潍北凹陷天然气充注实验分析

孙耀庭

（中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257061）

1 潍北凹陷基本情况

潍北凹陷是郯庐断裂带内部的一个小型新生代走滑拉分盆地，勘探面积880 km2，平面上大体呈菱形［1］（图1）。盆地主要形成于古近系，孔店组沉积厚度大，其中孔二段是烃源岩层，有机质类型以Ⅱ1－Ⅱ2型为主，已进入成熟－高成熟阶段，生成煤型气和裂解气。根据最新资源评价结果，该盆地天然气资源量为405×108m3。孔二段也是潍北深层气的主要成藏层段，在孔二中亚段沉积时期，各种类型的扇体广泛发育，包括扇三角洲、冲积扇和浊积扇，构成了本区的主要储层［2］；孔二段下亚段和上亚段为厚层暗色泥岩夹薄层砂沉积，形成了良好的生储盖组合。北部洼陷带多口井于孔二段见大段气测异常，表明北部洼陷带气藏存在较大勘探潜力，但是凹陷北部致密气藏的成藏特征、形成时期及影响因素尚不明确，制约了勘探进展［3］。据此，本实验拟通过改变不同的驱替压力，测定不同驱替过程中岩心中含气饱和度的变化，明确含气饱和度影响因素，总结出潍北凹陷深层致密气藏成藏机理。

2 实验设备和方法

实验样品取自潍北凹陷的央5、央6、昌67和央斜4井的天然岩心共15块样品（表1），岩性为砾岩和砂岩，岩心饱和水采用的是3%KCl水，气体为氮气。

2.1 实验方法

图1 潍北凹陷区域位置

实验研究的方法是改变不同的驱替压力（由低到高），测定不同驱替过程中的岩心中含气饱和度的变化。其中实验最低驱替压力的确定是实验中的难点，其确定原则为：①尽量低，以接近气驱水的最小驱动压力，提高模拟精度；②由于在低驱替压力下饱和度变化慢，稳定时间长，造成整个实验用时较长。第一个驱替压力大小的确定，实验以其稳定时间在30 h左右的大小为依据。每一个驱替过程的稳定以含气饱和度不再改变为依据。考虑到气驱水时气体对岩心中的饱和水有携带作用，且携带部分出口分离器是无法计量到的，采取实验前后称重的方法对饱和度的变化进行校正。

2.2 实验步骤

实验步骤主要包括：①将测试气体渗透率和孔隙度后的岩心进行抽空饱和3%KCl水；②将岩心称重后装入岩心夹持器；③确定第一个驱替压力，进行气驱水实验；④待出口不再出水后提高驱替压力，进行第二个驱替压力点的测试；（由于驱替压力由气瓶提供，气瓶最大压力为10 MPa左右，压力的提高幅度以能在第一个驱替压力和10 MPa之间插入3个点为依据）；⑤待提高压力出口也不再出水后，结束实验，将岩心取出称重。

表1 实验样品岩心物性参数

2.3 实验温度和压力

实验温度和压力分为两类。一类实验温度和压力分别为室温25℃和15 MPa；另一类实验温度和压力分别为85℃和30 MPa，与现今气藏特征相当。

3 实验结果分析

通过实验得到每一块样品在不同驱替压力下的饱和度变化实验数据、产气量与产水量关系以及气饱和度变化实验数据，并对这些数据关系进行了分析。将测定的13块岩心的孔隙度与空气渗透率进行关系统计，孔隙度与空气渗透率呈对数关系（相关系数0.841）。

3.1 储层物性对最终含气饱和度的影响

将进行气驱水实验的13块岩心的最终气驱水效率（最终含气饱和度）与空气渗透率进行关系统计，最终气驱水效率（最终含气饱和度）与空气渗透率呈对数关系（相关系数0.904）（图2）。将气驱水实验的13块岩心的最终气驱水效率（最终含气饱和度）与孔隙度关系统计，关系曲线见图3，从图中可以看到，最终气驱水效率（最终含气饱和度）与孔隙度呈线性关系（相关系数0.746）。

岩心渗透率和孔隙度均与最终含气饱和度呈良好的非线性或线性相关，相关系数分别为0.904和0.746，说明储层物性是影响含气饱和度的重要因素，其中渗透率对含气饱和度的影响更为显著，可用来估算潍北凹陷深层致密气的含气饱和度。

