张 岩，段永明，邓美洲，王琼仙，刘昊年，刘 叶

(1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610041；2.中国石化西南油气分公司地质中心实验室，四川成都 610081)

川西三叠系中统雷口坡组气藏位于龙门山前大型正向构造带中段，储层为一套厚度大、分布广、纵向连续性较好的白云岩，烃源岩为雷口坡组和下伏的二叠系嘉陵江组，为常温常压、高含硫的构造边水气藏[1-3]。

前人研究主要针对成藏条件、储层特征及成岩作用等早期勘探方面[4-7]，对于储层孔隙结构特征及孔隙中流体的渗流机理等开发应用方面的研究很少。目前处于开发上产的关键阶段，而气井试采动态资料较少，制约了对储量动用难易程度、水体活跃程度及采收率等核心问题的认识。气藏开发实际上是流体在地下多孔介质微观渗流的动态过程，孔隙结构是影响储集、渗流能力的重要因素[8-9]，而压汞和气水相渗实验能够准确表征储层孔隙结构与流体相互作用，也是储量可动用评价和开发指标预测的基础。

结合前人研究的成果，从静态微观孔隙结构出发，通过铸体薄片、CT扫描、岩心压汞及气水相渗实验等方法，深入揭示川西雷口坡组不同类型储层的孔隙结构特征，探讨不同类型孔隙组合的储集、渗流能力，研究最小非饱和孔隙体积、孔喉体积比、退汞饱和度、退汞效率等特征参数在含气饱和度、可动用储量评价、气柱高度计算、边水能量大小及采收率预测等开发方面的应用，为气藏开发方案设计提供依据。

1 地质背景

研究区由金马-鸭子河构造和石羊场构造组成，整体为一受关口断裂、彭县断裂挟持的断背斜，总体上呈北东走向(图1)。

图1 四川盆地川西地区构造位置

四川盆地中三叠世雷口坡期主要为局限或蒸发台地沉积，自下而上划分为雷一段、雷二段、雷三段和雷四段。在川西地区雷四段沉积时期，随着局部区域构造升降及干旱、潮湿气候交替出现，海水进退频繁，形成了多套白云岩-膏岩为主、石灰岩为辅的沉积旋回组合[10]。雷四段划分为上、中、下三个亚段，中、下亚段以膏岩与白云岩互层沉积为主，上亚段为白云岩、石灰岩沉积(图2)。目的层主要分布在雷四段的上亚段，雷四段上亚段地层分布稳定，厚度为130～140 m，总体为潮坪相沉积，主要发育潮间带和潮下带亚相，井间亚相类型具有可对比性，反映整体沉积地形比较平缓、横向上分布相对稳定。依据雷四段上亚段储层在层序中的分布，划分为上储层段、隔层段和下储层段。上储层段以潮下带的灰坪、灰云坪及云坪微相为主，岩性主要为泥微晶灰岩、藻砂屑灰岩、微晶云岩及云质灰岩，厚度为28～46 m；隔层段为一套潮下带的高电阻藻灰岩，厚度为25～30 m;下层段以潮间带的云坪、藻云坪微相为主，岩性主要为微-粉晶云岩、藻黏结云岩及灰质云岩，厚度为70～80 m。

图2 四川盆地中三叠统雷口坡组地层岩性特征

2 储层孔隙结构特征

上、下储层段均发育优质储层，但岩性、厚度和物性存在较大差异。上储层段为微晶白云岩、孔渗相关性较好的孔隙型储层，厚度为12～18 m，孔隙度为19.40%，渗透率为5.4×10-3μm2；下储层段为藻黏结、晶粒白云岩孔隙型储层，平均厚度为52 m，孔隙度为5.14%，渗透率为6.20×10-3μm2；局部受微裂缝、藻纹层窗格孔的影响，存在少量中低孔、中高渗储层。相同孔隙度下，下储层渗透率整体比上储层高，参考石油天然气行业标准SY/T 6110-2016《气藏描述方法》中碳酸盐岩储层级别划分表将储层划分为三类(表1)，不同类型储层孔隙组合关系不同，储集、渗流能力差异较大。

