低渗致密火山岩气藏微观孔喉特征

孙军昌郭和坤刘 卫李治硕姜 鹏

（1.中国科学院渗流流体力学研究所，河北 廊坊 065007；2.中国科学院研究生院，北京 100049）

低渗致密火山岩气藏微观孔喉特征

孙军昌1，2郭和坤1刘 卫1李治硕1，2姜 鹏1，2

（1.中国科学院渗流流体力学研究所，河北 廊坊 065007；2.中国科学院研究生院，北京 100049）

储层岩石的微观孔隙结构特征直接影响其储集和渗流能力，并最终决定油气藏产能的大小。使用恒速压汞测试技术，对低渗致密火山岩气藏微观孔喉发育特征研究表明，低渗火山岩气藏喉道半径非常细微但孔道半径较大，不同渗透率大小的储层喉道发育特征差异明显，主流喉道半径与储层渗透率具有较好的函数关系，喉道控制储层渗流能力。与渗透率接近的砂岩储层相比，低渗火山岩储层孔道半径较大但分布范围相对较小、孔喉比超大且呈多峰态分布，孔喉匹配关系复杂，开发过程中极易产生水锁伤害。同时数学拟合结果表明，火山岩气藏孔喉半径比加权均值随渗透率的增大而减小，但其相关性小于低渗砂岩孔喉比均值与渗透率之间的相关性；储层有效孔道、喉道体积与孔隙度和渗透率具有较好的相关性，但其与前者的相关性好于后者，这与低渗砂岩储层规律相反。

低渗透；微观结构；孔喉特征；恒速压汞；火山岩气藏；孔喉比

火山岩气藏作为一种特殊类型的油气藏储层类型越来越受到人们的关注，目前在我国松辽、准噶尔和渤海湾盆地等均有所发现，资源量已超过3×1012m3［1-2］。但是由于火山岩储层岩相岩性丰富多样，以及喷发成岩的缘故使得储层微观孔隙结构特征与常规碎屑岩储层差别较大。这些因素使得火山岩气藏开发难度加大，尤其是对于我国松辽盆地特大火山岩气藏，更是缺少开发实践［1-2］。大量的生产实践表明，储层的微观孔隙结构直接影响其储集和渗流能力，并最终决定油气藏产能的大小［3］。笔者使用恒速压汞测试技术，对取自大庆油田的低渗致密火山岩气藏岩样微观孔喉发育特征进行了分析研究，比较了不同储集和渗流能力的火山岩储层孔、喉半径及有效孔、喉体积发育特征，研究结果对深入认识火山岩储层孔、喉发育的特殊性及制定合理的气藏开发方案具有一定的指导作用。

1 恒速压汞测试技术简介

恒速压汞实验中仪器以极低的恒定速度向岩样内进汞，很小的进汞速度能够基本保证准静态进汞过程的发生。在此过程中，界面张力和接触角均保持不变。因此，岩样内部孔隙结构的微小变化均会导致进汞前缘弯月面形状的改变，从而引起毛管压力的变化。一般来说，储层孔道与喉道半径之间存在数量级的差别［2］。因此，通过检测毛管压力的波动就可以将孔道与喉道区分开来，实现对二者发育个数的精确测量和记录［4］。

实验均在美国Coretest公司制造的ASPE730恒速压汞仪上进行，最高进汞压力约为6.21 MPa，进汞速度为5×10-5mL·min-1，测试岩样体积约为3.5 cm3。

2 微观孔喉特征

恒速压汞实验共对36块岩样进行了测试，包括流纹岩、凝灰角砾岩、熔结角砾岩和凝灰岩4种岩性。36块岩样孔隙度分布在1.30%～21.83%，均值为9.43%。渗透率分布在 8.260×10-3～0.001×10-3μm2，均值为0.791×10-3μm2，属于典型的低渗、特低渗储层［3］。同时对36块小岩样对应的全直径岩心CT图像观察发现岩样中主要为较小的气孔、粒间孔和极少量微裂缝。根据渗透率大小将36块岩样分为3组：Ⅰ组7块（Kg≥1×10-3μm2）、Ⅱ组8块（0.1×10-3μm2≤Kg＜1×10-3μm2）和Ⅲ组21块（Kg＜0.1×10-3μm2）。表1为有代表性的4块岩样常规物性参数（编号V1—V4），其中编号为S1，S2和S3的3块是作为对比研究的低渗砂岩岩样。

