不同类型致密气层对产能贡献的实验评价方法*

2014-06-07唐洪明冯于恬何溥为张烈辉

西南石油大学学报(自然科学版) 2014年4期

关键词：气层含水压差

唐洪明，冯于恬，何溥为，张烈辉，赵峰

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都 610500 2.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都 610500

不同类型致密气层对产能贡献的实验评价方法*

唐洪明1，2，冯于恬2，何溥为2，张烈辉1，赵峰2

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都 610500 2.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都 610500

针对在建立岩芯含水饱和度时，用地层水饱和经常出现盐析、用无离子水饱和会导致水敏/盐敏损害等问题，提出将岩芯进行550°C高温处理2 h，钝化气层中的水/盐敏性黏土矿物，再使用无离子水建立不同含水饱和度开展评价实验，能有效消除此类实验误差；且岩芯可以重复实验，既克服了岩芯非均质性带来的误差，又能节约大量的珍贵岩芯。以四川盆地合川须二低渗气层I、II、III类气层为研究对象，利用该方法评价了不同类型气层对产能的贡献率，研究表明高温处理后岩芯没有产生微裂缝，绝对渗透率下降5%左右。

致密气层；产能；贡献率；黏土钝化；实验评价

唐洪明，冯于恬，何溥为，等．不同类型致密气层对产能贡献的实验评价方法[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2014，36（4）：182–188．

Tang Hongming,Feng Yutian,He Puwei,et al．Experimental Methods for Evaluating Productivity Contribution of Different Types of Low Permeability Gas Reservoir[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（4）：182–188．

引言

文献调研表明，实验评价气层的产能、水锁、相渗、启动压差、滑脱效应等，需要建立不同的含水饱和度，不管是从高到低，或者低到高，采取气驱、高速离心、毛细管自吸等方法建立不同含水饱和度，评价实验方法存在以下几点不足：（1）部分方法选用地层水饱和岩芯，气体驱替建立含水饱和度，岩芯易出现盐析堵塞喉道[1]，尤其是高矿化度地层水的气层；（2）部分方法选用蒸馏水代替地层水饱和岩芯，富含蒙脱石、伊/蒙间层的岩芯会出现水敏/盐敏损害；（3）选择代表不同类型储层的岩芯，分别开展评价实验，岩芯微观非均质性很难消除。同时，实验压差和围压很难保持一致，导致计算出的产能可对比性较差[2]。

四川盆地合川须家河组二段气藏，I类区及I类储层开发效果较好，但其开发钻探程度已经很高，II、III类区作为产能接替意义重大。但II、III类区中的低渗致密气层是否有产能，贡献率是多少尚不十分清楚，这在一定程度上制约了II、III类区块勘探开发步伐；本文以该气田储层岩芯为代表，在新建立的实验方法基础上，评价了不同类型气层的产能及产能贡献率，为气田开发方案调整提供依据，类似问题在致密气藏都存在。

1 合川须二气藏储层基本地质特征

四川盆地合川须家河组二段岩芯，气层岩性为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，气层类型以及孔隙基本特征见表1（实验所用岩芯为主力气层岩芯），气层填隙物主要为黏土矿物，绝对含量平均为9.0%，黏土以薄膜状伊/蒙混层为主，相对含量62.1%，绿泥石相对含量32.9%（图1a）。

表1 合川须二段储层分类评价标准及特征Tab.1 Standards and features for reservoir classification and evaluation in Member 2 of Xujiahe Formation

图1 高温处理前后岩芯黏土矿物微结构对比Fig.1 Core clay minerals microstructures comparison before and after high temperature treatment

储渗段样品渗透率主要集中在 0.020～0.320 mD，占76.98%，平均渗透率为0.144 mD。须二段储层具低孔低渗特征，0.020～0.320 mD是产气段的主要渗透率范围。储渗段岩样孔隙度主要分布在6.00%～12.00%，总平均9.15%。该区块各井测试及投产后普遍产地层水，水型为CaCl2型，总矿化度187 486～196 454 mg/L，本次实验采用的平均矿化度190 000 mg/L。

2 动态实验评价

2.1 实验评价原理与步骤

岩芯选取与实验步骤：根据合川气藏须二段气层分类表（表1）选择具有代表性的岩芯，按照下面步骤进行处理：

（1）岩芯初始渗透率测试

将高温处理前的岩芯进行气测渗透率测试，并记录该渗透率。根据现场气层分类方案，选取I、II、 III类气层代表性的岩芯，实验只评价基块，不考虑裂缝；测试岩芯孔隙度、渗透率等基本参数。

