致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)對滲流特征的影響
——以四川盆地川西地區(qū)上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)組儲層為例

司馬立強 王 超 王 亮 吳 豐 馬 力 王紫娟

1.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院 2.中國石油川慶鉆探工程公司測井公司3.西安昌源石油科技服務(wù)有限責(zé)任公司

致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)對滲流特征的影響
——以四川盆地川西地區(qū)上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)組儲層為例

司馬立強1王 超1王 亮1吳 豐1馬 力2王紫娟3

1.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院 2.中國石油川慶鉆探工程公司測井公司3.西安昌源石油科技服務(wù)有限責(zé)任公司

司馬立強等.致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)對滲流特征的影響——以四川盆地川西地區(qū)上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)組儲層為例. 天然氣工業(yè)，2016, 36(12): 18-25.

致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性強, 其滲流特征較之于常規(guī)砂巖儲層存在著較大差異。為此, 以四川盆地西部地區(qū)上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)鎮(zhèn)組致密砂巖儲層為研究對象, 基于物性、壓汞、核磁等實驗數(shù)據(jù), 在分析儲層孔隙結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上,結(jié)合相滲實驗和可視化微觀驅(qū)替模型, 模擬油氣成藏與開發(fā)過程中不同類型孔隙結(jié)構(gòu)致密砂巖儲層的滲流特征及氣、水兩相運移機理和分布狀態(tài)。研究結(jié)果表明：①不同孔隙結(jié)構(gòu)儲層的氣體前緣推進(jìn)特征均出現(xiàn)類似于樹杈狀的黏性指進(jìn)現(xiàn)象, 儲層孔隙結(jié)構(gòu)越好, 束縛水飽和度越低, 束縛水狀態(tài)下的氣相相對滲透率越大, 氣藏更易被開發(fā)；②開發(fā)后期殘余氣主要以繞流、卡斷以及孔隙盲端等方式形成的封閉氣存在于儲層中；③不同類型儲層的氣、水兩相相對干擾均較強, 生產(chǎn)過程中容易產(chǎn)生氣、水同出的現(xiàn)象；④封閉氣的存在會嚴(yán)重降低氣井產(chǎn)量, 而水相的存在則會極大地降低氣相相對滲透率, 導(dǎo)致低滲透致密砂巖含水氣藏后期產(chǎn)水嚴(yán)重, 開發(fā)難度大, 采出程度低, 進(jìn)而嚴(yán)重影響到氣井的有效開發(fā)生產(chǎn)。

四川盆地 晚侏羅世 蓬萊鎮(zhèn)組 致密砂巖 孔隙結(jié)構(gòu) 相滲實驗 可視化微觀模型 氣、水兩相 滲流特征

大量勘探開發(fā)實踐及研究成果表明， 致密砂巖氣藏復(fù)雜的滲流特征是影響氣井產(chǎn)能和開發(fā)的主要因素， 而儲層巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)是影響油氣儲集及滲流能力的關(guān)鍵。近幾年， 致密砂巖儲層孔隙結(jié)構(gòu)及氣、水滲流特征的研究一直成為眾多學(xué)者關(guān)注的焦點。其中， 高旺來等人認(rèn)為致密砂巖儲層流體的滲流特征受物性、孔隙結(jié)構(gòu)、含水飽和度等多因素控制。分析儲層滲流機理時， 應(yīng)綜合考慮孔隙結(jié)構(gòu)及流體對其產(chǎn)生的影響[1-5]。這些研究雖然在一定程度上分析了孔隙結(jié)構(gòu)對滲流特征的影響， 但未能真實、直觀地描述氣、水兩相流體在復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)中具體的運移機理以及運移結(jié)束后氣、水最終的分布狀態(tài)。此后， 付曉燕等人采用真實砂巖微觀模型研究了低滲油層的滲流特征， 但該模型可視化能力差， 難以有效描述低滲透油氣藏中復(fù)雜的兩相滲流特征[6-8]。隨著對儲層滲流機理研究的不斷進(jìn)步， 周克明等人利用鑄體薄片制作的微觀驅(qū)替模型研究了氣、水兩相滲流特征， 該模型可視化能力強， 在分析氣、水兩相運移及分布特征方面具有一定優(yōu)勢[9-12]。整體而言， 目前開展的微觀模型氣、水兩相研究只是簡單的對實驗現(xiàn)象進(jìn)行描述， 并未有效結(jié)合孔隙結(jié)構(gòu)的差異來分析其滲流特征。鑒于致密砂巖復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)特征， 將孔隙結(jié)構(gòu)研究與實際微觀模型相結(jié)合， 分析孔隙結(jié)構(gòu)對滲流的影響，氣、水兩相運移機理及分布狀態(tài)等相關(guān)研究依舊較少。

