鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏微观孔隙结构对气井生产的影响

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西北大学学报(自然科学版)2011年10月，第41卷第5期，Oct．，2011，Vol．41，No．5JournalofNorthwestUniversity(NaturalScienceEdition)鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏微观孔隙结构对气井生产的影响112131，4魏虎，孙卫，李达，任大忠，郑杰，梁利平(1．西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系，陕西西安710069;2．中国石油天然气集团公司长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安710018;3．中国石油天然气集团公司股份长庆油田分公司第一采油厂，陕西靖边718500;4．中国石油天然气集团公司长庆油田分公司长南事业部，陕西西安710018)摘要:目的分析致密砂岩气藏储层微观孔隙结构特征及对气井生产的影响，为致密砂岩储层气井的合理开发提供依据。方法实验分析和综合分析。结果致密砂岩气藏储层的微观孔隙结构特征分为4类，各类的孔隙类型和孔喉半径分布不同;不同孔喉空间的作用不同，水锁效应、压敏效应、主要渗流空间和生产方式是影响气井开发效果的主要因素;Ⅳ类孔隙结构束缚水饱和度高，Ⅱ类和Ⅲ类水锁现象严重，Ⅰ类和Ⅳ类主流孔喉半径大，盒8和山1储层压敏效应强。结论建议生产压差山2小于10MPa，盒8和山15MPa左右;采取排水措施，避免频繁开关井是致密砂岩气藏延长稳产期和提高累积产气量的途径。关键词:致密砂岩气藏;微观孔隙结构;水锁效应;压敏效应;生产压差中图分类号:P168.13文献标识码:A文章编号:1000-274Ⅹ(2011)05-0869-07Micro-porestructurecharacteristicsanditsinfluenceongaswellperformanceoftightgassandreservoirinOrdosBasin112131，4WEIHu，SUNWei，LIDa，RENDa-zhong，ZHENGJie，LIANGLi-ping(1．StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics/DepartmentofGeology，NorthwestUniversity，Xi'an710069，China;2．SuligeGasFieldResearchCenter，ChangqingOilfieldCompany，PetroChina，Xi'an710018，China;3．TheNo．1OilProductionPlant，ChangqingOilfieldCompany，PetroChina，Jingbian718500，China;4．ChangnanDivision，ChangqingOilfieldCompany，PetroChina，Xi'an710018，China)Abstract:AimTostudythemicro-porestructureoftightgassandreservoir，anditsinfluenceongaswellper-formances．MethodsExperimentalanalysisandComprehensiveanalysisareapplied．ResultsMicro-porestruc-turesoftightgassandreservoiraredividedinto4categories，whoseporetypesandpore-throatsdistributionaredif-ferent．