西湖凹陷某构造花港组致密砂岩储层的渗流特征

徐国盛 赵莉莉 徐 发 张 涛 赵幸滨 张 震 刘 为

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059；2.中海石油（中国）有限公司 上海分公司，上海200030）

随着常规油气资源量日益减少，致密砂岩气藏的勘探开发工作越来越受到人们的关注。第3轮油气资源评价认为中国致密砂岩天然气资源量达20×1012m3，并呈现出快速增长的态势[1]。按照中国的标准，有效渗透率≤0.1×10－3μm2（绝对渗透率≤1×10－3μm2）、孔隙度≤10%的气藏为致密气藏[2]。东海盆地西湖凹陷某构造渐新统花港组中深层（井深＞3.5km）砂岩属于致密砂岩储层的范畴。关于致密砂岩储层的孔隙结构和气水渗流特征，前人已做了大量研究，杨建、朱华银等人指出致密砂岩储层岩石致密，孔隙结构复杂，储层非均质性强[3，4]；张浩、胡勇等人 认为致密砂岩储层在气水渗流特征方面与常规砂岩储层存在较大差异，表现为含水饱和度高，可动流体饱和 度 小，气 相 渗 透 率 低[5，6]；M.Rudolf，Ter－Sarkisov等人认为致密砂岩储层复杂的微观结构与流体之间的相互作用是影响气体高效产出的关键因素之一[7，8]；Stephen A Holditch指出致密含气砂岩必须经过大型改造措施（水力压裂），才能产出工业性气流[9]。那么，西湖凹陷某构造花港组致密砂岩储层是否符合这些特点呢？研究区是勘探新区块，仅仅有人研究认为该区致密砂岩气层具有低孔、低渗、高含水等特征[10]，对于储层的气水渗流特征还缺少相应的研究，这已严重制约了该区致密砂岩气的有效开发。笔者在综合分析物性测试、核磁共振、压汞、水驱气等实验数据的基础上，对致密砂岩储层岩石孔隙结构和气水渗流特征等问题进行了深入探讨，旨在为西湖凹陷某构造花港组致密砂岩气藏合理有效开发提供科学依据。

1 储层特征

西湖凹陷总体上为“两洼夹一隆”的构造格局，且具有“东西分带，南北分块”之构造特征（图1）。根据新生代的构造格局、沉积特点、断裂发育及油气赋存状态等特征，西湖凹陷由西向东可划分为西部斜坡带、西部次凹、中央反转构造带、东部次凹和东部断阶带[11]。研究区位于西部次凹的南部，储层主要为三角洲相的水上、水下分流河道、河口坝沉积砂体。岩石类型以泥质粉砂岩、粉砂岩、粉细砂岩、细砂岩为主，储层物性较差。

图1 西湖凹陷各构造带及油气田分布图Fig.1 Distribution graph of various structural belts and oil－gas fields in the Xihu depression（据陶士振等，2005）

1.1 物性特征

通过对岩心薄片的观察鉴定，花港组储层岩性以细－中粒岩屑长石砂岩为主。孔隙度分布范围在2.44%～13.90%，平均孔隙度为9.44%；主要集中在5%～10%，占51.84%；孔隙度10%～13%，占38.60%。渗透率分布范围在0.01×10－3～1.71×10－3μm2，平均渗透率为0.14×10－3μm2；主要集中在＜0.1×10－3μm2范围内，占65.75%。根据杨晓宁（2005），致密砂岩储层一般是指孔隙度为7%～12%和空气渗透率＜1.0×10－3μm2的储层[12]，砂岩孔喉半径一般小于0.5μm，据此判断，该地区花港组储层属于致密砂岩储层。