為此， 筆者以四川盆地西部地區(qū)馬井—什邡區(qū)塊上侏羅統(tǒng)蓬萊組致密砂巖氣藏為研究對象，在儲層孔隙結(jié)構(gòu)研究基礎(chǔ)上，將相滲實驗與微觀可視化驅(qū)替模型相結(jié)合，綜合分析孔隙結(jié)構(gòu)對氣、水滲流特征的影響，明確氣、水兩相流體在不同孔隙結(jié)構(gòu)類型儲層中的流動方式及賦存狀態(tài)，以期為該區(qū)氣田的高效開發(fā)提供科學(xué)依據(jù)。

圖1 致密砂巖儲層鑄體薄片及對應(yīng)的掃描電鏡特征圖

1 致密砂巖儲層特征

1.1 巖性及物性特征

鑄體薄片及對應(yīng)掃描電鏡圖片顯示， 蓬萊鎮(zhèn)組氣藏儲層巖性以細(xì)?！屑?xì)粒巖屑砂巖為主（圖1-a，1-d）， 分選較好， 磨圓程度為次棱角狀（圖1-b）。巖石礦物成分以石英為主， 平均含量為64.93%， 巖屑及長石含量分別為29.39%、6.08%。儲層孔隙類型以原生粒間孔及粒內(nèi)溶孔為主（圖1-b）， 蒙脫石和方解石充填的粒間殘余孔次之（圖1-c）。膠結(jié)物主要為方解石以及少量白云石和石膏（圖1-e）。膠結(jié)類型以黏土礦物蒙脫石襯墊式膠結(jié)（圖1-f）、石英與鈉長石次生加大式膠結(jié)（圖1-e）為主， 黏土礦物伊蒙混層充填式膠結(jié)次之。儲層孔隙度介于2.82%～15.26%，平均孔隙度為8.66%；滲透率介于0.001～0.919 mD， 平均滲透率為0.125 mD。根據(jù)砂巖氣藏劃分標(biāo)準(zhǔn)[13]， 川西地區(qū)蓬萊鎮(zhèn)組砂巖屬于典型的低孔隙度、低滲透率致密砂巖氣藏儲層。

1.2 孔隙結(jié)構(gòu)特征

儲層孔隙結(jié)構(gòu)指巖石孔隙、喉道的幾何形狀、大小、分布以及兩者之間的相互連通關(guān)系。通常采用毛細(xì)管壓力曲線分析儲層復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)[14-20]；通過毛細(xì)管壓力曲線提取的眾多相關(guān)參數(shù)， 可從不同角度表征儲層孔隙結(jié)構(gòu)。此外， 在核磁共振T2譜中，T2弛豫時間與儲層孔徑大小存在對應(yīng)關(guān)系， 即大孔喉對應(yīng)長T2弛豫時間， 小孔喉對應(yīng)短T2弛豫時間[21-23]。因此， 也可通過核磁T2譜分布特征來研究儲層孔隙結(jié)構(gòu)。

