天然气地球科学 >

2019 , Vol. 30 >Issue 12: 1721 - 1731

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.11.010

天然气地质学

鄂尔多斯盆地延安气田山西组致密砂岩储层天然气充注模拟实验及含气性变化规律

  • 韩小琴 , 1 ,
  • 房涛 2 ,
  • 曹军 , 1 ,
  • 高怀琳 3 ,
  • 张冰 4 ,
  • 张立宽 2 ,
  • 王若谷 1 ,
  • 周伟 5
展开
  • 1. 陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西 西安 710065
  • 2. 中国科学院地质与地球物理研究所油气资源研究重点实验室，北京 100029
  • 3. 中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西 西安 710021
  • 4. 陕西延长石油（集团）有限责任公司销售公司，陕西 西安 710075
  • 5. 长安大学地球科学与资源学院，陕西 西安 710054
曹军(1983-)，男，重庆忠县人，高级工程师，博士，主要从事油气地质和油气地球化学研究. E-mail:.

韩小琴(1966-)，女，陕西彬县人，高级工程师，主要从事油气地质综合研究. E-mail:.

收稿日期: 2019-06-11

  修回日期: 2019-11-19

  网络出版日期: 2020-03-25

基金资助

陕西省重点科技创新团队计划项目“延长石油天然气勘探开发创新团队”(2015KCT-17)

中央高校基本科研业务费专项资金项目“致密油藏环保型可循环使用压裂液体系构筑”(300102279304)

收起

Simulation experiment of gas charging and gas-bearing change of tight sandstone reservoir of Shanxi Formation in Yan´an gas field, Ordos Basin

  • Xiao-qin Han , 1 ,
  • Tao Fang 2 ,
  • Jun Cao , 1 ,
  • Huai-lin Gao 3 ,
  • Bing Zhang 4 ,
  • Li-kuan Zhang 2 ,
  • Ruo-gu Wang 1 ,
  • Wei Zhou 5
Expand
  • 1. Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum Co. Ltd. , Xi'an 710065, China
  • 2. Key Laboratory of Petroleum Resources Research, Institute of Geology & Geophysics, Chinese Academy of Sciences, Beijing 100029, China
  • 3. No. 8 Oil Production Plant, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an 710021, China
  • 4. Sale Company of Shaanxi Yanchang Petroleum Co. Ltd. , Xi'an 710075, China
  • 5. College of Earth Science and Resources, Chang'an University, Xi'an 710054, China

Received date: 2019-06-11

  Revised date: 2019-11-19

  Online published: 2020-03-25

Fold

本文亮点

致密砂岩气是当前非常规油气勘探开发的重点。为了弄清不同类型致密砂岩储层中天然气的充注特征和含气性变化规律，选取鄂尔多斯盆地延安气田山西组12个砂岩样品，依据岩性、物性和孔隙类型将其划分为3类，并分别开展了不同渗透率、不同充注流速和不同充注压差下的天然气充注模拟实验。结果表明，物性较好致密砂岩的中孔隙对含气饱和度的贡献大于小孔隙，而超低孔渗致密砂岩的小孔隙对含气饱和度的贡献大于中孔隙。临界注入压力是岩石的固有属性，不随流速的变化而变化，含气饱和度与流速成正比关系，流速越快，含气饱和度越高。充注压差越大，气体突破时间越短，含气饱和度就越高，随着充注时间增加，含气饱和度变化很小，最终趋于某一恒定值，即岩心束缚水状态下的含气饱和度。该研究能够为延安气田致密砂岩储层的物性下限分析和运移机理探讨提供实验基础和理论依据。

本文引用格式

韩小琴 , 房涛 , 曹军 , 高怀琳 , 张冰 , 张立宽 , 王若谷 , 周伟 . 鄂尔多斯盆地延安气田山西组致密砂岩储层天然气充注模拟实验及含气性变化规律[J]. 天然气地球科学, 2019 , 30(12) : 1721 -1731 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.11.010

