苏里格气田东区中二叠统盒8—山1段致密砂岩储层相渗特征及影响因素*

2016-03-09周锴孙卫王证张一果马永平

天然气勘探与开发 2016年2期

周锴孙卫王证张一果马永平

周锴1孙卫1王证2张一果1马永平3

（1.“大陆动力学”国家重点实验室·西北大学地质学系2.中国石油长庆油田公司第四采气厂3.中国石油勘探开发研究院西北分院）

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区砂岩储层岩性致密，渗流规律复杂。通过气水相渗实验、铸体薄片、高压压汞和恒速压汞等分析测试，对研究区盒8-山1段储层的相渗特征进行分析。尝试将研究区气水相渗曲线由好到差分为I～IV类，其中具有II类和III类气水相渗曲线特征的储层分布最为广泛。分析认为孔喉半径大小、孔喉分选和孔喉连通性的好坏是决定储层渗流能力的主要控制因素。图7表4参15

苏里格气田东区致密砂岩储层相渗孔隙结构

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区盒8—山1段储层岩性以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，储层致密，单井产量低[1-2]，渗流特征复杂，气藏开发技术难度大，深入认识其渗流特征对指导气田开发具有重大意义。对于致密砂岩储层，前人分析了不同微观孔隙结构的储层所具有的渗流特征，其重点主要为储层的微观孔隙结构特征[3-9]。还有一些学者[10-14]研究了物性、温度和压力、流体性质及储层敏感性的差异对渗流特征的影响。本文依据储层物性和气水相渗曲线特征参数，本次研究区范围为苏里格气田东区，其主力产气层段为下石盒子组盒8段和山西组山1段。将储层相渗特征进行分类，并进一步分析其影响因素。

1 储层岩石成分和孔隙类型

盒8—山1段储层岩石类型以灰色、灰白色粗砂岩、中砂岩为主，部分含砾，碎屑组成以石英、岩屑为主，石英含量普遍较高；砂岩类型主要以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，其次为岩屑砂岩。其孔隙类型以岩屑溶孔、晶间孔为主，分别占总孔隙的40%以上，粒间孔含量较少，占总孔隙的7.58%，长石溶孔、凝灰质溶孔仅在部分井的样品中发育。

2 储层气水相渗特征

气水两相渗流属于多相渗流的范畴，它广泛存在于气田开发的中后期[15]。本次研究对盒8—山1段13口井的38块岩心进行了气水相对渗透率曲线的测定，对应的恒速压汞实验7块，高压压汞实验38块，图像孔隙分析14块，铸体薄片分析58块。

根据反映相渗曲线类型的参数，如束缚水饱和度、等渗点处气水相相对渗透率和两相区面积等，将研究区气水相渗曲线由好到差分为四类（表1、图1）。

I类气水相渗曲线对应的储层物性最好，孔隙度平均值为9.3%，渗透率平均值为0.531 mD；束缚水饱和度最低，平均值为26.6%；等渗点处气水相相对渗透率较低，平均值为0.117。其气水两相干扰程度较弱，呈相对均匀的渗流，在含水饱和度处于20%~60%的区间内，由于见水较快，气相相对渗透率下降较为明显，而水相相对渗透率则缓慢升高，当含水饱和度大于65%时，气相相对渗透率的下降趋于平缓，水相相对渗透率呈直线上升，两相共渗区范围最宽，平均为65%。在研究区目的层储层中，具有I类气水相渗曲线特征的储层渗流能力最好，利于气水两相流动，开采难度最低，气井生产表现为高产稳产型，但是此类储层发育较少。

II类气水相渗曲线对应的储层物性较好，孔隙度平均值为8.7%，渗透率平均值为0.471 mD；束缚水饱和度较低，平均值为35.2%；等渗点处气水相相对渗透率低，平均值为0.097。其气水两相干扰程度较强，相渗曲线中水线上升变化较快，气线相对缓慢下降；在含水饱和度小于70%的区间，气相相对渗透率下降较快，水相相对渗透率缓慢上升，当含水饱和度增大至70%以后，气相相对渗透率下降较慢，水相相对渗透率则快速上升，共渗区范围较I类偏小，平均值为57%。在实际天然气开发过程中，该类型单井产能初期较高，气井见水较慢，但见水后，含水率上升较快，采气指数相对逐渐降低。但是，采液指数下降幅度较小，可以靠提高采液量来弥补采气指数的下降，稳产时间较I型而言相对较短。在研究区目的层储层中，具有II类气水相渗曲线特征的储层渗流能力较强，气水同产，开采难度较I类难，是研究区较常见的储层。