根據(jù)巖心物性、高壓壓汞毛細(xì)管壓力曲線、孔喉特征相關(guān)參數(shù)及核磁共振實驗T2譜分布， 可將蓬萊鎮(zhèn)組致密砂巖儲層巖心孔隙結(jié)構(gòu)特征分為以下3種類型（圖2）。

圖2 不同類型儲層核磁分布、壓汞曲線以及孔喉半徑分布圖

圖3 不同類型的儲層孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)與滲透率的關(guān)系圖

1）Ⅰ類：孔隙度大于11%， 滲透率大于0.8 mD， 排驅(qū)壓力小于0.3 MPa， 中值壓力小于3 MPa；核磁T2譜分布呈現(xiàn)雙峰特征， 巖心T2譜與離心譜差值顯示自由流體孔隙較大；孔喉類型表現(xiàn)出中孔—細(xì)喉特征。

2）Ⅱ類：孔隙度介于9%～11%， 滲透率介于0.1～0.8 mD， 排驅(qū)壓力介于0.3～1.0 MPa， 中值壓力介于3～10 MPa；核磁譜分布呈雙峰特征， 但相對Ⅰ類致密砂巖儲層其自由流體孔隙相對較少；孔喉類型表現(xiàn)出中孔—特細(xì)喉特征。

3）Ⅲ類：孔隙度介于6%～9%， 滲透率介于0.03～0.10 mD， 排驅(qū)壓力介于1～2 MPa， 中值壓力介于10～25 MPa；核磁譜分布呈較寬單峰；孔隙表現(xiàn)為以束縛流體孔隙為主， 自由流體孔隙較少， 孔喉類型表現(xiàn)出小孔—特細(xì)喉特征。

Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層樣品能夠反映巖石孔隙特征及滲透能力的孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與滲透率交會圖（圖3）顯示：儲層排驅(qū)壓力與滲透率之間呈負(fù)相關(guān)的關(guān)系，說明從Ⅰ類到Ⅲ類儲層排驅(qū)壓力逐漸增大， 對應(yīng)的最大連通孔喉半徑逐漸減小， 導(dǎo)致儲層滲透率越來越低， 即滲流能力越來越弱；此外， 儲層中值半徑、平均孔喉半徑與滲透率之間均呈正相關(guān)關(guān)系， 表現(xiàn)為中值半徑和平均孔喉半徑越大， 孔隙結(jié)構(gòu)越好， 滲透率越大。因此， 孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)與滲透率相關(guān)性分析結(jié)果表明， 儲層孔隙結(jié)構(gòu)的好壞會直接影響到不同類型儲層的滲流特征。

圖4 制作微觀玻璃刻蝕模型的鑄體薄片圖

圖5 排驅(qū)初期氣體前緣的推進(jìn)特征及驅(qū)替之后的氣水分布圖

2 孔隙結(jié)構(gòu)對滲流特征的影響

相對于常規(guī)砂巖儲層， 致密砂巖氣藏復(fù)雜孔隙結(jié)構(gòu)及強非均質(zhì)性使其擁有復(fù)雜的滲流特征。為深入研究致密砂巖儲層不同類型孔隙結(jié)構(gòu)對滲流特征的影響。針對具有不同孔隙結(jié)構(gòu)的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層，利用真實反映孔隙結(jié)構(gòu)的微觀可視化玻璃刻蝕模型驅(qū)替實驗與氣、水兩相滲流的相對滲透率曲線， 研究致密砂巖儲層滲流特征， 分析氣、水驅(qū)替過程及驅(qū)替結(jié)束后氣、水的微觀賦存狀態(tài)。

2.1 氣驅(qū)水滲流特征

選取3張具有不同類型孔隙結(jié)構(gòu)的鑄體薄片（圖4）， 通過二值化處理后得到孔隙網(wǎng)絡(luò)圖像， 并按照真實比例在特殊制作的玻璃上利用顯影技術(shù)進(jìn)行曝光侵蝕， 制作微觀可視化玻璃刻蝕模型。對模型分別進(jìn)行氣驅(qū)水（模擬油氣成藏）以及水驅(qū)氣（模擬油氣開發(fā)）實驗， 并在鏡下觀察各種滲流現(xiàn)象。實驗中為便于觀察和分析， 驅(qū)替基質(zhì)為染色的蒸餾水， 氣體為氮氣。

