基于孔隙網(wǎng)絡(luò)模擬的致密砂巖氣充注與微觀氣水賦存特征

趙 文 吳克柳 姜 林 何敏俠 李相方 賈承造,4

1. 油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·中國石油大學(xué)（北京） 2. 中國石油勘探開發(fā)研究院3. 中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院 4. 中國石油天然氣集團(tuán)有限公司

0 引言

非常規(guī)油氣的成功開發(fā)推動(dòng)了全球油氣產(chǎn)量增長，致密砂巖氣是非常規(guī)天然氣勘探開發(fā)的重要對象，是我國油氣接替上產(chǎn)的重要資源[1-2]。在致密砂巖氣的勘探開發(fā)過程中，人們發(fā)現(xiàn)致密氣儲(chǔ)層中氣水分布十分復(fù)雜，這極大制約了地質(zhì)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用[3-4]。復(fù)雜氣水分布特征的形成實(shí)質(zhì)上是充注過程中動(dòng)力學(xué)機(jī)制作用結(jié)果。致密砂巖氣充注機(jī)制與常規(guī)氣藏存在明顯差異[5-6]，深化致密氣充注機(jī)制研究可以深入致密氣成藏機(jī)理認(rèn)識(shí)[7-8]，提升對非常規(guī)資源的預(yù)測和評價(jià)能力，對進(jìn)一步高效勘探開發(fā)我國致密砂巖氣具有重要意義。

常規(guī)油氣成藏以圈閉富集保存油氣為核心，其成藏動(dòng)力主要為浮力；非常規(guī)油氣則以連續(xù)性聚集為特征，是一種非浮力聚集，成藏主要?jiǎng)恿樯鸁N膨脹力，主要阻力是毛細(xì)管力。但目前對于微納米孔隙中毛細(xì)管動(dòng)力學(xué)機(jī)制與流體賦存特征認(rèn)識(shí)尚存在局限性。毛細(xì)管力實(shí)質(zhì)是孔隙壁面與孔隙內(nèi)流體之間的分子間作用力的宏觀表達(dá)[9]。目前針對毛細(xì)管力的研究常用Young-Laplace方程進(jìn)行描述，由Young-Laplace方程可知，兩相流體的界面張力、毛細(xì)管半徑和巖石潤濕性這三個(gè)因素共同控制了地層中毛細(xì)管壓力[10]。成藏過程中溫度[11]、壓力[12]、巖石潤濕性[13]等因素都將對毛細(xì)管壓力造成影響。深入理解致密氣成藏充注過程中毛細(xì)管壓力作用變化特征，有利于理解致密氣形成分布特征，指導(dǎo)大規(guī)模高效開采，有助于提高對非常規(guī)油氣開發(fā)生產(chǎn)機(jī)理和潛在生產(chǎn)能力的認(rèn)識(shí)。

針對致密砂巖氣成藏過程中毛細(xì)管力研究，國內(nèi)外學(xué)者從理論研究[14-15]、物理模擬[16-17]與數(shù)值模擬[18-21]3個(gè)方面開展了大量工作。在理論研究上，人們著重于對毛細(xì)管力的自身特性[14]與其在油氣充注運(yùn)移[15]過程中發(fā)揮的作用進(jìn)行描述，缺少針對微觀機(jī)理的深入研究。而物理模擬主要包括砂箱模擬[16]和巖心滲流實(shí)驗(yàn)[17]。通過砂箱模擬，觀測到油氣充注過程中的流體流動(dòng)特征，但由于實(shí)驗(yàn)條件與地質(zhì)條件相差較大，實(shí)驗(yàn)結(jié)果難以反映真實(shí)流動(dòng)過程。巖石滲流實(shí)驗(yàn)雖然還原了地質(zhì)條件，但實(shí)驗(yàn)理論分析均建立在間接數(shù)據(jù)處理上，缺少直觀可視化分析。目前針對油氣成藏過程的數(shù)值模擬主要集中在毛細(xì)管束模型下的數(shù)值計(jì)算[18]，表征單元體尺度下的格爾玻爾茲曼模擬[19]，以及盆地尺度下的盆地模擬[20]，在孔隙網(wǎng)絡(luò)尺度下的數(shù)值模擬研究較少，同時(shí)微觀上的理論機(jī)理難以在數(shù)值模擬中體現(xiàn)。

