周鍇 孫衛(wèi) 王證 張一果 馬永平

蘇里格氣田東區(qū)中二疊統(tǒng)盒8—山1段致密砂巖儲層相滲特征及影響因素*

周鍇1孫衛(wèi)1王證2張一果1馬永平3

（1.“大陸動力學(xué)”國家重點實驗室·西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系2.中國石油長慶油田公司第四采氣廠3.中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院）

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田東區(qū)砂巖儲層巖性致密，滲流規(guī)律復(fù)雜。通過氣水相滲實驗、鑄體薄片、高壓壓汞和恒速壓汞等分析測試，對研究區(qū)盒8-山1段儲層的相滲特征進(jìn)行分析。嘗試將研究區(qū)氣水相滲曲線由好到差分為I～I(xiàn)V類，其中具有II類和III類氣水相滲曲線特征的儲層分布最為廣泛。分析認(rèn)為孔喉半徑大小、孔喉分選和孔喉連通性的好壞是決定儲層滲流能力的主要控制因素。圖7表4參15

蘇里格氣田東區(qū)致密砂巖儲層相滲孔隙結(jié)構(gòu)

鄂爾多斯盆地蘇里格氣田東區(qū)盒8—山1段儲層巖性以石英砂巖、巖屑石英砂巖為主，儲層致密，單井產(chǎn)量低[1-2]，滲流特征復(fù)雜，氣藏開發(fā)技術(shù)難度大，深入認(rèn)識其滲流特征對指導(dǎo)氣田開發(fā)具有重大意義。對于致密砂巖儲層，前人分析了不同微觀孔隙結(jié)構(gòu)的儲層所具有的滲流特征，其重點主要為儲層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征[3-9]。還有一些學(xué)者[10-14]研究了物性、溫度和壓力、流體性質(zhì)及儲層敏感性的差異對滲流特征的影響。本文依據(jù)儲層物性和氣水相滲曲線特征參數(shù)，本次研究區(qū)范圍為蘇里格氣田東區(qū)，其主力產(chǎn)氣層段為下石盒子組盒8段和山西組山1段。將儲層相滲特征進(jìn)行分類，并進(jìn)一步分析其影響因素。

1 儲層巖石成分和孔隙類型

盒8—山1段儲層巖石類型以灰色、灰白色粗砂巖、中砂巖為主，部分含礫，碎屑組成以石英、巖屑為主，石英含量普遍較高；砂巖類型主要以石英砂巖、巖屑石英砂巖為主，其次為巖屑砂巖。其孔隙類型以巖屑溶孔、晶間孔為主，分別占總孔隙的40%以上，粒間孔含量較少，占總孔隙的7.58%，長石溶孔、凝灰質(zhì)溶孔僅在部分井的樣品中發(fā)育。

2 儲層氣水相滲特征

氣水兩相滲流屬于多相滲流的范疇，它廣泛存在于氣田開發(fā)的中后期[15]。本次研究對盒8—山1段13口井的38塊巖心進(jìn)行了氣水相對滲透率曲線的測定，對應(yīng)的恒速壓汞實驗7塊，高壓壓汞實驗38塊，圖像孔隙分析14塊，鑄體薄片分析58塊。

根據(jù)反映相滲曲線類型的參數(shù)，如束縛水飽和度、等滲點處氣水相相對滲透率和兩相區(qū)面積等，將研究區(qū)氣水相滲曲線由好到差分為四類（表1、圖1）。

I類氣水相滲曲線對應(yīng)的儲層物性最好，孔隙度平均值為9.3%，滲透率平均值為0.531 mD；束縛水飽和度最低，平均值為26.6%；等滲點處氣水相相對滲透率較低，平均值為0.117。其氣水兩相干擾程度較弱，呈相對均勻的滲流，在含水飽和度處于20%~60%的區(qū)間內(nèi)，由于見水較快，氣相相對滲透率下降較為明顯，而水相相對滲透率則緩慢升高，當(dāng)含水飽和度大于65%時，氣相相對滲透率的下降趨于平緩，水相相對滲透率呈直線上升，兩相共滲區(qū)范圍最寬，平均為65%。在研究區(qū)目的層儲層中，具有I類氣水相滲曲線特征的儲層滲流能力最好，利于氣水兩相流動，開采難度最低，氣井生產(chǎn)表現(xiàn)為高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)型，但是此類儲層發(fā)育較少。

