致密砂岩储层孔隙结构对渗流特征的影响——以四川盆地川西地区上侏罗统蓬莱镇组储层为例

司马立强 王 超 王 亮 吴 丰 马 力 王紫娟

1.西南石油大学地球科学与技术学院 2.中国石油川庆钻探工程公司测井公司3.西安昌源石油科技服务有限责任公司

致密砂岩储层孔隙结构对渗流特征的影响
——以四川盆地川西地区上侏罗统蓬莱镇组储层为例

司马立强1王 超1王 亮1吴 丰1马 力2王紫娟3

1.西南石油大学地球科学与技术学院 2.中国石油川庆钻探工程公司测井公司3.西安昌源石油科技服务有限责任公司

司马立强等.致密砂岩储层孔隙结构对渗流特征的影响——以四川盆地川西地区上侏罗统蓬莱镇组储层为例. 天然气工业，2016, 36(12): 18-25.

致密砂岩储层孔隙结构复杂、非均质性强, 其渗流特征较之于常规砂岩储层存在着较大差异。为此, 以四川盆地西部地区上侏罗统蓬莱镇镇组致密砂岩储层为研究对象, 基于物性、压汞、核磁等实验数据, 在分析储层孔隙结构的基础上,结合相渗实验和可视化微观驱替模型, 模拟油气成藏与开发过程中不同类型孔隙结构致密砂岩储层的渗流特征及气、水两相运移机理和分布状态。研究结果表明：①不同孔隙结构储层的气体前缘推进特征均出现类似于树杈状的黏性指进现象, 储层孔隙结构越好, 束缚水饱和度越低, 束缚水状态下的气相相对渗透率越大, 气藏更易被开发；②开发后期残余气主要以绕流、卡断以及孔隙盲端等方式形成的封闭气存在于储层中；③不同类型储层的气、水两相相对干扰均较强, 生产过程中容易产生气、水同出的现象；④封闭气的存在会严重降低气井产量, 而水相的存在则会极大地降低气相相对渗透率, 导致低渗透致密砂岩含水气藏后期产水严重, 开发难度大, 采出程度低, 进而严重影响到气井的有效开发生产。

四川盆地 晚侏罗世 蓬莱镇组 致密砂岩 孔隙结构 相渗实验 可视化微观模型 气、水两相 渗流特征

大量勘探开发实践及研究成果表明， 致密砂岩气藏复杂的渗流特征是影响气井产能和开发的主要因素， 而储层岩石微观孔隙结构是影响油气储集及渗流能力的关键。近几年， 致密砂岩储层孔隙结构及气、水渗流特征的研究一直成为众多学者关注的焦点。其中， 高旺来等人认为致密砂岩储层流体的渗流特征受物性、孔隙结构、含水饱和度等多因素控制。分析储层渗流机理时， 应综合考虑孔隙结构及流体对其产生的影响[1-5]。这些研究虽然在一定程度上分析了孔隙结构对渗流特征的影响， 但未能真实、直观地描述气、水两相流体在复杂孔隙结构中具体的运移机理以及运移结束后气、水最终的分布状态。此后， 付晓燕等人采用真实砂岩微观模型研究了低渗油层的渗流特征， 但该模型可视化能力差， 难以有效描述低渗透油气藏中复杂的两相渗流特征[6-8]。随着对储层渗流机理研究的不断进步， 周克明等人利用铸体薄片制作的微观驱替模型研究了气、水两相渗流特征， 该模型可视化能力强， 在分析气、水两相运移及分布特征方面具有一定优势[9-12]。整体而言， 目前开展的微观模型气、水两相研究只是简单的对实验现象进行描述， 并未有效结合孔隙结构的差异来分析其渗流特征。鉴于致密砂岩复杂的孔隙结构特征， 将孔隙结构研究与实际微观模型相结合， 分析孔隙结构对渗流的影响，气、水两相运移机理及分布状态等相关研究依旧较少。