2.1.1 微觀可視化玻璃刻蝕模型氣驅(qū)水過程及氣、水分布

氣驅(qū)水初始階段， 模型中飽和水， 選取0.06 MPa的驅(qū)替壓力進(jìn)行驅(qū)替；隨著實驗進(jìn)行， 逐漸增大驅(qū)替壓力， 并觀測氣、水兩相滲流特征及驅(qū)替后的氣、水分布狀態(tài)。

微觀可視化玻璃刻蝕模型氣驅(qū)水過程中存在明顯的黏性指進(jìn)現(xiàn)象（圖5-a）， 即氣體在多孔介質(zhì)中滲流時， 由于孔徑和喉道半徑的微觀非均質(zhì)性， 氣體前緣遇到半徑大小不一和具有不同毛細(xì)管阻力的孔喉。在驅(qū)替壓力大于孔喉毛細(xì)管阻力時， 氣體率先通過；驅(qū)替壓力小于孔喉毛細(xì)管阻力時， 氣體停留一段時間后發(fā)生跳躍式運移[10]。隨著驅(qū)替壓力不斷增大， 這種跳躍式運移中間停頓的時間逐漸減小。并且不同孔隙結(jié)構(gòu)類型儲層中， 氣體在小喉道處停留的時間不同。Ⅲ類儲層停頓時間明顯大于Ⅰ、Ⅱ類儲層。分析認(rèn)為：氣體在小喉道處停留時間的不同受孔喉半徑大小的控制。由于Ⅰ、Ⅱ類儲層喉道半徑大， 滲透率高， Ⅲ類儲層喉道半徑小， 滲透率低（圖3）。Ⅲ類儲層相對Ⅰ、Ⅱ類儲層喉道細(xì)小， 毛細(xì)管壓力更大， 導(dǎo)致氣體需要較大的壓力才能再次向前運移。因此， 氣體前緣推進(jìn)的速度不一致， 即出現(xiàn)類似于樹杈狀的黏性指進(jìn)現(xiàn)象。隨著驅(qū)替壓力增大， 模型中可觀察到的樹枝狀的分叉越明顯。

氣驅(qū)水過程結(jié)束后， 可觀察到微觀模型中大喉道及與大喉道連接的孔隙中的水基本被氣驅(qū)替， 而殘余水主要分布在小喉道（圖5-b）、被小喉道控制的大孔隙及孔隙盲端中（圖5-c）。

2.1.2 束縛水狀態(tài)下儲層氣相相對滲透率變化

氣驅(qū)水過程結(jié)束， 儲層達(dá)到束縛水狀態(tài)。通過18塊巖心的常規(guī)壓汞實驗數(shù)據(jù)， 分析致密砂巖儲層喉道大小對于氣藏不同類型儲層束縛水飽和度的影響。分別求取不同進(jìn)汞壓力下巖心的進(jìn)汞量（該進(jìn)汞量可反映某一喉道半徑所控制的孔隙體積）， 提出喉道控制孔隙體積百分比（volume percentage of throat control pore， 即Stcp）這一關(guān)鍵參數(shù)， 并分別以0.1 μm、0.5 μm、1 μm的喉道半徑為界統(tǒng)計所有巖心的孔隙體積。統(tǒng)計結(jié)果表明：蓬萊鎮(zhèn)組Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層中小于0.1 μm的非有效喉道Stcp均值分別為32.84%、36.60%和44.87%。即3類儲層中大部分孔隙體積空間均被小于0.1 μm的非有效喉道所控制（圖6）。驅(qū)替過程中驅(qū)替壓力較低時， 儲層中只有大于1 μm的孔喉對氣體流動起作用；隨著驅(qū)替壓力不斷增大， 氣體有效流動孔喉半徑逐漸減小， 但半徑小于0.1 μm的非有效喉道對氣體流動產(chǎn)生的貢獻(xiàn)仍舊有限，使得小喉道控制的孔隙空間中的水難以被驅(qū)替， 導(dǎo)致儲層束縛水飽和度較高。反映在相滲曲線上的特征為：隨著儲層物性變差， 孔喉半徑變小， 束縛水飽和度逐漸增大。且Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層束縛水飽和度均值分別為63.59%、64.04%和74.56%（圖7）。