為此，本文從分子間作用力出發(fā)，探討了致密砂巖儲(chǔ)層中孔隙壁面—天然氣—水之間的相互作用及其在毛細(xì)管力上的宏觀表達(dá)，并基于蘇里格氣田致密砂巖氣藏孔隙結(jié)構(gòu)特征，利用數(shù)字巖心技術(shù)生成了孔隙網(wǎng)絡(luò)模型，開展了巖心尺度下的天然氣充注數(shù)值模擬研究，揭示了含氣性增長機(jī)制，進(jìn)行了含氣性預(yù)測與評價(jià)。本研究成果對深入理解致密油氣成藏機(jī)理，開展氣水分布評價(jià)，指導(dǎo)致密砂巖氣勘探開發(fā)具有重要指導(dǎo)和借鑒意義。

1 典型致密砂巖氣地質(zhì)特征

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田屬上古生界含氣系統(tǒng)，烴源巖主要為二疊系太原組和山西組的一套海陸交互相含煤層系，包括暗色泥巖和煤層；儲(chǔ)集層主要為山西組的致密砂巖段。從源—儲(chǔ)空間分布關(guān)系看，屬于源—儲(chǔ)垂向疊置的下生上儲(chǔ)式配置關(guān)系（山2段—太原組為烴源層，盒8段—山1段為儲(chǔ)集層），這是蘇里格氣田主要成藏模式。

在底部烴源巖生烴超壓的驅(qū)動(dòng)下，油氣沿網(wǎng)狀輸導(dǎo)通道向山1段、盒8段儲(chǔ)集層運(yùn)移，并在相對發(fā)育的儲(chǔ)集體中富集成藏。隨著下部氣源的不斷補(bǔ)充，天然氣逐漸向頂部的盒8段儲(chǔ)集層運(yùn)移、富集。在充注與運(yùn)移過程中，天然氣在生烴膨脹力推動(dòng)下，沿網(wǎng)狀輸導(dǎo)體系向儲(chǔ)集層充注運(yùn)移，聚集成藏。天然氣自烴源巖進(jìn)入輸導(dǎo)體系之前，由于巖石水潤濕性，因此油氣必須克服輸導(dǎo)體系內(nèi)毛細(xì)管壓力才能進(jìn)入到輸導(dǎo)體系中。與常規(guī)油氣藏不同的是，常規(guī)油氣藏中的動(dòng)力（浮力）是具有方向性的力，浮力始終給天然氣一個(gè)垂直向上的力以推動(dòng)氣體運(yùn)移，但是在致密儲(chǔ)層中，作為動(dòng)力的生烴膨脹力不具備方向性，這使得致密儲(chǔ)層內(nèi)的天然氣運(yùn)移過程和機(jī)理與常規(guī)儲(chǔ)層之間存在巨大差異。

研究區(qū)山西組包裹體均一溫度最高為180 ℃，平均溫度為115 ℃，目前地溫為83～88 ℃。蘇里格地區(qū)成藏時(shí)期地層壓力為65 MPa，而目前地層壓力介于23～26 MPa[17]，這種溫度與壓力的差異將使毛細(xì)管壓力在成藏過程與目前生產(chǎn)過程存在差異。本文將具體討論地質(zhì)條件下溫度與壓力變化對孔隙壁面—天然氣—水之間的相互作用，及其在毛細(xì)管力上的宏觀表達(dá)和變化特征。

2 孔隙網(wǎng)絡(luò)模擬參數(shù)確定

天然氣—水—巖石的潤濕性和界面張力特征，反映了孔隙中流體—巖石、流體—流體之間的相互作用[21]。本文將建立一種半解析的接觸角和界面張力隨地層溫度壓力變化的計(jì)算方法，并將其嵌入到孔隙網(wǎng)絡(luò)數(shù)值模擬方法中。

