作微觀可視化玻璃刻蝕模型。對模型分別進行氣驅水（模擬油氣成藏）以及水驅氣（模擬油氣開發）實驗， 并在鏡下觀察各種滲流現象。實驗中為便于觀察和分析， 驅替基質為染色的蒸餾水， 氣體為氮氣。

2.1.1 微觀可視化玻璃刻蝕模型氣驅水過程及氣、水分布

氣驅水初始階段， 模型中飽和水， 選取0.06 MPa的驅替壓力進行驅替；隨著實驗進行， 逐漸增大驅替壓力， 并觀測氣、水兩相滲流特征及驅替后的氣、水分布狀態。

微觀可視化玻璃刻蝕模型氣驅水過程中存在明顯的黏性指進現象（圖5-a）， 即氣體在多孔介質中滲流時， 由于孔徑和喉道半徑的微觀非均質性， 氣體前緣遇到半徑大小不一和具有不同毛細管阻力的孔喉。在驅替壓力大于孔喉毛細管阻力時， 氣體率先通過；驅替壓力小于孔喉毛細管阻力時， 氣體停留一段時間后發生跳躍式運移[10]。隨著驅替壓力不斷增大， 這種跳躍式運移中間停頓的時間逐漸減小。并且不同孔隙結構類型儲層中， 氣體在小喉道處停留的時間不同。Ⅲ類儲層停頓時間明顯大于Ⅰ、Ⅱ類儲層。分析認為：氣體在小喉道處停留時間的不同受孔喉半徑大小的控制。由于Ⅰ、Ⅱ類儲層喉道半徑大， 滲透率高， Ⅲ類儲層喉道半徑小， 滲透率低（圖3）。Ⅲ類儲層相對Ⅰ、Ⅱ類儲層喉道細小， 毛細管壓力更大， 導致氣體需要較大的壓力才能再次向前運移。因此， 氣體前緣推進的速度不一致， 即出現類似于樹杈狀的黏性指進現象。隨著驅替壓力增大， 模型中可觀察到的樹枝狀的分叉越明顯。

氣驅水過程結束后， 可觀察到微觀模型中大喉道及與大喉道連接的孔隙中的水基本被氣驅替， 而殘余水主要分布在小喉道（圖5-b）、被小喉道控制的大孔隙及孔隙盲端中（圖5-c）。

2.1.2 束縛水狀態下儲層氣相相對滲透率變化

氣驅水過程結束， 儲層達到束縛水狀態。通過18塊巖心的常規壓汞實驗數據， 分析致密砂巖儲層喉道大小對于氣藏不同類型儲層束縛水飽和度的影響。分別求取不同進汞壓力下巖心的進汞量（該進汞量可反映某一喉道半徑所控制的孔隙體積）， 提出喉道控制孔隙體積百分比（volume percentage of throat control pore， 即Stcp）這一關鍵參數， 并分別以0.1 μm、0.5 μm、1 μm的喉道半徑為界統計所有巖心的孔隙體積。統計結果表明：蓬萊鎮組Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層中小于0.1 μm的非有效喉道Stcp均值分別為32.84%、36.60%和44.87%。即3類儲層中大部分孔隙體積空間均被小于0.1 μm的非有效喉道所控制（圖6）。驅替過程中驅替壓力較低時， 儲層中只有大于1 μm的孔喉對氣體流動起作用；隨著驅替壓力不斷增大， 氣體有效流動孔喉半徑逐漸減小， 但半徑小于0.1 μm的非有效喉道對氣體流動產生的貢獻仍舊有限，使得小喉道控制的孔隙空間中的水難以被驅替， 導致儲層束縛水飽和度較高。反映在相滲曲線上的特征為：隨著儲層物性變差， 孔喉半徑變小， 束縛水飽和度逐漸增大。且Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層束縛水飽和度均值分別為63.59%、64.04%和74.56%（圖7）。

圖6 不同類型儲層不同喉道半徑所控制的孔隙體積圖

圖7 3類巖心氣、水相相對滲透率曲線圖

圖8 束縛水飽和度下氣相相對滲透率與滲透率、孔喉參數關系圖

束縛水狀態時， 3類儲層的水相相對滲透率均接近于0， 氣相相對滲透率隨著滲透率的減小而減小（圖8-a）。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層束縛水狀態下氣相相對滲透率分布區間分別介于0.696～0.989、0.544～0.673、0.241～0.499。壓汞數據表明， 儲層束縛水狀態下氣相相對滲透率與儲層孔隙結構類型均有關（圖8-b、圖8-c）。具體表現為氣相相對滲透率與儲層中值半徑及平均孔喉半徑之間均呈正相關關系， 隨著儲層中值半徑、平均孔喉半徑的增大， 儲層束縛水狀態下的氣相相對滲透率呈增大的趨勢。即儲層孔隙結構越好， 孔喉半徑越大， 束縛水飽和度越低， 且束縛水狀態氣相相對滲透率越高， 越有利于氣藏初期的生產開發。