（2）马壶炉高温处理

将岩芯放入马壶炉缓慢加温，先后用50，100，200，300和400°C，分别加温30 min，再将温度调至550°C烘烤2 h，待岩芯自然冷却后取出，图1为处理前后储层微观结构对比，处理后的岩芯未产生裂缝且储层微观结构、黏土矿物微结构不发生改变，岩芯胶结强度略有减弱，但变化不大。图2为550°C高温处理前后岩芯中黏土的X–射线衍射曲线对比，高温处理前伊/蒙间层中蒙脱石的d（001）晶面峰介于1.2～1.5 nm，高温后d（001）晶面变为1.0 nm，即伊/蒙间层d（001）晶面特征峰完全转化成伊利石的d（001）晶面特征，与文献[3–5]的认识相同，即岩石中矿物经高温后晶形无变化，岩石微观孔隙结构也没有明显变化，但是钝化了储层的中敏感性矿物，降低或消除了实验中盐析、水敏/盐敏等的影响。

图2 高温处理前后黏土X–射线衍射曲线对比Fig.2 Clay X–ray diffraction curve comparison before and after high temperature treatment

（3）高温处理后岩芯渗透率测试

岩芯进行550°C高温处理可能会导致岩芯润湿性和应力敏感性的改变，从而影响致密气藏岩芯渗透率。据前面分析，高温处理后岩石中蒙脱石向伊利石转化，二者亲水性相同，故不会影响岩石润湿性。应力敏感性实验评价存在应力敏感点，一般为10～15 MPa，在应力敏感点前渗透率变化较大[6-7]，故根据行业标准SY/T 5358—2002，对高温处理前后的岩芯做了应力敏感评价，最大围压40 MPa。应力敏感实验数据见表2，经过高温处理后的岩芯应力敏感程度均为中等偏弱，且高温处理前后渗透率损害率变化范围＜2%，应力敏感性变化不大。

对I、II、III类气层各30个岩芯高温处理前后的渗透率进行对比，I类气层处理前平均渗透率为0.261 mD，处理后为0.248 mD；II类气层处理前平均渗透率为0.171 mD，处理后为0.164 mD；III类气层处理前平均渗透率为0.052 mD，处理后为0.050 mD；岩芯经过高温处后渗透率下降约5%。

（4）建立岩芯含水饱和度

将高温处理后的岩芯抽真空，饱和蒸馏水；氮气作为驱替介质，按照高到低的顺序建立不同含水饱和度60%、50%、40%。

表2 550°C高温处理前后岩芯应力敏感性对比Tab.2 Core stress sensitivity comparision between 550°C before and after treatment

（5）岩芯流动性实验

对建立饱和度的岩芯，在恒定驱替压差1.5，2.0，2.5和3.0 MPa等4个压力点测试其渗透率或者气体流量。为了保证实验数据的准确性，岩芯测试一个数据点后，将岩芯烤干，抽真空饱和后再依次建立不同饱和度，再测试另一个压差点的渗透率或者气体流量。实验装置见图3，岩芯夹持器的出口端使用皂沫流量计测试流量。

图3 岩芯流动性实验流程简图Fig.3 Core flow experiment flow chart

（6）实验室气测流量与现场产能的转换

将实验室测试气体流量转换为生产单位[8]

式中：Q—产气量，×104m3/d；rw—井眼半径，m，此处取0.15 m；h—产层有效厚度，m，为了便于对比计算时取单位厚度1.0 m；QR—实验室岩芯标准状况下的流速，m3/s；D—实验岩芯的直径（全直径垂直流动），cm。

（7）产能相对贡献率的计算

产能相对贡献率的计算：产能相对贡献率为I、II、III类气层3个并联岩芯相同测试条件下测试的产能求和作为分母，而相同条件下I、II、III类气层分别测试的产能为分子，它们间的比值为产能相对贡献率。

（8）数据筛选

实验取得了大量的基础数据，文章仅列举含水饱和度为40%时，不同恒压下评价不同类型储层对产能及贡献率，对比性分析建立的新方法蒸馏水饱和岩芯与地层水饱和天然岩芯的实验评价结果。

2.2 岩芯实验评价结果

本文选了两组实验结果作为对比：第一组岩芯为高温处理且无离子水饱和建立含水饱和度，第二组为天然岩芯地层水饱和建立含水饱和度。岩芯基本参数见表3，来自合川6井，须二段，埋深2 150～2 200 m。

表3 岩芯基本参数Tab.3 The parameter of cores

图4为实验评价结果，I–1、II–1和III–1分别代表I、II、III类气层，当含水饱和度为40%时，在压差为1.5～3.0 MPa，每类储层都有产能（图4a），低压条件下，各类气层的产能均比较低，随着压差的增大，产能大幅度增加：压差为1.5 MPa时，I、II、III气层单位厚度基块气层的产能分别为48，30，16 m3/（d·m），产能较低；当压差增加到3.0 MPa时，I、II、III气层对应基块气层的产能分别为224，142，63 m3/（d·m），压差增加2倍，测试产能增加3～5倍。因为无法预测和计算加砂压裂形成的新裂缝、天然构造缝对产能的贡献，压差为3.0 MPa时，实验测试的产能与实际矿场井相比产能仍然较低。但气藏本身的储量和产量还是取决于基块的储集和渗流能力，因此评价基块对产能的贡献仍然具有意义。

