储层岩石物性及孔隙结构特征

3. 储层岩石物性及孔隙结构特征
本章将重点分析柴西北区N1
2 ～N2
2
储层岩石的孔隙度、渗透率、储集空间类
型及分布、大小等反映储层孔隙结构特征的性质，区域上仍以南翼山、油泉子、尖顶山和咸水泉作为研究对象。

3.1 储层岩石物性分析
3.1.1 南翼山储层岩石物性
南翼山构造位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区——茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。

该构造为两翼基本对称的大而平缓的箱状背斜构造，两翼倾角20°左右，构造轴线近北西西向，长轴50km，短轴15km，闭合面积620km2，闭合高度820m。

构造的基本模式为两断夹一隆，南翼山背斜的形成主要受控于翼北、翼南两组断层，由于该断层的控制作用，使得本区产生了一个宽缓的背斜构造，主体构造两翼基本对称。

浅层（N21以上）构造隆起幅度较中深层要略小，表现为轴部地层较薄，两翼地层增厚的特征。

N21～N22时期柴西北区广泛发育较深湖、浅湖和滨湖相。

南翼山地区N21时期为较深湖—浅湖沉积，该地区中部受构造古隆起的控制主要为浅湖沉积；N22时期随着湖盆沉积中心的进一步往北东方向迁移，主要沉积浅湖相。

共收集该区N22～N21储层岩石Ⅰ～Ⅵ油层组18口井钻井取心样品物性分析资料，其中孔隙度1802块、渗透率1897块，碳酸盐含量933块、氯离子含量514块。

物性统计结果见表3-1。

21
从统计结果来看，南翼山油田除Ⅰ+Ⅱ油组孔隙度和渗透率稍高些，Ⅲ+Ⅳ和Ⅴ+Ⅵ油层组物性基本一致，均表现出物性总体较差，属典型中-低孔隙度、低-特低渗透率储层。

图3-1是该油田统计的所有样品的孔隙度与渗透率关系图。

图3-1 南翼山N22-N21储层岩石孔渗关系
由图3-1可以看出，该区孔渗分布存在明显的两个区域（图中大圈和小圈），小圈内的孔渗稍高些，是浅部Ⅰ+Ⅱ油层组岩石的孔渗分布，孔隙度一般大于25%，而深透率一般在10mD左右。

而大圈内是Ⅲ+Ⅳ和Ⅴ+Ⅵ油层组岩石的孔渗分布，孔隙度一般在5%-20%之间，渗透率在0.01mD-10mD之间。

由于南翼山浅部Ⅰ+Ⅱ油层组埋深浅，岩石受压实作用较弱，岩性以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩为主，部分保留了原生粒间孔隙，因此储层物性相对较好，但其岩石成岩性极差，泥质含量高，岩石固结疏松，因此给开采带来很大的难度。

下部的Ⅲ+Ⅳ和Ⅴ+Ⅵ储层岩石其成岩性明显好于上部Ⅰ+Ⅱ油层组,岩石胶结较致密，岩性以含灰泥岩以及灰质泥岩为主，水平纹层发育，另有部分砾屑、砂屑、生屑、球粒支撑的颗粒灰岩及含藻屑泥灰岩（风暴岩）。

此类岩石其原生粒间孔隙几乎全部损失，除仍保存大量微孔隙外，有效储集和渗流空间仅为溶蚀孔隙和微裂缝，而且孔隙和微裂缝内往往被方解石充填，因此物性较差。

另外，在进行孔渗测量的同时，部分样品同时还测定了碳酸盐含量及氯离子含量。

通过分析，各油层组碳酸盐含量随深度有增加趋势，而氯离子含量有减少趋势，但变化不明显。

各油层组碳酸盐含量平均不到40%，仅有部分样品超过50%。

碳酸盐含量与孔隙度、渗透率关系不明显。

而碳酸盐含量与氯离子含量具有较明显的相关性，氯离子含量减少，碳酸盐含量增加，说明盐度高的水不利于碳酸盐沉积，而淡水中碳酸盐沉积增加。

见图3-2和图3-3。

图3-2 南翼山N
22-N
2
1储层岩石碳酸盐含量与孔隙度关系
图3-3 南翼山N
22-N
2
1储层岩石碳酸盐含量与氯离子含量关系
3.1.2 油泉子、尖顶山、咸水泉储层岩石物性
油泉子构造位于柴达木盆地西部坳陷区茫崖坳陷亚区，是油泉子—开特米里克背斜带上的一个三级构造。