Highlights

Tight sandstone gas is the focus of unconventional oil and gas exploration and development. In order to clarify the gas filling characteristics and gas-bearing characteristics of different types of tight sandstone reservoirs, 12 sandstone samples from Shanxi Formation of Yan'an gas field were selected and divided into three types according to their physical properties. Gas filling simulation experiments under different permeability, filling velocity and filling differential pressure difference were carried out respectively. The results show that the contribution of medium pore to gas saturation is greater than that of small pore in sandstone with better physical properties, while the contribution of small pore in ultra-low permeability compact sandstone to gas saturation is greater than that of medium pore. Critical injection pressure is the intrinsic property of rock, and does not change with the change of flow velocity. Gas saturation is proportional to flow velocity, and the faster the flow velocity, the higher the gas saturation. The greater the filling pressure difference, the shorter the breakthrough time of gas, the higher the gas saturation. With the increase of filling time, the change of gas saturation is very small, and finally tends to a constant value, that is, the gas saturation under the confined water condition of the core. This study can provide experimental basis for the lower limit analysis of physical properties and migration mechanism of tight sandstone reservoirs.

0 引言

目前，致密砂岩气已成为全球非常规油气勘探开发中的重点领域[1]。致密砂岩气指赋存在覆压基质渗透率≤0.1×10-3μm2，孔隙度 <10%，含气饱和度 <60%的砂岩层中的天然气，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业天然气产量[1,2]。非常规油气研究的灵魂是储层，目标是回答储集有多少油气[1]，致密砂岩气作为非常规油气中最重要的一种类型，储层的含气饱和度特征不仅决定了气藏储量丰度，同时对开发过程中储量动用的难易程度也具有重要影响[3,4,5]。前人[6,7,8,9]研究表明，致密砂岩气藏的储层物性和充注机理是导致储层含气性与常规气藏差异的关键因素。研究致密气藏充注过程中储层含气饱和度随渗透率、充注流速和充注压差等的变化规律，对致密砂岩气藏勘探与开发具有重大意义。
较多学者[10,11,12,13,14]对低渗—致密油气藏物性下限和充注机理展开过深入研究，结果表明致密油气藏在成藏过程中充注压力和含气饱和度存在临界条件；非达西渗流对储层充注具有一定的影响，充注过程中油气饱和度变化过程存在跳跃现象；在实验条件或模拟方法上，通常各有侧重，很难完全模拟实际的充注条件。鄂尔多斯盆地延安气田属于典型的致密砂岩气藏，其位于三角洲前缘，远离物源，靠近湖盆中心，泥质含量高，储层致密，含气饱和度低，其物性下限可能更低。有必要针对该区致密砂岩储层开展充注模拟实验，探讨其充注过程和含气饱和度变化规律。因此，本文选取延安气田山西组12个砂岩样品，依据岩性、物性和孔隙类型将其分为3种类型，利用氮气驱水充注模拟实验，分别开展不同渗透率、不同充注流速和不同充注压差下的天然气充注模拟，分析致密砂岩气藏充注特征和含气性变化规律。该项研究能够为致密砂岩储层的物性下限分析和运移机理提供实验基础和理论依据。

1 地质概况

延安气田位于陕西省境内，北至子长县、西抵富县、南达宜川县、东以黄河为界，面积约为1.0×104km2，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，构造平缓，地层倾角不足1°（图1）。鄂尔多斯盆地上古生界自下而上发育本溪组、太原组、山西组、石盒子组（上石盒子组与下石盒子组）和石千峰组[15,16,17,18]。位于盆地东南部的延安气田，其石炭系本溪组发育障壁岛和潟湖相，下二叠统太原组发育一套海相碳酸盐岩台地、下二叠统山西组发育海陆过渡相曲流河三角洲前缘相，中二叠统下石盒子组发育陆相辫状河三角洲前缘相[18]（图1）。目前，延安气田已累计探明天然气地质储量6 650×108m3[19]，主力含气层是本溪组、山西组和下石盒子组盒8段，其中，山西组天然气约占总探明储量的59%[20]。山西组山2段发育的海陆过渡相三角洲前缘和山1段发育的三角洲前缘水下分流河道砂体为主力储集层。山２段以石英砂岩为主，孔隙度介于3.0%~10.0%之间，渗透率主要分布在（0.01~1.0）×10-3μm2之间，平均含气饱和度为62.5%；山1段以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，孔隙度主要介于1.0%~8.0%之间，渗透率主要分布在（0.01~0.5）×10-3μm2之间，平均含气饱和度为49.1%[21,22,23,24,25,26]。不同的岩性和物性是导致山西组致密储层含气饱和度差异的重要因素。
图 1 延安气田位置及上古生界致密砂岩气成藏组合图

