深层高压碳酸盐岩气藏孔隙结构特征及衰竭开发规律

陈建勋

(1.中国石化胜利油田分公司，山东 东营 257015；2.中国石化胜利油田博士后科研工作站，山东 东营 257002)

0 引 言

四川盆地深层碳酸盐岩气藏储量丰富，但储层内孔隙、孔洞、裂缝并存，非均质性强，层间产能差异大，高效开发和长期稳产面临技术难题[1]。近年来，中国很多学者针对该气藏孔隙结构特征和衰竭开发规律开展了大量研究[2-20]，王蓓等[4]、高树生等[5]对四川盆地龙王庙组碳酸盐岩气藏孔隙结构进行了刻画和分类；胡勇等[8]认为气藏气相流动能力主要受地层水和孔喉半径控制；王璐[9]、陈彦昭[10]通过岩心衰竭实验发现碳酸盐岩气藏衰竭开发初期的供气能力主要受储层渗透率影响；孙丽婷[11]、梅青燕等[12]发现碳酸盐岩气藏的产气速度、产气量和阶段采出程度受孔隙结构影响明显。然而，深层高压碳酸盐岩气藏衰竭开发规律以及孔隙结构对产能差异的作用机理方面鲜有报道。因此，以四川盆地深层高压碳酸盐岩气藏为研究目标，通过二级CT扫描技术刻画不同孔隙类型储层的三维孔隙结构，开展地层条件下气藏衰竭开发规律岩心实验，定量表征孔隙和喉道的数量和体积等特征参数，总结孔隙结构和地层水对开发的影响规律，为优化气藏开发方案提供依据。

1 实验设计

1.1 CT扫描分析

(1) 实验方案。CT扫描技术在重构三维孔隙结构、表征孔喉特征参数等方面具有优势，测试结果准确度主要受分辨率影响。深层碳酸盐岩气藏储层孔隙、孔洞和裂缝发育程度差异大，单一分辨率的CT扫描误差较大[9]。因此，实验采用低分辨率(7.65 μm)和高分辨率(0.58 μm)2种尺度的CT扫描重构岩心三维孔隙结构，基于“最大球”法提取建立孔隙网络模型，对比分析孔隙和喉道的大小、数量和体积等参数。实验仪器为MicroXCT-200型微米CT扫描仪。

(2) 岩心参数。根据地质资料、孔渗参数和岩心表面特征，将储层和岩心的孔隙结构分为低孔低渗孔隙型、高孔低渗孔洞型、低孔高渗裂缝-孔隙型和高孔高渗裂缝-孔洞型4种。根据四川盆地深层高压碳酸盐岩气藏储层岩心的实际情况，再将孔洞型岩心分为孔洞型1岩心和孔洞型2岩心。其中，孔洞型2岩心表面无明显孔洞和裂缝，但发育大孔隙，且孔隙度明显高于孔隙型岩心，岩心的孔渗参数与孔洞型岩心较接近，初步判定为特殊的孔洞型结构。因此，选取四川盆地深层碳酸盐岩气藏孔隙型、孔洞型1、孔洞型2、裂缝-孔隙型和裂缝-孔洞型5组天然岩心进行测试分析，这5组岩心的孔隙度分别为2.33%、6.64%、5.46%、2.50%、6.22%，其渗透率分别为0.070、0.100、0.392、2.410、1.591 mD。

1.2 衰竭开发实验

(1) 实验方案。实验模拟地层条件：温度为120 ℃，孔隙压力为75 MPa，围压为126 MPa；实验设备温度上限为180 ℃、压力上限为200 MPa的高温高压多功能实验平台，通过改进的逐级降压非稳态法进行岩心衰竭实验；实验流程与常规一维岩心衰竭实验流程类似[10]。

(2) 实验材料。实验用水为蒸馏水，实验用气为纯度99.99%的高纯氮气，岩心长度为4.5 cm，岩心直径为2.5 cm，其他参数见表1(真实孔隙度是孔隙度减去束缚水后的气相孔隙度)。此外，补充4组干岩心的衰竭实验，干岩心P45、C45、FP46、FC46的孔隙度和渗透率分别与含水岩心P42、C43、FP43、FC43的孔渗参数相近，对比分析束缚水对气相流动的影响。

