0 引言
四川盆地深层碳酸盐岩气藏（埋深>4 500 m）勘探开发潜力巨大，但是古老地层经历多期次构造演化，不同类型的沉积作用及产物形成了储层演化的基础，复杂的成岩作用对储层进行了不同程度的改造。构造、沉积及成岩等多因素的共同作用，不仅控制了强烈非均质性储层的展布特征，也形成了储层内部复杂不均一的孔隙结构，对气藏的高效开发造成不利影响［1-2］。孔隙结构特征是影响储层质量、气相流动的关键因素，是生产方案调整的参考依据之一［3-5］。CT扫描技术具有精度高和可以重构可视化三维孔隙结构的优势，在碳酸盐岩气藏岩心分析中得到广泛应用［6-9］。可视化分析是研究孔隙结构中流动特征的主要手段，但是前人的研究多以玻璃刻蚀模型为主，难以充分反映复杂的三维孔隙结构［10-12］。三维数字岩心是反映内部的孔隙特征最直接、最准确的方法之一［13-15］，该技术在研究三维结构流动方面发展较为迅速；但关于碳酸盐岩气藏的复杂三维孔隙结构中气相流动特征的研究仍不够深入。碳酸盐岩气藏的开发通常采用多层合采的方式，前人［16-20］对层间非均质性的影响研究较为深入；而关于水平方向的非均质性对供气能力影响的研究相对较少。为此，以四川盆地东部石炭系深层碳酸盐岩气藏为目标区块，对孔隙结构特征及其影响进行深入研究，为深层碳酸盐岩气藏的高效开发和生产方案的调整提供借鉴。
1 储层基本特征
四川盆地东部石炭系碳酸盐岩储层为一套非正常海水盐度的受限海台地环境下的白云岩、灰岩的沉积组合，局部地区含石膏。地层厚度一般为30~40 m，局部地方增厚或因剥蚀而减薄。石炭系主要岩石类型为颗粒白云岩，细、粉晶白云岩和角砾白云岩等。储层非均质性较强，具有中低孔、中低渗的特点，地层温度介于90~110 ℃之间，孔隙压力介于50~60 MPa之间。储层孔隙度主要分布在2%~10%之间，平均孔隙度为5.44%。储层渗透率主要分布在（0.01~10）×10-3 μm2之间，渗透率大于10×10-3 μm2的储层低于10%。储集空间主要为粒内溶孔、粒间溶孔及晶间溶孔，裂缝较发育，对储层的渗透性能具有较大的改善作用，但裂缝孔隙度较小，是次要的储集空间，整体属于裂缝—孔隙型储层。
2 实验设计
首先，通过CT扫描分析岩心的微观孔隙结构特征，研究孔隙结构对孔隙度和渗透率的影响；其次，基于CT扫描图像建立三维数字岩心孔隙网络模型，并提取与岩心孔渗参数高度匹配、能代表其孔隙结构的单元体，模拟单元体内的气相流动特征，直观、准确地分析三维孔隙结构中的气相流动和压力分布；最后，在地层条件下进行2组岩心串联逐级降压的衰竭模拟实验研究层内非均质性对气藏开发的影响。
2.1 CT扫描分析
肉眼观察发现，孔隙型岩心P1 表面的孔隙较为致密，无明显孔洞和裂缝；裂缝型岩心F2表面发育有贯通缝，无明显孔洞；而裂缝—孔隙型岩心FP3表面的裂缝和孔洞较为发育，但是裂缝并未完全贯通。岩心P1、岩心F2和岩心FP3的孔隙度分别为3.55%、2.96%、5.43%；渗透率分别为0.07×10-3 μm2、5.21×10-3 μm2、3.20×10-3 μm2。这3组岩心的孔隙结构特征较为明显，并且孔隙度和渗透率在同类型岩心中处于相对集中的位置，因此可以代表3种类型岩心的特征。在2.55 μm分辨率下，对3组岩心进行CT扫描，得到不同类型岩心的孔喉半径分布的量化特征，并建立三维孔隙网络模型，直观分析孔隙和裂缝的分布特征。
2.2 气相流动模拟
