致密砂岩气藏启动压差与可动水变化规律实验研究

郑小敏，成志刚，林伟川，罗少成，彭怡眉，杨大千

（中国石油集团测井有限公司，陕西 西安710077）

0 引 言

受致密气藏储层岩石细小孔隙喉道和孔隙喉道中连续水化膜影响，孔隙网中束缚水饱和度会明显增加，气体的有效渗流空间会明显减少，从而引起孔隙中气、水赖以流动的通道变窄，降低了气体的有效渗透率，产生了一些特殊的物理性质，例如气体低速渗流启动压力、约束束缚水饱和度的变化、气体滑脱效应减弱等。

启动压力效应指岩样两端流动压差增大至一定程度时气体才开始流动的现象。气体发生流动所需要的最小压差即为启动压差，描述了气体从静止到流动的突变和时间滞后现象，使岩样渗流偏离达西定律；约束束缚水饱和度是指在成藏过程中不同驱动力条件下所形成的共存水饱和度，可通过在实验室测定不同驱替压力下的可动水饱和度加以确定；气体通过低渗透岩心渗流时，由于气体分子的滑流和扩散效应，产生一个附加动力，即滑脱效应，在一定程度上表现出非达西渗流特征。

有关低渗透气藏储层中的多相流体流动过程的相互作用所产生的阻尼作用的理论，A.E.薛定谔等［1－2］已有较系统的论述；近年来中国油气藏工程技术人员和相关科研院所针对长庆苏里格低渗透气田、大牛地低渗透气田开展了很多有关气水两相复杂渗流特征的研究，文献［3－10］也给出了这方面的探索性研究。

以长庆油田致密砂岩气藏为例，通过对束缚水存在状态下致密砂岩气藏储层岩石气体低速渗流启动压差、可动水饱和度和约束束缚水饱和度变化、气体滑脱效应强弱等特殊物理性质的测试，说明这些特殊性质不能被忽略，进而为致密砂岩气藏储层的产能评价提供技术支持。

1 实验仪器及流程

针对苏里格致密储层P1s、P2h岩心，采用由美国岩心公司生产并经过改造的可精确测量流体流动微量体积实验装置和测试流程。该装置为常温高压测试系统，测试工作压力可达到50MPa，压力测试精度可达0.001MPa；气体流量计量精度可达到0.1mL；液体流量计量精度可达到0.001mL，可满足致密岩心气水两相复杂流动过程特殊物理性质实验研究的精度要求。

实验时首先将实验岩心饱和100%的地层水，整个实验过程岩心夹持器出口端放空为1个大气压。打开氮气瓶并控制在预定的压力值上，由氮气驱替岩心中的地层水，直至不出水为止；计量出水量，可算出此驱替压差下的可动水饱和度（初始含水饱和度与p1含水饱和度的差值），也可测出在p1含水饱和度下岩心的气测渗透率值；将氮气瓶压力调低至预定值pa（pa一般为0，对低渗透率致密岩心可适当调大），根据实际实验状况，逐级增压至原先的预定压力值p1，记录在此束缚水饱和度（即p1含水饱和度）下不同驱动压差时的气体流量；做完这组测试之后，将氮气瓶压力增大到另一预定值p2（p2＞p1）。做下一个束缚水饱和度下的渗流实验，重复以上操作，直至一个足够大的压力值为止。多次重复进行实验，可获得用于低渗透气藏储层岩石可动水饱和度、约束束缚水饱和度、启动压力梯度和气体滑脱效应等特殊物理性质分析的实验数据。

2 不同含水饱和度约束下的气体低速渗流启动压力

对苏里格气田致密储层P2h的4块岩心在不同含水饱和度下驱替压差与流量的关系进行了测试，岩心的孔隙度渗透率参数和实验结果见表1；每块岩心不同含水饱和度下驱替压差和流量的关系曲线见图1至图4。

对于每块岩心的驱替压差与流量曲线，驱替开始部分总是呈现出非直线的非达西渗流现象，这主要是由于岩心在不同含水饱和度下均产生了启动压力效应。将驱替压差和流量关系曲线的直线段反向延长并与驱替压差轴相交，交点对应的驱替压力即是启动压力，对应的压力梯度即是启动压力梯度。4块岩心测试结果显示，在不同含水饱和度约束下的启动压力和启动压力梯度随含水饱和度的增加而呈现上升现象，例如岩心2－101／133其含水饱和度为30%、50%、70%时，启动压力分别为0.249 0、0.274 6、0.349 6MPa。

气体渗流规律表明，地层水的存在使得地层中的气、水接触关系变得复杂，气体不仅与固体孔道壁接触，同时也与孔隙中的地层水接触。在压差较低时，气体必须克服束缚水所产生的毛细管阻力才能保持连续流动，在渗流曲线上表现为启动压差。当实验压差高于启动压差时，气、水两相接触状态发生变化，分布在较大喉道处封闭孔隙中气体的地层水逐渐变少，这部分地层水以水膜水的形式分布在孔隙壁上，或者以毛细管水状态充填那些更细小的毛细管中。随着实验压差的不断升高，气体分子之间黏滞力的影响变得明显，进入拟线性渗流阶段。