为此， 笔者以四川盆地西部地区马井—什邡区块上侏罗统蓬莱组致密砂岩气藏为研究对象，在储层孔隙结构研究基础上，将相渗实验与微观可视化驱替模型相结合，综合分析孔隙结构对气、水渗流特征的影响，明确气、水两相流体在不同孔隙结构类型储层中的流动方式及赋存状态，以期为该区气田的高效开发提供科学依据。

图1 致密砂岩储层铸体薄片及对应的扫描电镜特征图

1 致密砂岩储层特征

1.1 岩性及物性特征

铸体薄片及对应扫描电镜图片显示， 蓬莱镇组气藏储层岩性以细粒—中细粒岩屑砂岩为主（图1-a，1-d）， 分选较好， 磨圆程度为次棱角状（图1-b）。岩石矿物成分以石英为主， 平均含量为64.93%， 岩屑及长石含量分别为29.39%、6.08%。储层孔隙类型以原生粒间孔及粒内溶孔为主（图1-b）， 蒙脱石和方解石充填的粒间残余孔次之（图1-c）。胶结物主要为方解石以及少量白云石和石膏（图1-e）。胶结类型以黏土矿物蒙脱石衬垫式胶结（图1-f）、石英与钠长石次生加大式胶结（图1-e）为主， 黏土矿物伊蒙混层充填式胶结次之。储层孔隙度介于2.82%～15.26%，平均孔隙度为8.66%；渗透率介于0.001～0.919 mD， 平均渗透率为0.125 mD。根据砂岩气藏划分标准[13]， 川西地区蓬莱镇组砂岩属于典型的低孔隙度、低渗透率致密砂岩气藏储层。

1.2 孔隙结构特征

储层孔隙结构指岩石孔隙、喉道的几何形状、大小、分布以及两者之间的相互连通关系。通常采用毛细管压力曲线分析储层复杂的孔隙结构[14-20]；通过毛细管压力曲线提取的众多相关参数， 可从不同角度表征储层孔隙结构。此外， 在核磁共振T2谱中，T2弛豫时间与储层孔径大小存在对应关系， 即大孔喉对应长T2弛豫时间， 小孔喉对应短T2弛豫时间[21-23]。因此， 也可通过核磁T2谱分布特征来研究储层孔隙结构。

根据岩心物性、高压压汞毛细管压力曲线、孔喉特征相关参数及核磁共振实验T2谱分布， 可将蓬莱镇组致密砂岩储层岩心孔隙结构特征分为以下3种类型（图2）。

图2 不同类型储层核磁分布、压汞曲线以及孔喉半径分布图

图3 不同类型的储层孔喉结构参数与渗透率的关系图

1）Ⅰ类：孔隙度大于11%， 渗透率大于0.8 mD， 排驱压力小于0.3 MPa， 中值压力小于3 MPa；核磁T2谱分布呈现双峰特征， 岩心T2谱与离心谱差值显示自由流体孔隙较大；孔喉类型表现出中孔—细喉特征。

2）Ⅱ类：孔隙度介于9%～11%， 渗透率介于0.1～0.8 mD， 排驱压力介于0.3～1.0 MPa， 中值压力介于3～10 MPa；核磁谱分布呈双峰特征， 但相对Ⅰ类致密砂岩储层其自由流体孔隙相对较少；孔喉类型表现出中孔—特细喉特征。

3）Ⅲ类：孔隙度介于6%～9%， 渗透率介于0.03～0.10 mD， 排驱压力介于1～2 MPa， 中值压力介于10～25 MPa；核磁谱分布呈较宽单峰；孔隙表现为以束缚流体孔隙为主， 自由流体孔隙较少， 孔喉类型表现出小孔—特细喉特征。

Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层样品能够反映岩石孔隙特征及渗透能力的孔隙结构参数与渗透率交会图（图3）显示：储层排驱压力与渗透率之间呈负相关的关系，说明从Ⅰ类到Ⅲ类储层排驱压力逐渐增大， 对应的最大连通孔喉半径逐渐减小， 导致储层渗透率越来越低， 即渗流能力越来越弱；此外， 储层中值半径、平均孔喉半径与渗透率之间均呈正相关关系， 表现为中值半径和平均孔喉半径越大， 孔隙结构越好， 渗透率越大。因此， 孔隙结构参数与渗透率相关性分析结果表明， 储层孔隙结构的好坏会直接影响到不同类型储层的渗流特征。

图4 制作微观玻璃刻蚀模型的铸体薄片图

图5 排驱初期气体前缘的推进特征及驱替之后的气水分布图

2 孔隙结构对渗流特征的影响

相对于常规砂岩储层， 致密砂岩气藏复杂孔隙结构及强非均质性使其拥有复杂的渗流特征。为深入研究致密砂岩储层不同类型孔隙结构对渗流特征的影响。针对具有不同孔隙结构的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层，利用真实反映孔隙结构的微观可视化玻璃刻蚀模型驱替实验与气、水两相渗流的相对渗透率曲线， 研究致密砂岩储层渗流特征， 分析气、水驱替过程及驱替结束后气、水的微观赋存状态。

2.1 气驱水渗流特征

选取3张具有不同类型孔隙结构的铸体薄片（图4）， 通过二值化处理后得到孔隙网络图像， 并按照真实比例在特殊制作的玻璃上利用显影技术进行曝光侵蚀， 制作微观可视化玻璃刻蚀模型。对模型分别进行气驱水（模拟油气成藏）以及水驱气（模拟油气开发）实验， 并在镜下观察各种渗流现象。实验中为便于观察和分析， 驱替基质为染色的蒸馏水， 气体为氮气。

2.1.1 微观可视化玻璃刻蚀模型气驱水过程及气、水分布

气驱水初始阶段， 模型中饱和水， 选取0.06 MPa的驱替压力进行驱替；随着实验进行， 逐渐增大驱替压力， 并观测气、水两相渗流特征及驱替后的气、水分布状态。

微观可视化玻璃刻蚀模型气驱水过程中存在明显的黏性指进现象（图5-a）， 即气体在多孔介质中渗流时， 由于孔径和喉道半径的微观非均质性， 气体前缘遇到半径大小不一和具有不同毛细管阻力的孔喉。在驱替压力大于孔喉毛细管阻力时， 气体率先通过；驱替压力小于孔喉毛细管阻力时， 气体停留一段时间后发生跳跃式运移[10]。随着驱替压力不断增大， 这种跳跃式运移中间停顿的时间逐渐减小。并且不同孔隙结构类型储层中， 气体在小喉道处停留的时间不同。Ⅲ类储层停顿时间明显大于Ⅰ、Ⅱ类储层。分析认为：气体在小喉道处停留时间的不同受孔喉半径大小的控制。由于Ⅰ、Ⅱ类储层喉道半径大， 渗透率高， Ⅲ类储层喉道半径小， 渗透率低（图3）。Ⅲ类储层相对Ⅰ、Ⅱ类储层喉道细小， 毛细管压力更大， 导致气体需要较大的压力才能再次向前运移。因此， 气体前缘推进的速度不一致， 即出现类似于树杈状的黏性指进现象。随着驱替压力增大， 模型中可观察到的树枝状的分叉越明显。

气驱水过程结束后， 可观察到微观模型中大喉道及与大喉道连接的孔隙中的水基本被气驱替， 而残余水主要分布在小喉道（图5-b）、被小喉道控制的大孔隙及孔隙盲端中（图5-c）。