在2.55 μm分辨率下扫描结果的基础上，结合前期0.58 μm分辨率下的扫描结果，将二维照片进行叠加建立三维数字岩心，对孔隙结构进行提取建立孔隙网络模型。综合考虑对碳酸盐岩孔隙度和渗透率的代表性和计算能力的限制，提取边长400个体素大小的立方体作为3种孔隙结构的表征单元体（REV）［21-22］，分别代表3种孔隙结构特征。这3个REV与实际的孔隙度参数较为匹配，孔隙型、裂缝型、裂缝—孔隙型REV与岩心样品的孔隙度差异分别为8.2%、3.5%、6.7%；渗透率差异明显大于孔隙度，分别为47.8%、18.8%、20.9%。该模型可以真实反映不同孔隙结构的特征，比通过编程算法等建立的理论模型更为接近储层实际。假设不考虑滑脱效应，以默认参数作为边界条件：入口压力为0.13 MPa，出口压力为0.1 MPa，根据达西公式、斯托克斯方程和假设的流动条件、边界条件等，模拟REV中的气相单相流动，得到气相流动通道、流速和孔隙压力分布等结果。
2.3 衰竭模拟实验
石炭系碳酸盐岩气藏的温度和压力分别达到90 ℃和50 MPa以上，这给室内实验研究造成巨大挑战。结合气藏开发实际，采用逐级降压的方式进行衰竭式开发，研究孔隙结构对采出程度、产气量等参数的影响。利用高温高压实验平台实验（工作温度：室温约为200 ℃，工作压力为0~180 MPa），借助高精度的控制系统和电子流量计，保证了实验的可靠性和准确性，具体流程如图2所示。
实验的具体步骤为：①连接实验流程，将2块岩心进行串联，同步升温升压至地层条件，气驱水建立束缚水饱和度；③当孔隙压力稳定为50 MPa时，关闭岩心上游阀门，以每20 min降低出口压力2 MPa的方式逐级降压衰竭；④当出口压力衰竭至8 MPa的废弃压力时停止实验；⑤记录各时间段两岩心上游压力变化和总产气量。
上游岩心代表远井地带，下游岩心表示近井地带，近井地带渗透率通常高于远井地带。衰竭实验共包括4组方案（表1），方案1—方案3的上游岩心渗透率接近，下游岩心渗透率逐渐增大；方案4的上游岩心渗透率最高，下游岩心渗透率略低于方案2。方案4、方案2、方案1、方案3的孔隙度依次降低。串联衰竭实验的岩心长度和直径分别约为5.0 cm、2.5 cm。
表1 衰竭模拟实验方案和岩心参数Table 1 Schemes and core parameters of depletion simulation experiments |
| 方案 | 岩心编号 | 岩心位置 | 岩心类型 | 孔隙度/% | 渗透率/（10-3 μm2） | 渗透率级差 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | P11 | 上游 | 孔隙型 | 5.01 | 0.05 | 1∶7 |
| P12 | 下游 | 孔隙型 | 3.45 | 0.34 | ||
| 2 | P21 | 上游 | 孔隙型 | 6.58 | 0.05 | 1∶14 |
| P22 | 下游 | 孔隙型 | 5.38 | 0.69 | ||
| 3 | P31 | 上游 | 孔隙型 | 3.20 | 0.05 | 1∶20 |
| FP32 | 下游 | 裂缝—孔隙型 | 4.19 | 1.02 | ||
| 4 | P41 | 上游 | 孔隙型 | 6.13 | 0.18 | 4∶12 |
| FP42 | 下游 | 裂缝—孔隙型 | 6.36 | 0.58 |
3 实验结果分析
3.1 孔隙结构特征
3.1.1 孔隙和裂缝分布特征
根据岩心俯视图、左视图和孔隙网络模型分析，3组岩心的孔隙、裂缝分布明显不同，这与岩心表面特征较为匹配（图3）。孔隙型岩心P1孔隙较为分散、半径小于10 μm，气相孔隙连通比例约为12.32%；部分孔隙被胶结物填充，整体孔隙度较低。裂缝型岩心F2内发育有贯通缝，孔隙分布较为分散，连通性较差；但是岩心的渗透率相对较高。裂缝—孔隙型岩心FP3内孔洞和裂缝发育；孔隙的连通性较弱，受大孔隙（半径>21 μm）、孔洞（半径>38 μm）发育的影响，岩心的孔隙度整体较高。与岩心FP3相比，虽然岩心F2的裂缝开度和孔隙度相对较低，但是裂缝完全贯穿岩心两端，方向与气相流动方向一致，岩心的渗透率反而更高。实验证明，裂缝的长度、方向和发育程度均会影响储层的渗透率。