表1 川西气田雷四段上亚段储层孔隙结构参数

2.1 上储层段

孔隙类型以晶间孔和晶间溶孔为主，其次为粒内溶孔、粒间溶孔，裂缝较少，孔隙组合关系以晶间孔-晶间溶孔为主，粒内溶孔-晶间溶孔组合、晶间孔-微裂缝组合次之。

2.1.1 晶间(溶)孔类为Ⅰ类储层

孔隙主要发育于微晶白云岩，孔隙较小，肉眼及放大镜下几乎不可见，但岩心很轻且透水性好(图3a)；铸体薄片可见大量晶间孔、晶间溶孔(图3b)；扫描电镜下见自形微晶白云石，呈菱面体状，晶粒大小为10～15 μm(图3c)。晶间孔的孔隙直径约 10～20 μm，部分白云石晶体的边缘可见溶蚀现象，晶间溶孔的孔隙直径通常小于50 μm，孔径虽小，但大小均匀、数量多，因此，孔隙度达19.79%～22.70%。压汞实验平均排驱压力较低，仅0.58 MPa，最大孔喉半径为3.47 μm，中值半径为1.37 μm，中值压力为0.76 MPa，最大进汞饱和度为87.42%，表明最大连通孔隙体积较大，毛管压力曲线平台特征明显，分选系数为1.25，孔喉分选性好。

图3 川西气田雷四段上亚段上储层段孔隙类型

2.1.2 粒内溶孔、晶间(溶)孔、微裂缝为Ⅱ+Ⅲ类储层

孔隙主要发育于藻黏结白云岩和微晶白云岩，铸体薄片和扫描电镜下晶间孔直径约20 μm，微裂缝宽一般小于0.1 mm，延伸较短，这类孔隙组合渗透率较低，多为0.01×10-3μm2。压汞实验平均排驱压力为14.64 MPa，最大孔喉半径为0.67 μm，中值半径为0.15 μm，中值压力为23.19 MPa，最大进汞饱和度50.67%，毛管压力曲线无明显平台特征，分选系数为3.92，分选性较差。

2.2 下储层段

孔隙类型以藻黏结白云岩的粒间溶孔、藻纹层窗格孔和粉细晶白云岩的晶间溶孔为主，2～15 mm的小尺度溶蚀孔洞、微裂缝次之。孔隙组合既有单一的藻黏结粒间溶孔、藻纹层窗格孔和晶间溶孔，也发育窗格孔-溶蚀孔洞组合、微裂缝-藻粒间溶孔组合与微裂缝-晶间(溶)孔组合。

因孔隙由不同尺度的溶蚀孔隙、孔洞及微裂缝构成，孔隙度、渗透率的相关性为差-中等，总体上看，渗透率随着孔隙度的增加而增大，但存在大量中低孔、中高渗岩心，孔隙度相近的样品，渗透率差异较大。由于各种孔隙的组合类型多样，微观孔隙结构也复杂多样[8-10]，非均质性强，导致毛管压力曲线形态多样(图4)。

图4 川西气田雷四段上亚段下储层段毛管压力曲线

2.2.1 藻间溶孔、窗格孔为Ⅰ类储层

孔隙主要发育于藻黏结白云岩、微-粉晶白云岩，孔隙类型为藻粒间溶孔和窗格孔。藻粒间溶孔的孔隙形状不规则，孔径变化大，孔隙度为15.13%，渗透率为4.47×10-3μm2，属于高孔中渗储层(图5a)；窗格孔的孔隙顺层定向分布，连通性极好，孔隙度为13.01%，渗透率达147.00×10-3μm2(图5b)，属于高孔、高渗储层，物性好，排驱压力低，最大进汞饱和度高，孔喉半径为单峰型。