1.2 孔隙结构特征

1.2.1 孔喉类型

通过对西湖凹陷某构造花港组所取样品铸体薄片和扫描电镜分析可知：储层孔隙类型以次生孔隙为主，次生孔隙的平均面孔率为5.8%，约占储集空间的56.4%。在次生孔隙类型中，粒间溶孔和长石溶蚀孔是最主要的次生孔隙类型（图2－A，B），二者的面孔率值分别为2.68%和3.21%。粒间溶孔可极大地改善致密砂岩储层的储集性能。

图2 花港组储层不同孔隙和喉道类型Fig.2 Various types of the pores and throats of the Huagang Formation reservoirs

花港组储层主要喉道类型为缩颈型喉道，其次为管束状喉道（图2－C，D）。其中缩颈型喉道平均宽度6.85μm，连通孔隙的能力较强，流体在岩石中较易渗流；管束状喉道，由于长石溶蚀作用，高岭石晶间产生的许多微细孔隙呈管束状密集分布，宽度＜0.1μm，物性较差，喉道细小，流体在岩石中渗流困难。这也是致密砂岩储层渗流特征复杂的主要原因之一。

1.2.2 孔隙结构特征

采用高压压汞、恒速压汞和核磁共振等技术对目的层23块岩心样品的孔隙结构特征进行了研究，分析结果表明：花港组储层岩石分选性较差，非均质性强，孔喉细小，排驱压力高。依据分选性、歪度、排驱压力和最大进汞饱和度等孔隙结构参数，并结合花港组岩样压汞曲线（图3），可以将孔隙结构分为以下5种类型。

图3 花港组岩样毛管压力曲线分类Fig.3 Classification of the capillary pressure curves of the Huagang Formation rock samples

Ⅰ类：分选系数主要分布在1.7～2.3，歪度分布在0.8～1.0，排驱压力＜0.1MPa，最大进汞饱和度均＞90%。毛管压力曲线偏向图的左下方，具有相对较宽的平台，这说明孔喉略粗、分选较差，代表了孔隙度较大、有微裂缝存在的渗透率较高的储层类型特征。

Ⅱ类：分选系数主要分布在0.1～0.5，歪度分布在1.0～1.5，排驱压力为0.1～1MPa，最大进汞饱和度为85%～90%。毛细管压力曲线略偏离图的左下方，具有宽的平台，说明孔喉较粗、分选较好，代表了孔隙度较大、渗透率较高的储层类型特征。

Ⅲ类：分选系数主要分布在0.1～0.5，歪度分布在1.5～2.0，排驱压力为1～3MPa，最大进汞饱和度为75%～85%。毛细管压力曲线具有相对较宽的平台，略偏向图的右上方，说明孔喉较粗、分选较好，代表了孔隙度较小、渗透率较低的储层类型特征。

Ⅳ类：分选系数主要分布在0.01～0.1，歪度分布在2.0～2.5，排驱压力为3～10MPa，最大进汞饱和度为70%～75%。毛细管压力曲线偏向图的右上方，具有窄的平台，说明孔喉较细、分选较好，代表孔隙度较小、渗透率较低的储层类型特征。

Ⅴ类：分选系数＜0.01，歪度分布在2.5左右，排驱压力＞10MPa，最大进汞饱和度为55%～70%。毛细管压力曲线靠近图的右上方，几乎不具有平台，说明孔喉较细、分选较好，代表岩性致密、孔隙度和渗透率均很低的储层类型特征。

分析表明：花港组储层孔隙结构以Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ类为主，约占65%。这类储层岩性致密，物性差，孔隙结构复杂，具有典型的致密砂岩储层孔隙结构特征，其渗流特征异于常规储层，束缚水饱和度高，气相渗透率低，流体在孔隙介质中流动阻力大，渗流困难，导致注水驱气时采收率普遍较低。

2 渗流特征

2.1 水驱气渗流特征

气水相对渗透率曲线表征了气水在多孔介质中的渗流特性[13]。因此，利用稳态法对研究区储层岩心进行水驱气相对渗透率实验测定，获得气水相对渗透率曲线，并将其分为3个阶段，分别对各个阶段的渗流特征进行分析。