Fig. 1 Location of Yan'an gas field and map of Upper Paleozoic tight sandstone gas reservoir

2 实验方法及样品选取

延安气田上古生界致密砂岩气藏具有低孔、低渗、低压、低丰度、源储紧密接触及岩性圈闭等特征[27]，综合考虑储层展布、岩性、物性特征、充注动力及盖层封闭等地质要素，建立不同渗透率、不同流速和不同充注压差等3个系列模拟实验方法，研究不同类型致密砂岩储层中天然气的充注特征和含气性变化规律。本文实验共完成33组氮气驱水运移实验。
实验样品选取延安气田山西组具有代表性的12块岩心制作实验模型（表1）。依据岩性、物性和孔隙类型将其分为3种类型：物性较好致密砂岩（孔隙度≥8%，渗透率≥0.5×10-3μm2）、普通致密砂岩[孔隙度=4%~8%，渗透率=（0.05~0.5）×10-3μm2]、超低孔渗致密砂岩（孔隙度 <4%，渗透率 <0.05×10-3μm2）。物性较好致密砂岩：以石英砂岩为主，孔隙度介于8.2%~9.6%之间，渗透率为(0.663~1.293)×10-3μm2，以原生粒间孔、溶蚀孔隙为主。普通致密砂岩：以岩屑石英砂岩为主，孔隙度为5.0%~10.3%，渗透率为(0.039~0.502)×10-3μm2，以长石溶蚀变形形成的孔隙、以及岩屑变形形成的微孔隙为主。超低孔渗致密砂岩：以岩屑砂岩为主，孔隙度介于2.9%~3.9%之间，渗透率介于(0.021~0.032)×10-3μm2之间，具有较高的泥质杂基含量，很难用肉眼识别孔隙。本文实验在中国科学院地质与地球物理研究所核磁实验室高温高压在线测试平台完成。
表1 样品基本参数

Table 1 Table of basic sample parameters

分类 样号 砂岩类型 物性参数
孔隙度/% 渗透率/(×10-3μm2) 长度/mm
物性较好致密砂岩 Y01 石英砂岩 9.6 0.663 40
Y02 石英砂岩 8.2 1.293 40
普通致密砂岩 Y03 岩屑石英砂岩 6.4 0.039 40
Y04 岩屑石英砂岩 7.3 0.079 40
Y05 石英砂岩 5.4 0.121 40
Y06 岩屑石英砂岩 6.4 0.129 40
Y07 岩屑石英砂岩 5.0 0.194 40
Y08 岩屑石英砂岩 5.6 0.327 40
Y09 岩屑砂岩 10.3 0.344 40
Y10 岩屑石英砂岩 9.1 0.502 40
超低孔渗致密砂岩 Y11 岩屑砂岩 3.9 0.032 40
Y12 岩屑砂岩 2.9 0.021 40

*注：本文实验中的岩心渗透率为空气渗透率，而非覆压基质渗透率

3 实验结果与讨论

3.1　不同渗透率岩心低速运移实验

选取12组岩心实验模型，孔隙度介于2.9%~9.6%之间，渗透率介于（0.021~1.293）×10-3μm2之间，低速驱替模拟实验条件为常温、8MPa围压、气体恒定注入速率为0.5mL/min（表2），模拟天然气在低速运移速度下缓慢注入致密砂岩储层的过程。
表2 不同渗透率砂岩稳定流速实验结果数据

Table 2 Data of experimental results of steady flow velocity of sandstone with different permeability