图2 最终气驱水效率（最终含气饱和度）与空气渗透率关系曲线

图3 最终气驱水效率（最终含气饱和度）与孔隙度的关系曲线

3.2 含气饱和度与驱替压力的关系

同一岩心在不同驱替压力下含气饱和度的测定结果表明，物性不同的岩心，含气饱和度增长趋势基本相同，随驱替压力增大含气饱和度非线性增长，一般含气饱和度增长速度随驱替压力增大逐渐减小，在驱替压力增大到一定程度（拐点压力）时，含气饱和度不再增长，达到基本稳定的最大值。另外驱替压力增大引起的含气饱和度的变化规律与压汞法测定毛管压力时非润湿相（汞）饱和度随压力的变化情况类似，这一方面反映了孔隙介质中的气驱水过程受毛细管作用的控制，同时也说明实验测得的含气饱和度稳定值近似表征了储层的含气饱和度大小［4－6］。

对比不同岩心含气饱和度增长曲线还发现，岩心物性对含气饱和度的变化亦有一定的影响作用，这主要体现在两个方面。其一，岩心物性不同，含气饱和度增长曲线拐点压力（含气饱和度不再随驱替压力增大而增长的临界压力）不同，一般随岩心渗透率增大，拐点压力降低［7］；其二，岩心物性不同，含气饱和度最终稳定值不同［8］，为此我们拟建立含气饱和度与岩心物性和驱替压力之间的关系。

将含气饱和度与驱替压力的关系用对数函数（Sg＝aln（P驱替）＋b）拟合，当Sg＝0时，最小驱替压力Pmin＝e（－b／a）。所有样品的对数函数系数a、b以及Pmin见表2。

表2 含气饱和度与驱替压力对数关系系数

实验结果表明，对于潍北凹陷低孔、低渗的储层，气体注入这种储层所需要的注入压力即驱替压力很高，而且含气饱和度并不大。例如11－1号样品渗透率0.208×10－3m2，孔隙度7.25%，当驱替压力达到9.85 MPa时，最终含气饱和度仅为8.4%。但当物性较好时，驱替压力明显降低，含气饱和度明显增大，例如31－1号样品，渗透率1.22×10－3m2，孔隙度16.32%，当驱替压力达到1.82 MPa时，最终含气饱和度可达33.8%。目前，潍北凹陷致密气藏的含气饱和度一般为50%以上，而且在现今地质条件下，天然气充注储层的注入压力即驱替压力很难达到9 MPa，因此可以推测潍北凹陷致密气藏形成于储层物性相对较好的地质历史时期——沙河街构造运动之前。根据上述实验所得的最终含气饱和度与孔隙度和渗透率的关系，要使储层的含气饱和度达到50%，储层的孔隙度和渗透率分别要达到23.5%和8.78×10－3m2左右，此时的最小驱替压力为0.025 MPa。

4 结论

潍北凹陷深层致密气藏成藏经历了一个由高压到低压的发展过程，现今的致密气藏主要形成于沙河街构造运动之前，即潍北凹陷深层致密气藏的成藏特征表现为早期成藏，后期经历了泄压改造，此前形成的油气藏可能在后来的构造运动中遭受了不同程度的破坏。因此对潍北凹陷孔店组石油的勘探应慎重，但由于孔二段已达到了生气阶段，对于深层的天然气勘探有广泛的前景。

［1］ 程有义，李晓清，汪泽成，等.潍北拉分盆地形成演化及其对成油气条件的控制［J］.石油勘探与开发，2004，31（6）：32－35.

［2］ 王文林，杨永红.潍北凹陷孔店组沉积相特征研究［J］.特种油气藏，2003，10（2）：23－26.

［3］ 任瑞军，吴蔚，苗永康.论深层气与深盆气［J］.油气地质与采收率，2006，13（4）：39－44.

［4］ 程启贵，雷启鸿，熊维亮.致密油藏有效驱替压力系统建立理论与技术［J］.天然气地球科学，2012，23（3）：570－576.

［5］ 何贤科，陈 程.低渗透油田建立有效驱替压力系统研究［J］.特种油气藏，2006，13（2）：56－69.

［6］ 吕修祥，金之钧，贾红育，等.塔里木盆地克拉2气田白垩系砂岩含气饱和度模拟实验［J］.西安石油大学学报，2004，19（4）：66－68.

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［8］ 宫秀梅，曾溅辉，邱楠生.潍北凹陷深层致密砂岩气成藏特征［J］.天然气工业，2005，25（6）：7－10.