川西坳陷新场气田沙二段气藏储层物性与渗流特征

张 岩，王勇飞，王琼仙，邹 毅，沈秋媛

（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.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州 646001）

新场气田位于四川盆地川西坳陷新场构造带，中侏罗统沙溪庙组二段（以下简称沙二段）气藏埋深2 200.0～2 500.0 m，西高东低、南陡北缓，呈平缓鼻状构造，断裂不发育；属三角洲沉积体系，强烈 进积型分流河道形成的砂体分布稳定且厚度较大，自上而下划分为4 套砂组（Js21、Js22、Js23、Js24），纵向叠置程度较高；储层物性较差，属中低孔特低渗致密储层，气藏类型为受构造–岩性控制的致密异常高压定容封闭砂岩气藏[1–3]。

在早期直井单层开发阶段，钻井揭示4 套砂组砂体厚度约20.0 m，总体上大致接近，但是气井产能层间差异较大。根据测试，Js21、Js22、Js23、Js24四套砂组产能大于3×104m3/d 的井数比例分别为25%、67%、28%、64%，且在开采中后期，不同程度地产水，据此将Js21、Js23砂组定为难采层、Js22、Js24砂组定为主力层。储层的非均质性和气水两相微观渗流从静态和动态两个方面共同控制着含气性和产能的空间分布，其中储层的非均质性主要体现在物性的变化，而渗透率作为最重要的非均质性标志，其大小是决定气井产能高低的静态基础参数，气水两相渗流可以表征流体在地下多孔介质中的流动规律。因此，本文采用动静结合的方式，从储层物性和渗流特征研究出发，分析不同层组产能存在差异的原因，为制定有效的开发技术对策提供依据。

1 储层物性基本特征

由图1 可知，孔隙度与渗透率散点呈“黄瓜体”状，二者呈近18°正相关，总体上属于孔隙型储层，孔隙之间的连通能力主要取决于孔隙的发育程度，即高孔隙度的岩心样品具有较高渗透率。随着孔隙度的增加，渗透率缓慢增加，原因是储层存在大量渗流能力较低的片状、弯片状和缩颈状喉道。在“黄瓜体”的上方有少量散点，表明发育一定的微裂缝，对改善油气的渗流能力具有重要意义。

图1 岩心孔隙度–渗透率关系

对2020 块样品分析数据统计表明，孔隙度为1.08%～17.07%，平均值为9.55%，64.4%的样品为特低孔隙度，35.6%的样品为低孔隙度，储层整体呈低–特低孔隙度的特征；根据分析数据统计结果（表1），各砂组渗透率平均值为0.14×10–3～0.35×10–3μm2，不同砂组差异总体接近，且都大于0.10×10–3μm2。

表1 常规岩心物性分析渗透率统计表 10–3 μm2

2 覆压渗透率特征

通常储层物性数据是在地面常规条件下测得，而地层实际静态物性是在上覆地层压力作用下所呈现出的地质属性，两者在致密储层物性上的差别甚至可达数量级的程度。由于岩石孔隙度随上覆地层压力改变而变化的幅度很小，因此本文重点开展了渗透率的研究。

目前国内外对低渗–致密储层的评价标准提出了新的方法：建议将岩心分析渗透率还原到实际地层温度、压力的条件下（覆压条件下），覆压校正后的岩心渗透率（无裂缝）小于0.10×10–3μm2的样品累计频率超过50%，且小于0.10 μm 喉道控制孔隙比例超过50%，由此可避免大面积低渗透条件下由于存在少量的相对高渗透率样品和微裂缝样品的干扰，致使储层判断结果失真。为准确地评价储层渗透率，本次研究采用低渗–致密储层评价的新方法[4]，即剔除微裂缝样品，应用27 块岩心开展室内渗透率应力敏感实验，所选岩心地面渗透率值为0.01～0.55×10–3μm2，确保了不同渗透率均有样品分布；然后通过改变围压，测试岩心在不同有效应力下的渗透率数据（覆压渗透率），进而研究覆压渗透率与地面渗透率之间的关系。

图2 为新场气田沙二段气藏地面渗透率与覆压渗透率关系曲线，由图可知，地面渗透率与覆压渗透率呈线性相关，且在考虑上覆压力作用的条件下，地面常规实验渗透率值下降了59.13%，渗透率应力敏感性较强。究其原因，一方面是沙二段属致密储层，孔隙结构具有“大孔、细微喉”的特征，片状、弯片状、缩颈状喉道较发育，在上覆压力作用下，孔喉缩小，导致渗透率急剧下降；另一方面是黏土含量较高，其多以黏土桥方式充填于粒间孔喉中，易破碎堵塞孔喉，增大渗流阻力，从而降低渗透率。