该构造地下浅部形态与地面构造形态相似，为一北
陡南缓顶部宽平的半箱状构造。

构造长47km，宽25km，面积1000km2，长轴方向110°，闭合面积228km2，闭合高度为2000m。

尖顶山油田位于柴达木盆地西部坳陷区大风山隆起亚区尖顶山背斜带，为一穹隆状背斜。

构造长轴18km，短轴7.8Km，构造闭合面积38Km2，闭合高度520m。

构造上下符合，有南北两个高点，北高点为主高点。

咸水泉构造位于柴达木盆地西部北区，区域构造为西部坳陷区茫崖凹陷亚区，属红沟子-干柴沟断鼻构造带上的一个三级构造。

咸水泉构造由三个高点组成，由北到南分别为石油沟、华岩山和咸水泉高点。

共收集以上三个构造N22～N21储层岩石14口井钻井取心样品物性分析资料，其中油泉子地区包括油8、油15井、油109井、油112井、油116井和Q13-13井，尖顶山地区主要包括尖101井、尖102井和浅80井，咸水泉地区主要包括咸19井、咸20井、咸21井、咸心1和咸东1井，各构造统计物性资料见表3-2。

表3-2 油泉子、尖顶山、咸水泉N2221储层岩石物性参数统计表
由表可知，在统计的上述三个构造的物性分析数据中，除尖顶山外，油泉子和咸水泉储层岩石也属于中-低孔隙度、低-特低渗透率级别，而尖顶山物性相对较好。

尖顶山共统计3口井（尖101、尖102、浅80），其中尖101和尖102为2007年新钻井，此两口共分析孔隙度105块，其值介于4.9%-33.2%之间，平均20.3%；渗透率分析103块，介于0.01-31.2mD之间，平均2.8 mD，也属于中-低孔隙度、低-特低渗透率级别。

浅80井为1967年钻井，共分析孔隙度107块，其值在16.7%-34.6%之间，平均26.8%；分析渗透率103块，其值介于0.1-809.4 mD之间，平均66.1mD。

由于该井孔渗较高，因此在统计表中表现出尖顶山物性相对较好。

在统计的碳酸盐含量分析中，与南翼山类似，其平均含量也不到50%，仅有部分样品的碳酸盐含量大于50%，且碳酸盐含量的高低基本与物性无关（图3-4）。

图3-4 油泉子N
22-N
2
1储层岩石碳酸盐含量与氯离子含量关系
3.2 孔隙结构特征分析
在第二章中已对柴西北区N22～N21储层岩石的孔隙类型通过铸体薄片的镜下观察进行了大量分析，在此主要通过压汞资料对孔隙结构进行分析。

3.2.1 南翼山储层岩石孔隙结构特征
收集南翼山Ⅰ～Ⅵ油层组岩心压汞195块，考虑到分析样品的代表性，在此仅选取渗透率大于0.1mD、孔隙度大于5%、且进汞饱和度大于50%的压汞样品进行分析。

南翼山Ⅰ+Ⅱ油层组压汞样品较少，选取南浅607井（9块）、南浅617井（4块）、南浅233井（6块）和南浅733井（4块）共21块压汞样品，此31块样品的毛管力曲线见图3-5。

南翼山Ⅲ+Ⅳ油层组压汞样品较多，选取南浅3-3井、南浅5-5井、南浅11-11和南浅21-13井共计72块压汞样品，此72块样品的毛管力曲线见图3-6。

南翼山Ⅴ+Ⅵ油层组压汞样品较多，选取南浅3-09井、南102井和南105井共计102块压汞样品，此102块样品的毛管力曲线见图3-7。

图3-5 南翼山Ⅰ+Ⅱ油层组21块毛管力曲线
图3-6 南翼山Ⅲ+Ⅳ油层组72块毛管力曲线
图3-7 南翼山Ⅴ+Ⅵ油层组102块毛管力曲线
通过图3-5～图3-7以及表3-3可以看出，南翼山N22～N21储层岩石的毛管力曲线以及孔隙结构特征参数与常规砂岩储层是不同的。