2.1.1 束缚水状态下气相渗流特征

岩心气水相对渗透率实验表明，储层束缚水饱和 度较 高，在27.3%～62.5%，平 均 值 为39.58%，等渗点对应的水饱和度≫50%，且残余气饱和度相对较低。可以看出，研究区储层岩石具有典型的致密低渗、强亲水特征。由于储层岩石的强亲水性，气体的渗流能力相对较差，无水期采收率范围仅在13.3%～39.9%，平均值为32.6%，并且随着束缚水饱和度的增高而降低。

储层束缚水状态下气相相对渗透率为0.085 5～0.325 5，与空气渗透率的关系如图4所示。可以看出，储层岩石束缚水条件下的气相流动能力最好也只有岩心渗透率的32%，并且随着岩心渗透率的降低气相相对渗透率也下降。由图4中拟合关系式可以得出，当岩石空气渗透率为0.011×10－3μm2时，气相渗透率为0。表明储层在束缚水条件下，当空气渗透率低于0.011×10－3μm2时，气相在孔隙介质中难以流动。

图4 束缚水状态下气相相对渗透率与岩心渗透率的关系Fig.4 The relationship between the gas phase relative permeability and core permeability under the state of bound water

2.1.2 气水两相流动期气水两相渗流特征

通过分析气水相对渗透率曲线（表1，图5）可以发现：①该区气水两相流动区含水饱和度在14.5%～21.6%范围内变化，气水两相渗流区范围窄，等渗点的含水饱和度在65%左右。②在达到气、水两相共渗点前，随着含水饱和度的增加，气相相对渗透率急剧减小，水相相对渗透率缓慢增大。③在超过气、水两相共渗点之后，气相相对渗透率下降的速度趋缓，并降至零，而水相相对渗透率增加较快。④最终的水相相对渗透率较小（0.03～0.05），有较高的残余气饱和度（29.6%～32.4%），水 驱 气 最 终 采 收 率 较 低 （33.9%～55.3%）。上述渗流特征的原因可以解释为：水进入岩心后，由于水强润湿岩心孔隙表面，所以水首先占据小孔道，然后逐渐向大孔道扩展，水相饱和度增加，气相饱和度减少，此时气相被迅速驱出，使气相相对渗透率在开始的阶段急剧降低；而达到拐点之后缓慢下降是因为储层中此时相当一部分气滞留在孔隙喉道中，成为残余气，注入水已经无法将其驱出。水相相对渗透率在开始阶段增加缓慢，等渗点之后增加较快，这可以解释为初期水相占据小孔道，遇到阻力较大，流经路程长，当水相增加到一定饱和度时，水在岩石孔道中形成连通的孔道水体，并且越来越多，故其相对渗透率增加较快。

表1 不同岩心水驱气相对渗透率曲线特征值比较Table1 Comparison of the characteristic values of the relative permeability curves among different cores

图5 研究区储层岩样气水相对渗透率曲线Fig.5 Gas－water relative permeability curves of the reservoir rock samples

2.1.3 残余气状态下水相渗流特征

分析气水相对渗透率曲线（图5）表明：残余气状态下，随着含水饱和度的继续增加，水相相对渗透率一般较低，范围在0.038 2～0.221 5。当储层岩石渗透率为0.3×10－3μm2时，残余气状态下水相相对渗透率＜0.03；而储层岩石渗透率为2.638×10－3μm2时，水相相对渗透率＞0.1，水相流动力明显增强。这是由于水对砂岩气层是强润湿相，其毛细管力为阻力，使部分气体残留在孔喉和大孔道的中心部位，这部分气体以分散的小气珠形式存在，而当继续驱气时，由于水对气体具有挤压作用，这种挤压使气泡在流动过程中发生卡断，进而阻碍了水的流动，使得水、气系统中残余气状态下的水相相对渗透率不高。同时，在注水驱气后期，储层岩石中的黏土矿物长期受注水冲刷的影响，会发生移动，在孔喉发生变化时，将会造成不同形式的堆积阻塞，即黏土矿物的速敏性，也会降低水相相对渗透率。