2.1 接觸角特征

潤濕性反映了孔隙壁面與流體之間的相互作用，一般利用接觸角來描述宏觀上巖石對流體的潤濕性特征。在微觀上，孔隙壁面與流體之間的作用主要發(fā)生在與孔隙壁面接觸的薄液膜之間，一般用分離壓來表征薄液膜中由于分子間作用力產(chǎn)生的額外壓力[22-23]。Frumkin—Derjaguin方程表述了宏觀接觸角與微觀孔隙壁面和孔隙內(nèi)流體的作用關(guān)系[24]，表達(dá)式如下：

式中θ表示接觸角，（°）；Π表示分離壓，MPa；σ表示界面張力，mN/m；f表示液膜厚度，m。

基于擴(kuò)散雙電層模型基礎(chǔ)上提出的疏液溶膠穩(wěn)定性理論（Derjaguin-Landau-Verwey-Overbeek，DLVO理論）[25]，孔隙內(nèi)流體與壁面之間的分離壓力由三種分子間作用力構(gòu)成，分別為靜電力（Fe）、結(jié)構(gòu)力（Fs）和范德華力（FvdW）。在這三種分子間作用力的共同作用下，孔隙壁面與流體之間作用合力可以表現(xiàn)為一種吸引力，亦可以表現(xiàn)為一種排斥力。

致密砂巖氣藏中，由于天然氣的成分相對簡單，極性物質(zhì)較少，因此孔隙內(nèi)流體與壁面之間靜電力和結(jié)構(gòu)力較弱，在實(shí)際計(jì)算中可省略[26]。因此，分離壓可以直接用范德華力描述，范德華力的大小為：

式中FvdW表示范德華力，N；HvdW表示哈梅克常數(shù)（Hamaker Constant，表示物質(zhì)之間范德華吸引能的大小[27]），J。

在一定的溫度和壓力條件下，哈梅克常數(shù)可以通過折射率與介電常數(shù)得到[24]。宏觀接觸角與微觀孔隙壁面和孔隙內(nèi)流體的作用關(guān)系可以表示為：

Hamaker常數(shù)隨地層不同而表現(xiàn)出差異。為了使計(jì)算更接近實(shí)際地層情況，在實(shí)驗(yàn)室條件下，利用潤濕角測定儀，對蘇里格地區(qū)山西組實(shí)際巖心進(jìn)行了接觸角測量。測量過程中實(shí)驗(yàn)溫度為295.15 K，實(shí)驗(yàn)壓力為0.1 MPa，平均接觸角為38°，據(jù)此確定了計(jì)算過程中使用的哈梅克常數(shù)值。

2.2 界面張力特征

界面張力這一參數(shù)表征了氣水界面之間的相互作用，定量描述了氣水界面動(dòng)力學(xué)特征。從微觀上看，界面張力反映了在一定溫度和壓力條件下氣體分子與水分子之間的相互作用，以及它們在化學(xué)性質(zhì)與分子密度間的差異。前人已經(jīng)通過大量實(shí)驗(yàn)測量[28-30]和分子動(dòng)力學(xué)模擬[31]闡明了不同溫度壓力條件下流體系統(tǒng)中界面張力特征。本文利用擬合的半經(jīng)驗(yàn)—半解析方程給出了氣水界面張力與氣水密度差和對比溫度之間的關(guān)系[式（4）]。該方程結(jié)構(gòu)簡單，方便應(yīng)用于工程計(jì)算與理論分析，并可嵌入到孔隙網(wǎng)絡(luò)數(shù)值模擬程序中，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)模擬界面張力隨溫度、壓力等地層條件變化而改變的過程。