图1 召29井2－101／133号岩心压差与流量关系图

图2 召42井1－36／57号岩心压差与流量关系图

图3 召16井3－3／52号岩心压差与流量关系图

图4 苏124井5－13／47号岩心压差与流量关系图

3 不同驱替压力下可动水和剩余约束束缚水变化规律

选择苏里格气田致密储层P1s、P2h的4块岩心进行约束束缚水饱和度实验测试，各块岩心分别测定了5个压力点，测定的可动水饱和度和约束束缚水饱和度随驱替压差的变化规律见图5；不同束缚水饱和度下渗透率随压力平方梯度变化规律见图6。

通过实验数据分析（见表2至表5），可以得出驱替压差对可动水饱和度的影响规律。从图5可以看出，随着驱替压差的增大，4块岩心的累计可动水饱和度均逐渐上升，上升幅度随驱动压差增大逐渐减小；约束束缚水饱和度均逐渐下降，下降幅度随压差增大逐渐减小。这说明在驱替压差作用下，一开始是较大孔道中的水先被驱出，剩余约束束缚水下降幅度较大；随着驱替压差增大，气驱水已开始发生在孔径相对较小的孔道中，气流驱替可动水的能力逐渐变弱，从而剩余约束束缚水下降的幅度有所减缓。还可看出，物性相同的岩心在相同压差下，绝对渗透率大的岩心其累计可动水饱和度更大、约束束缚水饱和度更低（比如2－5／133号岩心渗透率为0.421mD，约束束缚水饱和度为65.07%，而3－17／44号岩心渗透率为0.157mD，约束束缚水饱和度为80.06%）。这是由于渗透率大的岩心，其岩石有效孔道半径更大，边界层水膜效应不明显，更利于水在孔道中的渗流。因此在天然气采出过程中，致密气藏地层物性不好，岩石致密，发生水锁或者水淹时地层可动水不易被气流携带出井底，水体阻碍天然气渗流明显，驱替可动水至井筒的气体压力损失很大。

表2 51井2－1／125号岩心实验测试数据表

表3 ×73井3－17／44号岩心实验测试数据表

表4 ×29井2－5／133号岩心实验测试数据表

表5 ×124井5－13／47号岩心实验测试数据表

图5 剩余含水饱和度、累计可动水饱和度与驱替压差关系图

图6 渗透率与压力平方梯度关系图

从图6可以直观地看到，随着压力平方梯度的变大，岩心气测渗透率逐渐增大。这是因为在驱替压差的增大过程中，从岩心中不断地驱替出可动水，导致剩余约束束缚水减小，气相渗透率随剩余约束束缚水的减小而逐渐增大。相同压力平方梯度下，绝对渗透率越高的岩心，其剩余约束束缚水越低，气相渗透率也就越高。

4 克氏回归曲线分析

分别作出4块岩心在不同含水饱和度下的平均压力倒数与气测渗透率关系曲线（见图7）。由图7可以看出，不同岩心的K－1／¯p关系曲线呈现出以下特征：各条曲线走势大致相同，均随着平均压力的减小即平均压力倒数的增大，气相渗透率略有增加，大致在一条直线上，未见明显的气体滑脱效应。

致密气藏中，滑脱效应与启动压力梯度效应哪一个占主导地位，取决于水在孔隙喉道处是否会形成堵塞而阻碍气体流动。致密纯气藏的特殊渗流机理主要是滑脱效应，而没有启动压力梯度效应。致密气藏普遍含水饱和度较高，气体渗流过程中受水影响产生启动压力梯度效应的可能性较大，研究资料表明，受水的影响，储层条件下气体的渗透率比干岩心在低应力、低流动气压下测得的渗透率小得多，其差距可达10～1 000倍。因此，在这种情况下，启动压力梯度效应居主导地位，滑脱效应所产生的作用就可以大致忽略。

图7 K－1／关系曲线

5 结 论

（1）对于长庆苏里格高含水饱和度、低丰度、孔隙结构复杂的致密气藏，气水两相流动时存在明显的启动压力效应，在不同含水饱和度约束下的启动压力和启动压力梯度随含水饱和度的增加而呈现上升现象。

（2）随着致密储层渗透率的降低，约束束缚水饱和度增加，可动水饱和度降低，气相渗透率大大降低，水锁现象严重。

（3）在含水饱和度较高的致密气藏中，受束缚水界面层的影响，启动压力梯度作用影响明显，但气体滑脱效应不明显。

［1］ ［奥］薛定谔 A E.多孔介质中的渗流物理 ［M］.北京：石油工业出版社，1974.

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