2.2 核磁共振可动流体变化特征

致密砂岩储层由于受沉积、成岩作用的影响，孔隙结构复杂，而孔喉中流体的赋存状态就自然不同于常规储层。在系统分析储层微观孔隙结构的基础上，利用核磁共振技术，研究致密砂岩储层微观孔隙结构中流体赋存状态，分析可动流体的变化特征。

对饱和流体的岩样进行核磁共振T2测量时，得到的T2弛豫时间大小取决于流体分子受到孔隙固体表面作用力的强弱，因此T2弛豫时间的大小是孔隙（孔隙大小、孔隙形态）、矿物（矿物成分、矿物表面性质）和流体（流体类型、流体黏度）等的综合反映，利用岩样内流体的核磁共振T2弛豫时间的大小及其分布特征，可对岩样孔隙内流体的赋存状态进行分析[14，15]。根据核磁共振可动流体测试结果（表2）得出致密砂岩储层可动流体赋存特征如下。

a.研究区致密砂岩储层岩心饱和模拟地层水状态下的核磁共振T2谱均呈双峰，双峰态是砂岩T2谱的典型特征[16]。两峰交汇点的T2谱截止值为16ms，在常规砂岩（10～40ms）中处于截止值的较低值范围。

b.可动流体饱和度为31.04%～53.08%，孔隙度为6.91%～10.62%，这说明致密砂岩储层可动流体饱和度低，且具有较强的非均质特征。这些特点在致密砂岩储层水驱气中表现出各岩心之间驱气效率相差较大、驱气效率低等驱替特征。

c.由可动流体饱和度与孔隙度、渗透率的相关性分析可见（图6－A，B），与渗透率的相关性更强。同时，也可以看出随着渗透率减小，可动流体饱和度也相应降低；且渗透率越低，可动流体饱和度降低的速度越快。可动流体饱和度低是致密砂岩储层采收率低的主要原因之一[17]。当渗透率＞1×10－3μm2时，随渗透率的增大，可动流体饱和度的增加变缓。

d.图6－C，D所示为可动流体饱和度与孔喉体积比和孔喉半径平均值的相关性。从结果可以看出，可动流体饱和度与孔喉体积比呈明显负相关关系，与孔喉半径平均值呈较强的正相关关系。这说明在致密砂岩储层中喉道半径是影响可动流体饱和度的关键因素。

2.3 影响气水相对渗透率特征的因素

2.3.1 储层物性因素

孔隙度与渗透率是表征储层储集性能和渗流能力的参数，也是影响气水相对渗透率特征的重要参数。由于采收率为渗流特征参数，间接地反映了气水相对渗透率特征，因此，利用相关分析法统计了采收率与物性的相关关系，在此基础上分析控制气水相对渗透率特征的因素。

表2 研究区储层岩样核磁共振可动流体测试结果Table2 The testing results of the movable fluid of the reservoir rock samples by NMR technique

通过无水期采收率及最终采收率与物性的相关性分析可以看出（图7），最终采收率与物性有很强烈的正相关性，无水期采收率与物性也有较强烈的正相关性。随着孔隙度与渗透率的减小，无水期采收率与最终采收率均有降低，这说明随着储层物性的变差，采收率受到影响。对比不同岩心样品的采收率（表3）可以看出，孔隙度值相近、渗透率值相差较大的岩心样品采收率变化较大，而渗透率值相近、孔隙度值相差较大的岩心样品采收率变化不大。由此可见，相对孔隙度而言，渗透率对采收率的影响更大。这是因为致密砂岩储层非均质性较强，而渗透率受储层的非均质性影响，随着渗透率的增大或减小，喉道半径也相应变化，进而影响储层中的气水相对渗透率特征，从而影响采收率；而孔隙度表征储层的储集能力，对采收率影响相对较小。图7－B所示，随着渗透率的增加，采收率表现增大的趋势，但增加幅度逐渐减小；当渗透率较小时，采收率下降幅度明显，这也是致密砂岩储层采收率低的主要原因。此外，渗透率越小，无水期采收率所占最终采收率的比值越大（表3），说明渗透率越低，孔喉半径越小，毛细管力越大，水相流动阻力越大，后期的注水驱气对最终采收率影响不大。因此，渗透率越差的储层，越应该重视无水期采收率。