2.1.2 束缚水状态下储层气相相对渗透率变化

气驱水过程结束， 储层达到束缚水状态。通过18块岩心的常规压汞实验数据， 分析致密砂岩储层喉道大小对于气藏不同类型储层束缚水饱和度的影响。分别求取不同进汞压力下岩心的进汞量（该进汞量可反映某一喉道半径所控制的孔隙体积）， 提出喉道控制孔隙体积百分比（volume percentage of throat control pore， 即Stcp）这一关键参数， 并分别以0.1 μm、0.5 μm、1 μm的喉道半径为界统计所有岩心的孔隙体积。统计结果表明：蓬莱镇组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层中小于0.1 μm的非有效喉道Stcp均值分别为32.84%、36.60%和44.87%。即3类储层中大部分孔隙体积空间均被小于0.1 μm的非有效喉道所控制（图6）。驱替过程中驱替压力较低时， 储层中只有大于1 μm的孔喉对气体流动起作用；随着驱替压力不断增大， 气体有效流动孔喉半径逐渐减小， 但半径小于0.1 μm的非有效喉道对气体流动产生的贡献仍旧有限，使得小喉道控制的孔隙空间中的水难以被驱替， 导致储层束缚水饱和度较高。反映在相渗曲线上的特征为：随着储层物性变差， 孔喉半径变小， 束缚水饱和度逐渐增大。且Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层束缚水饱和度均值分别为63.59%、64.04%和74.56%（图7）。

图6 不同类型储层不同喉道半径所控制的孔隙体积图

图7 3类岩心气、水相相对渗透率曲线图

图8 束缚水饱和度下气相相对渗透率与渗透率、孔喉参数关系图

束缚水状态时， 3类储层的水相相对渗透率均接近于0， 气相相对渗透率随着渗透率的减小而减小（图8-a）。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层束缚水状态下气相相对渗透率分布区间分别介于0.696～0.989、0.544～0.673、0.241～0.499。压汞数据表明， 储层束缚水状态下气相相对渗透率与储层孔隙结构类型均有关（图8-b、图8-c）。具体表现为气相相对渗透率与储层中值半径及平均孔喉半径之间均呈正相关关系， 随着储层中值半径、平均孔喉半径的增大， 储层束缚水状态下的气相相对渗透率呈增大的趋势。即储层孔隙结构越好， 孔喉半径越大， 束缚水饱和度越低， 且束缚水状态气相相对渗透率越高， 越有利于气藏初期的生产开发。

2.2 水驱气渗流特征

通过气、水两相相对渗透率实验以及微观模型水驱气模型研究不同类型储层水驱气的渗流特征。微观模型水驱气实验中， 采用不同水流速度完成水驱气渗吸实验。

2.2.1 微观可视化玻璃刻蚀模型水驱气过程及气、水分布

水驱气过程中， 由于致密砂岩储层显示的强亲水性、不同类型储层孔隙结构的强非均质性及水流速度v的变化， 3类储层部分气体会以绕流、卡段及孔隙盲端等方式形成的封闭气残留在孔喉中[11]：①随着水流速度的增大， 水会以不同的绕流方式将气体封闭在孔喉中。流速较低（v＝0.001 mL/min）时， 毛细管压力成为水流动的主要动力， 水进入小孔喉， 进而将与小孔喉所连通的大孔隙空间中的气体封闭（图9-a）；流速较高（v＝0.05 mL/min）时， 惯性力起主要作用， 水首先进入大孔喉， 并将一部分气体封闭在小孔隙中（图9-b）；②在水驱动气经过狭窄喉道时，由于贾敏效应及岩石强亲水性在狭窄喉道处产生的束缚水膜共同作用下， 气体在喉道处发生卡段并以气泡形式存在于孔喉中， 导致储层内部气体不连续， 对气体形成一定程度的水锁伤害， 并降低了气相相对渗透率（图9-c）；③储层中孔隙盲端的存在也会封闭一定的气体， 在驱替压力和毛细管压力产生的压差下， 这一部分封闭气很难被驱替出来（图9-c）。

图9 绕流以及孔隙盲端等形成的封闭气图（箭头指示水相流动方向）

Ⅲ类储层不连通的孔隙盲端以及小孔喉较多， 孔喉连通性较差， 随着含水饱和度不断增大， 气相相对渗透率会迅速降低， 而水相相对渗透率则相反。相比Ⅲ类储层， Ⅰ、Ⅱ类储层孔喉半径相对较大， 孔隙盲端和小孔喉减少， 孔喉连通性增强， 气相和水相渗透率均有所增大。