图4b是根据图4a的产能数据换算出各类气层的产能相对贡献率，随着压差增大，低渗气层（基块）对产能的贡献率呈下降趋势，但在实验条件下，压差对各类气层产能贡献率影响程度＜5%。评价实验表明，恒定含水饱和度为40%时，I、II、III气层对产能的贡献率分别为53%、32%、15%左右；气层的原始渗透率是决定产能的关键因素。高温处理后的岩芯使用无离子水建立含水饱和度，同一岩芯可以重复实验，既克服了岩芯非均质性给实验带来的误差，又能节约大量的珍贵岩芯，为开展研究工作带创造了很好条件，实验数据的规律性较强。

图4 高温处理后岩芯，压差对不同类型气层产能及其相对贡献率影响对比Fig.4 Comparison of effect of pressure on productivity contribution rate after high-temperature treatment

图5为采用模拟地层水饱和岩芯建立含水饱和度40%实验，N2驱替，岩芯编号为I–2、II–2和 III–2分别代表I、II、III类气层，地层水矿化度为190 g/L，开展图4中相同的评价实验。

图5 未高温处理岩芯，不同类型气层产能及其相对贡献率随压差的变化图Fig.5 Productivity and its relative contribution rate changes with different pressure without high-temperature treatment

含水40%时，气层的产能总体趋势是随着压差的增大各类气层产能有所增加（图5a），规律与论文建立的方法评价结果相同，但是数据的波动性大。在压差为1.5 MPa时，I、II、III气层单位厚度基块气层的产能分别为30，21，18 m3/（d·m），产能较低；当压差增加到3.0 MPa时，I、II、III气层对应产能分别为57，51，19 m3/（d·m），压差增加2倍，I类储层测试产能增加最大，接近2倍，代表III类气层的III–2号岩芯产能随着驱替压差的增大，产能几乎没有变化，主要是由于饱和地层水岩芯，地层水矿化度高达190 g/L，建立含水40%饱和度时，部分盐析对喉道进行了堵塞，给评价实验带来误差或者错误的结果。致密岩芯喉道小且以管束状喉道为主，孔喉连通性差，岩芯产生盐析后对该类气层影响大[9-14]。图5b是根据图5a的数据换算出的各类气层对产能的相对贡献率，随着随驱替压差的变化，III类气层对产能的贡献率降低，II类气层贡献率波动性变化，I类气层的贡献率呈增加的趋势，主要是I类储层孔喉相对粗大，受盐析影响程度相对较小。

3 结论

（1）提出实验岩芯的高温处理，钝化敏感性矿物，并用无离子水建立含水饱和度，为评价单一含水饱和度对气层渗流影响提供了新方法。可广泛应用于研究致密气层水锁、相渗、启动压差、滑脱效应等评价实验，既能避免水敏、盐敏、盐析等影响，岩芯又能重复使用，消除岩芯微观非均质性对研究带来的误差。

（2）论文研究方法计算的产能仅代表裸眼井基块的产能，测试产量比实际气井产能低，因为无法预测和计算加砂压裂形成的新裂缝、天然构造缝对产能的贡献。但气藏本身的储量和产量还是取决于基块的储集和渗流能力，因此评价基块对产能的贡献仍然具有意义。

（3）论文建立的新方法在研究含水饱和度、压差对气体产能、产能贡献等方面取得的认识有较强的规律性，气层原始渗透率是决定产能的关键因素。天然岩芯直接饱和地层水评价不同类型气层对产能、产能贡献率等，由于盐析等原因，数据的波动性大，规律性较差。

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何溥为，1987年生，男，汉族，四川都江堰人，硕士，主要从事储层地质及油田开发方面的研究工作。

张烈辉，1967年生，男，汉族，四川仁寿人，教授，博士生导师，主要从事复杂油气田渗流及开发等领域的基础理论及应用技术研究。

赵峰，1980年生，男，汉族，四川自贡人，副教授，博士，主要从事非常规油气藏储层损害机理与保护技术的教学和科研工作。

编辑：王旭东

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Experimental Methods for Evaluating Productivity Contribution of Different Types of Low Permeability Gas Reservoir

Tang Hongming1，2,Feng Yutian2,He Puwei2,Zhang Liehui1,Zhao Feng2
1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China 2.School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China

When establishing water saturations in cores，salting-out may occur when using the formation water，and there may be the water/salt sensitivity damages in the process of the deionized water saturation.Those problems bring errors to the experimental results.The present paper provides a method to eliminate the experimental error：by heating the core sample under 550°C for 2 h，passivating the water/salt sensitive clay minerals，and then using the deionized water to build various water saturations during the evaluation experiments，Thus the errors caused by core heterogeneity can be avoided.Besides，the experiment can be proceeded on the same core sample repeatedly. Using this method，we evaluated the productivity contribution rate of the low permeability gas reservoirs of types I，II and III in Member 2 of Xujiahe Formation in Upper Triassic，Hechuan Area，Sichuan Basin.The results show that there is no obvious micro cracks produced after high temperature treatment and the deviation range of permeability is less than 5%.

low permeability gas reservoirs；productivity；contribution rate；clay mineral passivation；experimental evaluation

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2012.03.12.03.html