Everypore-throatzoneplaysadifferentrole，thewater-blockingeffect，pressuresensingeffect，principalfiltrationroomsandwelloperatingwaysarethemainfactorsforthegaswelldevelopment．BoundwatersaturationofporestructurecategoryⅣishigh，water-blockingeffectofcategoryⅡandⅢareserious，themainflowpore-throatradiusofcategoryⅠandⅣarebig，andthepressuresensingeffectofHe8andShan1formationarestrong．ConclusionToextendingproductionperiodandincreasingcumulativegasproduction，themethods，thatnomorethan10MPaofproducingpressuredropisadvisedforShan2formationandabout5MPaforHe8andShan1forma-tion，avoidingclose/openwellfrequentlyandthecorrecttechniquesforgasrecoveryandwaterdraining，arepro-posed．Keywords:tightgassandreservoir;micro-porestructure;water-blockingeffect;pressuresensingeffect;produ-cingpressuredrop收稿日期:2010-11-24基金项目:国家科技支撑计划基金资助项目(2007BAB17B00)作者简介:魏虎，男，陕西丹凤人，西北大学博士生，从事油气田地质与开发研究。 —870—西北大学学报(自然科学版)第41卷目前，致密砂岩气藏逐渐成为勘探开发的热点，以及石盒子组的盒8段，岩性以中—粗粒砂岩或含［1］按照天然气资源三角概念，致密砂岩等非常规天砾粗砂岩为主。本文在地质研究的基础上，选择有然气的储量非常可观。但是，其普遍存在单井日产代表性的6组岩心样品，通过室内实验，分析微观孔量低、稳产期短、产量递减快、携液能力不足、需要采隙结构特征，并结合各组岩心样品所在气井的生产取水力压裂等措施才能获得工业气流等问题。这些动态，探讨微观孔隙结构对气井生产的影响，为制定问题均受微观孔隙结构的影响。针对致密砂岩气致密砂岩气藏的合理开发方式提供依据。藏，前人的研究主要集中在孔隙结构与物性关为说明致密砂岩气藏微观孔隙结构与气井生产［2－3］系、成岩作用及岩石成分对储层的影响等方动态之间的对应关系，采样时需取心井段与生产井［4－8］面，微观孔隙结构对气井生产方式的影响研究段一致;为进行常规压汞、铸体薄片、扫描电镜和恒还很少。速压汞的实验分析，需要在同一深度采取2个岩心，取样规格25mm×100mm，把同一深度段的2个岩1地质背景心作为一组样品对待。根据采样气井的生产动态特征、储层物性以及压汞曲线特征，本研究通过对众多鄂尔多斯盆地内有榆林气田、苏里格气田、苏里组样品进行分析后，筛选出其中的6组作为代表格东区—靖边北部气田、延安地区等多个上古生界(见表1)，进行微观孔隙结构对气井生产的影响研致密砂岩气藏，主要发育于山西组的山1段、山2段究。表16组代表岩心样品孔隙结构分类Tab．