图5 川西气田雷四段上亚段下储层段Ⅰ类储层孔隙类型蓝色铸体照片

根据压汞实验，平均排驱压力为0.07 MPa，最大孔喉半径为6.22 μm，中值压力为0.72 MPa，中值半径为2.86 μm，最大进汞饱和度82.28%，分选系数为2.8。排驱压力低，中值喉道半径大，毛管压力曲线平台特征明显，分选性好，进汞饱和度高，有效连通孔隙体积较大。

根据岩心CT扫描资料，孔隙半径均较大，峰值为80～110 μm，但孔喉连通性存在差异。D1井取心样品2块，其中藻纹层白云岩样品的孔隙半径为30～250 μm，峰值为110 μm，孔隙度为11.60%，发育顺层分布的藻格架溶蚀孔隙，孔隙配位数(连接每一个孔隙的喉道数量)为1～5，微观连通性好，渗透率达127.00×10-3μm2；而微-粉晶白云岩样品的溶蚀孔隙发育，但非均质性较强，孔隙半径为10～200 μm，峰值为80 μm，孔隙度达18.00%，孔隙配位数为1～2，微观连通性相对较差，渗透率仅3.00×10-3μm2。

2.2.2 晶间溶孔、溶蚀孔洞为Ⅱ类储层

岩性主要为藻黏结白云岩、细粉晶白云岩、含灰云岩等，属于中孔、中-低渗储层，物性中等，发育三种孔隙组合类型，以晶间溶孔和藻黏结粒间溶孔、窗格孔-溶蚀孔洞组合为主，裂缝-藻间溶孔组合次之(图6)。

根据压汞实验，平均排驱压力为0.24 MPa，最大孔喉半径为5.31 μm，中值压力为16.75 MPa，中值半径为1.69 μm，最大进汞饱和度74.95%，分选系数为3.5。排驱压力差异较大、中值喉道半径较小的特征，分选性中等-差，歪度偏细，进汞饱和度中等-好，晶间溶孔型、窗格孔-溶蚀孔洞组合型、裂缝-藻间溶孔组合型分别呈现不同的曲线形态。

晶间溶孔型的针孔状溶孔发育(图6a)，分布较均匀，毛管压力曲线表现为中歪度、分选好的特征，曲线平台特征较明显，虽然排驱压力相对较高，但中值喉道半径较大、最大进汞饱和度达90%，典型样品实测孔隙度为9.16%，渗透率为0.33×10-3μm2。

窗格孔-溶蚀孔洞组合型因其溶蚀孔隙、孔洞较发育，孔径大小不一(图6b)，毛管压力曲线表现为中歪度、分选较差的特征，曲线不具有平台特征，排驱压力非常低、中值喉道半径较大、进汞饱和度为72%，典型样品实测孔隙度为8.61%，渗透率为10.3×10-3μm2。

裂缝-藻间溶孔组合型因溶蚀孔隙半径大小不一，局部有孔洞和裂缝分布(图6c)，导致微观孔隙的非均质性强，毛管压力曲线表现为细歪度、分选差的特征，曲线不具有平台特征，排驱压力较高，中值半径较小，最大进汞饱和度仅61%，典型样品实测孔隙度为5.80%，渗透率为3.15×10-3μm2。

图6 川西气田雷四段上亚段下储层段Ⅱ类储层孔隙类型蓝色铸体照片

根据岩心CT扫描，样品岩性为藻黏结白云岩，孔隙半径分布呈单峰态，主要为5～80 μm，峰值为30 μm，孔隙度为6.14%，尺寸较小溶蚀孔隙较发育，孔隙配位数仅1～2，但是局部发育的微裂缝改善了微观的连通性，渗透率达3.39×10-3μm2。

2.2.3 晶间(溶)孔和微裂缝为Ⅲ类储层

岩性主要为微晶白云岩、含灰云岩，属于低孔、低渗储层，孔隙类型以晶间孔、晶间溶孔和微裂缝为主，孔隙组合关系既有单一的晶间(溶)孔型，也有微裂缝-晶间(溶)孔组合(图7)。

