低渗透气藏相对渗透率影响因素的孔隙网络模型

邵长金 李志航 汪小宇 杨振清 卢贵武

1.中国石油大学·北京 2.川庆钻探工程公司工程技术研究院

低渗透气藏相对渗透率影响因素的孔隙网络模型

邵长金1李志航2汪小宇2杨振清1卢贵武1

1.中国石油大学·北京 2.川庆钻探工程公司工程技术研究院

实验测量相对渗透率受许多条件的限制,为了在保持其他控制参数不变的条件下研究某一变量对相对渗透率的影响,采用孔隙网络模型模拟的方法,以苏里格气田盒8段储层的孔隙结构为参照,构造了喉道半径为0.05～2.50μm的孔隙网络;研究了孔喉比、润湿性、初始含水饱和度和残余水饱和度对气相相对渗透率的影响。结果表明:①孔喉比对气相相对渗透率的影响明显,随着孔喉比增大,相同水饱和度下的气相相对渗透率降低;②当水饱和度大于0.4时,气体的相对渗透率按照水湿ϖ弱水湿ϖ弱气湿ϖ气湿的顺序依次增加,但当水饱和度小于0.4时,相对渗透率增加的次序性被打乱,在弱水湿情况下表现为最小;③随着初始含水饱和度增加,气相相对渗透率总体呈下降趋势;④残余水饱和度越大,气相相对渗透率曲线越陡,下降越快。这对用改变岩石润湿性的方法来提高油气采收率时具有指导意义。

低渗透油气藏 孔隙 相对渗透率 润湿性 含水饱和度 束缚水饱和度 模型

在低渗透气藏的开发过程中,相对渗透率是最重要的基础资料之一,它既受储层静态参数(如孔隙结构、均质性等)的控制,又受动态渗流参数(如毛细管数、流体饱和度及流体黏度比等)的影响。周克明[1]、张凤东[2]等进行了理论计算,吴晓东[3]、Narahara[4]、M acallister[5]等进行了实验测量。总体上看,实验结果比较分散,一是由于存在着滑脱效应、启动压差等众多影响机理,二是由于实验样品千差万别,许多不容易控制的因素掺杂其中。基于微观物理统计和逾渗理论的孔隙网络模型,可以在保持其他控制参数不变的条件下,研究某一变量对相对渗透率的影响,笔者利用孔隙网络模型对低渗透气藏影响相对渗透率的因素进行研究。

1 孔隙网络模型的建立

孔隙网络模型由喉道及其相连的孔隙体构成,喉道代表渗流通道,孔隙体代表喉道交接处相对较大的孔隙空间。孔隙体和喉道被设定为一些理想的几何形状,并具有相应的几何参数,与一个孔隙体连通的喉道数目用配位数表示。

所使用的模型是由实际Berea砂岩切片进行三维图像重构建立的,由英国帝国理工学院的Suicmez博士提供,可以根据需要产生由三角形、方形和圆形组成的三维孔隙网络。该模型基于孔隙渗流规律,能够进行相渗曲线计算。

通过控制喉道半径、喉道长度及孔喉比等参数,可以产生不同孔隙度和绝对渗透率的网络模型。根据杨勇等学者[6-7]的研究成果及低渗透气藏的储层特征,笔者取平均喉道半径为0.05～2.50μm。产生一个3× 3×3 mm3立方模型,包含12 167个孔隙和29 827个喉道,其中方形单元占10%、圆形单元占5%,其余的为不规则三角形。绝对渗透率控制在0.5～3.0 mD的范围内。

相对渗透率的计算采用Blunt[8]等提出的方法。

2 计算结果与分析

2.1 孔隙结构的影响

在孔隙结构中,平均喉道半径对渗透率的影响最大,这方面已经有许多研究成果。这里主要讨论孔喉比(孔隙半径和与之连通的喉道半径之比)对渗透率的影响。在模型中,保持其他条件不变,使孔喉比在2～7间变化,计算得到的气相相对渗透率(Krg)与含水饱和度(Sw)的关系如图1所示。