1Classifyofsixcoresamplesinporestructure平均孔主流孔样品深度孔隙度渗透率最大地区井号层位喉半径喉半径分类－32编号/m/%/10μm进汞/%/μm/μm31#榆林气田S118山22899.28.70.5250.7290.91391.93Ⅰ2#苏里格气田中部Su38-16盒8下33209.231.7670.6590.98680.26Ⅰ3#延安地区Yan168盒8下2515.548.9270.2240.4150.5285.7Ⅱ4#靖边气田北部S240山13189.59.240.3350.3170.65180.65Ⅱ5#苏里格气田中部Su35-15山133407.590.2250.2040.52989.53Ⅲ6#靖边气田北部W22-7盒8下3145.55.320.1010.3871.04925.49Ⅳ－32类，孔隙度＜7%，渗透率＜0.2×10μm(个别裂2微观孔隙结构特征缝极发育样品渗透率极高)，平均孔喉半径介于0.2～1.5μm，主流孔喉半径大于0.8μm，最大进汞根据132组常规压汞实验，筛选出与物性相关饱和度＜50%。结合铸体薄片、扫描电镜分类描述性好的平均喉道、主流孔喉半径和进汞饱和度3个其孔隙类型和孔喉分布特征如下。参数，结合孔隙度和渗透率进行聚类分析，并与进汞2.1孔隙类型曲线形态相互验证，将盆地内致密砂岩气藏的孔隙储层的孔隙类型反映储层的储集和流体渗流的结构特征分为4类:Ⅰ类，孔隙度＞9%，渗透率＞能力，致密砂岩储层孔隙类型因受岩石成分的制约－320.5×10μm，平均孔喉半径＞0.6μm，主流孔喉和成岩作用的影响更为复杂。由于溶蚀能力的差半径＞0.8μm，最大进汞饱和度＞80%;Ⅱ类，孔隙异，致密砂岩储层的孔隙类型差异较大。Ⅰ类孔隙－32度＞8%，渗透率＞0.2×10μm，平均孔喉半径介结构溶蚀作用均非常强，但孔隙类型差别较大。1#于0.3～0.6μm，主流孔喉半径介于0.5～0.8μm，样品孔隙类型以次生粒间孔为主(见图1A，B);2#最大进汞饱和度介于60%～85%;Ⅲ类，孔隙度＞样品孔隙类型以岩屑溶孔和凝灰质溶孔为主，残余－3－326%，渗透率介于0.1×10～0.3×10μm，平均粒间孔较发育(见图1C)，粒间孔多被黏土矿物充孔喉半径介于0.08～0.5μm，主流孔喉半径介于填，晶间微孔也较发育(见图1D)。Ⅱ类孔隙结构0.2～0.6μm，最大进汞饱和度介于40%～85%;Ⅳ溶蚀和蚀变作用较强，孔隙类型以岩屑溶孔(见图 第5期魏虎等:鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏微观孔隙结构对气井生产的影响—871—1E)和晶间微孔(见图1F，G)为主，可见部分残余粒为主，可见少量微裂缝(见图1J)。Ⅳ类孔隙结构压间孔、微裂缝(见图1G，H)。Ⅲ类孔隙结构溶蚀作实作用强，溶蚀作用极差，粗细砂岩互层分布，溶蚀用差，粒间孔大部被钙质和凝灰质充填，仅有局部溶孔少，粒间黏土矿物充填致密(见图1K)，孔隙类型蚀(见图1I)，孔隙类型以岩屑蚀变高岭石晶间微孔以晶间微孔、微裂缝(见图1L)为主。注:A1#样品，40倍颗粒溶孔，次生粒间孔;B1#样品，1000倍粒间孔;C2#样品，岩屑溶孔及凝灰质溶孔、粒间孔;D2#样品，粒间高岭石、伊利石黏土填隙物及微孔;E3#样品，岩屑溶孔;F3#样品，伊利石及绿泥石黏土混杂及微孔;G4#样品，岩屑蚀变高岭石晶间孔，微裂缝;H4#样品，粒间伊利石等黏土填隙物及微孔缝;I5#样品，砂岩钙质胶结严重，局部溶孔发育;J5#样品，岩屑高岭石化，微裂缝;K6#样品，粗细砂岩互层分布，溶蚀孔少，粒间黏土矿物充填致密，晶间微孔发育;L6#样品，岩石微裂缝图1致密砂岩气藏储层孔隙类型Fig．1Micro-poretypesoftightgassandreservoir2.2孔喉分布隙结构的Rp分布在0.03～0.73μm，主要的孔喉鄂尔多斯盆地致密砂岩储层以中—粗粒或含砾分布在0.01～1μm，对应的累积进汞饱和度范围为砂岩为主，但其渗透能力却很低，分析原因认为是由55%～75%(见图2C，D)。