图7 川西气田雷四段上亚段下储层段Ⅲ类储层孔隙类型蓝色铸体照片

根据压汞实验，平均排驱压力1.02 MPa，最大孔喉半径为4.18 μm，中值压力为25.39 MPa，中值半径为0.20 μm，最大进汞饱和度70.39%，分选系数为3.1。毛管压力曲线表现为排驱压力高，分选性中等-差，歪度细，最大进汞饱和度差异较大的特征，晶间(溶)孔型、微裂缝-晶间(溶)孔组合型分别呈现不同曲线形态。

晶间(溶)孔型因其晶间孔、溶孔较发育，孔径大小较均匀(图7a)，毛管压力曲线总体表现为中-细歪度、分选较好特征，曲线平台特征较明显。排驱压力较高，中值喉道半径较小，最大进汞饱和度高达98%，典型样品实测孔隙度为4.62%，渗透率为0.03×10-3μm2。

微裂缝-晶间(溶)孔组合型因其孔隙分布非均质性较强，局部有裂缝分布(图7b)，毛管压力曲线表现为中-细歪度、分选差的特征，不具有曲线平台特征。排驱压力较高，中值喉道半径较小，最大进汞饱和度中-低，仅25%～46%，典型样品实测孔隙度为3.32%，渗透率为14.1×10-3μm2。

根据岩心CT扫描，孔隙半径分布呈单峰态，主要为10～150 μm，峰值为70 μm，溶蚀孔隙相对孤立且整体欠发育，孔隙度为5.91%，配位数仅为1，孔喉连通性较差，渗透率仅有0.05×10-3μm2。

3 开发应用

3.1 原始含气饱和度研究

气藏原始含气饱和度是储量计算的重要基础参数之一[11]。国内外确定含气饱和度的方法主要为利用钻井密闭取心直接测定、应用压汞曲线解释以及利用测井资料解释。第一种方法能够获得现场第一手资料，准确度高，但成本也高，超深大斜度井取心难度大，现场实施较少；第二种方法通过确定束缚水饱和度间接求含气饱和度，简易、准确，可大量实施；前两种方法可以作为第三种方法的解释依据。

根据35个压汞实验数据统计，下储层段最小非饱和孔隙体积分布范围较广，为5.0%～70.0%，呈单峰态，主要为20.0%～30.0%，加权平均最小非饱和孔隙体积，即束缚水饱和度为25%，推算原始含气饱和度为70.0%～80.0%，平均含气饱和度为 75.0%，蜡封法取心分析储层含气饱和度为67.2%～84.0%，平均值为77.0%，两种方法确定的含气饱和度基本一致。同理，计算上储层段原始含气饱和度为82.0%，含气性优于下储层段。

3.2 原始条件下储量动用难易程度评价

退汞饱和度直接反映了喉道特征，而喉道控制微观孔隙之间的连通性和渗流能力，对应的是可动用储量和产能[12-13]。据统计，下储层段退汞饱和度为14.10%～30.50%，整体偏低，原因有两个方面：①孔隙类型和孔隙组合关系复杂，总体孔喉体积比高达101，微观连通性较差，渗流阻力较大，不同类型储层孔喉体积比差异较大，Ⅰ类储层孔喉体积比相对较小，仅61，Ⅱ、Ⅲ类储层孔喉体积比为81～121；②储层微观孔喉分选性差，孔径大小不一的溶蚀孔、洞是补集水银的主要孔隙空间，连通喉道窄加剧了这种捕集现象，水银的连续性被破坏，退出量较少，形成更多孤立状态的残余水银。上储层段退汞饱和度为20.36%～40.50%，退汞饱和度高于下储层段，原因是上储层孔喉体积比较低，仅1.31～4.41，孔隙和喉道体积差异较小，孔隙类型单一，晶间孔、晶间溶孔分选性好，微观渗流阻力小，晶粒表面光滑，有利于汞在降压时排出。