综上分析，研究区致密砂岩储层物性对气水相对渗透率的影响，主要是通过与储层孔隙结构之间的相互影响进而影响气水相对渗透率特征，因此，致密砂岩储层的气水相对渗透率特征主要是受孔隙结构的影响。

图6 可动流体饱和度与孔隙结构参数的相关性Fig.6 The relative curve between the movable fluid saturation and the pore structure parameter

图7 储层物性与采收率相关性分析Fig.7 Correlation analysis between the reservoir physical property and the recovery factor

表3 不同岩心样品采收率对比Table3 Correlation of the recovery factors of different core samples

2.3.2 孔隙结构因素

孔隙结构是影响气水相对渗透率特征的最主要因素。通过分析认为，孔隙结构对于致密砂岩储层气水相对渗透率特征的影响主要包括以下几个方面。

a.平均孔喉比

孔喉比是指孔隙半径和与之连通的喉道半径之比。在孔隙结构中，平均孔喉比对渗透率的影响很大，进而会对气水相对渗透率产生影响。

由图8可见，随着平均孔喉比的增大，相同含水饱和度下的气相相对渗透率降低。分析认为：平均孔喉比越大，说明和孔隙相连通的喉道半径越小，孔隙和喉道间的毛细管力也就越大，越容易发生卡断堵塞，即越容易形成残余气。而致密砂岩储层普遍具有亲水性，这将导致气相以孤立的气泡形式存在于孔隙中，无法形成连续的气体渗流通道，从而影响气相渗透率。

b.孔隙结构的非均质性

图8 平均孔喉比对气相相对渗透率的影响图Fig.8 The Influence diagram of the average pore throat ratio on the gas phase relative permeability

表4 不同岩心孔隙结构参数的最终采收率对比Table4 Comparison of the ultimate recoveries of the pore structure parameters of different cores

孔隙结构的非均质性主要通过孔喉分选系数体现，分选系数越小，表明储层孔隙结构的非均质性越弱。对比不同岩心孔隙结构分选系数的最终采收率（表4），可以看出：在渗透率相差不大的情况下（如2号岩样与3号岩样），孔喉分选系数与最终采收率呈负相关关系，即孔喉分选系数越小，分选越好，最终采收率越高。而当渗透率相差较大的情况下（如4号岩样与25号岩样），部分分选较差但渗透率较高的样品最终采收率仍然相对较高。这主要是因为其渗透率是由少数连通的大孔喉提供的，而大孔喉的出现无疑会使小孔喉为主的样品分选变差。综上分析，在渗透率相差不大的情况下，孔隙结构非均质性强，则最终采收率越差；而在分选差不多的情况下，其最终采收率在很大程度上取决于渗透率的大小。

c.孔喉半径

孔喉半径对气水相对渗透率有重要影响，而致密砂岩储层孔隙结构复杂，当渗透率＜1×10－3μm2时，孔喉半径主要集中在＜1μm范围内，孔喉半径变化复杂，大小差异较大，岩石渗透率主要由大孔喉所贡献。图9所示为孔喉半径值与最终采收率的关系。从图中可以看出，随着孔喉半径的增大，最终采收率增加，当孔喉半径值达0.15 μm时，最终采收率接近50%，两者具有较好的正相关关系。另一方面，回归斜率较大，表明随着孔喉半径的增大最终采收率增加的幅度较大。这说明致密砂岩储层的孔喉半径对气相渗流的影响很大。