圖6 不同類型儲層不同喉道半徑所控制的孔隙體積圖

圖7 3類巖心氣、水相相對滲透率曲線圖

圖8 束縛水飽和度下氣相相對滲透率與滲透率、孔喉參數(shù)關(guān)系圖

束縛水狀態(tài)時， 3類儲層的水相相對滲透率均接近于0， 氣相相對滲透率隨著滲透率的減小而減?。▓D8-a）。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層束縛水狀態(tài)下氣相相對滲透率分布區(qū)間分別介于0.696～0.989、0.544～0.673、0.241～0.499。壓汞數(shù)據(jù)表明， 儲層束縛水狀態(tài)下氣相相對滲透率與儲層孔隙結(jié)構(gòu)類型均有關(guān)（圖8-b、圖8-c）。具體表現(xiàn)為氣相相對滲透率與儲層中值半徑及平均孔喉半徑之間均呈正相關(guān)關(guān)系， 隨著儲層中值半徑、平均孔喉半徑的增大， 儲層束縛水狀態(tài)下的氣相相對滲透率呈增大的趨勢。即儲層孔隙結(jié)構(gòu)越好， 孔喉半徑越大， 束縛水飽和度越低， 且束縛水狀態(tài)氣相相對滲透率越高， 越有利于氣藏初期的生產(chǎn)開發(fā)。

2.2 水驅(qū)氣滲流特征

通過氣、水兩相相對滲透率實驗以及微觀模型水驅(qū)氣模型研究不同類型儲層水驅(qū)氣的滲流特征。微觀模型水驅(qū)氣實驗中， 采用不同水流速度完成水驅(qū)氣滲吸實驗。

2.2.1 微觀可視化玻璃刻蝕模型水驅(qū)氣過程及氣、水分布

水驅(qū)氣過程中， 由于致密砂巖儲層顯示的強親水性、不同類型儲層孔隙結(jié)構(gòu)的強非均質(zhì)性及水流速度v的變化， 3類儲層部分氣體會以繞流、卡段及孔隙盲端等方式形成的封閉氣殘留在孔喉中[11]：①隨著水流速度的增大， 水會以不同的繞流方式將氣體封閉在孔喉中。流速較低（v＝0.001 mL/min）時， 毛細(xì)管壓力成為水流動的主要動力， 水進(jìn)入小孔喉， 進(jìn)而將與小孔喉所連通的大孔隙空間中的氣體封閉（圖9-a）；流速較高（v＝0.05 mL/min）時， 慣性力起主要作用， 水首先進(jìn)入大孔喉， 并將一部分氣體封閉在小孔隙中（圖9-b）；②在水驅(qū)動氣經(jīng)過狹窄喉道時，由于賈敏效應(yīng)及巖石強親水性在狹窄喉道處產(chǎn)生的束縛水膜共同作用下， 氣體在喉道處發(fā)生卡段并以氣泡形式存在于孔喉中， 導(dǎo)致儲層內(nèi)部氣體不連續(xù)， 對氣體形成一定程度的水鎖傷害， 并降低了氣相相對滲透率（圖9-c）；③儲層中孔隙盲端的存在也會封閉一定的氣體， 在驅(qū)替壓力和毛細(xì)管壓力產(chǎn)生的壓差下， 這一部分封閉氣很難被驅(qū)替出來（圖9-c）。

