川西坳陷新場氣田沙二段氣藏儲層物性與滲流特征

張 巖，王勇飛，王瓊仙，鄒 毅，沈秋媛

（1.中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，四川成都 610041； 2.中國石油西南油氣田分公司蜀南氣礦，四川瀘州 646001）

新場氣田位于四川盆地川西坳陷新場構造帶，中侏羅統沙溪廟組二段（以下簡稱沙二段）氣藏埋深2 200.0～2 500.0 m，西高東低、南陡北緩，呈平緩鼻狀構造，斷裂不發育；屬三角洲沉積體系，強烈 進積型分流河道形成的砂體分布穩定且厚度較大，自上而下劃分為4 套砂組（Js21、Js22、Js23、Js24），縱向疊置程度較高；儲層物性較差，屬中低孔特低滲致密儲層，氣藏類型為受構造–巖性控制的致密異常高壓定容封閉砂巖氣藏[1–3]。

在早期直井單層開發階段，鉆井揭示4 套砂組砂體厚度約20.0 m，總體上大致接近，但是氣井產能層間差異較大。根據測試，Js21、Js22、Js23、Js24四套砂組產能大于3×104m3/d 的井數比例分別為25%、67%、28%、64%，且在開采中后期，不同程度地產水，據此將Js21、Js23砂組定為難采層、Js22、Js24砂組定為主力層。儲層的非均質性和氣水兩相微觀滲流從靜態和動態兩個方面共同控制著含氣性和產能的空間分布，其中儲層的非均質性主要體現在物性的變化，而滲透率作為最重要的非均質性標志，其大小是決定氣井產能高低的靜態基礎參數，氣水兩相滲流可以表征流體在地下多孔介質中的流動規律。因此，本文采用動靜結合的方式，從儲層物性和滲流特征研究出發，分析不同層組產能存在差異的原因，為制定有效的開發技術對策提供依據。

1 儲層物性基本特征

由圖1 可知，孔隙度與滲透率散點呈“黃瓜體”狀，二者呈近18°正相關，總體上屬于孔隙型儲層，孔隙之間的連通能力主要取決于孔隙的發育程度，即高孔隙度的巖心樣品具有較高滲透率。隨著孔隙度的增加，滲透率緩慢增加，原因是儲層存在大量滲流能力較低的片狀、彎片狀和縮頸狀喉道。在“黃瓜體”的上方有少量散點，表明發育一定的微裂縫，對改善油氣的滲流能力具有重要意義。

圖1 巖心孔隙度–滲透率關系

對2020 塊樣品分析數據統計表明，孔隙度為1.08%～17.07%，平均值為9.55%，64.4%的樣品為特低孔隙度，35.6%的樣品為低孔隙度，儲層整體呈低–特低孔隙度的特征；根據分析數據統計結果（表1），各砂組滲透率平均值為0.14×10–3～0.35×10–3μm2，不同砂組差異總體接近，且都大于0.10×10–3μm2。

表1 常規巖心物性分析滲透率統計表 10–3 μm2

2 覆壓滲透率特征

通常儲層物性數據是在地面常規條件下測得，而地層實際靜態物性是在上覆地層壓力作用下所呈現出的地質屬性，兩者在致密儲層物性上的差別甚至可達數量級的程度。由于巖石孔隙度隨上覆地層壓力改變而變化的幅度很小，因此本文重點開展了滲透率的研究。

目前國內外對低滲–致密儲層的評價標準提出了新的方法：建議將巖心分析滲透率還原到實際地層溫度、壓力的條件下（覆壓條件下），覆壓校正后的巖心滲透率（無裂縫）小于0.10×10–3μm2的樣品累計頻率超過50%，且小于0.10 μm 喉道控制孔隙比例超過50%，由此可避免大面積低滲透條件下由于存在少量的相對高滲透率樣品和微裂縫樣品的干擾，致使儲層判斷結果失真。為準確地評價儲層滲透率，本次研究采用低滲–致密儲層評價的新方法[4]，即剔除微裂縫樣品，應用27 塊巖心開展室內滲透率應力敏感實驗，所選巖心地面滲透率值為0.01～0.55×10–3μm2，確保了不同滲透率均有樣品分布；然后通過改變圍壓，測試巖心在不同有效應力下的滲透率數據（覆壓滲透率），進而研究覆壓滲透率與地面滲透率之間的關系。

圖2 為新場氣田沙二段氣藏地面滲透率與覆壓滲透率關系曲線，由圖可知，地面滲透率與覆壓滲透率呈線性相關，且在考慮上覆壓力作用的條件下，地面常規實驗滲透率值下降了59.13%，滲透率應力敏感性較強。究其原因，一方面是沙二段屬致密儲層，孔隙結構具有“大孔、細微喉”的特征，片狀、彎片狀、縮頸狀喉道較發育，在上覆壓力作用下，孔喉縮小，導致滲透率急劇下降；另一方面是黏土含量較高，其多以黏土橋方式充填于粒間孔喉中，易破碎堵塞孔喉，增大滲流阻力，從而降低滲透率。