3.1.2 孔隙和喉道半径分布特征
3组岩心的孔隙和喉道半径与个数百分比分布如图4所示。
岩心P1和F2的半径小于10 μm的孔隙比例达到99%，岩心F2的孔隙半径略高；2块岩心的大孔隙和孔洞的发育程度低，大部分孔隙都在孔隙半径小于10 μm的范围内，孔隙半径的个数和体积分布相对较为匹配。岩心FP3的孔隙半径相对较大，半径小于10 μm的孔隙比例约为88%，最大孔隙半径大于100 μm；孔隙半径的个数和体积分布的匹配性较弱，半径大于21 μm、38 μm的孔隙比例分别为3.4%、1%，其体积占比分别为43%、25%。由此可见，虽然大孔隙、孔洞的数量较少，但是对孔隙度的影响较大。因此，孔洞、裂缝的发育程度是影响储层孔渗相关性的关键。
岩心P1和F2的喉道半径分布同样十分接近，半径小于8 μm的喉道约占99%，最大喉道半径分别为15 μm、20 μm。岩心FP3内半径小于25 μm的喉道约占98%；根据“最大球法”统计原理，两大孔隙之间的喉道半径相对较大，最大喉道半径约为92 μm。与孔隙数量—体积分布特征相似，在岩心FP3中，半径较大的喉道比例较低，但是其体积占比相对较高。岩心P1和F2的孔隙和喉道分布特征均十分接近，但是岩心F2内发育有裂缝，孔隙连通性明显增强，渗透率大幅高于岩心P1。因此，与孔喉半径相比，裂缝、孔隙连通性对渗透率的影响更明显。大孔隙、孔洞发育而孔隙连通性弱的储层易形成“高孔低渗”的特征，对于孔隙连通性强而大孔隙、孔洞不发育的储层则表现为“低孔高渗”特征。
3.2 气相三维孔隙结构中的流动特征
3.2.1 REV的建立
根据CT扫描结果、原始岩心的孔渗参数，提取了3块岩心的REV并建立了的孔隙网络模型（图5）。
孔隙型模型P1、裂缝型模型F2、裂缝—孔隙型模型FP3的孔隙度分别为4.55%、2.96%和5.43%；渗透率分别为0.07×10-3 μm2、5.21 ×10-3 μm2和3.20×10-3 μm2。其中，孔隙型模型的孔隙度较岩心孔隙度略高。依据CT扫描图片的三维孔隙网络模型能够精确地反映样品的孔隙特征，在此基础上提取的REV模型比通过算法建立的三维模型更为准确和真实，因此这3种模型具有较强的代表性。通过三维孔隙网络模型可以发现，模型P1以孔隙为主，没有明显裂缝和孔洞，模型F2中分布有片状裂缝，除裂缝外无明显连通的孔隙；模型FP3内分布有裂缝和孔洞，孔隙之间具有一定的连通性。
3.2.2 孔隙结构对气相流动的影响
通过模拟发现，气相在3种孔隙结构中的流动特征明显不同（图6）。在孔隙型结构中，由于整体孔隙度和连通孔隙比例较低，气相的流动通道相对较少；同时，孔喉半径小，流动通道迂曲度高，气相流动能力弱，流动的连续性较差。因此，孔隙型结构中的宏观气相流速较低。即使裂缝型结构的孔隙度低、孔喉半径小，但是贯穿裂缝的连通性强，迂曲度低，气相为强连续性的直线型流动，流动通道呈片状分布，气相流速相对最高。裂缝—孔隙型结构的孔隙度高，连通孔隙比例高，气相流动的通道较多；但是由于裂缝为非贯穿缝，迂曲度增大，非裂缝段的气相流动能力减弱，难以形成片状的直线型流动，所以宏观流速低于裂缝型结构。通过孔隙压力分布特征发现，孔隙型结构的导流能力差，气相集中在上游的远井区域，使得该结构中的孔隙压力较低。而在裂缝型、裂缝—孔隙型结构中，部分区域的孔隙压力较高。结合气相流动通道分析，在连通性强的区域导流能力强，压力传导快，孔隙压力高；随着下游孔隙连通性的变差，气相流动能力减弱，孔隙压力降低。因此，裂缝的发育程度和分布特征、孔隙连通性是影响气相流动的关键因素。同时，气相流动还受孔隙度和孔喉半径的影响，孔隙度低、孔隙连通性弱会导致气相流动通道减少、连续性变差，造成上游气相流动困难而导致供气能力和气井产能降低。