(3) 实验步骤。衰竭实验的具体步骤为：①测定岩心孔隙度、渗透率，抽真空、高压饱和水；②连接实验流程，入口端注水，同步升高温度、孔隙压力和围压至地层条件；③以75 MPa恒定压力改注氮气，降低出口端压力进行气驱水，建立束缚水饱和度，无水产出后，升高出口端压力至75 MPa；④关闭入口端注气阀门，每5～10 min降低下游压力(出口压力)1 MPa，记录各阶段的上游压力(入口压力)、下游压力和产气量；⑤当下游压力降至45 MPa时停止实验；⑥考虑温度、压力、压缩系数和死体积的影响，结合压力、产气量和储气量分别计算各阶段采出程度。干岩心衰竭实验参照上述步骤进行。

表1 实验岩心参数Table 1 The test core parameters

2 孔隙结构特征分析

2.1 孔隙度分析

图1～4为二级CT扫描分析结果。统计图1～4相关数据得到二级CT扫描孔隙度及孔隙连通比例(表2)。由表2可知：孔隙型岩心在低分辨率下的CT孔隙度和连通孔隙比例较低，而高分辨率下对应数值明显提高，表明低分辨率有效识别程度低。孔洞型1岩心在低分辨率下孔洞数量多、孔隙度略低、连通性差，而高分辨率下孔洞数量减少，CT孔隙度降低，小孔隙和喉道增加、孔隙连通性增强，表明高分辨率更适用于分析孔隙连通性。孔洞型2岩心的孔喉半径相对均匀，分辨率对孔隙度和连通孔隙的影响小，整体的孔隙度和连通孔隙比例高。裂缝-孔隙型和裂缝-孔洞型岩心与孔洞型2岩心的连通孔隙比例接近，但裂缝-孔隙型和裂缝-孔洞型岩心内的裂缝特征明显，裂缝呈片状分布贯穿岩心两端，2种岩心渗透率明显高于孔洞型2岩心。整体上，渗透率与连通孔隙比例正相关，连通孔隙比例对渗透率的影响程度低于裂缝特征。2种分辨率的CT扫描结果对比反映了孔喉半径的差异，对于孔喉半径小、孔洞不发育的孔隙型和裂缝-孔隙型孔隙结构，高分辨率分析结果更为准确；对于孔洞发育、非均质性强的孔洞型和裂缝-孔洞型结构，高分辨率适用于分析孔隙连通性和小孔隙分布，低分辨率则更侧重于分析孔洞和裂缝的分布特征。

图1 三维孔隙结构(分辨率为7.65 μm)Fig.1 The 3D pore structure (resolution: 7.65 μm)

图2 三维孔隙网络球棍模型喉道分布(分辨率为7.65 μm)Fig.2 The throat distribution of ball and stick model of 3D pore network (resolution: 7.65 μm)

图3 三维孔隙结构(分辨率为0.58 μm)Fig.3 The 3D pore structure (resolution: 0.58 μm)

图4 三维连通孔隙网络球棍模型(分辨率为0.58 μm)Fig.4 The ball and stick model of 3D connected pore network (resolution: 0.58 μm)

表2 二级CT扫描孔隙度对比Table 2 The porosity comparison by secondary CT scanning

2.2 孔喉数量与体积分布

图5为低分辨率下5组岩心的孔喉数量与体积分布特征(高分辨率和低分辨率的孔喉数量和体积分布相似)。由图5a、b可知，低分辨率下，5组岩心孔隙数量累积比达到90%所对应的孔隙体积累积比分别为58.83%、38.80%、41.22%、43.11%、35.07%。而高分辨率下，所对应的孔隙体积累积比分别为71.39%、49.34%、58.44%、68.83%、53.24%。由此可见，大孔隙、孔洞数量虽然少，但为深层碳酸盐岩气藏的主要储集空间，裂缝和一般孔隙是次要的储集空间。同时，孔隙型和裂缝-孔隙型岩心的孔隙半径远小于其他3组岩心，裂缝-孔洞型岩心的孔隙数量和体积分布介于两孔洞型岩心之间，表明孔隙半径与渗透率的相关性不明显。由图5c、d可知：孔洞型1岩心的喉道半径最大，渗透率最低，说明孔洞发育的岩心渗透率与喉道半径相关性弱；孔隙型岩心的喉道半径相对较小，裂缝-孔隙型岩心的喉道半径和体积明显更大，在孔洞不发育的孔隙结构中渗透率与喉道半径有一定的相关性。