表1 苏里格气田东区盒8-山1段储层气水相渗特征分类表*

图1 苏里格气田东区盒8—山1段储层气水相渗曲线分类图

III类气水相渗曲线对应的储层物性较差，孔隙度平均值为8.5%，渗透率平均值为0.421 mD；束缚水饱和度较高，平均为46.4%；等渗点处气水相对渗透率最高，平均为0.164。其气水两相干扰程度较强，随着含水饱和度的逐渐增加，在整个渗流区间内气相相对渗透率曲线呈近似直线形态下降；在含水饱和度小于70%的区间内，水相相对渗透率缓慢增大，当含水饱和度增大至70%以后，水相相对渗透率曲线则呈陡直式快速上升，共渗区范围小，平均为46%。在实际天然气开发过程中，该类型储层单井产能快速降低，含水率快速上升，总体产液指数较低，稳产时间短，可以概括为低产型。在研究区目的层储层中，具有III类气水相渗曲线特征的储层渗流能力较弱，也是研究区较常见的储层。

IV类气水相渗曲线对应的储层物性最差，孔隙度平均值为8.1%，渗透率平均值为0.329 mD；束缚水饱和度最高，平均值为54.2%，等渗点处气水相相对渗透率最低，平均为0.064。其气水两相干扰程度最强，气线下降样式繁多，在含水饱和度小于85%的区间内，水相相对渗透率变化不明显，当含水饱和度增大至85%以后，水相相对渗透率呈陡直式急剧上升，共渗区范围最小，平均为42%。在实际天然气开发过程中，该类型储层初期基本单井产能很低，在持续一段时间后，产能快速降低，含水率快速上升，之后基本产水。在研究区目的层储层中，具有IV类气水相渗曲线特征的储层渗流能力最弱，基本无工业产能。

从图1和表1的分析可以看出，I类至IV类相渗曲线，物性依次变差；束缚水饱和度依次增大；等渗点处气水相相对渗透率III类最大，I类和II类次之，IV类最小；气水两相共渗区间依次减小。由以上分析认为，苏里格气田东区盒8—山1段致密砂岩储层渗流规律比较复杂。

3 影响储层相渗特征的主控因素

砂岩储层气水相渗特征影响因素复杂，其相渗曲线形态是各相流体在储层孔隙中的分布状态、岩石孔隙结构特征、实验流体等多种因素综合影响的结果。本次研究结合储层基础地质特征和储层微观孔隙结构特征研究认为，储层微观孔隙结构特征是其渗流能力的主要影响因素。

微观孔隙结构的微观孔喉结构参数由高压压汞、恒速压汞和铸体薄片图像孔隙分析等实验获得。3.1孔喉大小

Z45井样品（1号样品）取样层位为盒8段，深度3137.23 m，属于I类气水相渗曲线；SD32-46井样品（2号样品）取样层位为盒8段，深度2989.78 m，属于II类气水相渗曲线。通过比较可以看出，1号样品发育相对较多的溶蚀孔，以粒内的岩屑溶孔为主，孔隙组合类型为晶间孔-溶孔型、粒间孔-溶孔型，其中粒间孔多为被填隙物充填的残余粒间孔（图2a，图2b）；2号样品高岭石、伊利石、绿泥石晶间孔发育，残余粒间孔较少，孔隙组合类型为溶孔-晶间孔型、粒间孔-晶间孔型（图3a，图3b）。

图2 1号样品微观孔隙结构特征

图3 2号样品微观孔隙结构特征

表2 I类和II类气水相渗特征孔喉半径参数表*

根据高压压汞实验分析，1号样品进汞量集中在1~10 μm的孔喉半径所控制的孔喉空间内，且贡献了90%以上的渗流能力，其平均孔喉半径为0.493 μm（图2c）。2号样品进汞量集中在0.1~2 μm的孔喉半径所控制的孔喉空间内，且贡献90%以上的渗流能力，其平均孔喉半径为0.417 μm（图3c）。分析认为，溶蚀孔发育，孔喉半径大，比表面相应减小，润湿相通过孔喉的能力增强，最终导致束缚水饱和度降低，残余气处含水饱和度增大，两相区变宽。具有I类气水相渗曲线特征的储层同常规储层一致，渗流能力是研究区最强的。根据高压压汞和恒速压汞实验可获得表征孔喉半径的参数（表2），具有II类气水相渗曲线特征的储层孔隙半径、喉道半径与I类相比减小，渗流能力相应减弱。初步分析认为，孔喉大小不同是影响I类和II类气水相渗特征不同的主要因素。