3.3 层内非均质性对气藏开发的影响
串联的2组岩心中，下游岩心的渗透率相对较高，衰竭速度较快；初始阶段，产能主要由近井地带储集体贡献，上游岩心的孔隙压力变化相对滞后，使得上下游岩心间的压差随着衰竭的进行逐渐增大（图7）。4组实验的下游岩心中，方案1岩心P12的渗透率最低，孔隙压力下降速度最慢，在阶段时间内难以完全衰竭，最终压力为14.16 MPa；受下游岩心的影响，上游岩心衰竭速度极低，2组岩心之间的压差最高约为10 MPa。而其他3组方案的下游岩心接近完全衰竭，最终压力约为10 MPa；上游岩心衰竭速度较快，方案2组和方案3的2组岩心之间的压差约为8 MPa。由于岩心P41的渗透率略高，其衰竭速度明显高于其他3组实验，上下游岩心之间的压差约为6.4 MPa。方案1中，衰竭速度较慢，尤其是岩心P11衰竭速度最慢。
当出口压力降至废弃压力8.0 MPa时，4组实验的采出程度分别为46.72%、56.52%、58.48%和62.84%（图7），产气量分别达到237 mL、395 mL、227 mL、444 mL。方案1的衰竭速度最慢，采出程度最低，其产气量略高于方案3。方案2和方案3的采出程度较为接近，但方案3的产气量最低，方案4的采出程度和产气量均为最高。结合数值模拟结果分析，采出程度与渗透率密切相关；而产气量主要受孔隙度和采出程度的控制。与方案2相比，方案3的下游岩心渗透率较高，但当接近完全衰竭时，增加渗透率并不能有效地提高采出程度。岩心P31的衰竭速度和供气能力不足，使得方案2和方案3的采出程度差异较小。受孔隙度的影响，方案3的产气量仍然最低，尤其是衰竭开发后期的影响更为明显。虽然方案3的孔隙度相对最低，但是采出程度较高，其产气量与方案1十分接近。因此，当孔隙度一定时，提高采出程度有利于提高产气量。近井地带的低渗透率将使远井地带的气相流动困难，导致整体衰竭速度和采出程度较低。当近井地带的渗透率达到一定值时，远井地带的孔渗特征对采出程度影响较大；若渗透率级差过大则会导致供气能力不足而影响整体的产能。
数值模拟和实验结果证明：在碳酸盐岩气藏开发中，裂缝和孔隙连通性是影响渗透率和采出程度的关键因素；而数量小于30%的大孔隙、孔洞是主要的储集空间，对孔隙度和产气量的影响较为明显；两者对储层开发影响程度的大小决定了气藏的产能特征。
4 结论
（1）岩心渗透率主要受裂缝的发育程度、长度和方向等特征、孔隙连通性影响。大孔隙和孔洞是主要的储集空间，虽然数量占比较低，但是对孔隙度的影响相对较大。孔洞发育而孔隙连通性弱的储层易形成“高孔低渗”的特征，对于孔隙连通性强而孔洞不发育的储层则表现为“低孔高渗”特征。
（2）孔隙结构对气相流动的影响较为明显，在连通性弱的孔隙中，气相流动连续性差，气相流速低；随着连通孔隙度的增加，气相流动通道增多，流动能力增强；在孔隙连通性强、迂曲度低的裂缝结构中，气相流速最快。
（3）在碳酸盐岩气藏开发中，采出程度与渗透率呈正相关；而产气量受孔隙度的影响更为明显；两者对储层开发影响程度的大小决定了气藏的产能特征。对于低渗透储层，需要通过提高近井地带的渗透率而提高气相流动能力和气井产能；对于高渗储层，继续提高渗透率并不能有效地提高产能，而是需要控压生产或提高远井地带的供气能力，降低水平非均质性对气藏开发的影响。
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