式中σgw表示氣水界面張力，mN/m；ρg、ρw分別表示氣、水密度，g/cm3；Tr表示地層對比溫度，K；A、B、C和D為擬合得到的4個(gè)常數(shù)。

本文以天然氣為研究對象，利用167例甲烷/水的界面張力巖樣測定案例[32-34]，基于非線性回歸方法擬合得到式（4）中4個(gè)常數(shù)的最優(yōu)值（圖1），即A=82.61、B=6.64、C=－2.25和D=41.85， 圖 1中對角線為半解析—半經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ陀?jì)算結(jié)果與已發(fā)表的167個(gè)案例實(shí)驗(yàn)結(jié)果的比較線[35-39]。對比結(jié)果良好，主要數(shù)據(jù)偏差不超過5%，證實(shí)可靠。其中167例的溫度范圍介于273～ 373 K，壓力范圍介于0.1～ 100 MPa。

圖1 界面張力結(jié)果與前人案例的對比圖

天然氣密度可以通過氣體狀態(tài)方程計(jì)算得到[35]：

式中M表示氣體的摩爾質(zhì)量，kg/mol，甲烷的摩爾質(zhì)量為16×10－3kg/mol；R表示氣體常數(shù)，取8.314 J/(K·mol)；Z表示氣體偏差系數(shù)，根據(jù)地層溫度和壓力計(jì)算得到[40]：

式中Z表示偏差因子，無量綱；pcc表示臨界壓力，MPa；Tc表示臨界溫度，K；pr表示對比壓力，無量綱；Tr表示對比溫度，無量綱；p表示地層壓力，MPa；T表示地層溫度，K。

水的密度隨地層溫度和壓力變化較小，可以通過下式計(jì)算得到[41]：

式中ρw,0表示地層壓力p0=1.1 MPa和地層溫度T0= 0 ℃條件下水的密度，取999.8 kg/m3；需要注意的是，T1表示地層的攝氏溫度（T1=T－273.15）；T表示地層的開爾文溫度，K；E表示水的彈性模量，MPa；β表示水的體積溫度膨脹系數(shù)，此處取2.04×10－8℃[42]。

2.3 流體黏度

流體黏滯力作為成藏充注過程中的阻力之一，同樣會(huì)影響流體分布與最終的含氣飽和度。流體黏滯力可以用流體黏度來表征充注過程中黏滯力的作用。本文通過解析計(jì)算方法，得到不同地層溫度和壓力條件下氣水黏度。

天然氣黏度計(jì)算：

式中μg、μg分別表示不同地層溫度和壓力條件下和理想狀況下的天然氣黏度，mPa·s；A1、A2和A3表示計(jì)算常數(shù)，其中A1=7.9，A2=9×10－6和A3=0.2[41]。

水的黏度計(jì)算：

式中μwr表示不同地層溫度和壓力條件下水的黏度，mPa·s；ΔT表示環(huán)境溫度，℃，由ΔT=T－273 K計(jì)算得[11]。

2.4 地層溫度和壓力的影響

成藏期間地層溫度與壓力均存在差異，本文以鄂爾多斯盆地蘇里格地區(qū)地層為例，探討地層溫度與壓力對物性參數(shù)和界面作用參數(shù)的影響。蘇里格地區(qū)上古生界致密砂巖氣成藏期地層壓力約65 MPa，目前地層壓力約23 MPa；流體包裹體測溫成藏期最高地層溫度為180 ℃（453.15 K），平均地層溫度為110 ℃（388.15 K），目前地層溫度約為83 ℃（356.16 K）。

2.4.1 流體黏度變化特征

如圖2-a所示，當(dāng)壓力不變的情況下，天然氣的黏度隨溫度的升高整體呈降低趨勢。當(dāng)環(huán)境壓力p=65 MPa時(shí)，在溫度升至353 K以前，隨著溫度升高，天然氣黏度下降較快；而當(dāng)溫度超過353 K后，隨著溫度升高，天然氣黏度下降速度逐漸減慢。且壓力越高，隨著溫度的升高，天然氣黏度下降的越快。如圖2-b所示，在溫度不變的情況下，天然氣的黏度隨著壓力的升高而增大，且?guī)缀醭示€性關(guān)系。溫度越低，天然氣黏度隨壓力升高而增大的速度越快。

