尚立涛，刘 宇，张 杨，齐士龙，乔 岩，李存荣

（1.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206；2.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163453）

致密油气储层可应用缝控压裂技术提高单井产量[1]，通过人工裂缝参数的优化来实现井控单元内储量的最大动用。致密火山岩储层以Ⅱ、Ⅲ类储层为主（表1），气孔发育程度较差，部分溶孔发育，裂缝或微裂缝发育差，主要岩性为凝灰岩、火山角砾岩，岩石孔隙结构复杂，低孔、低渗、致密。核磁共振具有双峰特点，既存在微孔又有相对较大的孔隙，储层非均质性严重，束缚水饱和度高，一般为52.0%～92.0%，与孔隙度线性关系差。全直径相渗储层为亲水岩石，呈两相流特征。孔隙度小，空气渗透率低，孔隙结构差，束缚水饱和度高，两相渗流范围小。可动气饱和度为17.0%～67.3%，束缚水饱和度为32.6%～52.4%，束缚水饱和度大于45.0%的占69.2%。致密火山岩储层直井改造效果差，需要应用水平井大规模分段压裂工艺实现开发。随着钻遇储层物性变差，可缩小压裂裂缝间距保持单井产量，对裂缝间距与改造规模深度优化，实现经济开发。

表1 致密火山岩储层分类标准

1 致密火山岩储层流动特征

1.1 岩心渗透率随驱替压差的变化

根据岩心测得储层孔隙度主要为3%～17%，平均为9%，渗透率主要为0.001×10-3～0.7×10-3μm2，平均为0.012×10-3μm2，属于低孔致密储层。气藏非均质性较强，孔、渗之间不具有明显相关性。致密火山岩气藏微观孔隙结构的孔喉半径主要为0.001～1.000 μm，参照基础气测孔渗数据，观察岩心表面发育气孔情况表明，气藏储气空间主要依靠气孔发育程度，渗流能力受到气孔间孔喉及裂隙发育情况的制约。……