2.2.2 残余气状态下储层水相相对渗透率变化

相渗实验结果显示， 蓬莱镇组储层等渗点含水饱和度较高， Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层等渗点含水饱和度均值分别为69.78%、75.99%、81.39%。分析可知， 从Ⅰ类到Ⅲ类储层， 随着储层孔隙结构变差， 小喉道所占比例增大， 等渗点对应的含水饱和度值均逐渐增大。且随着含水饱和度的不断增大， 孔喉中会形成以卡断气存在的封闭气（图9-c）， 导致气相相对渗透率降低；而储层中卡断气的存在又一定程度上影响水相流动，使得水相渗透率有一定程度的减小， 进而导致致密砂岩储层相渗曲线中等渗点位置较低， 即气、水两相相对干扰较强， 生产过程中容易产生气、水同出的现象。

相渗实验中在等渗点后， 部分卡断气逐渐被水相从储层中驱替出来， 使得卡断气对水相相对渗透率的影响逐渐减小。但当含水饱和度进一步增大， 3类岩心的水相相对渗透率急剧增大， 气相相对渗透率逐渐趋于0。在残余气状态下， 3类储层表现出不同的水相相对渗透率。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层水相相对渗透率的分布区间分别介于0.690～0.867、0.524～0.675、0.368～0.492（图10）。且残余气状态下水相相对渗透率随着储层渗透率、中值半径及平均孔喉半径的增大而增大， 呈正相关关系， 即随着储层孔隙结构越好， 不同类型储层残余气状态水相相对渗透率越高，且储层中以绕流、卡断及孔隙盲端等方式形成的残余气开发难度较大， 采出程度低， 严重降低气井产气量。同时， 开发后期水相的大量存在会极大地降低气相渗透率， 3类储层水相相对渗透率均较高， 导致致密砂岩含水气藏后期产水严重， 气井出现只产水不产气的特征， 进而极大影响到气井的有效生产开发。

图10 残余气饱和度下水相相对渗透率与渗透率、孔喉参数关系图

3 结论

1）川西蓬莱镇组储层岩性以细粒—中细粒岩屑砂岩为主；孔隙类型以原生粒间孔及粒内溶孔为主，粒间残余孔次之；储层孔隙结构可分为3种类型：Ⅰ类储层中孔—细喉， Ⅱ类储层中孔—特细喉， Ⅲ类储层小孔—特细喉。

2）微观可视化玻璃刻蚀模型模拟成藏过程显示，不同孔隙结构储层的气体前缘推进特征均出现类似于树杈状的黏性指进现象；成藏后残余水主要分布在储层中小喉道、孔隙盲端及被小喉道控制的大孔隙中。且储层孔隙结构越好， 小于0.1 μm的非有效喉道减少， 束缚水饱和度越低， 束缚水状态下的气相相对渗透率越高， 越有利于气藏初期的生产开发。

3）微观可视化玻璃刻蚀模型模拟气藏开发过程显示， 致密砂岩气藏开发过程中， 储层内部分气体会以绕流、卡段及孔隙盲端等方式形成的封闭气残留在孔喉中。不同类型储层气、水两相相对干扰均较强，生产过程中容易产生气、水同出的现象；储层中封闭气的存在会严重降低气井产量， 开发后期低渗砂岩含水气藏后期产水严重， 且封闭在储层中的残余气体开发难度加大， 采出程度低， 严重影响到气井的有效生产开发。

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（修改回稿日期 2016-09-22 编 辑罗冬梅）

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

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（编号：2016ZX05052）。

司马立强, 1961年生, 教授, 博士生导师, 享受政府特殊津贴专家；主要从事油气田测井方法、测井解释及地质应用领域的科研与教学工作。地址：（610500）四川省成都市新都区新都大道8号。ORCID: 0000-0003-0309-8667。E-mail: smlq2000@126.com