II類氣水相滲曲線對應(yīng)的儲層物性較好，孔隙度平均值為8.7%，滲透率平均值為0.471 mD；束縛水飽和度較低，平均值為35.2%；等滲點處氣水相相對滲透率低，平均值為0.097。其氣水兩相干擾程度較強(qiáng)，相滲曲線中水線上升變化較快，氣線相對緩慢下降；在含水飽和度小于70%的區(qū)間，氣相相對滲透率下降較快，水相相對滲透率緩慢上升，當(dāng)含水飽和度增大至70%以后，氣相相對滲透率下降較慢，水相相對滲透率則快速上升，共滲區(qū)范圍較I類偏小，平均值為57%。在實際天然氣開發(fā)過程中，該類型單井產(chǎn)能初期較高，氣井見水較慢，但見水后，含水率上升較快，采氣指數(shù)相對逐漸降低。但是，采液指數(shù)下降幅度較小，可以靠提高采液量來彌補(bǔ)采氣指數(shù)的下降，穩(wěn)產(chǎn)時間較I型而言相對較短。在研究區(qū)目的層儲層中，具有II類氣水相滲曲線特征的儲層滲流能力較強(qiáng)，氣水同產(chǎn)，開采難度較I類難，是研究區(qū)較常見的儲層。

表1 蘇里格氣田東區(qū)盒8-山1段儲層氣水相滲特征分類表*

圖1 蘇里格氣田東區(qū)盒8—山1段儲層氣水相滲曲線分類圖

III類氣水相滲曲線對應(yīng)的儲層物性較差，孔隙度平均值為8.5%，滲透率平均值為0.421 mD；束縛水飽和度較高，平均為46.4%；等滲點處氣水相對滲透率最高，平均為0.164。其氣水兩相干擾程度較強(qiáng)，隨著含水飽和度的逐漸增加，在整個滲流區(qū)間內(nèi)氣相相對滲透率曲線呈近似直線形態(tài)下降；在含水飽和度小于70%的區(qū)間內(nèi)，水相相對滲透率緩慢增大，當(dāng)含水飽和度增大至70%以后，水相相對滲透率曲線則呈陡直式快速上升，共滲區(qū)范圍小，平均為46%。在實際天然氣開發(fā)過程中，該類型儲層單井產(chǎn)能快速降低，含水率快速上升，總體產(chǎn)液指數(shù)較低，穩(wěn)產(chǎn)時間短，可以概括為低產(chǎn)型。在研究區(qū)目的層儲層中，具有III類氣水相滲曲線特征的儲層滲流能力較弱，也是研究區(qū)較常見的儲層。

IV類氣水相滲曲線對應(yīng)的儲層物性最差，孔隙度平均值為8.1%，滲透率平均值為0.329 mD；束縛水飽和度最高，平均值為54.2%，等滲點處氣水相相對滲透率最低，平均為0.064。其氣水兩相干擾程度最強(qiáng)，氣線下降樣式繁多，在含水飽和度小于85%的區(qū)間內(nèi)，水相相對滲透率變化不明顯，當(dāng)含水飽和度增大至85%以后，水相相對滲透率呈陡直式急劇上升，共滲區(qū)范圍最小，平均為42%。在實際天然氣開發(fā)過程中，該類型儲層初期基本單井產(chǎn)能很低，在持續(xù)一段時間后，產(chǎn)能快速降低，含水率快速上升，之后基本產(chǎn)水。在研究區(qū)目的層儲層中，具有IV類氣水相滲曲線特征的儲層滲流能力最弱，基本無工業(yè)產(chǎn)能。