Ⅲ类孔隙结构的Rp约其特殊的孔喉分布，特别是极小的吼道半径所造成为0.025μm，主要的孔喉分布在0.006～0.65μm，的，不同类型的孔隙结构类型其孔喉分布范围存在对应的累积进汞饱和度85%(见图2E)。Ⅳ类孔隙差异。由铸体薄片和扫描电镜分析，储层晶间微孔结构主要由微裂缝和晶间微孔组成，累积进汞量偏普遍，可将致密砂岩气藏的吼道认为是“毛细管束”低，6#样品累积进汞量为25%;在有效的进汞空间内，［9］2σcosθ主要反映微裂缝的分布，裂缝半径分布在0.03～型，因此可用公式Pc=，结合压汞曲线计r3μm，对应的累积进汞饱和度仅为24%(见图2F)。算孔喉分布。式中，Pc为毛细管压力，MPa;r为毛孔喉分布对比(见图2G)表明，孔隙结构变差，进汞管半径，μm;θ为润湿角，(θ=140°);σ为气水界面量峰值对应的孔喉半径Rp逐渐变小。累积进汞饱张力，(σ=485mN/m)。和度对比(见图2H)也表明，随着孔隙结构的变差，常规压汞(见图2)研究表明，鄂尔多斯盆地致密主要进汞区间变小，累积进汞饱和度降低。砂岩气藏储层各类孔隙结构的分布空间差异较大。Ⅰ类为进一步说明4类孔隙结构在微观上差异，本［10］孔隙结构进汞量峰值出现在孔喉半径(Rp)0.63μm次研究用恒速压汞实验分别对4类孔隙结构的孔隙处;主要的孔喉半径分布在0.1～1.6μm，对应的累积分布范围和喉道分布范围进行了研究(见图3)。研究进汞饱和度在73%以上(见图2A，B)。同理，Ⅱ类孔结果表明，致密砂岩气藏储层以小孔-细微吼为主， —872—西北大学学报(自然科学版)第41卷同时还有中孔-粗喉型和中孔-中喉型等多种类型。Ⅰ随着孔隙结构变差，孔隙分布范围变化不大，而喉类孔隙结构平均孔隙半径为170.8μm，平均吼道半道逐渐偏细。Ⅳ类孔隙结构表现为微裂缝分布，孔径为3.18μm(见图3A，E)。Ⅱ类孔隙结构平均孔隙隙与喉道相差不大，平均孔隙半径为1μm，平均喉半径为159.4μm，平均吼道半径为1.98μm(见图道半径0.42μm，与前3类的孔喉分布有很大差别3B，F)。Ⅲ类孔隙结构平均孔隙半径为142.7μm，(见图3D，H)。平均喉道半径1.49μm(见图3C，G)。Ⅰ类到Ⅲ类注:A1#样品进汞量与孔喉半径关系;B2#样品进汞量与孔喉半径关系;C3#样品进汞量与孔喉半径关系;D4#样品进汞量与孔喉半径关系;E5#样品进汞量与孔喉半径关系;F6#样品进汞量与孔喉半径关系;G6组样品孔喉分布比较;H6组样品累积进汞曲线比较图2致密砂岩气藏储层孔喉分布Fig．2Micro-porestructuresoftightgassandreservoir注:AⅠ类2#岩心孔隙半径分布;BⅡ类3#岩心孔隙半径分布;CⅢ类5#岩心孔隙半径分布;DⅣ类6#岩心孔隙半径分布;EⅠ类2#岩心吼道半径分布;FⅡ类3#岩心喉道半径分布;GⅢ类5#岩心喉道半径分布;HⅣ类6#岩心喉道半径分布图3致密砂岩气藏恒速压汞孔隙和吼道分布Fig．3Distributionofporesandthroatsoftightgassandreservoirbyrate-controlledmercuryinjection和气井生产方式影响。微观特征影响储层的敏感3孔隙结构对气井生产的影响分析性，决定了储层流体的储存空间及渗流通道，进一步影响了气水渗流特征和气井生产。致密砂岩气井生产特征受储层宏观、微观特征 第5期魏虎等:鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏微观孔隙结构对气井生产的影响—873—3.1孔隙结构影响原始气水分布“水锁”效应是影响其开发效果的最主要因素之［13］由于受界面吸附、毛细管力的影响，地层中残留一。开发过程中，地层压力由30MPa降至5MPa［11］有“束缚水”，并以“毛细管水”和“水膜水”的形时，水膜的厚度由0.002μm增至0.006μm，故水膜式存在。岩石表面水膜的厚度与地层孔隙压力、温厚度引起的水锁效应在开发中可以忽略。