2.2 水驅氣滲流特征

通過氣、水兩相相對滲透率實驗以及微觀模型水驅氣模型研究不同類型儲層水驅氣的滲流特征。微觀模型水驅氣實驗中， 采用不同水流速度完成水驅氣滲吸實驗。

2.2.1 微觀可視化玻璃刻蝕模型水驅氣過程及氣、水分布

水驅氣過程中， 由于致密砂巖儲層顯示的強親水性、不同類型儲層孔隙結構的強非均質性及水流速度v的變化， 3類儲層部分氣體會以繞流、卡段及孔隙盲端等方式形成的封閉氣殘留在孔喉中[11]：①隨著水流速度的增大， 水會以不同的繞流方式將氣體封閉在孔喉中。流速較低（v＝0.001 mL/min）時， 毛細管壓力成為水流動的主要動力， 水進入小孔喉， 進而將與小孔喉所連通的大孔隙空間中的氣體封閉（圖9-a）；流速較高（v＝0.05 mL/min）時， 慣性力起主要作用， 水首先進入大孔喉， 并將一部分氣體封閉在小孔隙中（圖9-b）；②在水驅動氣經過狹窄喉道時，由于賈敏效應及巖石強親水性在狹窄喉道處產生的束縛水膜共同作用下， 氣體在喉道處發生卡段并以氣泡形式存在于孔喉中， 導致儲層內部氣體不連續， 對氣體形成一定程度的水鎖傷害， 并降低了氣相相對滲透率（圖9-c）；③儲層中孔隙盲端的存在也會封閉一定的氣體， 在驅替壓力和毛細管壓力產生的壓差下， 這一部分封閉氣很難被驅替出來（圖9-c）。

圖9 繞流以及孔隙盲端等形成的封閉氣圖（箭頭指示水相流動方向）

Ⅲ類儲層不連通的孔隙盲端以及小孔喉較多， 孔喉連通性較差， 隨著含水飽和度不斷增大， 氣相相對滲透率會迅速降低， 而水相相對滲透率則相反。相比Ⅲ類儲層， Ⅰ、Ⅱ類儲層孔喉半徑相對較大， 孔隙盲端和小孔喉減少， 孔喉連通性增強， 氣相和水相滲透率均有所增大。

2.2.2 殘余氣狀態下儲層水相相對滲透率變化

相滲實驗結果顯示， 蓬萊鎮組儲層等滲點含水飽和度較高， Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層等滲點含水飽和度均值分別為69.78%、75.99%、81.39%。分析可知， 從Ⅰ類到Ⅲ類儲層， 隨著儲層孔隙結構變差， 小喉道所占比例增大， 等滲點對應的含水飽和度值均逐漸增大。且隨著含水飽和度的不斷增大， 孔喉中會形成以卡斷氣存在的封閉氣（圖9-c）， 導致氣相相對滲透率降低；而儲層中卡斷氣的存在又一定程度上影響水相流動，使得水相滲透率有一定程度的減小， 進而導致致密砂巖儲層相滲曲線中等滲點位置較低， 即氣、水兩相相對干擾較強， 生產過程中容易產生氣、水同出的現象。

相滲實驗中在等滲點后， 部分卡斷氣逐漸被水相從儲層中驅替出來， 使得卡斷氣對水相相對滲透率的影響逐漸減小。但當含水飽和度進一步增大， 3類巖心的水相相對滲透率急劇增大， 氣相相對滲透率逐漸趨于0。在殘余氣狀態下， 3類儲層表現出不同的水相相對滲透率。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層水相相對滲透率的分布區間分別介于0.690～0.867、0.524～0.675、0.368～0.492（圖10）。且殘余氣狀態下水相相對滲透率隨著儲層滲透率、中值半徑及平均孔喉半徑的增大而增大， 呈正相關關系， 即隨著儲層孔隙結構越好， 不同類型儲層殘余氣狀態水相相對滲透率越高，且儲層中以繞流、卡斷及孔隙盲端等方式形成的殘余氣開發難度較大， 采出程度低， 嚴重降低氣井產氣量。同時， 開發后期水相的大量存在會極大地降低氣相滲透率， 3類儲層水相相對滲透率均較高， 導致致密砂巖含水氣藏后期產水嚴重， 氣井出現只產水不產氣的特征， 進而極大影響到氣井的有效生產開發。