圖2 天然氣黏度隨溫度和壓力的變化圖

圖3-a為不同地層壓力條件下，水的黏度隨地層溫度變化的特征，即隨著地層溫度的升高，水的黏度持續(xù)降低。在溫度升高初期，水的黏度迅速降低，當(dāng)溫度超過333 K后，水的黏度依舊隨著溫度的升高而降低，但降低速度逐漸放緩。壓力對水的黏度影響較小，在相同的溫度條件下，隨著壓力的升高，水的黏度幾乎不發(fā)生改變（圖3-b）。因此水的黏度主要受溫度的影響，而對壓力的變化不敏感，這是由于水分子之間形成的氫鍵網(wǎng)絡(luò)，其密度對溫度異常敏感，而對壓力不敏感造成的。

圖3 水的黏度隨溫度和壓力的變化圖

2.4.2 氣水界面張力變化特征

圖4-a為不同壓力條件下，氣水界面張力隨溫度變化特征，即在一定壓力條件下，氣水界面張力隨著溫度的升高而降低。溫度越高，氣水界面張力隨溫度升高而降低的速度越慢。圖4-b為不同溫度條件下，氣水界面張力隨壓力變化特征，即在一定溫度條件下，氣水界面張力隨壓力的升高而降低。壓力越高，氣水界面張力隨溫度升高而降低的速度越慢。

圖4 氣水界面張力隨溫度和壓力變化圖

2.4.3 接觸角（潤濕性）變化特征

通常用接觸角來表征巖石潤濕性的變化特征，此次以實(shí)驗(yàn)測得的鄂爾多斯盆地蘇里格地區(qū)致密砂巖氣水潤濕角為基礎(chǔ)。圖5-a為在一定壓力條件下，接觸角隨溫度變化特征，即隨著溫度升高，接觸角逐漸增大，表明潤濕性逐漸由強(qiáng)水濕向弱水濕方向變化。圖5-b為在一定溫度條件下，接觸角隨壓力變化特征，即隨著壓力升高，接觸角逐漸增加，且在80 MPa以前接觸角增加較快，當(dāng)壓力超過80 MPa以后，接觸角增加的速度逐漸放緩。

圖5 接觸角（潤濕性）隨溫度和壓力變化特征圖

3 孔隙網(wǎng)絡(luò)數(shù)值模擬

以鄂爾多斯盆地蘇里格地區(qū)山西組2段致密砂巖為例，取樣深度3 292.3 m，具體物性如表1所示。本文基于最大球法[34-35]生成了致密砂巖孔隙網(wǎng)絡(luò)模型，進(jìn)行了致密砂巖儲(chǔ)層天然氣孔隙尺度上的充注模擬，探討了天然氣充注機(jī)制，分析了充注過程中氣水分布特征與形成過程，并基于孔隙流體系統(tǒng)中的界面作用和物性特征，討論了不同地質(zhì)條件下充注過程中含氣性差異。

表1 實(shí)際巖心與孔隙網(wǎng)絡(luò)參數(shù)表

3.1 孔隙網(wǎng)絡(luò)特征

由于微米CT掃描精度有限，為了更好地模擬天然氣充注過程，剔除了孔隙網(wǎng)絡(luò)模型中不連通孔隙[43-44]。圖6-a為孔隙網(wǎng)絡(luò)模型，孔隙網(wǎng)絡(luò)中圓球表示孔隙，其直徑表示孔隙大小；圓柱表示喉道，其長度及直徑表示喉道長短與大小。圖6-b為鄂爾多斯盆地山西組致密砂巖巖心壓汞實(shí)驗(yàn)測得的毛細(xì)管壓力曲線與孔隙網(wǎng)絡(luò)模型模擬，獲得的毛細(xì)管壓力曲線對比圖，兩條毛細(xì)管壓力曲線具有較高的相似度，表明本文采用的孔隙網(wǎng)絡(luò)模型與實(shí)際情況吻合。