图9 孔喉半径与最终采收率的相关关系Fig.9 The relationship between the pore throat radius and the ultimate recovery

2.3.3 原始含水饱和度

原始含水饱和度对研究区致密砂岩储层气相相对渗透率的影响如表5所示。可以看出，研究区致密砂岩储层的原始含水饱和度范围为32.6%～62.5%，储层的渗透率越低，原始含水饱和度越高；随着原始含水饱和度的增加，气相相对渗透率与最终采收率均呈下降趋势；当原始含水饱和度＞60%时，气相相对渗透率急剧下降，最终采收率也降低。这是可以理解的，原始含水饱和度越高，在致密砂岩储层的毛细管力和界面张力等作用下，孔隙、喉道中吸附的水量就越多，气体通过喉道的渗流通道减小得就越厉害，导致气体有效渗流能力下降，最终采收率降低。

表5 不同岩心原始含水饱和度的气相相对渗透率对比Table5 Comparison of the gas phase relative permeability of the original water saturation of different cores

2.3.4 润湿性

储层岩石的润湿性也是影响气水相对渗透率特征的原因之一。由于储层的润湿性与两相驱替方式、残余气的分布关系密切，从而也会影响气水相对渗透率[18]。研究区储层岩心束缚水饱和度（Swi）＞30%，等渗点含水饱和度（Sw）＞60%，最大含水饱和度时水相相对渗透率Krw＜10%，据杨胜来（2004），研究区储层岩石表现为强亲水性[19]。岩石的亲水性对驱气效率的影响主要表现在2方面：一方面，岩石的亲水性可以使毛管力逐渐转变为驱气动力，注入水更易进入小孔隙中，对于小孔隙中残余气的驱替较为有利。另一方面，致密砂岩储层喉道细小，当气水两相流经狭窄喉道时，由于贾敏效应产生附加阻力；又由于岩石的亲水性，水沿着喉道表面流动形成水膜，造成水锁损害，使流动阻力进一步加大；同时，水沿着喉道表面流动，对于以分散形式分布于大孔隙中心部位的残余气无法顾及，进而影响最终采收率。

3 结论

a.花港组储层岩性致密，物性差，孔隙度平均为9.44%，渗透率平均为0.14×10－3μm2；孔隙类型以粒间溶孔为主，孔隙结构复杂，排驱压力高（平均为0.938MPa），孔喉半径细小（平均为0.114 9μm），且孔喉分选性差，具有典型的致密砂岩储层特征。

b.储层岩心水驱气模拟实验研究所得的相对渗透率曲线遵循相同的规律：束缚水饱和度较大时，残余气饱和度大；储层岩石亲水，束缚水条件下气相相对渗透率不高；两相渗流区较窄，储层见水后气相渗透率急剧下降；水驱气后期，水相相对渗透率也不高，最终采收率在50%左右；无水期采收率占最终采收率的比例很大，因此，应充分重视致密砂岩储层见水前的天然气开采。

c.核磁共振可动流体研究表明，该区致密砂岩储层可动流体饱和度低，且具有较强的非均质性，导致致密砂岩储层水驱气中的最终采收率低，各岩心之间驱气效率差异较大。

d.气水两相在致密砂岩储层中的渗流特征受储层物性、孔隙结构、原始含水饱和度以及润湿性等多种因素的影响。岩石渗透率控制气水渗流能力，是影响气水相对渗透率的直接原因；孔喉分布非均质性强和孔喉半径细小，是影响储层渗透率低、气水渗流困难、最终采收率低的最主要因素；含水饱和度对气体渗流能力影响较大，储层含水增加造成产能大幅度下降；润湿性与两相驱替方式、残余气的分布关系密切，影响气水相对渗透率特征。

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