圖10 殘余氣飽和度下水相相對滲透率與滲透率、孔喉參數關系圖

3 結論

1）川西蓬萊鎮組儲層巖性以細粒—中細粒巖屑砂巖為主；孔隙類型以原生粒間孔及粒內溶孔為主，粒間殘余孔次之；儲層孔隙結構可分為3種類型：Ⅰ類儲層中孔—細喉， Ⅱ類儲層中孔—特細喉， Ⅲ類儲層小孔—特細喉。

2）微觀可視化玻璃刻蝕模型模擬成藏過程顯示，不同孔隙結構儲層的氣體前緣推進特征均出現類似于樹杈狀的黏性指進現象；成藏后殘余水主要分布在儲層中小喉道、孔隙盲端及被小喉道控制的大孔隙中。且儲層孔隙結構越好， 小于0.1 μm的非有效喉道減少， 束縛水飽和度越低， 束縛水狀態下的氣相相對滲透率越高， 越有利于氣藏初期的生產開發。

3）微觀可視化玻璃刻蝕模型模擬氣藏開發過程顯示， 致密砂巖氣藏開發過程中， 儲層內部分氣體會以繞流、卡段及孔隙盲端等方式形成的封閉氣殘留在孔喉中。不同類型儲層氣、水兩相相對干擾均較強，生產過程中容易產生氣、水同出的現象；儲層中封閉氣的存在會嚴重降低氣井產量， 開發后期低滲砂巖含水氣藏后期產水嚴重， 且封閉在儲層中的殘余氣體開發難度加大， 采出程度低， 嚴重影響到氣井的有效生產開發。

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（修改回稿日期 2016-09-22 編 輯羅冬梅）

Effect of pore structure on the seepage characteristics of tight sandstone reservoirs: A case study of Upper Jurassic Penglaizhen Fm reservoirs in the western Sichuan Basin

Sima Liqiang1, Wang Chao1, Wang Liang1, Wu Feng1, Ma Li2, Wang Zijuan3
(1.School of Geosciences and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China;2.Well Logging Company, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd., Chongqing 400021, China;3.Xi'an Changyuan Petroleum Technology Service Co., LLC, Xi'an, Shaanxi 710076, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.18-25, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Tight sandstone reservoirs are characterized by complex pore structures and strong heterogeneity, and their seepage characteristics are much different from those of conventional sandstone reservoirs. In this paper, the tight sandstone reservoirs of Upper Jurassic Penglaizhen Fm in western Sichuan Basin were analyzed in terms of their pore structures by using the data about physical property, mercury injection and nuclear magnetic resonance (NMR) tests. Then, the seepage characteristics and the gas–water two-phase migration mechanisms and distribution of tight sandstone reservoirs with different types of pore structures in the process of hydrocarbon accumulation and development were simulated by combining the relative permeability experiment with the visual microscopic displacement model. It is shown that crotch-like viscous fingering occurs in the process of gas front advancing in reservoirs with different pore structures. The better the pore structure is, the lower the irreducible water saturation is; the higher the gas relative permeability of irreducible water is, the more easily the gas reservoir can be developed; that at the late stage of development, the residual gas is sealed in reservoirs in the forms of bypass, cutoff and dead end; that in various reservoirs, the interference between gas and water is stronger, so gas and water tends to be produced simultaneously; and that the sealed gas may reduce the production rate of gas wells significantly, and the existence of water phase may reduce the gas permeability greatly, consequently, the water-bearing low-permeability tight sandstone gas reservoirs reveal serious water production, highly-difficult development and low-recovery percentage at the late stage, which have adverse impacts on the effective production and development of gas wells.

Sichuan Basin; Late Jurassic; Penglaizhen Fm; Tight sandstone; Pore structure; Relative permeability experiment; Visual microscopic model; Gas-water two-phase; Seepage characteristics

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.003

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”（編號：2016ZX05052）。

司馬立強, 1961年生, 教授, 博士生導師, 享受政府特殊津貼專家；主要從事油氣田測井方法、測井解釋及地質應用領域的科研與教學工作。地址：（610500）四川省成都市新都區新都大道8號。ORCID: 0000-0003-0309-8667。E-mail: smlq2000@126.com