2.3 三维孔隙分布特征

根据上述分析，结合图1～4可知：孔隙型岩心的孔隙半径小，分选性好，分布较分散，连通孔隙比例低，表现为低孔低渗特征；孔洞型1岩心的孔隙半径差异大，孔隙连通性差，孔喉半径小，局部与孔洞连接的孔喉半径较大，受小孔隙和喉道的制约性强，表现为高孔低渗特征；孔洞型2岩心没有明显的孔洞和裂缝，孔隙数量多，连通性强，孔喉半径相对均匀，部分孔隙半径大，渗透率高于孔洞型1岩心；裂缝-孔隙型岩心以小孔隙为主，喉道半径相对均匀，孔喉比低，裂缝呈片状分布，渗透率较高；裂缝-孔洞型岩心的孔隙分布较分散，片状裂缝连通性强，喉道的分布和半径差异较大，渗透率较高。总结发现，岩心渗透率与裂缝和孔隙连通性密切相关，而孔洞发育的岩心孔隙度相对较高。

研究结果表明，裂缝特征、孔隙连通性、喉道半径和孔隙半径对渗透率的影响依次降低。深层碳酸盐岩气藏非均质性强主要有2个因素：一是孔隙发育差异大，孔隙、孔洞和裂缝共存；二是孔喉半径、分布差异大，孔洞和裂缝分布不均匀。

图5 孔喉数量与体积分布特征(分辨率为7.65 μm)Fig.5 The number and volume distribution of pore throats (resolution: 7.65 μm)

3 气藏衰竭开发特征分析

3.1 瞬时衰竭特征

图6为气藏衰竭开发初始阶段开发特征。由图6可知：无水条件下，裂缝-孔隙型岩心(FP46)、裂缝-孔洞型岩心(FC46)开发初期上游压力迅速下降并趋于稳定，开发300 s接近完全衰竭(上下游压差小于0.05 MPa)，阶段采出程度为0.93%左右；孔洞型岩心(C45)和孔隙型岩心(P45)开发初期上游压力下降相对滞后，开发500 s后，上游压力逐渐稳定但仍未完全衰竭(上下游压差大于0.10MPa)，阶段采出程度约为0.83%。束缚水条件下，受毛细管阻力影响气相流动能力大幅下降，裂缝-孔隙型岩心(FP43)、裂缝-孔洞型岩心(FC43)在开发360 s后接近完全衰竭，阶段采出程度略低于无水条件；孔隙型岩心(P42)和孔洞型岩心(C43)在衰竭开始80 s后上游压力才开始下降，表现出明显的“衰竭滞后”，阶段采出程度仅为0.55%左右。因毛细管阻力产生的临界启动压力而造成的难以开采的储量为不可采储量，孔喉半径小、连通性弱的储层临界启动压力大、衰竭滞后明显，不可采储量相对更高。研究结果表明：碳酸盐岩气藏的衰竭开发速度整体表现为先快速递减，后逐渐趋于平稳的规律；不同孔隙结构和含水饱和度气藏的衰竭开发速度差异较大，裂缝储层的衰竭开发速度更快、采出程度更高，且裂缝可有效降低束缚水对开发的影响。

图6 衰竭开发初始阶段开发特征Fig.6 The development characteristics in the initial stage of natural depletion

3.2 整体衰竭特征

3.2.1 衰竭速度

图7为衰竭开发过程中的残余压差(上下游压差)与下游压力关系曲线。由图7可知：残余压差与储层渗透率呈负相关，衰竭速度与储层渗透率呈正相关；衰竭开发初期，不含裂缝的岩心(P41、C41、C42、P44)内气相流动启动压力大，残余压差增速较快，“衰竭滞后”较为明显；对于裂缝发育、渗透率较高的岩心，残余压差增幅小，短时间接近完全衰竭。