從圖1和表1的分析可以看出，I類至IV類相滲曲線，物性依次變差；束縛水飽和度依次增大；等滲點處氣水相相對滲透率III類最大，I類和II類次之，IV類最??；氣水兩相共滲區(qū)間依次減小。由以上分析認(rèn)為，蘇里格氣田東區(qū)盒8—山1段致密砂巖儲層滲流規(guī)律比較復(fù)雜。

3 影響儲層相滲特征的主控因素

砂巖儲層氣水相滲特征影響因素復(fù)雜，其相滲曲線形態(tài)是各相流體在儲層孔隙中的分布狀態(tài)、巖石孔隙結(jié)構(gòu)特征、實驗流體等多種因素綜合影響的結(jié)果。本次研究結(jié)合儲層基礎(chǔ)地質(zhì)特征和儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征研究認(rèn)為，儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征是其滲流能力的主要影響因素。

微觀孔隙結(jié)構(gòu)的微觀孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)由高壓壓汞、恒速壓汞和鑄體薄片圖像孔隙分析等實驗獲得。3.1孔喉大小

Z45井樣品（1號樣品）取樣層位為盒8段，深度3137.23 m，屬于I類氣水相滲曲線；SD32-46井樣品（2號樣品）取樣層位為盒8段，深度2989.78 m，屬于II類氣水相滲曲線。通過比較可以看出，1號樣品發(fā)育相對較多的溶蝕孔，以粒內(nèi)的巖屑溶孔為主，孔隙組合類型為晶間孔-溶孔型、粒間孔-溶孔型，其中粒間孔多為被填隙物充填的殘余粒間孔（圖2a，圖2b）；2號樣品高嶺石、伊利石、綠泥石晶間孔發(fā)育，殘余粒間孔較少，孔隙組合類型為溶孔-晶間孔型、粒間孔-晶間孔型（圖3a，圖3b）。

圖2 1號樣品微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

圖3 2號樣品微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

表2 I類和II類氣水相滲特征孔喉半徑參數(shù)表*

根據(jù)高壓壓汞實驗分析，1號樣品進(jìn)汞量集中在1~10 μm的孔喉半徑所控制的孔喉空間內(nèi)，且貢獻(xiàn)了90%以上的滲流能力，其平均孔喉半徑為0.493 μm（圖2c）。2號樣品進(jìn)汞量集中在0.1~2 μm的孔喉半徑所控制的孔喉空間內(nèi)，且貢獻(xiàn)90%以上的滲流能力，其平均孔喉半徑為0.417 μm（圖3c）。分析認(rèn)為，溶蝕孔發(fā)育，孔喉半徑大，比表面相應(yīng)減小，潤濕相通過孔喉的能力增強(qiáng)，最終導(dǎo)致束縛水飽和度降低，殘余氣處含水飽和度增大，兩相區(qū)變寬。具有I類氣水相滲曲線特征的儲層同常規(guī)儲層一致，滲流能力是研究區(qū)最強(qiáng)的。根據(jù)高壓壓汞和恒速壓汞實驗可獲得表征孔喉半徑的參數(shù)（表2），具有II類氣水相滲曲線特征的儲層孔隙半徑、喉道半徑與I類相比減小，滲流能力相應(yīng)減弱。初步分析認(rèn)為，孔喉大小不同是影響I類和II類氣水相滲特征不同的主要因素。

3.2 孔喉分選性

反映孔喉分選的參數(shù)主要包括分選系數(shù)SP、變異系數(shù)C、均值系數(shù)XP及歪度系數(shù)SKP。本文選取分選系數(shù)為主要依據(jù)，并參考歪度系數(shù)、變異系數(shù)和均值系數(shù)進(jìn)行分析研究（表3）。