该区毛管力曲线总体上表现出较为明显的两部分，即右边的OA斜线段和左边的AB斜线（曲线）段。

OA 线段对应的是低毛管压力下的大孔隙，所占全部孔隙空间的约10%左右；AB斜线段对应的高毛管力压力下的细孔喉，约占全部孔隙空间的90%。

OA段为一较为竖直的近似倾斜直线，而AB段为一较为水平的近似一光滑曲线，A点可以看作是毛管力曲线上的一个较为明显的拐点。

为了更好地说明该区毛管力特征曲线，以南浅3-09井一块样品毛管力曲线加以说明，见图3-8，与该图对应的孔喉半径分布直方图见图3-9。

图3-8 南浅3-09井典型毛管力曲线
图3-9 南浅3-09井典型毛管力曲线
图3-8中O点为初始毛管力压力下对应汞饱和度为零的点，随着压力增高，汞开始进入岩石孔隙内，压力升至A点时，毛管压力24.81 MPa,进汞饱和度为18%；随后进一步增加压力，此时毛管力曲线改变了原有的趋势，几乎水平方向延伸至B点，即最大压力点（110.28MPa），对应的最大汞饱和度为81.4%。

OA 段对应的岩石孔隙虽然仅为18%，孔喉半径却较大，主要分布在17.78～0.10μm 之间，平均 2.712μm。

这类孔隙一般对应的是溶蚀粒间孔和微裂缝，虽然数量不多，但对油气在储层中流通贡献很大。

而AB段对应的孔隙几乎占据了80%以上岩石孔隙空间，但孔隙半径却极小，主要分布在0.01μm～0.02μm之间，这
类孔隙一般为微孔隙，即使数量较多，但流体几乎在其内无法流动，对渗透率的贡献几乎为零。

图3-10是此块样品对应的铸体薄片图像，照片中显示数条微裂缝。

图3-10 南浅3-09 1548.70米。

2#,单偏光，x100，灰质泥岩
顺层微裂缝发育，部分沸石充填
通常情况下，按照一般的砂岩毛管力曲线形态，拐点A点对应的压力即为排驱压力（或沿AB线段作一切线交与压力轴对应的压力），由此求出排驱压力为24.8 MPa，此压力对应的最大连通孔喉半径即为0.03μm。

此块样品的渗透率为2.2 mD，如果最大孔喉半径仅为0.03μm，显然是与实际不符的。

与常规砂岩的粒间孔隙结构分析不同，对于微裂缝或溶蚀孔隙较为发育的岩石，应按照不同孔隙大小对岩石渗透率贡献值，求出主要孔喉流动半径大小来分析孔隙结构。

具体做法如下：
P.C.Carman和J.Kozeny给出了岩石喉道大小与渗透率之间的关系式为：K＝Φr2/（8τ2）
式中：K－岩石绝对渗透率（统称为岩石渗透率）, μm 2；
r－岩石平均喉道半径，μm，压汞实验时，r=0.735/Pc。

Φ－岩石孔隙度（单位：小数）；
Pc－毛管压力，即压汞分析中进汞压力,MPa；
τ－岩石孔隙曲迂度，表示岩石孔喉弯曲程度的物理量，一般大于1，
此值越大说明孔道弯曲程度越大。

基于Carman－Kozeny公式，可计算每一喉道半径（r i）的岩石渗透率（K i），即K i＝Φr i2/（8τ2）×△S i。

那么该岩石的渗透率K=∑[Φr i2/（8τ2）]，每一块样品来说，趋于度τ可看作一个不变的常数，因此，每一喉道半径r i下的渗透率贡献值（K贡献i）为：K贡献i＝K i/K×△Si＝r i2/∑（r i2×△Si）。

式中：△Si－进汞毛管力曲线上的汞饱和度增量，即汞梯度，%；
K贡献i－每一喉道半径r i下的渗透率贡献值，%；
对于任一样品的毛管力曲线上，从初始汞饱和度零点起即可计算每一孔喉下的渗透率贡献值，然后进行累计，直到最大进汞饱和度累计渗透率贡献达100%，由此可求出岩石的主要孔喉半径。

一般认为当渗透率贡献达到95%时对应的孔喉半径为主要孔喉流动半径，由于柴西北区渗透率普遍较差，如果按此计算主要孔喉流动半径仍存在一定矛盾。

由于该区毛管力普遍存在一个较为明显的拐点，从毛管力曲线的初始部分即从零点至拐点处的曲线一般反映了微裂缝和较大溶孔的特征，这部分孔隙应是主要的储集空间组成，对岩石渗透率贡献较大。