生产压差度、地层水矿化度和岩石的亲水性有关，用贺承在2～15MPa时，“毛细管水”存在的孔喉半径上限［12］租的计算方法可得到致密砂岩气藏储层中水膜范围为0.04～0.005μm，此时“水锁”现象表现为地厚度的上限，原始地层条件下水膜厚度的上限为层水堵塞半径为0.003～0.04μm的孔喉空间，称0.002μm。“毛细管水”存在的孔喉空间半径可用其为“水锁”空间。“水锁”程度的强弱不能仅靠平毛细管压力的理论公式计算，原始地层条件下“毛均喉道半径和主流喉道半径来描述，需用“水锁”空细管水”存在的孔喉半径上限为0.003μm。由以上间的进汞饱和度表示(见表2)。由表2可以看出，分析可认为，原始地层条件下，孔喉半径在Ⅱ类和Ⅲ类孔隙结构“水锁”空间体积最大，“水锁”0.003μm以下的空间为“束缚水”占据的空间，而孔效应最为严重。喉半径在0.003μm以上的储层连通空间被天然气3.3微观孔隙结构决定主要渗流空间占据。根据压汞资料对6组样品的“束缚水”空间储层的渗透率随着储层的主流喉道半径或平均进行统计(见表2)，统计结果显示，Ⅳ类孔隙结构的喉道半径的增大而增加，而主流喉道所对应的空间束缚水空间体积大于70%，其他3类孔隙结构在原贡献了95%以上的储层渗流能力。致密砂岩气藏始地层条件下束缚水体积均小于20%。仅用平均储层主流孔喉空间的孔喉半径和体积与其微观孔隙喉道半径和主流喉道半径两个参数不能很好地反映结构有着密切的关系，可用常规压汞所提供的孔喉气水的分布空间，而“束缚水”空间的体积与孔喉半分布和累积进汞量表示其分布与大小(见表2)。由径在0.003μm以下的空间占据的体积(未饱和汞表2可知，Ⅰ类和Ⅳ类孔隙结构主流喉道半径约为饱和度)一致。1μm，但Ⅰ类主流孔喉空间的体积远大于Ⅳ类;Ⅱ3.2孔喉分布决定“水锁”程度的大小类和Ⅲ类孔隙结构的主流孔喉半径接近，但Ⅲ类主致密砂岩气藏因其特殊的孔喉分布，决定了流孔喉空间的体积小于Ⅱ类。表2致密砂岩气藏储层孔喉作用Tab．2Theporesandthroatsfunctionoftightgassandreservoir束缚水空间“水锁”空间主渗空间孔隙结样品/井号Rp/μmR/μmPVF/%R1－R2/μmPVF/%R1－R2/μmPVF/%构分类1#/S1180.629＜0.0038.070.003～0.043.980.63～1.6261.08Ⅰ2#/Su38-160.628＜0.00319.750.003～0.045.170.63～2.6241.03Ⅰ3#/Yan1680.485＜0.00314.340.003～0.0410.770.12～1.4463.35Ⅱ4#/S2400.635/0.030＜0.00319.360.003～0.0434.50.40～1.0422.32Ⅱ5#/Su35-150.025＜0.00310.480.003～0.0456.980.25～1.0014.06Ⅲ6#/W22-7—＜0.00374.510.003～0.045.680.65～2.766.88Ⅳ3.4孔隙结构和成分成熟度决定了压敏效应的差1#岩心样品石英体积百分含量92%，岩矿成分［14］［14］异成熟度11.5，岩屑成熟度1.7;2#岩心样品石英气田开发过程中，生产压差增大，近井地带的孔体积百分含量72%，岩矿成分成熟度6.5，岩屑成熟隙流体压力降低，地层有效上覆岩层应力增加，使得度0.6。通过岩石成分成熟度分析可知，2#样品所代裂缝和孔喉半径缩小，渗透率减小。1#和2#岩心样表的储层与1#样品所代表的储层相比，其石英含量品所代表的储层，孔喉分布基本相同，储层有效厚度和抗压实能力明显降低，潜在压敏效应增强。对苏和渗透率差别不大，初始配产也基本相同，但S11838-16井主力生产层位其他岩心样品进行压敏实验分井稳产期和累积产气量均明显好于Su38-16井。通析发现，渗透率随有效应力的增加呈指数递减，当围过试验分析认为，压敏效应是其累积产量相差悬殊压在10MPa时，渗透率损失50%左右。