圖6 修正的孔隙網(wǎng)絡(luò)模型與孔隙結(jié)構(gòu)特征圖

3.2 天然氣充注機(jī)制

在致密砂巖氣充注過程中，主要?jiǎng)恿樵础獌?chǔ)壓差，主要阻力為毛細(xì)管壓力，圖7展示了兩種可能的毛細(xì)管力變化，圖7中氣體（紅色）均向上充注，圖7-a中氣體由大孔向小孔充注，其阻力f為：

由式（1）Young-Laplace公式可得：

式中f表示阻力，N；pc1、pc2分別表示小孔和大孔的毛細(xì)管壓力，MPa；σ表示界面張力，mN/m；θ表示接觸角，（°）。

阻力的大小取決于r1與r2之間的差值，若充注壓力大于阻力則氣體可以充注進(jìn)入小孔隙中，若充注壓力不足以克服毛細(xì)管阻力，則小孔隙無法被充注，表現(xiàn)為高含水。圖7-b為氣體從小孔向大孔運(yùn)移，由上述分析可知，此時(shí)氣體易于進(jìn)入大孔中，氣體更容易在大孔中聚集。

圖7 兩種充注過程中毛細(xì)管內(nèi)的受力分析圖

在致密砂巖孔隙網(wǎng)絡(luò)天然氣充注模擬過程中，天然氣同樣需要克服孔隙內(nèi)的毛細(xì)管壓力才能充注進(jìn)入儲(chǔ)層孔隙中[45]。在初始條件下，孔隙網(wǎng)絡(luò)模型首先飽和水，然后天然氣從底部充注進(jìn)入孔隙網(wǎng)絡(luò)模型。

圖8為充注過程中不同含氣飽和度下的氣體分布特征。本模擬試驗(yàn)實(shí)現(xiàn)了結(jié)果的可視化表征，為了更清晰地觀察氣體的充注過程與分布特征，圖8中不顯示未被天然氣充注的孔隙（即仍飽含水的孔隙），并用紅色表示已經(jīng)被氣體充注的孔隙和喉道，同時(shí)保留了孔隙網(wǎng)絡(luò)的幾何結(jié)構(gòu)特征（圓球表示孔隙，其直徑表示孔隙大小；圓柱表示喉道，其長度與直徑表示喉道的長短與寬窄）。

在氣體充注初期，含氣飽和度為10%時(shí)（圖8-a），氣體首先由連通的較大孔隙充注進(jìn)入孔隙網(wǎng)絡(luò)中，并產(chǎn)生充注前緣（圖8-a中A區(qū)域）；底部的部分孔隙雖然也被氣體充注，但是由于與其相連接的喉道尺度較小，毛細(xì)管阻力大，因此氣體充注進(jìn)入后無法立即向前推進(jìn)（圖8-a中B區(qū)域）。隨著充注的進(jìn)行，更多的氣體進(jìn)入了孔隙網(wǎng)絡(luò)中，含氣飽和度增加，此時(shí)圖8-a中B區(qū)域的部分氣體繼續(xù)向前推進(jìn)（圖8-b中的B區(qū)域的藍(lán)色箭頭），并與圖8-b中C區(qū)域的部分氣體相連通，此時(shí)氣體通過較大孔隙與喉道組成的高滲通道向前推進(jìn)，形成新的充注前緣（圖8-b中的D區(qū)域），且充注過程中天然氣的流型呈現(xiàn)出“指進(jìn)”的特征。隨著充注的繼續(xù)進(jìn)行，含氣飽和度進(jìn)一步升高，當(dāng)含氣飽和度達(dá)到50 %時(shí)，此時(shí)較大孔隙基本被完全充注（圖8-c）。值得注意的是，并非所有的大孔隙都會(huì)首先被充注，這是由于孔隙網(wǎng)絡(luò)的非均質(zhì)性特征，與小孔隙或者窄喉道相連接的大孔隙，其只有在充注后期，與其相連接的小孔隙或者窄喉道被充注后，它才能被氣體充注（圖8-d），甚至始終無法被充注。