圖9 繞流以及孔隙盲端等形成的封閉氣圖（箭頭指示水相流動方向）

Ⅲ類儲層不連通的孔隙盲端以及小孔喉較多， 孔喉連通性較差， 隨著含水飽和度不斷增大， 氣相相對滲透率會迅速降低， 而水相相對滲透率則相反。相比Ⅲ類儲層， Ⅰ、Ⅱ類儲層孔喉半徑相對較大， 孔隙盲端和小孔喉減少， 孔喉連通性增強， 氣相和水相滲透率均有所增大。

2.2.2 殘余氣狀態(tài)下儲層水相相對滲透率變化

相滲實驗結(jié)果顯示， 蓬萊鎮(zhèn)組儲層等滲點含水飽和度較高， Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層等滲點含水飽和度均值分別為69.78%、75.99%、81.39%。分析可知， 從Ⅰ類到Ⅲ類儲層， 隨著儲層孔隙結(jié)構(gòu)變差， 小喉道所占比例增大， 等滲點對應(yīng)的含水飽和度值均逐漸增大。且隨著含水飽和度的不斷增大， 孔喉中會形成以卡斷氣存在的封閉氣（圖9-c）， 導(dǎo)致氣相相對滲透率降低；而儲層中卡斷氣的存在又一定程度上影響水相流動，使得水相滲透率有一定程度的減小， 進(jìn)而導(dǎo)致致密砂巖儲層相滲曲線中等滲點位置較低， 即氣、水兩相相對干擾較強， 生產(chǎn)過程中容易產(chǎn)生氣、水同出的現(xiàn)象。

相滲實驗中在等滲點后， 部分卡斷氣逐漸被水相從儲層中驅(qū)替出來， 使得卡斷氣對水相相對滲透率的影響逐漸減小。但當(dāng)含水飽和度進(jìn)一步增大， 3類巖心的水相相對滲透率急劇增大， 氣相相對滲透率逐漸趨于0。在殘余氣狀態(tài)下， 3類儲層表現(xiàn)出不同的水相相對滲透率。Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類儲層水相相對滲透率的分布區(qū)間分別介于0.690～0.867、0.524～0.675、0.368～0.492（圖10）。且殘余氣狀態(tài)下水相相對滲透率隨著儲層滲透率、中值半徑及平均孔喉半徑的增大而增大， 呈正相關(guān)關(guān)系， 即隨著儲層孔隙結(jié)構(gòu)越好， 不同類型儲層殘余氣狀態(tài)水相相對滲透率越高，且儲層中以繞流、卡斷及孔隙盲端等方式形成的殘余氣開發(fā)難度較大， 采出程度低， 嚴(yán)重降低氣井產(chǎn)氣量。同時， 開發(fā)后期水相的大量存在會極大地降低氣相滲透率， 3類儲層水相相對滲透率均較高， 導(dǎo)致致密砂巖含水氣藏后期產(chǎn)水嚴(yán)重， 氣井出現(xiàn)只產(chǎn)水不產(chǎn)氣的特征， 進(jìn)而極大影響到氣井的有效生產(chǎn)開發(fā)。

圖10 殘余氣飽和度下水相相對滲透率與滲透率、孔喉參數(shù)關(guān)系圖

3 結(jié)論

1）川西蓬萊鎮(zhèn)組儲層巖性以細(xì)?！屑?xì)粒巖屑砂巖為主；孔隙類型以原生粒間孔及粒內(nèi)溶孔為主，粒間殘余孔次之；儲層孔隙結(jié)構(gòu)可分為3種類型：Ⅰ類儲層中孔—細(xì)喉， Ⅱ類儲層中孔—特細(xì)喉， Ⅲ類儲層小孔—特細(xì)喉。