3.2 孔喉分选性

反映孔喉分选的参数主要包括分选系数SP、变异系数C、均值系数XP及歪度系数SKP。本文选取分选系数为主要依据，并参考歪度系数、变异系数和均值系数进行分析研究（表3）。

表3 不同分选样品的数据表

孔喉分选的好坏，一定程度上决定了气作为连续相在储层中流动的饱和度下限。如图4、图5，其中SD50-47井样品（3号样品）取样层位为盒8段，深度3108.17 m，属于III类气水相渗曲线；SD32-46井样品（4号样品）取样层位为，盒8段，深度3026.23 m，属于II类气水相渗曲线。两个样品的孔隙类型和孔隙组合类型相似，高岭石、伊利石、绿泥石晶间孔发育，残余粒间孔较少，孔隙组合类型为溶孔-晶间孔型、粒间孔-晶间孔型，二者从最小孔喉半径到最大孔喉半径都有进汞量，0.1~2 μm的孔喉半径所控制的孔喉空间贡献了90%以上的渗流能力。但二者的分选明显不同，由表3对比分析可以看出，4号样品分选好于3号样品。随着孔喉分选变差，在气藏开发过程中，储层中含气饱和度逐渐降低，气相更易因失去连续性而被水“封闭”在孔隙空间里不能再流动，形成水锁效应，使储层含水饱和度增加，气相渗透率迅速下降。根据高压压汞实验可知（表4），具有III类气水相渗曲线特征的储层孔喉分选性与II类相比变差，渗流能力相应减弱。分析认为，分选性的差异是影响II类和III类气水相渗特征不同的重要因素。

图4 3号样品微观孔隙结构特征

图5 4号样品微观孔隙结构特征

表4 II类和III类气水相渗特征孔喉分选参数表*

3.3 孔喉的连通性

图6 5号样品微观孔隙结构特征

配位数是表征孔隙连通程度的储层微观参数，它表示与孔隙相连的喉道（或孔隙）的个数，配位数越大，越利于气水两相渗流，并使两相共渗区变大，残余气处含水饱和度增大。

如图6、7，其中SD32-46井样品（5号样品）取样层位为盒8段，深度3029.49 m，属于III类气水相渗曲线，平均配位数为0.32；Z45井样品（6号样品）取样层位为盒8段，深度3131.14 m，属于II类气水相渗曲线，平均配位数为1.19。对气藏而言，储层亲水，则孔喉配位数对非润湿相气的相对渗透率影响更大。因为随着孔喉配位数增大，连通孔隙的喉道数量相对增多，气更容易形成连续相流动，相应的束缚水饱和度降低，两相区变宽，残余气处含水饱和度增大。经统计，具有III类气水相渗曲线特征的储层孔喉平均配位数为0.282，而II类则为0.42，具有III类气水相渗曲线特征的储层孔喉配位数与II类相比减小，渗流能力相应减弱。分析认为，孔隙连通程度的差异也是影响II类和III类气水相渗特征不同的重要因素。

图7 6号样品微观孔隙结构特征

4 结论

盒8山1段储层砂岩气水相渗曲线由好到差分为I~IV类。具有I类气水相渗曲线特征的储层物性好，束缚水饱和度最低，两相共渗区范围最宽，储集能力和渗流能力最好；具有II类气水相渗曲线特征的储层物性较好，渗流能力与I类相比减弱；具有III类气水相渗曲线特征的储层，渗流能力相对较差；具有IV类气水相渗曲线特征的储层渗流能力最弱。其中具有II类和III类气水相渗曲线特征的储层分布最为广泛。

影响储层相渗特征的因素主要有孔喉半径大小、孔喉分选和孔喉配位数。初步分析认为，孔喉半径大小不同是影响I类和II类气水相渗特征不同的主要因素。分选性和孔隙连通程度是影响II类和III类气水相渗特征不同的重要因素。

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