退汞效率对应储层毛细管效应的采收率，下储层退汞效率小于20.0%的样品占比达67%，平均仅为30.0%，整体偏低，表明原始条件下气藏储量动用程度低，需要通过深度酸化改造提高储层导流能力以提高单井产量和储量动用程度。上储层段退汞效率为35.0%～43.7%，平均为38.2%，退汞效率优于下储层段。

3.3 气柱高度研究

准确落实气水界面是有水气藏储量计算和井位部署优化的基础，结合压汞和相渗实验，可以预测气柱高度。由于实验室测定条件下的流体体系、压力、温度与实际气藏条件存在差异，应用毛管压力曲线资料时，需要将室内压汞实验所测的毛管压力换算为气藏条件下的气-水毛管压力。将相同深度的相渗曲线与毛管压力曲线在相同流体饱和度条件下进行叠置，明确含气饱和度随深度的变化，结合气藏圈闭最高点深度即可计算气柱高度[14-15]。研究表明，川西雷口坡组气藏属于构造气藏，构造低部位存在边水，气水界面基本统一，计算14组实验数据可以得出，下储层段气柱高度为142～177 m，平均为165 m，气柱高度小于圈闭的闭合高度(闭合高度258 m)，气水界面在圈闭溢出点之上。

3.4 边水能量与水体活跃程度评价

掌握水侵动态规律是有水气藏高效开发的关键，采取有效措施尽可能降低水侵影响。利用容积法计算金马-鸭子河构造地下水体倍数为0.8～3.2，属于弱-中等能量水体，其中金马构造的圈闭闭合高度为135 m，沟通边水的伴生小断裂较发育，裂缝与孔隙存在两套不同的气水界面，裂缝系统气水界面高于孔隙系统，水体倍数属于中等-强，总体大于鸭子河构造。

全直径岩心气水相渗实验表明，气藏开发后期水侵风险较大[16-19]。Ⅰ类储层初期水相上升较慢，水侵也较慢，中期气水流动能力最强，表现为良好的渗流能力，气水两相渗流区间最宽，为40%～50%，生产动态表现为气水同产期较长，采出程度较高，Ⅱ类次之，Ⅲ类最窄。不同类型储层相渗曲线均表明等渗点后水相相对渗透率快速上升，最终水相端点相对渗透率较高，说明开发后期水相流动能力强，局部微裂缝的发育也加剧了边水突进，开发过程中水侵动态监测尤为重要。

3.5 采收率预测

采收率是开发方案编制、经济评价的重要参数之一。岩心相渗实验预测不同储层类型的采收率差异较大，总体上微观受控于储层物性，宏观受控于井网控制程度[20]。实验统计采收率为5.7%～67.3%，呈双峰态分布，总体上孔隙度与采收率呈正相关关系，其中Ⅰ、Ⅱ类储层采收率为50.0%～60.0%，Ⅲ类储层采收率为20.0%～30.0%。

4 结论

(1)上、下储层段Ⅰ类储层均具有排驱压力低、最大孔喉半径小、中值半径中等、渗透性中等-较好、退汞效率较高、压汞曲线平台特征较明显、分选性好、孔隙结构好的特点；下储层渗透性更好，排驱压力更低。

(2)下储层段Ⅱ、Ⅲ类储层排驱压力中等-高，最大孔喉半径、中值半径中等-较小，渗透率中-低，退汞效率中等-较低，曲线平台特征中等-差，分选性中等-差，各种孔隙的组合类型多样，微观孔隙结构复杂多样；上储层Ⅱ+Ⅲ类储层孔隙结构较差。

(3)结合压汞和相渗实验，上、下储层段平均原始含气饱和度分别为82.0%和75.0%，上储层段含气性较好；上、下储层段平均退汞效率分别为38.2%和30.0%，原始状况下储量动用程度比较低，需要通过深度酸化改造提高储层导流能力，从而提高单井产量和储量动用程度；鸭子河构造下储层段气柱高度165 m；存在中等能量的边水，开发前期水侵较慢，中期气水同产能力较强，后期水侵较活跃。