而自拐点至最大进汞饱和度处的曲线基本反映了微孔隙的特征，这部分孔隙对岩石渗透率的共献相对较小。

因此，在计算主要孔喉流动半径时，首先从零点汞饱和度（O）开始计算至拐点（A）所对应的渗透率贡献，求出该部分的平均孔喉半径。

如果此时累计渗透率贡献已达95%,那么即可认为此时求出的平均孔喉半径即为主要流动孔喉半径。

如果累计渗透率贡献不足95%，或某些毛管力曲线不存在拐点，则按照累计渗透率贡献达到95%时求出相应的主要流动孔喉半径。

表3-3是南浅3-09井一块样品的计算实例。

自起始点O（即序号1）计算孔喉半径及相应的累计渗透率贡献，至拐点A处（序号16）对应的孔喉半径为0.0296μm。

按加权平均方法求出OA段（序号1至16）的平均孔喉半径为2.712μm，此时累计渗透率贡献已达99.9964%，已超出95%。

尽管此时汞饱和度仅为18.0%，而剩余的82%储集空间对渗透率已基本没有什么贡献，因此计算到拐点处的平均孔喉半径足可以代表岩石的主要孔喉流动半径。

对于某些拐点不明显的毛管力曲线仍需计算到累计渗透率贡献超过95%。

一般具有明显拐点的岩石样品，基本反映了两种不同的孔隙类型，即双重孔隙介质
储集空间（裂缝和孔隙），而对于没有拐点或拐点不明显的岩石样品，基本反映了一种孔隙类型，一般为孔隙型储集空间。

表3-3 南浅3-09井一块样品主要流动孔喉半径计算实例
根据上述方法，对选取的南翼山195块压汞样品进行了孔隙结构参数计算，见表3-3。

尽管按照传统方法计算的排驱压力难以有效分析该区岩石孔隙结构特征，但难以找到较好的方法，因此排驱压力仍然按通常的方法求取。

求取的排驱压力普遍很高，平均为14.78 MPa。

与通常的砂岩样品不同，该区的排驱压力与岩石渗透率之间几乎不存在任何相关性。

见图3-11。

按照累计渗透率贡献超过95%计算出主要流动孔喉半径，南翼山Ⅰ+Ⅱ、Ⅲ+Ⅳ、Ⅴ+Ⅵ油层组分别为2.560μm、2.348μm、3.092μm，总平均为2.760μm。

此外，还求出了对应的主要储集空间所占全部孔隙空间的百分数，三个油层组自
上而下分别为23.8%、13.8%、17.5%，总平均为16.8%。

主要流动孔喉半径与渗透率之间存在明显的相关性。

见图3-12。

表3-3 南翼山N22～N21储层岩石孔隙结构特征参数
图3-11 南翼山N22-N21储层岩石渗透率与排驱压力关系
图3-12 南翼山N22-N21储层岩石渗透率与主要孔喉半径关系
由于该区储层岩石中存在大量的微孔隙，约占整个孔隙空间的80%以上，因此按照通常的加权平均方法，不考虑储集空间的孔隙类型，求出整块岩石的平均孔喉半径则要小的多。

三个油层组自上而下分别为0.277μm 、0.247μm 、0.356μm ，总平均为0.307μm 。

尽管按照此方法求得的平均孔喉半径与渗透率之间也存在较好的相关性（见图3-13），但难以合理解释储层岩石的孔隙结构，因为求出的孔喉半径太小，无法说明储层储集空间的有效性。

图3-12 南翼山N22-N21储层岩石渗透率与平均孔喉半径关系
对统计的195块压汞资料，发现退汞效率与孔隙度之间存在较好相关性，孔隙度越高，退汞效率也大。

见图3-13。

图3-13 南翼山N22-N21储层岩石退汞效率与孔隙度关系
3.2.2 油泉子、尖顶山、咸水泉岩石孔隙结构特征分析
收集油泉子、尖顶山、咸水泉地区N22～N21储层岩石压汞69块，该区压汞样品分析数量相对较少，油泉子地区40块，其中油15井20块、油112井20块；尖顶山地区15块，其中尖101井6块、尖102井9块；咸水泉地区14块，其中咸21井1块、咸19井2块、咸东1井11块。

三个地区的压汞毛管力曲线见图3-14～图3-16。

由图中毛管力曲线可以看出，上述三个地区的毛管力曲线与南翼山地区类似，有相当一部分样品为两部分组成，存在一个较为明显的拐点，但也有相当一部分样品拐点不明显，说明储层岩石既有裂缝+空隙的双重孔隙介质，也有单一孔隙型储集空间。

图3-14 油泉子N
22～N
2
1储层岩石压汞毛管力曲线
图3-15 尖顶山N
22～N
2
1储层岩石压汞毛管力曲线
图3-16 咸水泉N
22～N
2
1储层岩石压汞毛管力曲线
根据压汞曲线计算的反映储层微观孔隙结构的参数列于表3-4中。