分类 样号 砂岩类型 物性参数 实验结果
孔隙度/% 渗透率/( ×10-3μm2) P 门槛/MPa P 突破/MPa P 准稳定/MPa S g1/% S g2/% 运移速率/(mm/min)
物性较好致密砂岩 Y01 石英砂岩 9.6 0.663 0.4 0.5 0.7 6.4 51.4 0.89
Y02 石英砂岩 8.2 1.293 0.3 0.4 0.6 4.0 42.2 2.00
普通致密砂岩 Y03 岩屑石英砂岩 6.4 0.039 1.0 2.3 4.2 3.8 41.6 0.05
Y04 岩屑石英砂岩 7.3 0.079 0.6 0.8 1.5 8.1 24.3 0.06
Y05 岩屑石英砂岩 5.4 0.121 0.6 0.8 3.7 0.9 40.6 0.33
Y06 岩屑石英砂岩 6.4 0.129 0.5 0.6 2.1 7.9 37.7 0.12
Y07 岩屑石英砂岩 5.0 0.194 0.5 0.6 1.1 1.3 22.0 0.85
Y08 岩屑石英砂岩 5.6 0.327 0.5 0.6 2.0 4.2 28.7 0.27
Y09 岩屑砂岩 9.3 0.344 0.5 0.7 1.7 6.8 35.0 0.04
Y10 岩屑石英砂岩 9.1 0.502 0.5 0.6 1.3 4.4 25.7 0.21
超低孔渗致密砂岩 Y11 岩屑砂岩 3.9 0.032 1.2 2.1 3.9 5.6 13.3 0.09
Y12 岩屑砂岩 2.9 0.021 1.3 2.4 4.2 5.9 16.9 0.09

*注：P 门槛为门槛压力，指气体进入模型时的临界注入压力；P 突破为突破压力，指气体驱通岩心时的压力；P 准稳定为准稳态压力，指含气饱和度不变时的压力；S g1为指气体突破时的含气饱和度；S g2为指准稳态时的含气饱和度

不同渗透率岩石气体运移模拟实验结果表明，物性较好致密砂岩中气体突破时，其充注压力分别为0.4MPa和0.5MPa，相应的含气饱和度分别为4.0%和6.4%；进入准稳态流动时，充注压力分别为0.6MPa和0.7MPa，对应的含气饱和度分别达42.2%和51.4%[图2（a）]。中孔隙内的流体含量减小了28%，小孔隙内流体含量减小了23%[图2（b）]，反映中孔隙对物性较好致密砂岩的含气饱和度贡献大于小孔隙。需要说明的是，岩心内所有尺度的孔隙和孔径大小分布皆可以通过核磁共振T 2谱检测，中孔隙指孔喉半径介于0.1~1.0μm之间的孔隙，小孔隙指孔喉半径小于0.1μm的孔隙。
图2 不同渗透率致密砂岩低速运移过程

Fig. 2 Low-speed migration process diagram of tight sandstone with different permeability

普通致密砂岩比物性相对较好致密砂岩的驱替时间较长。充注门槛压力为0.5~1.0MPa，突破压力为0.6~2.3MPa，其含气饱和度差异较大，介于0.9%~8.1%之间；气体进入准稳态流动时，充注压力介于1.1~4.2MPa之间，含气饱和度介于22.0%~41.6%之间[表2，图2（c）]。反映普通致密砂岩比物性较好致密砂岩的孔隙半径略小。小孔隙和中孔隙内流体含量分别减小14.5%和14.1%[图2（d）]。说明中孔隙和小孔隙对含气饱和度的贡献相当。
超低孔渗致密砂岩驱替实验时间更长。门槛压力分别为1.2MPa和1.3MPa，突破压力分别为2.1MPa和2.4MPa，含气饱和度为5.6%和5.9%，平均运移速率皆为0.09mm/min；进入准稳态流动时，其充注压力分别为3.9MPa和4.2MPa，含气饱和度为13.3%和16.9%[图2（e）]。小孔隙内流体含量减小了8%，中孔隙中流体含量减小了4.5%[图2（f）]，2种孔隙内流体变化皆较小，但中孔隙对含气饱和度的贡献相对小于小孔隙。充分说明储层虽然致密，但是在较大压力条件下，气体在储层内积累一定时间后，仍可实现天然气的充注和运移，只是含气饱和度较低[28]。

3.2　不同注入速率运移实验

选取4块砂岩岩心实验模型，在常温和围压为8MPa下进行不同充注速率的运移模拟实验，恒定充注速率分别设定为0.5mL/min、1.0mL/min、2.0mL/min，开展9组驱替实验（表3）。
表3 不同流速系列运移实验结果