图2 地面渗透率与覆压渗透率关系曲线

地面渗透率小于0.10×10–3μm2的岩样仅占32.72%，而考虑上覆压力作用后，渗透率小于0.10×10–3μm2的岩样高达76.71%，渗透率平均值为0.10×10–3μm2，主峰值区间由地面的0.09×10–3～0.30×10–3μm2降低到覆压后的0.01×10–3～0.09×10–3μm2。按照新的判别标准，沙二段储层整体为典型的致密储层。

根据各砂组覆压渗透率累计频率对比图（图3）可知，主力层Js22、Js24砂组与难采层Js21、Js23砂组致密程度的差别较大，这一认识在岩心常规物性分析实验结果中是无法明显分辨出来的（表1）。Js21、Js23砂组覆压渗透率小于0.10×10–3μm2的样品累计频率高达85%，表明样品覆压渗透率多数分布在小于0.10×10–3μm2的范围内，而Js22、Js24砂组覆压渗透率小于0.10×10–3μm2的样品累计频率只有60%，表明样品覆压渗透率大多分布于0.10×10–3μm2左右或相对高的渗透率范围，由此可见沙二段气藏致密储层的特征更多是由Js21、Js23砂组表现出来。究其原因，一方面是喉道大小不同，Js22、Js24砂组平均喉道半径为0.35～0.40 μm，Js21、Js23砂组平均喉道半径为0.21～0.28 μm，喉道越细小，在覆压条件下喉道闭合的可能性越大，渗透率降低幅度越大；另一方面是黏土矿物中绿泥石、伊利石/蒙脱石不规则混层矿物含量不同，Js22、Js24砂组绿泥石含量为32.0%～44.5%，Js21、Js23砂组绿泥石含量为44.3%～52.4%，绿泥石以单片支架状结构生长于颗粒表面，在覆压条件下，这种结构易被压实或破坏，堵塞喉道，使渗流通道减小；伊利石/蒙脱石不规则混层矿物产生应力敏感的机理与绿泥石相近，黏土矿物含量越高，产状越复杂，应力敏感性越强[5–8]。

3 气水两相渗流特征

图3 覆压渗透率累计频率对比

致密储层气水两相渗流总体具有临界水饱和度高、两相共渗区窄、见水后气相相对渗透率下降剧烈的特征。气水两相渗流区可动气饱和度仅12.2%， 无水采出程度40.0%。说明该气藏地层水一旦参与渗流，对气相的流动会产生较强的抑制作用。从微观角度分析可知，水形成连续相后，会以其润湿相的优势以绕流方式抢占气相流动通道，使大量的油气封闭在孔隙中，形成封闭气区；同时在井筒周围，由于含水饱和度增高，产生“水锁”效应，使气相无法流出[9–15]。

随着地层水由束缚状态转变为临界状态直至可动状态，致密储层中含水饱和度的增大对气相渗透性的抑制作用十分明显。水从束缚状态到开始流动状态，其含水饱和度仅增加了10.0%～15.0%，气相渗透率却下降了80.0%～90.0%，下降幅度较大。因此，该气藏在开采初期，制定气井合理的工作制度是延长无水采气期的基础，若提高生产压差，造成地层水开始参与流动，气井产能就会急剧递减。

主力层Js22、Js24砂组和难采层Js21、Js23砂组储层两相渗流曲线存在明显的差异（图4、图5）。难采层岩样气相相对渗透率最大值低，临界水饱和度高，水相上升快，且水相相对渗透率最大值比主力层高。因此在开发生产中，难采层气井产水早，产水量要比主力层大，井底积液、水锁伤害也比主力层严重。因此，该气藏要合理控制生产压差，延长无水采气期，以提高气井可采储量。

图4 主力层Js22、Js24砂组典型气水相渗曲线

4 结论

图5 难采层Js21、Js23砂组典型气水相渗曲线

（1）根据覆压渗透率累计频率分析，沙二段气藏储层为典型的致密储层，主力层和难采层储层致密程度差异较大，主要受控于微观孔隙结构特征和 黏土矿物的含量及其产状。

（2）主力层和难采层气水两相渗流曲线存在明显的差异，难采层岩样气相相对渗透率最大值低，临界水饱和度高，水相上升快且相对渗透率最大值比主力层高。