与南翼山类似，油泉子、尖顶山、咸水泉三个地区的储层岩石的排驱压力仍然较高，分别为5.672MPa、3.893MPa、5.277MPa，总平均为5.205MPa。

按照加权平均法求出的平均孔喉半径分别为0.337μm、0.4127μm、0.189μm，总平均为0.323μm。

21
按照累计渗透率贡献求出的主要流动孔喉半径分别为2.618μm、3.545μm、1.665μm，总平均为2.626μm。

该区岩石渗透率与主要流动孔喉半径也存在一定相关性，见图3-17。

而主要储集空间占全部储集空间的百分比分别为22.9%、20.7%、15.6%，总平均为20.9%。

由此可以看出，油泉子、尖顶山、咸水泉三个地区的有效储集空间仍然较少，80%的孔隙空间为微孔隙，对地下油水流体的渗流基本没有贡献，尽管该区孔隙可能达到中孔隙度水平，但多数由微孔隙组成，而对地下流体提供渗流通道的孔隙主要为微裂缝、粒间孔、溶蚀孔，但数量不多。

油气储层保护中应主要保护此类储集空间不再受到伤害损失，尤其是微裂缝储集空间要比孔隙性储集空间易发生堵塞伤害，因为裂缝的数量相对较少，一旦堵塞，地下流体将无法像在孔隙型储层那样可以绕过堵塞区域，因此裂缝型储层更加敏感。

图3-18是该区岩石孔隙度与退汞效率之间的关系，与南翼山地区一样，孔隙度与退汞效率之间也存在较好相关性，孔隙度高，退汞效率也相对较高。

图3-17 油泉子、尖顶山、咸水泉N22-N21储层岩石渗透率与主要孔喉半径关系
图3-18 油泉子、尖顶山、咸水泉N22-N21储层岩石孔隙度与退汞效率关系
3.3 储层微观非均质性分析
由于研究区域内储存岩石孔隙类型多样，既有陆源碎屑颗粒组成的粒间孔隙，也有碳酸盐矿物、生物藻屑溶蚀形成的溶蚀孔隙，还存在大量的微裂缝等，因此存在一定的储层微观非均质性。

另外，该区岩石主要为水平微细层理发育的泥灰岩和具有藻屑、粒屑等具有扰动构造的灰泥岩（风暴岩类），这两类岩石储
层物性均较低，但在水平方向和垂向上两者渗透率的变化情况是各不相同的，水平纹层发育的泥灰岩，水平及垂向渗透性的变化相差很大，而风暴岩类两个方向上的渗透率相差很小。

这里主要讨论储层岩石的微观孔隙结构非均质性和渗透性的水平及垂向上的变化情况。

3.3.1 储层孔隙结构微观非均质性
柴西北区N22～N21储层岩石孔隙类型大多具有微裂缝和孔隙双重孔隙介质。

微裂缝主要为层间缝和构造缝，且许多裂缝发生了充填或溶蚀作用。

在孔隙空间中，包括粒间孔隙、溶蚀孔隙（粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔），还有大量的泥质杂基内微孔隙和晶间微孔隙等。

压汞毛管力曲线多具有明显的两条线段，存在明显一个拐点，说明储集空间类型的明显不同。

薄片镜下鉴定和扫描电镜也观察到了复杂多样的孔隙类型。

为研究该区储层孔隙结构的非均质性，在进行上述分析的同时，还选取柴西北区部分岩石样品进行核磁共振分析，通过核磁共振来反映储层微观孔隙结构特征。

核磁共振通过测量岩石孔隙内流体的T2弛豫时间谱图即可获得岩石孔隙结构特征的信息。

T2谱实际上代表了岩石内的孔隙半径的分布情况。

图3-19给出了不同岩性典型的T2谱图。

不同大小孔隙中的流体具有不同的弛豫时间，因此弛豫时间T2谱在油层物理上的含义为岩石中不同大小的孔隙占总孔隙的比例。

每一块含有油水流体的岩石通过核磁分析即可得到一个T2谱，根据此块样品的T2谱，即可获得表述该岩石样品的孔隙分布状况。

对于一般砂岩来说，孔隙类型主要为原生粒间孔隙，孔隙类型单一，因此在T2谱图中主要表现为图中(a)形式，一般有两个相连的峰，右边的峰反映较大孔隙，左边的峰反映较小孔隙，但两峰几乎连在一起。