表1 低渗火山岩和砂岩岩样常规物性参数及恒速压汞测试结果

2.1 孔喉发育特征

从图1可以看出，不同渗透率的低渗火山岩岩样孔道半径分布差别不明显，4块岩样孔道半径分布均接近正态分布，仅渗透率最小的V4号岩心孔道半径略有减小。数学统计表明，Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ组岩样孔道半径均值分别为146.70，138.81和130.48 μm，差别不明显。同时从图1a可以看出，与渗透率接近的砂岩岩样相比，火山岩孔道半径分布范围较窄且半径较大（150 μm左右），而低渗砂岩孔道半径分布范围较宽、峰值孔道半径较小（120 μm左右）［5-6］。

观察图1b可知，不同渗透率的低渗火山岩岩样喉道半径差异比较明显。渗透率越大，岩样中发育的大喉道明显增多；岩样渗透率越小，喉道半径越小且集中分布在0.3 μm左右。渗透率较大的V1和V2号岩样中分别有36%和6%的喉道半径大于1 μm，但渗透率较小的V3和V4号岩样中小于0.3 μm的喉道分别占其总喉道个数的72%和81%。统计表明Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ组火山岩岩样喉道半径均值分别为0.98，0.61和0.35 μm，不同渗透率级别火山岩岩样喉道半径差异远较孔道半径差异明显。低渗火山岩气藏喉道半径非常细微，尤其是当渗透率小于1×10-3μm2时岩样中80%以上的喉道半径小于0.5 μm，对应的毛管压力曲线与低渗砂岩差异明显［6］（见图2）。

图3为低渗火山岩和砂岩主流喉道半径与渗透率的关系，其中主流喉道半径的计算是根据Winland和Pittman等人提出的将进汞饱和度为35%时对应的喉道半径定义为主流喉道半径的方法所计算结果［7］。从图3可以看出，当渗透率基本相同时，低渗火山岩气藏喉道半径小于低渗砂岩喉道半径，并且这种差距随渗透率的增大而增大。

2.2 孔喉半径比特征

孔喉半径比是孔道与喉道半径大小的比值，其大小和分布规律在一定程度上反映了孔道与喉道相互匹配关系的复杂程度［2］。孔喉比较小时，喉道和孔道半径大小相差不大，孔隙中的油气容易通过喉道渗流出来。而当孔喉比较大时，大孔隙被小喉道包围，尤其是对于喷发成岩的火山岩气藏储层，气孔、溶洞等较大的储集孔隙空间往往被微细的喉道所包围，此时大孔隙中的流体很难通过小喉道渗流出来，开发过程中极易发生水锁现象［6］。

从图4可以看出，低渗火山岩气藏孔喉比呈多峰态分布，大小孔喉比均比较发育。图4a中4块火山岩岩样大于200的孔喉比个数分别占孔喉比总个数的49%，90%，91%和87%。Ⅰ、Ⅱ组和Ⅲ组火山岩孔喉比加权均值分别为462.93，541.35和678.81。而与其渗透率接近的低渗砂岩孔喉比分布范围较窄，孔喉比分布图上仅有一个明显突起的峰值。随着岩样渗透率的减小，图4b中低渗火山岩与砂岩孔喉比分布范围均有所增宽，较大孔喉比增多而较小孔喉比明显减少，但砂岩孔喉比与渗透率的变化趋势具有较明显的一致性，而低渗火山岩孔喉比与渗透率之间的对应关系不明显。

对36块低渗火山岩与9块低渗砂岩岩样渗透率与孔喉比加权平均值的数学拟合表明：前者相关性仅为0.475，远小于后者的0.869。引起这种差异的主要原因在于火山岩气藏储层孔隙空间的复杂性，通过岩心、岩屑观察及显微结构分析，由于喷发成岩的缘故该类储层中一般发育有原生超大气孔、石泡空腔孔、杏仁体内孔、晶粒间孔、晶内溶孔和微裂缝等各种不同类型的原生及次生孔隙，且不同类型孔隙大小相差较大，从而导致微小的喉道与不同类型的孔道匹配关系非常复杂，孔喉比较大［8］。

