川西坳陷新场气田蓬二段气藏储层物性特征新认识

张 岩 陈昱林

（中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041）

0 引言

新场气田位于四川盆地川西坳陷新场构造带，上侏罗统蓬莱镇组二段（以下简称蓬二段）气藏埋深800～1 200 m，以三角洲平原环境沉积为主，纵向上分为5个沉积期，发育多条分流河道。受成岩作用的控制，有效砂体仅出现在分流河道和沙坝中，规模小、厚度薄，多呈孤立分散状分布于致密砂岩和泥岩中，横向有一定的连片性，属于构造背景下的岩性气藏。气藏开采阶段比较完整，经历了滚动建产、调整稳产、递减、低压低产4个阶段，目前已经全面进入增压开采阶段，具有低渗透、近致密封闭弹性气驱气藏的开采特征。针对有效砂体以条带状河道型为主的特点，在“滚动建产、局部加密、井间和层间接替相结合”的原则指导下，沿着河道走向，按照440～500 m的井距部署开发井。气井产能差异较大且总体比预期的偏低，纵向上高产井集中在Jp22气层，平面上高产井分布在Jp22、Jp24气层的中部以及Jp23气层的东部。储层的非均质性直接控制着含气性和产能的空间分布，决定开采规律和效果。非均质性体现在储层的各个方面，但最终都会反映到储层渗透率的变化上。因此，有必要对储层物性，尤其是渗透率特征开展新一轮的研究，揭示储层物性与气藏开发效果、开发规律的内在联系，以期为后续井网加密调整提供依据。

1 研究方法优选

在分析油气藏储层特征时，习惯性地用地面常规岩心物性的平均值来表征评价，这样做的优点是简单明了，但是由于少数大孔隙、高渗样品的干扰，往往会拉升致密储层物性量级[1-3]，从而得出优质储层的错误结论，不能全面、客观、正确地掌握其特征。由此笔者认为，直观明确地表征储层岩石孔隙度、渗透率及其之间的关系仍然是以分布直方图和频率曲线为主，岩心物性的平均值只能作参考。通常岩心物性分析资料是在地面常规条件下测得的。孔隙度、渗透率即为环压2.5 MPa、室温条件下的测定值，并没有模拟地层条件，而地层实际物性值是在上覆岩石压力大于等于25 MPa作用下所展现出的地质属性，两者之间的差别达到数量级的程度[4-6]，为此，本研究对地层条件下的储层原始物性特征展开分析。

笔者继承前人的认识，只在平面非均质性和层内非均质性方面做必要的补充分析。通常描述储层渗透率非均质性主要采用渗透率级差、突进系数、变异系数，其中渗透率变异系数（VK）的计算公式为：

式中，VK为渗透率变异系数；Ki为某样品的渗透率值（i＝1、2、3……n），mD；-K为所有样品渗透率的平均值，mD；n为样品个数。

VK变化范围介于0～∞，为评估层内非均质程度较可靠的参数。VK小于0.5为均质，VK介于0.5～0.7为较均质，VK大于0.7为强非均质。但是这一统计学理论公式存在局限性，即对VK大于0.7的非均质性无法准确地表征其非均质性强度。VK可能大于1、大于2、大于10、大于100等，非均质严重程度没有上限。比如甲气藏VK值为2和乙气藏VK值为2，是否它们的非均质强度一样，值得商榷，缺乏一个横向对比的标准值。

笔者采用迪卡斯塔—派斯经验公式重新计算并描述了储层渗透率的非均质性，使其更准确地表征储层非均质特征[7]。将岩心分析得到的渗透率值按从大到小排序，分别计算各渗透率（Ki）项数占总项数的百分数，之后将数值绘制在双对数坐标纸上，可得到一条近似直线段，从直线上读取对应数值，按以下公式计算出VK：

式中，K50为累计频率等于50%对应的渗透率值，又称为概率平均渗透率，mD；K84.1为累计频率等于84.1%对应的渗透率值，mD。

公式（2）计算的VK变化范围为0～1，其中，VK为0代表完全均质；VK大于0且小于等于0.5为相对均质；VK大于0.5且小于等于0.7为非均质；VK大于0.7且小于等于1.0为强非均质。该方法较式（1）更明确直观，便于层间横向比较，根据以上选定的评价储层物性的方法和参数开展分析。

2 储层物性基本特征

对475块样品进行大平均统计，最大孔隙度值为17.34%，最小值为1.20%，平均值为10.22%。由于岩石孔隙度受上覆岩石压力作用变化的影响幅度很小，因此本研究对孔隙度的应力敏感性不展开分析。根据各层地面岩心分析渗透率统计（表1）可知，按照算术平均统计值，气藏最大渗透率值为8.620 mD，最小渗透率值为0.012 mD，平均值为0.840 mD。按照川西地区气藏分类标准判定为近常规—低渗气藏[8-9]，这一认识跟前人的看法一致。