圖2 地面滲透率與覆壓滲透率關系曲線

地面滲透率小于0.10×10–3μm2的巖樣僅占32.72%，而考慮上覆壓力作用后，滲透率小于0.10×10–3μm2的巖樣高達76.71%，滲透率平均值為0.10×10–3μm2，主峰值區間由地面的0.09×10–3～0.30×10–3μm2降低到覆壓后的0.01×10–3～0.09×10–3μm2。按照新的判別標準，沙二段儲層整體為典型的致密儲層。

根據各砂組覆壓滲透率累計頻率對比圖（圖3）可知，主力層Js22、Js24砂組與難采層Js21、Js23砂組致密程度的差別較大，這一認識在巖心常規物性分析實驗結果中是無法明顯分辨出來的（表1）。Js21、Js23砂組覆壓滲透率小于0.10×10–3μm2的樣品累計頻率高達85%，表明樣品覆壓滲透率多數分布在小于0.10×10–3μm2的范圍內，而Js22、Js24砂組覆壓滲透率小于0.10×10–3μm2的樣品累計頻率只有60%，表明樣品覆壓滲透率大多分布于0.10×10–3μm2左右或相對高的滲透率范圍，由此可見沙二段氣藏致密儲層的特征更多是由Js21、Js23砂組表現出來。究其原因，一方面是喉道大小不同，Js22、Js24砂組平均喉道半徑為0.35～0.40 μm，Js21、Js23砂組平均喉道半徑為0.21～0.28 μm，喉道越細小，在覆壓條件下喉道閉合的可能性越大，滲透率降低幅度越大；另一方面是黏土礦物中綠泥石、伊利石/蒙脫石不規則混層礦物含量不同，Js22、Js24砂組綠泥石含量為32.0%～44.5%，Js21、Js23砂組綠泥石含量為44.3%～52.4%，綠泥石以單片支架狀結構生長于顆粒表面，在覆壓條件下，這種結構易被壓實或破壞，堵塞喉道，使滲流通道減小；伊利石/蒙脫石不規則混層礦物產生應力敏感的機理與綠泥石相近，黏土礦物含量越高，產狀越復雜，應力敏感性越強[5–8]。

3 氣水兩相滲流特征

圖3 覆壓滲透率累計頻率對比

致密儲層氣水兩相滲流總體具有臨界水飽和度高、兩相共滲區窄、見水后氣相相對滲透率下降劇烈的特征。氣水兩相滲流區可動氣飽和度僅12.2%， 無水采出程度40.0%。說明該氣藏地層水一旦參與滲流，對氣相的流動會產生較強的抑制作用。從微觀角度分析可知，水形成連續相后，會以其潤濕相的優勢以繞流方式搶占氣相流動通道，使大量的油氣封閉在孔隙中，形成封閉氣區；同時在井筒周圍，由于含水飽和度增高，產生“水鎖”效應，使氣相無法流出[9–15]。

隨著地層水由束縛狀態轉變為臨界狀態直至可動狀態，致密儲層中含水飽和度的增大對氣相滲透性的抑制作用十分明顯。水從束縛狀態到開始流動狀態，其含水飽和度僅增加了10.0%～15.0%，氣相滲透率卻下降了80.0%～90.0%，下降幅度較大。因此，該氣藏在開采初期，制定氣井合理的工作制度是延長無水采氣期的基礎，若提高生產壓差，造成地層水開始參與流動，氣井產能就會急劇遞減。

主力層Js22、Js24砂組和難采層Js21、Js23砂組儲層兩相滲流曲線存在明顯的差異（圖4、圖5）。難采層巖樣氣相相對滲透率最大值低，臨界水飽和度高，水相上升快，且水相相對滲透率最大值比主力層高。因此在開發生產中，難采層氣井產水早，產水量要比主力層大，井底積液、水鎖傷害也比主力層嚴重。因此，該氣藏要合理控制生產壓差，延長無水采氣期，以提高氣井可采儲量。

圖4 主力層Js22、Js24砂組典型氣水相滲曲線

4 結論

圖5 難采層Js21、Js23砂組典型氣水相滲曲線

（1）根據覆壓滲透率累計頻率分析，沙二段氣藏儲層為典型的致密儲層，主力層和難采層儲層致密程度差異較大，主要受控于微觀孔隙結構特征和 黏土礦物的含量及其產狀。

（2）主力層和難采層氣水兩相滲流曲線存在明顯的差異，難采層巖樣氣相相對滲透率最大值低，臨界水飽和度高，水相上升快且相對滲透率最大值比主力層高。