Table 3 Experimental results of migration at different velocity series

分类 样号 物性参数 流速/(mL/min) 实验结果参数
孔隙度/% 渗透率/(×10-3μm2) P 门槛/MPa P 突破/MPa P 准稳定/MPa S g1/% S g2/%
物性较好致密砂岩 Y01 9.6 0.663 0.5 0.5 0.5 0.7 6.4 51.4
1.0 0.5 0.5 1.0 0.7 52.0
2.0 0.5 0.5 1.0 0.1 57.0
普通致密砂岩 Y04 7.3 0.079 0.5 0.6 0.7 1.5 3.4 24.3
1.0 0.6 0.8 2.1 2.9 35.0
2.0 0.6 1.0 6.0 1.0 39.8
Y05 5.4 0.121 0.5 0.6 0.9 3.7 0.9 40.6
1.0 0.6 1.0 4.3 0.4 42.0
2.0 0.6 1.3 5.5 0.3 46.1
超低孔渗致密砂岩 Y11 3.9 0.032 0.5 1.2 2.1 3.9 5.6 13.3
1.0 1.2 2.3 6.6 2.8 17.0
2.0 1.20 2.83 8.14 3.5 25.4
实验表明，同一岩心样品的临界注入压力不发生变化，为恒定值，但突破压力随流速增加略有增加，而准稳态时的压力随流速的增大显著增加（表3，图3）。以Y04样品在不同充注速率下的运移模拟为例（图3），可以看出，随着充注速率的增加，普通致密砂岩突破门槛压力的时间显著缩短，驱通后含气饱和度先快速增大，然后缓慢增加，最后达到恒定[28]。但在不同的充注速率下含气饱和度却存在差异，充注速率越高，含气饱和度越高。
图3 不同充注流速下普通致密砂岩含气饱和度和压力随时间变化（Y04样品）

Fig. 3 Gas saturation and pressure diagrams of common tight sandstone with time at different filling velocities (sample No. Y04)

统计不同流速下致密砂岩充注的门槛压力、准稳定压力和运移速率（表4），可以看出同一样品在0.5mL/min、1.0mL/min和2.0mL/min共3种不同充注流速下的门槛压力皆为0.6MPa，而准稳定压力却不相同，分别为0.7MPa、0.8MPa和0.9MPa，说明致密砂岩的临界注入压力是恒定的，不随充注流速的变化而变化，是岩石的固有属性。
表4 不同充注流速下的门槛压力、准稳定压力和运移速率关系

Table 4 Relationships between threshold pressure, quasi-stable pressure and migration rate at different filling velocities

流速/(mL/min) 门槛压力/MPa 准稳定压力/MPa 运移速率/(mm/min)
0.5 0.6 0.7 0.09
1.0 0.6 0.8 0.14
2.0 0.6 0.9 0.21
从不同流速下2类孔隙中流体变化情况来看（图4，表5）：①流速越大，驱通时间越短，2类孔隙中流体含量减少得越快，且驱通后中孔隙内流体减少得更快、减少得更多；②随着流速的增大，中孔隙内流体含量减小会出现明显的拐点，对应的含气饱和度迅速增大，说明流速越大，致密砂岩的含气饱和度越高。
图4 不同流速下中、小孔隙内流体随时间的变化

Fig. 4 Variation of fluid in medium and small pores with time at different flow velocities

表5 不同流速下中、小孔隙内流体百分含量

Table 5 Percentage of fluid in medium and small pores at different flow velocities

类型 流体含量/%
初始饱和度 0.5mL/min 1.0mL/min 2.0mL/min
小孔隙 80.0 64.6 61.9 56.7
中孔隙 20.0 11.3 3.7 3.5
含气饱和度 0.0 24.8 35.0 39.8

3.3　不同充注压差运移实验

选取3块致密砂岩岩心模型，设定1MPa、3MPa、6MPa和9MPa共4个不同充注压差，开展12组驱替实验（表6），模拟天然气在源—储压差动力下注入致密砂岩储层的过程。充注压力小于8MPa时，维持围压8MPa；充注压力大于8MPa时，围压比充注压力高2MPa。岩心实验模型孔隙度介于3.9%~9.6%之间，渗透率介于（0.032~0.663）×10-3μm2之间，在常温下进行实验。
表6 不同充注压差条件下的实验结果

