朱华银 徐 轩 高 岩 胡 勇 安来志 郭长敏

1.中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 3.中国石油北京油气调控中心

致密砂岩储层岩石孔隙结构复杂，孔喉细小，孔隙内水的赋存状态和可动性难以确定，气水渗流机理认识难度大，影响气井的产能确定和生产动态预测［1－9］。笔者以长岭气田登娄库组气藏为例，通过对致密砂岩孔隙结构特征、水的赋存特征及气水渗流特征等开展实验研究，从渗流机理上分析了影响低渗致密砂岩气藏开发的主控因素，为该类气藏合理开发技术政策的制定提供依据。

1 登娄库组气藏储层特征

长岭气田位于松辽盆地南部长岭断陷中部隆起带，储层下白垩统登娄库组主要为浅水三角洲平原分流河道沉积形成的一套砂泥岩，气层岩性主要是细砂岩和粉细砂岩。砂岩成分比较单一，砂岩的矿物成熟度和成分成熟度均较低，石英含量一般在35%～40%，长石含量介于20%～30%，岩屑含量介于30%～40%，岩屑成分主要为火山岩，颗粒分选中等—较好，磨圆度一般为次圆状，结构成熟度中等，岩石类型综合定名为长石岩屑砂岩［10－11］。

登娄库组气藏各井岩心分析孔隙度在2%～7%之间，常规渗透率分布在0.01～0.3mD之间，孔隙度大于4%的样品岩性均以细砂岩为主，整体上属于致密砂岩。由于储层岩性致密，孔隙度较低，孔喉半径小，毛细管压力大，气水分异较难，造成储层束缚水饱和度相对较高，形成了登娄库组储层气藏含气饱和度相对低、构造范围内普遍含气的基本特征。气藏为多层含气、叠置分布，没有边底水和明显的气藏边界，局部可能存在原生地层水，含水饱和度介于32%～54%，平均为43%。

2 孔隙结构与气水赋存特征

登娄库组储层岩石以次生溶蚀孔隙为主，储集空间类型主要有残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔和胶结物溶孔等，粒间溶孔是登娄库组最主要的储集空间类型，占孔隙总量的48%左右，其次为残余粒间孔和粒内溶孔，各约占20%和4.5%［10－11］，裂缝不发育，这就决定了低孔低渗是其主要的物性特征。

压汞实验表明，岩样排驱压力高，在0.778～19.975MPa之间，平均为4.357MPa，对应最大喉道半径小，在0.037～0.945μm之间，平均为0.457μm；孔喉均值系数较大，在11.553～16.172之间，总孔隙喉道半径的平均值较小，窄喉道在整个孔隙喉道中占优势；分选系数较大，在0.727～2.241之间，孔隙大小不均匀，分布不集中，孔隙分选性差。

经过成藏作用后，岩石孔隙中各类孔、喉中均有水的赋存，其赋存状态受控于孔喉大小、形状以及岩石表面物理性质等［12］，对于气藏储层来说，一般在细小孔喉处赋存的水较多。通过岩样饱和水后进行气驱水和核磁共振实验，分析了登娄库组岩石中水的赋存特征。岩样含水饱和度为100%时测试的核磁共振T2谱曲线反映的是孔隙内全部水体积，曲线下包面积代表了岩样的全部孔隙体积。在不同压差气驱水后（气驱水过程的驱替压差由小到大逐步增加），岩样达到不同含水饱和度，随着气驱压差的增大，岩样含水饱和度降低，T2谱曲线下降（图1），相邻T2谱曲线之间的面积代表了两条曲线对应驱替压力变化所引起的可动流体变化量，因此由相邻T2谱曲线之间的面积分布及大小可看出可动水来自哪些孔隙及总量多少［13］。

图1 岩样不同压差气驱水后的T2谱曲线图

图2 驱替压差与驱出水量关系图

图2是不同物性岩样的实验结果，由于岩样初始状态为完全含水，含水饱和度在气驱压力起始点下降较大（累计驱出水量大），随着气驱压力增加，含水饱和度下降幅度减小。不同压差气驱后含水饱和度下降幅度受孔隙度影响大，孔隙度大的岩样含水饱和度最终下降幅度一般较大，而孔隙度相近的岩样，渗透率小的饱和度最终下降幅度则小。

岩石孔隙内含水饱和度的变化可分为两个部分：一部分是大孔隙中的可动水，这部分水在较小的气驱压力下就能被驱出；另一部分是小孔隙中的残余水和大孔隙表面的水膜，这部分水在气驱压力较低时不易被驱出，但随着气驱压力增大到一定程度后，气流将带动部分水流动，且这部分水逐渐成为可动水的主要来源。所以，当气驱压力大于临界驱动压力时，不仅是较大孔隙中的水将大多数被驱出，而且随着气驱压力增加，较小孔隙内的部分水也将被驱替出来，孔隙壁附着的水膜逐渐变薄。因此，对于致密砂岩气藏，储层岩石孔隙中残余水饱和度不仅与岩石孔隙结构和物性相关，还与其中的气体流动有关，随渗流压差增大，气体流速增加，孔隙内残余水减少。