圖8 天然氣充注過程中模擬的氣體分布特征圖

3.3 充注過程中微觀氣水分布特征

圖9為含氣飽和度10%、20%、50%與70%情況下的孔隙網(wǎng)絡(luò)內(nèi)氣水分布特征，其中紅色表示已經(jīng)被氣體充注的孔隙或喉道，藍(lán)色表示未被氣體充注仍飽含水的孔隙或喉道。圖9完整地展示了充注過程中的氣水分布變化特征。當(dāng)充注開始時(shí)，氣體首先從底部進(jìn)入較大的孔隙中（圖9-a）；隨著充注的進(jìn)行，氣體逐漸占據(jù)較大的孔隙（圖9-b）與中等大小的孔隙（圖9-c），連通的中大孔隙內(nèi)水首先被驅(qū)替出；充注結(jié)束后，殘余水主要賦存在小孔隙與窄喉道中，而少量的殘余水賦存在與小孔隙或窄喉道相連接的大孔隙中（圖9-d）。值得注意的是，少量水也殘留在與小孔隙或窄喉道相連接的大孔隙中，這部分大孔隙無法被天然氣充注。

圖9 天然氣充注過程中模擬的氣水分布特征圖

3.4 不同地質(zhì)條件下的充注特征

根據(jù)前文分析，溫度與壓力等地層條件變化在微觀上會(huì)影響孔隙內(nèi)流體分子之間、流體分子與孔隙壁面之間的分子間相互作用力，從而在宏觀上影響毛細(xì)管壓力的大小。本文根據(jù)典型致密砂巖氣藏成藏特征，選取了三個(gè)地層溫度和地層壓力條件（表2），進(jìn)行了天然氣充注的孔隙網(wǎng)絡(luò)模擬。表2展示了不同地層溫度和壓力條件下的孔隙網(wǎng)絡(luò)模擬結(jié)果。從條件1到條件3，地層溫度和地層壓力逐漸升高，孔隙中流體的界面張力也隨之降低，接觸角逐漸增大；由式（1）可知，此時(shí)天然氣充注進(jìn)入孔隙所需要克服的毛細(xì)管壓力也隨之降低。在相同的充注壓力下，氣體可以充注進(jìn)入更小的孔隙中，進(jìn)而提高充注后的含氣飽和度。

表2 不同溫度壓力條件下的孔隙網(wǎng)絡(luò)模擬結(jié)果表

圖10為天然氣充注進(jìn)入孔隙網(wǎng)絡(luò)過程中需要克服的毛細(xì)管壓力與含水飽和度之間的關(guān)系。天然氣充注進(jìn)入孔隙網(wǎng)絡(luò)中后，含氣飽和度逐漸升高，含水飽和度逐漸降低。氣體首先充注進(jìn)入相互連通的中大孔隙，隨著氣體的逐漸充注，連通的大孔隙基本都被完全充注，氣體將逐漸進(jìn)入更小的孔隙中，含水飽和度進(jìn)一步降低，此時(shí)充注過程需要克服更大的毛細(xì)管壓力。

如圖10所示，隨著含氣飽和度的升高，充注過程所需要克服的毛細(xì)管壓力逐漸增大。圖10中條件3（藍(lán)色曲線）相比于條件1（紅色曲線），具有更高的地層溫度和地層壓力，因此在條件3情況下，氣體充注進(jìn)入相同尺度的孔隙或喉道中，所需要克服的毛細(xì)管壓力要小于條件1情況，直觀的表現(xiàn)為條件3的毛細(xì)管壓力曲線位于條件1的毛細(xì)管壓力曲線的下方。模擬過程中設(shè)置最大充注壓力為10 MPa，在充注結(jié)束后，條件1情況下最終含氣飽和度為62.9%，條件3含氣飽和度為67.4%，含氣飽和度提高了4.5%。