榆林气田3的最主要原因。山2储层的渗透率也随着围压的增加而呈指数递减， —874—西北大学学报(自然科学版)第41卷在围压10MPa时，渗透率损失程度在20%～30%。33%，第3次为33%。结合压敏实验分析认为，1#样品所代表的储层压敏效应小于2#样品所代表Su38-16井盒8储层比S118井山2储层石英含量低，的储层，也是S118井稳产期长和累计产量高的原岩石抗压强度减小，反复升压和降压作用下导致孔因。喉半径变小，储层渗透率降低，岩石中的不稳定颗粒压敏效应下，微观孔隙结构中的中值压力增加，脱落，堵塞变小的喉道，其对储层的伤害大于一次围［15］中值孔喉半径减小。康毅力(2007)进行了鄂尔压作用对储层的伤害。进一步的试验分析表明，反多斯盆地上古生界致密砂岩单面进汞和四面进汞的复降压或升压对Ⅱ类、Ⅲ类和Ⅳ类孔隙结构储层的对比实验，所选样品的进汞曲线特征按照本文分类伤害大于Ⅰ类孔隙结构，并且随着孔隙结构的变差可归为Ⅰ类和Ⅲ类，表明有效应力下，Ⅲ类比Ⅰ类孔伤害增强。隙结构的压敏效应强，随着有效应力的增加，Ⅰ类孔动态研究表明，频繁关开井制度或间歇式生产隙结构可转化为Ⅳ类孔隙结构。随着孔隙结构变方式过程中反复降压或升压，使得气井容易形成井差，有效应力下孔隙结构参数中的排驱压力增加，中筒积液、连续生产时间缩短、累积产气量下降等问值压力增加，孔喉半径大于0.1μm孔喉体积降低，题。4#样品对应的陕240井，生产初期频繁开关井孔喉半径小于0.0183μm孔喉体积增加。致使压敏效应和“水锁”程度加剧，气井几乎没有稳3.5生产压差需与孔隙结构类型相适应产期;孔隙结构和储层物性更差的5#岩心所代表苏［16］生产压差的制定需要考虑控水的需要，满足35-15井初期配产未定，井底流压和近井地带地层解除“水锁”的阻力、减轻压敏效应等条件。室内压压力逐步下降，地层只经历了一次压敏效应，初期稳敏实验显示，渗透率损失20%～30%时，盒8和山1产时间较长，累积产量较高，但该井后期采用间歇生储层的围压是5MPa，而山2储层的围压是10MPa。产方式致使“压敏”和“水锁”现象迅速恶化，产量损孔隙结构研究表明，3#、4#、5#样品所代表的Ⅱ类和失严重。Ⅲ类孔隙结构的气井水锁伤害程度严重，动态分析岩心试验和气井动态分析均显示，盒8储层不也表明其所对应的气井稳产期短。生产压差在适合采取频繁关开井制度。5MPa时，对应的水锁孔喉半径为0.016μm，此时可3.7孔隙结构类型与排水采气驱动Ⅰ～Ⅲ类孔隙结构中75%以上的空间;Ⅳ类致密砂岩气藏在生产过程中，气井产量很难达25%左右的空间，可以满足解除“水锁”的需求。气到临界携液流量，加剧了“水锁”效应和井筒积液，井动态分析和室内真实砂岩微观模型驱替实验显需要采取连续的排水采气方式配合气井生产，延长示，提高生产压差，井口和出口端很快见水，并造成气井的稳产期。2#和5#所代表的气井，采用了加泡水锁。通过气井生产动态分析认为，生产压差在排剂的排水采气措施，其开发效果比依靠井口放空3～7MPa可满足盒8、山1储层各类孔隙结构的气井排水采气的气井好。Ⅰ类和Ⅳ类孔隙结构的气井可控水需求;山2储层Ⅰ类孔隙结构气井的控水生产采用泡排的方式排水采气。对于Ⅱ类和Ⅲ类孔隙结压差可扩大到10MPa。构的气井，仅依靠加泡排剂的方式还不能满足稳产综上分析，山2Ⅰ类孔隙结构储层的生产压差可的需求，需要引入外来气源，结合井下节流和泡排工放大至10MPa;盒8和山1各类孔隙结构的储层的生艺才能起到理想效果。丛式井开发时更适合采用此产压差在5MPa左右，不能大于10MPa。工艺。3.6微观孔隙结构影响气井生产制度选取Ⅰ类孔隙结构中的S118井和Su38-16井4结论的两块岩心分别进行了3次围压在5MPa和10MPa下的降压和升压实验，实验结果显示，反复降压或升1)溶蚀作用是形成鄂尔多斯盆地致密砂岩气压对盒8储层伤害严重，山2储层不明显。