2.3 有效孔喉体积

将在仪器施加的最高进汞压力下汞所进入的孔隙空间定义为岩样的有效孔隙空间，同时根据毛管压力波动将有效孔隙体积分为有效孔道和有效喉道体积，相应的定义了孔道与喉道进汞饱和度，总的进汞饱和度即为孔道与喉道进汞饱和度之和［4］。有效孔道、喉道体积是孔隙、喉道半径及其发育个数的函数，分别反映了储层储集和渗流空间的大小［6］。

图5为表1中V1和S1号岩样孔道、喉道进汞饱和度与总进汞饱和度的关系。从图5可以看出，火山岩与砂岩孔道进汞饱和度均大于喉道进汞饱和度，但相对来说火山岩孔道与喉道进汞饱和度差距较小，表明在仪器可检测范围内孔道与喉道体积差距较小，对其余3块岩样孔道与喉道进汞饱和度曲线分析也具有相同的变化规律。当进汞压力大于某一值后，孔道进汞饱和度曲线将逐渐趋于水平状态，此时由于汞无法突破更小的喉道而进入孔道中，因此孔道进汞饱和度将不再增加，但喉道进汞饱和度曲线接近于以斜率为1的直线增长，此时喉道进汞量贡献了总的进汞饱和度［4］。

由图6可知，孔隙度与有效孔道、孔道体积的相关性最好，而渗透率与有孔道、喉道体积相关性较差，这与低渗砂岩相反［6］。对于低渗火山岩储层而言，储层物性尤其是有效储集物性越好，则单位体积岩样有效孔道、喉道体积越大。

3 结论

1）不同渗透率的低渗火山岩气藏喉道半径分布差异比较明显，孔道半径差别不大，喉道控制储层的渗流能力。

2）与渗透率接近的砂岩储层相比，低渗致密火山岩气藏储层喉道半径非常细微，绝大多数喉道半径小于1 μm，但其孔道半径较大、孔喉比超大且呈多峰态分布，孔、喉半径大小差别很大。

3）低渗火山岩气藏储层孔喉发育特征及孔喉体积随渗透率的变化所导致的差异较大，单位体积岩样有效孔道、喉道体积与孔隙度和渗透率具有较好的函数关系，但其与孔隙度的相关性最好，与渗透率的相关性次之，这与低渗砂岩储层具有相反的变化规律。

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Characteristics of micro pore-throat in low permeability volcanic gas reservoir

Sun Junchang1，2Guo Hekun1Liu Wei1Li Zhishuo1，2Jiang Peng1，2
(1.Institute of Porous Flow and Flow Mechanics,Chinese Academy of Sciences,Langfang 065007,China;2.Graduate University of Chinese Academy of Sciences,Beijing 100049,China)

The storage and flow capacity as well as the ultimate recovery of reservoir are directly affected by its micro-pore structure which determines the productivity of reservoir.The characteristics of the micro pore-throat in low permeability volcanic gas reservoir were analyzed using the constant-rate mercury injection technology.The result shows that the radius of the pore throat is very small and the pore path is large.There are obvious differences among the radius of pore throat in different permeability reservoir.There is a very good functional correlation between the mainstream pore throat and the permeability.The pore path controls on the flow capacity of reservoir.The volcanic gas reservoir is characterized by larger pore body and the pore-throat ratio than that of sandstone reservoir.There are several peaks in the distribution figures of the pore-to-throat ratio of volcanic reservoir,but one of sandstone reservoir,which is easy to cause the water locking damage.Mathematics matching shows that the average value of pore-to-throat decreases when the permeability of volcanic increases,but the relationship between the parameters of micro-structure and physical property of volcanic reservoir is more complicated than that of sandstone reservoir.It has also found that the effective pore throat and pore path volume are correlative with the porosity and permeability of volcanic reservoir.But the former is better than the later, which is opposite to the sandstone reservoir

low permeability,micro-pore structure,pore-throat characteristics,constant-rate mercury injection technology,volcanic gas reservoir,pore-to-throat ratio.

TE135＋.3

A

2009-12-01；改回日期：2010-07-30。

孙军昌，男，1983年生，在读硕士研究生，主要从事油气藏渗流力学研究。E-mail：jjsun1983@yahoo.com.cn。

（编辑 赵旭亚）

1005-8907（2010）05-548-05

孙军昌，郭和坤，刘卫，等.低渗致密火山岩气藏微观孔喉特征［J］.断块油气田，2010，17（5）：548-552.

Sun Junchang，Guo Hekun，Liu Wei，et al.Characteristics of micro pore-throat in low permeability volcanic gas reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2010，17（5）：548-552.