表1 各层地面岩心分析渗透率统计表

根据岩石常规物性实验数据绘制的孔隙度、渗透率关系图（图1）可知，在有效储层下限（岩心孔隙度不小于7%，地面渗透率不小于0.2 mD）之上所有的数据点均属于有效储层，对油气生产有贡献，渗透率均大于0.2 mD，属于低渗储层范畴。从图1可以认识到以下信息：①孔隙度、渗透率关系成近30°度线正相关分布，说明为典型的孔隙型储层，孔隙度与渗透率总体呈线性相关；②在30°度线上方，有部分低孔、高渗的散点，说明存在微裂缝，其尺寸为几个微米级大小，与岩石中大喉道的尺寸相当；③30°度线稳定上升，说明随着孔隙的增加，喉道尺寸明显加大，孔喉匹位数、喉道连通率都明显增加[10-12]。

图1 岩心孔隙度、地面渗透率关系图

现代研究对低渗致密储层的判断标准提出了新的建议，即在开发评价时必须将岩心分析渗透率还原到地层温度压力条件下的真实情况。覆压校正后的岩心渗透率（无裂缝）小于0.1 mD的样品累计频率超过50%，且小于0.1μm喉道控制孔隙的比例超过50%。排除大面积低渗条件下存在少量的相对高渗样品和微裂缝样品的干扰，避免出现储层判断结果失真的情况，为客观评价储层渗透率，笔者采用此建议，即剔除可视微裂缝样品，将其恢复到上覆岩石压力条件下的地层值。

3 覆压基质渗透率分布特征

根据岩样在上覆岩石压力条件下的渗透率实验数据所做的关系图（图2）可知，在气藏平均上覆岩石压力为23 MPa下测定岩石渗透率较地面常规条件下的渗透率降低13.07%～97.45%，平均降低58.02%。考虑上覆岩石压力作用后渗透率的数值降低了一半多[13-15]。

图2 地面渗透率与地层渗透率折算关系曲线图

图3 覆压基质渗透率频率分布直方图

根据覆压基质渗透率分布直方图（图3）可知，渗透率分布范围较广，没有突出的峰值，地层渗透率大于1 mD的样品达15%，对整个渗透率量级的认识存在明显干扰，使人们不能正确认识其渗透率特征。即使把地面渗透率折算到地下，若仍采用算术平均法进行统计，各层平均渗透率为0.36 mD，仍然为低渗储层[16-17]。地面岩样渗透率小于0.1 mD的样品只有21%，而考虑上覆岩石压力作用后，渗透率小于0.1 mD的样品高达54.95%。按照新的致密气藏判别标准进行判断，储层物性分类整体上应该由低渗变更为致密。究其原因，影响渗透率应力敏感性的因素主要有两个：一方面是内因，即岩石矿物组成、特别是黏土矿物和塑性矿物的含量、孔隙结构、裂缝等；另一方面是外因，即上覆岩石压力和地层压力的大小及变化。岩石矿物组成的影响主要依据岩石中黏土矿物总含量的大小，若黏土含量、云母、软岩屑含量越高，应力敏感性就越强。该类矿物组分易发生塑性形变和破碎，缩减孔喉空间。孔隙结构的影响主要是孔隙喉道的大小和类型，如低渗致密岩石中小喉道占比较高，在有效上覆岩石压力作用下，孔喉缩小，渗透率应力敏感性极强，特别是片状喉道、弯片状喉道、缩颈喉道发育的地层，渗透率受有效应力作用时，下降率较大。裂缝和微裂缝受有效应力作用时发生闭合，造成其渗透率急剧下降，裂缝对应力作用最敏感。研究区储层微观孔喉尺寸细小，部分储层片状喉道、弯片状喉道、缩颈喉道较发育，存在一定数量的镜下微裂缝，因此从微观孔喉结构特征来看，具备较强应力敏感的自然条件。同时黏土矿物含量高达10.2%，以云母、长石、泥质岩屑为主，其产状多以黏土桥方式充填于粒间孔喉中，易破碎造成孔喉的堵塞，从而降低渗透率，因此具有强应力敏感的岩石学因素。

考虑有效上覆岩石压力作用后，渗透率值平均减小一半多，且渗透率初值越低，下降幅度越大，最大可能相差一个数量级，这是射孔生产前的渗透率原始状态。若考虑气井投产，生产压差可达10～20 MPa，在井底附近地层渗透率损失高达50%～85%，形成一个特低渗透率带，从而严重地影响气井产能和控制范围。