圖10 天然氣充注過程中需要克服的毛細(xì)管壓力與含氣飽和度關(guān)系圖

地質(zhì)條件的改變將在微觀上導(dǎo)致孔隙內(nèi)流體分子之間，流體分子與孔隙壁面之間的分子間相互作用力的改變，在宏觀上表現(xiàn)為孔隙內(nèi)毛細(xì)管壓力的變化，這種變化導(dǎo)致了不同地層溫度和壓力儲(chǔ)層中天然氣充注下限存在差異，最終造成儲(chǔ)層含氣性的差異。

4 應(yīng)用前景

基于孔隙網(wǎng)絡(luò)的致密氣充注數(shù)值模擬方法，拓展了國內(nèi)針對成藏?cái)?shù)值模擬手段，揭示了連通孔隙中的自由水的成因機(jī)制。與此同時(shí)，孔隙網(wǎng)絡(luò)模擬技術(shù)同樣可以充分利用數(shù)字巖心資源，將CT掃描技術(shù)與數(shù)值模擬方法相結(jié)合，進(jìn)一步探究成藏過程中的微觀現(xiàn)象，揭示微觀機(jī)理，更好地進(jìn)行含氣性與氣水分布的預(yù)測。

在致密砂巖氣開發(fā)過程中往往面臨氣水分布復(fù)雜的難題，孔隙網(wǎng)絡(luò)模擬技術(shù)有助于深化對致密砂巖氣藏成藏機(jī)理的認(rèn)識(shí)，深入理解復(fù)雜氣水分布關(guān)系的形成過程與微觀滲流特征，有助于提高對致密砂巖氣藏的生產(chǎn)機(jī)理和潛在生產(chǎn)能力的認(rèn)識(shí)。本文中使用的巖心取自蘇里格地區(qū)某井的儲(chǔ)集層段，根據(jù)主充注期的成藏壓力與溫度環(huán)境下模擬的含氣飽和度為65.2%，測井解釋含氣飽和度為68%，兩者具有較好的吻合程度。

誠然，主成藏期的充注過程只是成藏過程的一個(gè)階段，儲(chǔ)層的含氣性在后期地質(zhì)變化過程中均有可能發(fā)生改變。但基于孔隙網(wǎng)絡(luò)的致密砂巖氣充注數(shù)值模擬方法拓展了研究人員們對數(shù)字巖心和CT掃描技術(shù)的應(yīng)用，豐富了對充注過程的模擬手段，有利于深入理解致密油氣，以至于頁巖油氣的成藏機(jī)理。

5 結(jié)論

1）孔隙的毛細(xì)管壓力是孔隙內(nèi)流體分子和流體分子與孔隙壁面之間的分子間相互作用力的宏觀表達(dá)，且受溫度、壓力等地質(zhì)條件的影響較大，在實(shí)際高溫高壓地層中的毛細(xì)管壓力更小，其儲(chǔ)層的成藏下限可能更低。關(guān)注成藏過程中的地層溫度和地層壓力特征，有助于更準(zhǔn)確地預(yù)測致密氣的形成分布特征和評價(jià)致密儲(chǔ)層的含氣飽和度。

2）由于孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)性特征，并非所有大孔隙都被天然氣充注，與小孔隙或者窄喉道相連的大孔隙可能無法被充注而呈現(xiàn)局部高含水特征，在開發(fā)過程中，這部分水可能被產(chǎn)出，因此致密砂巖氣產(chǎn)出水也有可能來自于大孔隙。

3）微觀機(jī)理上的研究可以通過孔隙網(wǎng)絡(luò)模擬方法在數(shù)值模擬上體現(xiàn)，進(jìn)行含氣性與氣水分布形成過程的表征，有利于深入理解致密油氣成藏機(jī)理。基于孔隙網(wǎng)絡(luò)充注模擬技術(shù)對認(rèn)識(shí)致密油氣成藏充注過程，揭示微觀氣水分布形成過程，指導(dǎo)致密油氣開發(fā)具有重要指導(dǎo)和借鑒意義。