图7 衰竭过程中残余压差变化规律Fig.7 The variation pattern of residual pressure difference during depletion

3.2.2 阶段产气量

图8为不同衰竭压差下岩心孔隙度与产气量关系曲线。由图8可知，相同衰竭压差下，产气量与孔隙度呈正相关，高孔隙度岩心的阶段产气量相对更高，孔洞发育的储层是优势储集空间。图9为下游压力与阶段产气量的关系曲线。由图9可知：衰竭开发初始阶段，渗透率高、孔隙度低的岩心(FP44、FC44)阶段产气量要高于孔隙度高、渗透率低的岩心(P41、C43)；衰竭开发中后期，孔隙度高的岩心阶段产气量逐渐超过孔隙度低的岩心。研究结果表明：裂缝-孔隙型储层产气速度快、稳产周期短、阶段产气量相对较低；高孔隙度储层衰竭时间相对更长；孔洞型储层产气速度低，但具有较高的开发潜力。

图8 岩心产气量与孔隙度的关系Fig.8 The relationship between the gas production and porosity of the core

图9 岩心产气量与下游压力的关系 Fig.9 The relationship between the gas production and downstream pressure of the core

3.2.3 阶段采出程度

图10为衰竭开发过程中阶段采出程度与渗透率、下游压力的关系曲线。由图10可知：随着岩心渗透率的增大，阶段采出程度逐渐增加并趋于稳定，阶段采出程度与渗透率呈近对数关系。随着下游压力的不断降低，不同类型岩心的阶段采出程度差值逐渐增大，含有裂缝岩心的阶段采出程度大幅高于不含裂缝岩心；当下游压力降至45 MPa时，岩心的平均阶段采出程度分别为21.99%、22.61%、27.65%、28.57%，最大差值为6.58个百分点；当下游压力降至15 MPa时，岩心的预测阶段采出程度平均值分别为47.43%、48.21%、59.90%、62.14%，最大差值增至14.71个百分点。

图10 衰竭开发过程中的阶段采出程度特征Fig.10 The recovery characteristics in natural depletion

综上所述，孔洞和裂缝的发育与分布不均匀以及含水饱和度差异是导致深层碳酸盐岩气藏产能差异大的关键原因；裂缝发育的储层产气速度快、阶段采出程度高，低渗储层衰竭滞后明显，不可采储量大；高孔隙度储层产气量高，稳产周期更长。

4 结论和建议

(1) 深层碳酸盐岩气藏储层中，孔洞和裂缝的发育与分布不均是造成储层非均质性强的主要原因；孔洞是该类型气藏主要的储集空间，裂缝和孔隙是次要的储集空间；渗透率主要受裂缝特征和孔隙连通性的影响，其次是喉道半径的影响；虽然局部孔喉半径较大，但受整体孔隙连通性弱和孔喉半径小的制约，部分孔洞发育的储层表现出“高孔低渗”特征。

(2) 深层碳酸盐岩气藏产气量主要受孔隙度控制，其次受渗透率影响。相同生产压差下，气藏阶段采出程度与渗透率呈近对数关系；下游压力不断降低，不同类型岩心的阶段采出程度差值逐渐增大，当下游压力降至15 MPa时，孔隙型、孔洞型、裂缝-孔隙型和裂缝-孔洞型储层的预测最终阶段采出程度平均为47.43%、48.21%、59.90%、62.14%。

(3) 裂缝-孔洞型储层的储量、产气量、阶段采出程度均相对较高，是深层碳酸盐岩气藏的优势储层；孔洞型储层的储量高、产气速度低，“高孔低产”特征明显，是开发潜力较高的有利储层；裂缝-孔隙型储层的储量低、产气速度快，稳产周期较短，需合理控压生产延长稳产周期；孔隙型储层的储量和产气速度均比较低，需通过酸化压裂等储层改造提高开发效益。