根据各小层地层基质渗透率累计频率对比（图4）可知，各层渗透率存在明显的差异，反映出储层微观非均质性较强的特征。Jp25层地层渗透率不超过0.1 mD的样品占92.28%，为典型的致密储层。Jp23、Jp22层地层渗透率小于0.1 mD的样品分别为68%和67%，也达到致密储层的标准。只有Jp24层地层渗透率小于0.1 mD的样品仅为38%，为低渗储层，Jp24层地层渗透率分布区间最宽，非均质性极强，而地层渗透率大于等于1 mD的高渗透率样品多数发育于该层。Jp22、Jp23层地层渗透率分布区间也较宽，但地层渗透率大于等于1 mD的高渗透率样品很少，对拉升整个气藏渗透率量级作用不大。Jp25层地层渗透率分布范围相对集中，但数值偏小。

图4 各小层地层基质渗透率累计频率对比图

渗透率测定条件从地面到地下不仅是数量的变化，而且是储层类别界定上质的转变。对应于此，有效储层下限值也应调整[18]，即孔隙度不低于7%，地层渗透率不低于0.018 mD，因此本研究使用的样品64.21%为有效储层，这个比例较高。虽然该气藏有效厚度薄、含气性不高，但开发生产效果比较好，其原因之一就是有效储层比较发育，具备获得较好开发效果的内在地质基础。

4 覆压基质渗透率非均质研究

渗透率平面非均质性和层内非均质性能较好地表征物性特征，致密砂岩气藏开发均需要增产工艺来提高储层渗流能力，同时压裂改造进一步加剧了渗透率的非均质性。

4.1 平面非均质性

根据各个小层平面非均质性统计（表2）可知，渗透率级差介于142～1 410，气藏达到6 170；渗透率突进系数介于7.6～32.0，气藏达到17.1，这表明各个小层平面上存在不同方向和区域的渗透率强非均质性。笔者采用了迪卡斯塔—派斯经验公式计算渗透率变异系数，除JP22层的渗透率变异系数为0.63外，其余层的变异系数均大于0.7，具有强非均质性，气藏变异系数达到0.76。具有如此强的非均质性，这是过去对渗透率非均质性评价中没有认识到的。

4.2 层内非均质性

根据渗透率层内非均质性统计（表3）可知，与平面相比，层内渗透率变异系数均小于或等于0.71，非均质性相对较弱。C井渗透率变异系数为0.49，甚至达到了均质或相对均质的程度。气井各层内纵向泄气能力相近，不会出现严重的干扰情况。

表2 地层渗透率平面非均质性统计表

表3 地层渗透率层内非均质性统计表

4.3 压裂改造对渗透率非均质性的影响

根据压裂前后试井解释有效渗透率及非均质性参数对比（表4）可知，储层压裂后裂缝大大增加了其渗透性，因而其渗透率数值和变异系数等都发生了较大变化，渗透率由射孔时的相对均质转变为强非均质性。这将对气井产能的大小和分布特征产生根本性影响，因此，若射孔时储层是相对均质的，压裂后其均质性就要重新评价。

表4 压裂前后试井解释有效渗透率及非均质性参数对比表

5 裂缝渗透率分布特征

气藏断裂不发育，在岩性变化剧烈的层段发育一定程度的水平层理缝，且分布非均质性强（图5）。这种裂缝对储层孔隙度的影响很小，但对渗透率的影响是明显的。同为地面渗透率，均没有上覆岩石压力的作用，显裂缝样品和在镜下才能看到的微裂缝样品差异较大，前者渗透率大于1 mD的样品比例达39%，后者仅为14%，前者地面最大渗透率可达221 mD，后者仅为8.62 mD。无论是样品的比例还是对渗流的贡献值均表明微裂缝对改善岩石基质渗透性、转化其非均质强度起着重要作用。总的来说，不管是显裂缝还是微裂缝其作用都不可忽视。

图5 微裂缝岩心渗透率分布图

6 结论

1）根据覆压基质渗透率累计频率特征分析表明，研究区总体上属于致密储层类别，各层渗透率存在着明显的差异。

2）储层宏观非均质性、微观非均质性，特别是平面非均质性均较强，岩石基质渗透率分布范围较广，是造成微观非均质性的主要原因。

3）气藏存在部分水平层理缝，无论其规模大小，均对改善岩石基质渗流能力有重要贡献，对转化非均质性也起着重要作用。

4）研究区气藏无论是宏观非均质性还是平面上的微观非均质性均较强，尤其是在微观层面上将影响气井产能分布、气井泄气方向、井网布局等，因此在气藏开发时不能整体建产开发，应采用滚动评价、逐步认识、分区、分阶段投入开发。