3 气水渗流实验分析

3.1 不同含水条件下的气体渗流特征

前人研究表明［14－16］，致密砂岩中由于复杂的孔隙结构，气体渗流存在非达西特征。笔者通过气驱水实验分析表明，当驱替压差较小时，气体不能驱动水形成流动，只有当驱替压差大于某一临界值，足以克服水锁产生的毛细管阻力才能发生流动，这在渗流曲线上表现为启动压差。对同一岩样，其含水饱和度越高，气体开始流动所需的驱动压差越大，气体开始流动后，驱替压差越大流量越大；岩样含水饱和度越低，相同驱替压差下流量越大。但是，压差增大渗透率不一定变大，当岩样含水饱和度较高时，随着驱替压差的增大（平均压力倒数减小），气体渗透率有的增加，有的减小；当岩样含水饱和度较低时，随着驱替压差的增大（平均压力倒数减小），气体渗透率普遍呈先降低后增加的特点，这是因为前期主要受滑脱效应的影响，而后期，当平均压力倒数低于一定程度后（即驱替压差大于一定值后），这时气体带动部分孔隙中的水流动，或使孔隙壁的水膜变薄，气体渗流通道增加。因此气体渗透率开始增加（图3）。含水饱和度越高，这种水的可动性对气体渗流的影响越明显。

分析每块岩样的渗流曲线发现，当含水饱和度大于40%～50%时，毛细管阻力占主导地位，而滑脱效应的影响相对较小，反映为渗透率随驱替压差的增大而增大。当含水饱和度较低时（40%以下），水主要占据小孔隙和大孔隙表面，气体在相对大孔隙中流动较为通畅，此时渗透率随着驱替压差的增大而减小，滑脱效应占主导地位。

图3 不同含水饱和度下测试的气体渗透率与压力关系图

3.2 启动压力梯度特征

岩石孔隙介质中，由于气水润湿性的差异和毛细管压力的作用，水优先占据小孔喉和孔隙壁面，并且由于气体的易压缩性，其在含水的孔隙中流动时，首先选择大的孔隙，随着流动压差的增大，逐渐驱动小一些吼道的水或使孔隙壁面的水膜变薄，在未形成连续气流的孔喉处气体前沿呈跳跃式前行，且容易被水卡断［17］，这就是气体在含水孔隙介质中流动存在启动压力梯度的微观机理。表现在渗流曲线上，流量与压差并不呈线性关系，通过数据拟合可以求出不同含水饱和度时的启动压力，除以岩样长度即为启动压力梯度，将全部岩样的实验数据绘于同一图上（图4），发现启动压力梯度随含水饱和度增大而增大，且岩样渗透率越小，这种趋势越明显，当含水饱和度大于50%以后，启动压力梯度明显增大。进一步通过数据分析发现，启动压力梯度与含水饱和度和渗透率的比值（Sw／K）具有很好的相关性（图5），呈以下的指数函数关系：

图4 不同含水饱和度下的启动压力梯度图

图5 启动压力梯度与Sw／K的关系图

式中λ为启动压力梯度，MPa／cm；Sw为含水饱和度；K为岩石渗透率，mD。

当Sw／K 小于1 000mD－1时，启动压力梯度较低，当Sw／K 大于1 000mD－1以后，启动压力梯度显著增大。因此，对致密气藏来说，由于K值小，在较低的含水饱和度时就可能存在较大的启动压力梯度，使致密气藏在开发过程中需要建立较大的压差生产，克服由毛细管压力产生的气体渗流阻力，储层含水越高，气体渗流能力越差，气藏开发越困难。

4 结论

1）致密砂岩孔隙内水的流动性差，储层条件下的残余水饱和度不仅与岩石孔隙结构和物性相关，还与其中的气体流动有关，随渗流压差增大，孔隙内残余水减少。

2）气体在含水岩石孔隙中流动受毛细管压力和滑脱效应影响存在非达西渗流特征，孔隙含水饱和度在40%～50%时，毛细管阻力占主导地位，渗透率随驱替压差的增大而增大；含水饱和度较低时，滑脱效应占主导地位，渗透率随着驱替压差的增大而减小。

3）受毛细管压力的影响，气体在含水孔隙中渗流存在启动压力梯度，其大小与岩石含水饱和度和渗透率密切相关。登娄库组储层Sw／K值大于1 000 mD－1以后，启动压力显著增大。

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