图1 孔喉比对相对渗透率的影响图

由图1可见,随着孔喉比增大,相同水饱和度下的气相相对渗透率降低。原因是:孔喉比越大,意味着和孔隙相连通的喉道半径相比越小,孔隙和喉道间的毛细管力变化就越大,容易发生卡断堵塞。对水湿情况,气相将以孤立气泡形式存在孔隙中,无法形成连续的气体渗流通道,导致其渗透率下降。

2.2 润湿性的作用

通过改变前进接触角范围的办法,对驱替和吸渗过程进行了一系列模拟计算。所用的接触角可反映水湿、弱水湿、弱气湿和气湿等系统的情况(表1)。

表1 反映不同润湿情况的接触角表 (°)

图2给出了不同润湿条件下的气相相对渗透率曲线。在每一饱和度下,水湿岩样的气相相对渗透率总比气湿岩样的气相相对渗透率低很多,这给出了一个可在油田应用的潜在方法:对致密气藏,改变近井地带的润湿性,使其由水湿变为气湿,可以增加气体的渗流能力,提高产量或注入量。值得注意的是,当水饱和度大于0.4时,气体的相对渗透率按照水湿ϖ弱水湿ϖ弱气湿ϖ气湿的顺序依次增加;但当水饱和度小于0.4时,相对渗透率增加的次序性被打乱,在弱水湿情况下表现为最小。

2.3 初始含水饱和度的影响

以苏里格气田为例,其初始含水饱和度(Swi)范围为0.09～0.60。在模拟计算中,使用同一个孔隙网络结构,但在驱替时,改变其初始含水饱和度范围,取Swi=0.05～0.60,计算不同气相相对渗透率。分别对水湿、混合湿和气湿3种情况进行了计算,但为了清楚地显示曲线,图3仅绘出水湿情况下 Swi=0.05～0.40范围内的结果。

图2 不同润湿情况下的气相相对渗透率图

图3 不同初始含水饱和度下的气相相对渗透率图

由图3可见,随初始含水饱和度增加,气相相对渗透率总体呈下降趋势。这是可以理解的,初始含水饱和度越高,在毛细管压力和界面张力等作用下,孔隙、喉道中吸附的水量就越多,气体通过孔喉的渗流通道减小得越厉害,导致气体有效渗流能力下降。

2.4 残余水饱和度与相对渗透率的关系

用砂岩微观孔隙模型所做的研究表明,残余水饱和度(Swr)与渗透率二者之间具有较好的线性相关性[9],但由于残余水饱和度在实验中不容易控制,因此,低渗透气藏残余水饱和度与相对渗透率关系的实验非常少。利用同一种孔隙网络骨架,使残余水饱和度在0.02～0.20之间改变,采用相同的驱替条件,得到了残余水饱和度与相对渗透率的关系(图4)。

由图4可见,残余水饱和度对气相相对渗透率有着明显的影响,残余水饱和度越大,气相相对渗透率曲线越陡,下降越快。

对气藏,残余水是在气驱水的过程中形成的,其形式包括:孔隙角隅水、微细孔隙及其包围的大孔隙中的残余水和绕流形成的残余水。残余水饱和度越大,表明气驱水过程结束得越早,在后续水驱气的过程中水的影响就显现得越早。在残余水饱和度下,水是不流动的,即水没有形成连续相,但残余水饱和度越大,水形成连续相就越容易,速度也越快,一旦水饱和度大于残余水饱和度,水就形成连续相,使气的渗流通道大大缩小,而且气体渗流的阻力加大,导致气相相对渗透率大幅度下降。

图4 不同残余水饱和度下的气相相对渗透率图

3 结论

1)孔喉比对气相相对渗透率有明显的影响,随着孔喉比增大,相同水饱和度下的气相相对渗透率降低。

2)当水饱和度大于0.4时,气体的相对渗透率按照水湿ϖ弱水湿ϖ弱气湿ϖ气湿的顺序依次增加;但当水饱和度小于0.4时,相对渗透率增加的次序性被打乱,在弱水湿情况下表现为最小。

3)初始含水饱和度对气相相对渗透率有明显的影响,随着初始含水饱和度增加,气相相对渗透率总体呈下降趋势。

4)残余水饱和度对气相相对渗透率的影响表现为,残余水饱和度越大,气相相对渗透率曲线越陡,下降越快。

[1]周克明,张清秀,王勤,等.利用分形模型计算气水相对渗透率[J].天然气工业,2007,27(10):88-89.