Su38-16藏微观孔隙的最有利因素;不同层位其孔隙类型有井盒8围压5MPa下第1次渗透率的损失为28%，差异，山2孔隙以次生粒间孔为主，盒8和山1以岩屑第2次为38%，第3次为44%，围压10MPa下第1溶孔为主，次为晶间微孔。次渗透率的损失为48%，第2次为55%，第3次为2)致密砂岩气藏储层孔隙结构可分为4类，其孔59%。S118井山2储层围压5MPa下第1次渗透率喉分布存在差异。Ⅰ类孔喉半径峰值为0.63μm，主要的损失为20%，第2次为22%，第3次为23%;围压范围0.1～1.6μm;Ⅱ类孔喉半径峰值在0.03～10MPa下第1次渗透率的损失为32%，第2次为0.73μm，主要范围0.01～1μm;Ⅲ类孔喉半径峰值 第5期魏虎等:鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏微观孔隙结构对气井生产的影响—875—约0.025μm，主要范围0.006～0.65μm;Ⅳ类发育［8］SUNW，QUZH，TANGGQ．Characterizationofwater裂缝，其半径在0.03～3μm。injectioninlowpermeabilityrockusingsandstonemicro3)不同孔喉空间的作用不相同。孔喉半径在models［J］．JournalofPetroleumTechnology，2004，56(5):71-72．0.003μm以内为“束缚水”空间，孔喉半径在0.003～［9］何更生．油层物理［M］．北京:石油工业出版社，1994:0.04μm为“水锁”空间，主渗流空间孔喉半径在192-199．0.1μm以上;Ⅳ类“束缚水”含量高，Ⅱ类和Ⅲ类［10］DANAE，SKOCZYLASF．Gasrelativepermeabilityand“水锁”现象严重。porestructureofsandstones［J］．InternationalJournalofRockMechanicsandMiningSciences，1999，36(5):参考文献:613-625．［1］罗诗微，陈海龙．致密砂岩气藏［J］．国外油田工程，［11］窦伟坦，刘新社，王涛．鄂尔多斯盆地苏里格气田地层2007，23(2)31-36．水成因及气水分布规律［J］．石油学报，2010，31(5):［2］孙卫，杨希濮，高辉．溶孔-粒间孔组合对超低渗透储层767-773．物性的影响［J］．西北大学学报:自然科学版，2009，39［12］贺承租，华明琪．油气藏中水膜的厚度［J］．石油勘探(3):507-509．与开发，1998，25(2):75-77．［3］贺承租，华明琪．低渗砂岩气藏的孔隙结构与物性特［13］林光荣，邵创国，徐振峰，等．低渗气藏水锁伤害及解征［J］．新疆石油地质，2005，26(3):280-285．除方法研究［J］．石油勘探与开发，2003，30(6):117-［4］黄洁，朱如凯，侯读杰，等．深部碎屑岩储层次生孔隙118．发育机理研究进展［J］．地质科技情报，2007，26(6):［14］罗蛰潭，王允诚．油气储集层的孔隙结构［M］．北京:科76-82．学出版社，1986:21-30．［5］杨懿，姜在兴，张小莉，等．大牛地气田盒3段致密储［15］康毅力，张浩，游利军，等．致密砂岩微观孔隙结构参层控制因素及测井岩相研究［J］．西北大学学报:自然数对有效应力变化的响应［J］．天然气工业，2007，27科学版，2010，40(4):699-702．(3):46-48．［6］于波，崔智林，刘学刚，等．西峰油田长8储层砂岩成［16］魏虎，孙卫，晏宁平，等．靖边气田富水区扩大原因及岩作用及对孔隙影响［J］．吉林大学学报:地球科学控水措施［J］．吉林大学学报:地球科学版，2010，40版，2008，38(3):405-410．(5):1014-1020．［7］宋周成．低渗透储层的微观孔隙结构分类及其储层改(编辑雷雁林)造技术的探讨［J］．石油天然气学报:江汉石油学院学报，2009，31(1):334-338．