表3 不同分選樣品的數(shù)據(jù)表

孔喉分選的好壞，一定程度上決定了氣作為連續(xù)相在儲層中流動的飽和度下限。如圖4、圖5，其中SD50-47井樣品（3號樣品）取樣層位為盒8段，深度3108.17 m，屬于III類氣水相滲曲線；SD32-46井樣品（4號樣品）取樣層位為，盒8段，深度3026.23 m，屬于II類氣水相滲曲線。兩個樣品的孔隙類型和孔隙組合類型相似，高嶺石、伊利石、綠泥石晶間孔發(fā)育，殘余粒間孔較少，孔隙組合類型為溶孔-晶間孔型、粒間孔-晶間孔型，二者從最小孔喉半徑到最大孔喉半徑都有進(jìn)汞量，0.1~2 μm的孔喉半徑所控制的孔喉空間貢獻(xiàn)了90%以上的滲流能力。但二者的分選明顯不同，由表3對比分析可以看出，4號樣品分選好于3號樣品。隨著孔喉分選變差，在氣藏開發(fā)過程中，儲層中含氣飽和度逐漸降低，氣相更易因失去連續(xù)性而被水“封閉”在孔隙空間里不能再流動，形成水鎖效應(yīng)，使儲層含水飽和度增加，氣相滲透率迅速下降。根據(jù)高壓壓汞實驗可知（表4），具有III類氣水相滲曲線特征的儲層孔喉分選性與II類相比變差，滲流能力相應(yīng)減弱。分析認(rèn)為，分選性的差異是影響II類和III類氣水相滲特征不同的重要因素。

圖4 3號樣品微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

圖5 4號樣品微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

表4 II類和III類氣水相滲特征孔喉分選參數(shù)表*

3.3 孔喉的連通性

圖6 5號樣品微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

配位數(shù)是表征孔隙連通程度的儲層微觀參數(shù)，它表示與孔隙相連的喉道（或孔隙）的個數(shù)，配位數(shù)越大，越利于氣水兩相滲流，并使兩相共滲區(qū)變大，殘余氣處含水飽和度增大。

如圖6、7，其中SD32-46井樣品（5號樣品）取樣層位為盒8段，深度3029.49 m，屬于III類氣水相滲曲線，平均配位數(shù)為0.32；Z45井樣品（6號樣品）取樣層位為盒8段，深度3131.14 m，屬于II類氣水相滲曲線，平均配位數(shù)為1.19。對氣藏而言，儲層親水，則孔喉配位數(shù)對非潤濕相氣的相對滲透率影響更大。因為隨著孔喉配位數(shù)增大，連通孔隙的喉道數(shù)量相對增多，氣更容易形成連續(xù)相流動，相應(yīng)的束縛水飽和度降低，兩相區(qū)變寬，殘余氣處含水飽和度增大。經(jīng)統(tǒng)計，具有III類氣水相滲曲線特征的儲層孔喉平均配位數(shù)為0.282，而II類則為0.42，具有III類氣水相滲曲線特征的儲層孔喉配位數(shù)與II類相比減小，滲流能力相應(yīng)減弱。分析認(rèn)為，孔隙連通程度的差異也是影響II類和III類氣水相滲特征不同的重要因素。

圖7 6號樣品微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征

4 結(jié)論

盒8山1段儲層砂巖氣水相滲曲線由好到差分為I~IV類。具有I類氣水相滲曲線特征的儲層物性好，束縛水飽和度最低，兩相共滲區(qū)范圍最寬，儲集能力和滲流能力最好；具有II類氣水相滲曲線特征的儲層物性較好，滲流能力與I類相比減弱；具有III類氣水相滲曲線特征的儲層，滲流能力相對較差；具有IV類氣水相滲曲線特征的儲層滲流能力最弱。其中具有II類和III類氣水相滲曲線特征的儲層分布最為廣泛。

影響儲層相滲特征的因素主要有孔喉半徑大小、孔喉分選和孔喉配位數(shù)。初步分析認(rèn)為，孔喉半徑大小不同是影響I類和II類氣水相滲特征不同的主要因素。分選性和孔隙連通程度是影響II類和III類氣水相滲特征不同的重要因素。

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（修改回稿日期2015-08-03編輯文敏）

國家科技重大專項大型油氣田及煤層氣開發(fā)（2011ZX05044）。

周鍇，男，西北大學(xué)在讀碩士研究生，石油與天然氣工程專業(yè)，主要從事油氣藏地質(zhì)與開發(fā)研究。地址：（710069）陜西省西安市碑林區(qū)太白北路229號西北大學(xué)。電話：17731760956。E-mail:zhoukai511@163.com