[2]张凤东,康毅力.致密气藏开发气水相对渗透率的逾渗计算[J].钻采工艺,2008,31(6):63-65.

[3]吴晓东,潘新伟,王金勋.利用微观模型研究孔隙结构对气藏水束缚堵塞的影响规律[J].天然气工业,2004,24(4): 60-61.

[4]NARAHARA G M,HOLD ITCH S A,MOORE K R.A new method fo r themeasurementof gas relative permeability and water saturation simultaneously in low-permeability cores[C]∥SPE Annual Technical Conference and Exhibition,2-5 October 1988,Houston,Texas.SPE,1988:SPE 18318.

[5]MACALL ISTERD J,M ILLER K C,GRAHAM,et al.App lication of X-ray CT scanning to determine gas/water relative permeabilities[J].SPE Fo rmation Evaluation,1993,8 (3):184-188.

[6]杨勇,达世攀,徐晓蓉.苏里格气田盒8段储层孔隙结构研究[J].天然气工业,2005,25(4):50-52.

[7]王学武,杨正明,李海波,等.核磁共振研究低渗透储层孔隙结构方法[J].西南石油大学学报:自然科学版,2010,32 (2):69-72.

[8]BLUNT M J,JACKSON M D,PIRIM,et al.Detailed physics,p redictive capabilities and macroscopic consequences fo r po re-netwo rk models of multiphase flow[J]. Advances in Water Resources.2002,25:1069-1089.

[9]刘孔章,贾红育.低渗透油藏残余水形成机理试验研究[J].石油天然气学报,2003,23(6):114-116.

Pore network modeling for the investigation of factorsaffecting relative permeability of low-permeability reservoirs

Shao Changjin1,Li Zhihang2,Wang Xiaoyu2,Yang Zhenqing1,Lu Guiw u1
(1.China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Engineering&Technology Institute of Chuanqing D rilling&Exp loration Engineering Com pany,CN PC,Chengdu,Sichuan 610051,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 7,pp.36-38,7/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Experimentalmeasuring of relative permeability is affected by many parameters.To study the influence of a single parameter w ith the other parameters remaining unchanged,taking the po re structureof the He-8 reservoir(the eighth member of the Lower Shihezi Fo rmation)at the Sulige Gas Field as a reference,amethod of po re netwo rk sim ulation is adop ted and po re netwo rks are constructed w ith the throat radius varying from 0.05 to 2.50μm.The studies on the influences of pore-throat ratio,rock wettability, initial water saturation and residual water saturation on the relative permeability are carried out.The results indicate that the po rethroat ratio show s a notable influence on the relative permeability.A s the pore-throat ratio increases,the gas-phase relative permeability decreases under the circum stancesof the samewater saturation.When water saturation is higher than 0.4,the gas relative permeability increasesw ith water-wet,weakly water-wet,weakly gaswet and gaswet sequentially.However,w hen water saturation is lower than 0.4,the above o rder w ill be shuffled with a minimum relative permeability obtained under the circum stances of weakly water wet.A long w ith the increase of initial water saturation,the gas-phase relative permeability takes on a dow ntrend on the w hole.The higher the residual water saturation,the steeper(i.e.the faster the decrease)the curve of the relative permeability becomes.The results w ill help imp rove the recovery w ith the method of changing the rock wettability.

low-permerbility reservoir,po re,relative permeability,wettability,water saturation,residual water saturation,model DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.07.009

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(编号:2008ZX05054)。

邵长金,1964年生,教授,博士;主要从事油气藏渗流与提高采收率研究工作。地址:(102249)北京市昌平区府学路18号。电话:(010)89731553。E-mail:physics@cup.edu.cn

邵长金等.低渗透气藏相对渗透率影响因素的孔隙网络模型.天然气工业,2010,30(7):36-38.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.07.009

(修改回稿日期 2010-05-14 编辑 韩晓渝)

Shao Changjin,p rofesso r,was born in 1964.He holds a Ph.D degree,being mainly engaged in research of flow rules and measures on the enhanced oil recovery of oil and gas reservoirs.

Add:No.18.Fuxue Rd.,Changping District,Beijing 102249,P.R.China

Tel:+86-10-8973 1553E-mail:physics@cup.edu.cn