Table 6 Experimental results under different filling pressure differences

分类 样号 物性 充注压差/MPa 时间与含气饱和度
孔隙度/% 渗透率/(×10-3μm2) T突破/min T实验/min S g/%
物性较好致密砂岩 Y01 9.6 0.663 1.0 40 220 36.2
3.0 10 180 47.5
6.0 5 150 53.6
9.0 2 120 58.0
普通致密砂岩 Y10 9.1 0.520 1.0 68 240 26.1
3.0 13 210 39.0
6.0 5 200 52.7
9.0 3 180 55.8
超低孔渗致密砂岩 Y11 3.9 0.032 1.0 - - -
3.0 480 780 13.1
6.0 300 540 18.6
9.0 180 360 22.4
从不同充注压差下的充注结果看，3类致密砂岩的突破时间皆随充注压差的增大而缩短，含气饱和度随充注压差的增大而增加。不同类型致密砂岩中物性越差，突破时间越长，且含气饱和度相对越低。
由不同充注压差下含气饱和度随时间的变化可见（图5），充注压差越大，驱通时间越短，含气饱和度增加越快，驱通时的含气饱和度越大，且含气饱和度与充注压差成对数关系（图6）。随着驱替时间的增加，含气饱和度变化很小，并趋于某一恒定值，即达到该岩心在束缚水条件下的最大含气饱和度[28]。
图5 不同充注压差下含气饱和度随时间变化

Fig. 5 The variation of gas saturation with time under different filling pressure difference

图 6 致密砂岩的含气饱和度随驱替压差变化

Fig. 6 Variation of gas saturation of tight sandstone with displacement pressure difference

从不同充注压差条件下中、小孔隙内流体含量随时间的变化关系可以看出（图7），在1MPa充注压差下，充注时间在90min之前，以及在3MPa充注压差下，充注时间在60min之前会出现末端效应[图7(a)，图7(b)]；在6MPa和9MPa充注压差下，充注时间在30min之前会出现末端效应[图7(c)，图7(d)]。末端效应的形成主要是由于驱替压差不够大，孔隙内流体很难直接驱出，而束缚在孔隙中。
图7 不同充注压差条件下中、小孔隙内流体含量随时间的变化

Fig. 7 Variation of fluid content in medium and small pore with time under different filling pressure difference

从不同压差充注模拟结果可以看出，驱替压差越大（图7），孔隙中流体减小得越多，且大部分发生在充注初期。在1MPa充注压差下，孔隙流体减小最慢，且含气饱和度最低，约26%。充注完成后小孔隙的饱和度减小约10%，中孔隙的饱和度减小约16%（表7）。在3MPa充注压差下，中、小孔隙内流体含量减小比1MPa快，含气饱和度较高，达39%，到150min之后小孔隙的含气饱和度就不再发生变化。充注完成时，中、小孔隙内流体饱和度皆减少约20%。在6MPa和9MPa压差下，充注至30min时，中、小孔隙内流体含量减小最快，减少约30.9%，之后逐渐放缓，然后趋于稳定。
表7 不同压差下中、小孔隙内流体含量

Table 7 Fluid content in medium and small pore under different pressure differences

孔隙类型 流体含量/%
初始压力 1MPa 3MPa 6MPa 9MPa
小孔隙 70.6 60.5 51.0 42.3 40.4
中孔隙 29.4 13.4 9.9 5.0 3.9
研究结果表明，充注压差越大，孔隙内的流体含量减少越大，这可能是由于小孔隙内存在毛细管力，而中孔隙通常与小孔隙相互连通，当充注压差逐渐增大时，会与小孔隙的毛细管力进行“匹配”；当充注压差大于毛细管力时，开始形成优势运移路径，把中孔隙和连通的小孔隙内的流体驱出，使得饱和度减少。

4 结论

（1）物性较好致密砂岩的中孔隙对含气饱和度的贡献大于小孔隙，而超低孔渗致密砂岩内小孔隙对含气饱和度的贡献大于中孔隙。尽管储层致密，但天然气在储层内积累到一定压力后，仍然可以发生天然气充注和运移，但含气饱和度较低。
（2）同一物性的致密砂岩临界注入压力为恒定值，说明临界注入压力是岩石的固有属性。含气饱和度与流速成正比关系，即流速越快，含气饱和度越高。
（3）充注压差越大，气体突破时间越短，含气饱和度就越高。随着充注时间增加，含气饱和度变化很小，最终趋于某一恒定值，即岩心束缚水状态下的含气饱和度。

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