泥岩样品的孔隙空间大多为微孔隙组成，因此一般仅有一个峰，峰值对应的T2时间很短（图中b）。

而对于砾岩或带有裂缝、溶洞的灰岩，由于孔隙类型复杂，因此在T2谱图中表现出两个或三个以上的峰，且各峰之间几乎不再像砂岩那样联系紧密。

图3-19 不同岩性典型的T2谱图
选取南翼山南浅607井20块样品和油泉子油15井6块样品进行了核磁共振分析，两口井的核磁T2谱图见图3-20和图3-2。

核磁分析的同时，可以获得孔隙度、渗透率、可动流体百分数等参数，虽然这些参数与岩心常规分析存在一定的误差，但仍能反映储层的优劣。

具体分析数据见表3-6。

核磁分析表明，两口井的核磁T2谱图均有两个几乎不相连的大峰和小峰组成，大峰的T2值低，一般在20ms以内，这部分反映的即是微孔隙系统，而小峰的T2时间一般在100ms以上，反映的则是由溶蚀孔隙或微孔隙组成的孔隙系统。

两组峰几乎不相连，说明反映的两种孔隙类型截然不同。

由表3-5可也看出，26块样品测得的孔隙度平均为21.7%，而测得的核磁渗透率平均则为0.504mD，可动流体饱和度为10.66%。

这也说明了该区储层岩石孔隙度相对较高，而渗透率很低，岩石内的流体大多是不可动的束缚流体，仅有约10%储集空间内的流体是可以流动的，相应的储集空间为有效孔隙空间。

图3-20 南翼山南浅607井6块样品核磁分析T2谱图
图3-21 油泉子油15井20块样品核磁T2谱图
3.3.2 储层岩石渗透率各项异性
储层岩石渗透率各项异性分析主要是了解储层纵、横向上的岩石微观非均质性质，如果差异很大，则对油田开发有较大的影响。

通常情况下，一般弱水流或静水沉积如湖相沉积的岩石，往往发育水平层理，渗透率各项异性较强，即岩石的水平渗透率远远大于垂向渗透率。

而对于水流较强的沉积尤其是风暴浪作用下的沉积，水平层理不发育，岩石颗粒混杂排列，其水平渗透率与垂向渗透率差异相对较小。

主要对南翼山地区的Ⅲ+Ⅳ和Ⅴ+Ⅵ油层组的岩石进行了渗透率各项异性分析，结果见表2-7。

表2-6 南浅607井及油15井核磁分析参数统计表
由表7可知，不同岩性水平渗透率与垂向渗透率之比相差很大，对于含粒屑、含藻的颗粒灰岩来说，两者相差很小，基本在1左右，某些样品的垂向渗透率还大于水平渗透率。

此类岩石一般是具有搅混层理（或扰动构造）具风暴成因的岩石。

而对于水平纹层发育的含泥较多的灰泥岩类，垂直渗透率远远小于水平渗透
率，两者相差极大，最大即差为5122。

表2-7 南翼山地区部分储层岩石水平及垂向渗透率分析统计表
另外,收集了南翼山南浅3-09井6块样品进行了覆压渗透率测定数据，测定结果见表2-8。

样品从初始状态下逐渐增加上覆压力，最大至25 MPa，然后逐级减小上覆压力恢复至初始状态，测定不同上覆压力下的渗透率。

图3-22是该井23号样品不同覆压下渗透率变化曲线。

表2-8 南浅3-09井不同上覆压力下的渗透率变化
由表2-8可知，在不同净上覆压力下渗透率变化较大，随着压力增加，渗透率逐渐下降，至最大净上覆压力（25MPa）渗透率损失在15.9%～92.4%之间，6块样品平均损失74.9%，说明渗透率对压力较为敏感。

当净上覆压力降低时压力随着升高，恢复到原来的初始状态时，但渗透率已无法恢复原始渗透率，恢复渗透率损失在6.6%～87.6%，平均为64.7%。

分析认为：柴西北区N22～N21储层岩石的矿物成分包括陆源碎屑长英质颗粒（石英、长石等）、碳酸盐矿物、泥质粘土等，石英、长石等刚性颗粒较少且颗粒细小，碳酸盐矿物和泥质粘土含量较高，因此岩石整体表现刚性较差，岩石渗透率受净上覆压力的影响较大，尤其对于泥、砂互层具有水平纹层的泥灰岩类，其影响更大。

图2-22 南浅3-09井 23号样品不同覆压下渗透率变化曲线。