2）微觀可視化玻璃刻蝕模型模擬成藏過程顯示，不同孔隙結(jié)構(gòu)儲層的氣體前緣推進(jìn)特征均出現(xiàn)類似于樹杈狀的黏性指進(jìn)現(xiàn)象；成藏后殘余水主要分布在儲層中小喉道、孔隙盲端及被小喉道控制的大孔隙中。且儲層孔隙結(jié)構(gòu)越好， 小于0.1 μm的非有效喉道減少， 束縛水飽和度越低， 束縛水狀態(tài)下的氣相相對滲透率越高， 越有利于氣藏初期的生產(chǎn)開發(fā)。

3）微觀可視化玻璃刻蝕模型模擬氣藏開發(fā)過程顯示， 致密砂巖氣藏開發(fā)過程中， 儲層內(nèi)部分氣體會以繞流、卡段及孔隙盲端等方式形成的封閉氣殘留在孔喉中。不同類型儲層氣、水兩相相對干擾均較強，生產(chǎn)過程中容易產(chǎn)生氣、水同出的現(xiàn)象；儲層中封閉氣的存在會嚴(yán)重降低氣井產(chǎn)量， 開發(fā)后期低滲砂巖含水氣藏后期產(chǎn)水嚴(yán)重， 且封閉在儲層中的殘余氣體開發(fā)難度加大， 采出程度低， 嚴(yán)重影響到氣井的有效生產(chǎn)開發(fā)。

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（修改回稿日期 2016-09-22 編 輯羅冬梅）

Effect of pore structure on the seepage characteristics of tight sandstone reservoirs: A case study of Upper Jurassic Penglaizhen Fm reservoirs in the western Sichuan Basin

Sima Liqiang1, Wang Chao1, Wang Liang1, Wu Feng1, Ma Li2, Wang Zijuan3
(1.School of Geosciences and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China;2.Well Logging Company, CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co., Ltd., Chongqing 400021, China;3.Xi'an Changyuan Petroleum Technology Service Co., LLC, Xi'an, Shaanxi 710076, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 12, pp.18-25, 12/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Tight sandstone reservoirs are characterized by complex pore structures and strong heterogeneity, and their seepage characteristics are much different from those of conventional sandstone reservoirs. In this paper, the tight sandstone reservoirs of Upper Jurassic Penglaizhen Fm in western Sichuan Basin were analyzed in terms of their pore structures by using the data about physical property, mercury injection and nuclear magnetic resonance (NMR) tests. Then, the seepage characteristics and the gas–water two-phase migration mechanisms and distribution of tight sandstone reservoirs with different types of pore structures in the process of hydrocarbon accumulation and development were simulated by combining the relative permeability experiment with the visual microscopic displacement model. It is shown that crotch-like viscous fingering occurs in the process of gas front advancing in reservoirs with different pore structures. The better the pore structure is, the lower the irreducible water saturation is; the higher the gas relative permeability of irreducible water is, the more easily the gas reservoir can be developed; that at the late stage of development, the residual gas is sealed in reservoirs in the forms of bypass, cutoff and dead end; that in various reservoirs, the interference between gas and water is stronger, so gas and water tends to be produced simultaneously; and that the sealed gas may reduce the production rate of gas wells significantly, and the existence of water phase may reduce the gas permeability greatly, consequently, the water-bearing low-permeability tight sandstone gas reservoirs reveal serious water production, highly-difficult development and low-recovery percentage at the late stage, which have adverse impacts on the effective production and development of gas wells.

Sichuan Basin; Late Jurassic; Penglaizhen Fm; Tight sandstone; Pore structure; Relative permeability experiment; Visual microscopic model; Gas-water two-phase; Seepage characteristics

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.12.003

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”（編號：2016ZX05052）。

司馬立強, 1961年生, 教授, 博士生導(dǎo)師, 享受政府特殊津貼專家；主要從事油氣田測井方法、測井解釋及地質(zhì)應(yīng)用領(lǐng)域的科研與教學(xué)工作。地址：（610500）四川省成都市新都區(qū)新都大道8號。ORCID: 0000-0003-0309-8667。E-mail: smlq2000@126.com