砂岩气藏岩石孔喉结构及渗流特征

胡 勇，郭长敏，徐 轩，焦春艳 ，闫永强

(1. 中国石油勘探开发研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中国石油 天然气成藏与开发重点实验室，河北 廊坊065007；3.大庆榆树林油田开发有限责任公司，黑龙江 大庆，230600)

砂岩气藏岩石孔喉结构及渗流特征

胡 勇1,2，郭长敏1,2，徐 轩1,2，焦春艳1,2，闫永强3

(1. 中国石油勘探开发研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中国石油 天然气成藏与开发重点实验室，河北 廊坊065007；3.大庆榆树林油田开发有限责任公司，黑龙江 大庆，230600)

以多孔介质中气水两相渗流理论为基础，选择了四川须家河组气藏岩心，其渗透率在(0.002～70.28)×10-3μm2之间，分别开展了高压压汞、气水相渗以及气藏衰竭开采物理模拟实验研究，从岩石孔喉结构、受力特征以及气水两相渗流特征3方面对比分析了致密与中高渗砂岩气藏特征的差异。采用孔喉类型及数量比例、平均孔喉半径、孔喉中值半径3项参数对不同渗透率砂岩孔喉结构特征进行了精细描述，对比分析了低渗致密与常规及高渗砂岩孔喉结构特征差异；采用排驱压力、沿程阻力量化评价了气、水在不同渗透率砂岩中渗流时的受力情况，对比分析了孔喉结构对致密与常规砂岩产能的影响；建立了气相渗流能力与含水饱和度关系图版，对比分析了含水饱和度大小对不同渗透率岩心气相渗流能力的影响。研究成果将为气藏储层微观建模以及气、水渗流机理研究提供一定的参考依据。

砂岩气藏；渗透率；孔喉结构；气水相渗；实验研究

我国于2011年发布了“致密砂岩气地质评价方法”，明确了我国致密砂岩气评价指标及界限值。但关于致密与中高渗砂岩气藏在储层孔喉结构、气水渗流特征的差异，一直是现场生产和科研工作者关心的问题[1-14]，同时也是指导气藏制订开发技术政策的重要依据。本文通过高压压汞、气水相渗以及气藏衰竭开采物理模拟等多项实验进行了综合研究与分析，取得了一定程度认识，希望对类似气藏的开发起到一定指导作用。

1 多孔介质气、水两相渗流理论分析

多孔介质气水两相渗流时，气相渗流方程[15]可以表示为：

(1)

式中：qg为气流量的数值，mL/s；A为岩样气体渗流截面积，cm2；Krg为气相相对渗透率；P1为岩样进口压力，MPa；P2为岩样出口压力，MPa；Pa为大气压，MPa；μg为在测得温度下气的黏度，mPa·s；L为岩样长度，cm。

从公式(1)中可以看出，影响气流量的因素主要有3个方面。

1.1 岩样气体渗流截面积

(2)

式中：n为孔喉数量；rc为孔喉平均半径，μm。

从公式(1)和(2)可以看出，气流量与岩石孔喉尺寸和数量呈正比关系，在压差一定的条件下，孔喉尺寸越大、数量越多则气流量越大。

1.2 气相相对渗透率

该参数与岩石含水饱和度密切相关。

1.3 气藏驱动能量

脑卒中偏瘫患者会存在很多功能障碍，其中呼吸与吞咽障碍已成为影响患者生活质量的重要因素。脑卒中后偏瘫患者由于处于长期卧床及肺通气功能受到影响等因素会导致肺功能状态较差，肺功能差可增加吞咽障碍的发生率及程度。有报道显示，脑卒中后吞咽障碍发生率约为37%～78%，吞咽障碍会导致误吸、肺炎等并发症，因此吞咽与呼吸存在密切关系[1]，我们认为有必要进行相应的功能训练。为寻求一种可以改善脑卒中偏瘫患者呼吸与吞咽功能的疗法，本文通过对脑卒中后偏瘫合并吞咽功能障碍的患者进行呼吸肌反馈训练，取得了较为满意的结果，现报道如下。

1.3.1 毛管压力

(3)

式中：Pc为毛管压力(绝对压力)，MPa；σ为表面张力，N/m；θ为润湿接触角，(°)。

由公式(3)可以看出，岩石毛管压力与岩石孔喉成反比关系，孔喉越细小，则毛管压力越大，气藏开发过程要达到相同的气流量则需要消耗的能量越大。

1.3.2 沿程阻力

气水运移过程中沿程阻力是由于流体内摩擦力而产生的压力梯度，其大小与路程长度、流速成正比，与岩石孔喉尺寸成反比。沿程阻力(F)计算公式如下：

(4)

式中：λ为沿程阻力系数；L为渗流路径长度，cm；d为孔喉直径，μm；g为重力加速度，m/s2；ν为端面平均流速，mL/min。

2 不同渗透率砂岩典型特征的差异

2.1 孔喉结构

通过高压压汞实验，检测了不同渗透率岩心的孔喉结构，按孔喉半径大小将孔喉分为4种类型：超毛细管孔喉(rc>1 μm)、毛细管孔喉(rc=1～0.1 μm)、微毛细管孔喉(rc=0.1～0.01 μm)和纳米孔喉(rc<0.01 μm)。

图1绘制了不同渗透率岩心4种类型孔喉的组成情况。分析可以得出，不同渗透率岩心的孔喉类型及数量组成有一定的区别，其典型特征差异表现如下：(1)当岩心渗透率小于0.1×10-3μm2时，随岩心渗透率降低，纳米孔喉占的比例明显增加，从20%增加到65%左右，是低渗致密砂岩主要的渗流通道；(2)岩心渗透率介于(0.1～1)×10-3μm2左右时，各类孔喉比例相对稳定，超毛细管孔喉占的比例小于10%，毛细管孔喉和微毛细管孔喉各占30%～40%，纳米孔喉占10%～20%；(3)岩心渗透率大于1.0×10-3μm2时，随渗透率的增加，超毛细管孔喉比例大幅度增加，从10%增加到70%左右，是高渗砂岩主要的渗流通道。

表1统计了不同渗透率砂岩平均孔喉半径以及中值半径，可以看出，随渗透率的增加，岩石孔喉半径、中值半径均成倍数增加。通过对岩石孔喉分类及量化表征，可以为气藏储层微观渗流模型的建立提供参考。

2.2 毛管压力

通过高压压汞实验，检测了不同渗透率岩心的毛管压力(图2)。从图2可以看出，不同渗透率岩心的毛管压力差异明显，随渗透率降低而大幅度增加，渗透率大于0.1×10-3μm2的岩心，其毛管压力一般小于1.0 MPa；渗透率小于0.1×10-3μm2的岩心，其毛管压力大于1.0 MPa；渗透率小于0.01×10-3μm2的岩心，其毛管压力大于6.0 MPa。

图1 四川盆地须家河组不同渗透率岩心孔喉类型及分布频率

表1 四川盆地须家河组不同渗透率砂岩平均孔喉半径以及中值半径

注：表中渗透率为：最小值～最大值/平均值。

图2 四川盆地须家河组高压压汞法测试的不同渗透率岩心毛管压力

2.3 沿程阻力

采用长岩心多测压孔物理模拟实验装置，模拟测试了气藏衰竭开采过程中当储层产气能力为2 mL/min时的不同渗透率储层孔隙压力分布特征(图3)。从图3可以看出，不同渗透率储层在含水基本一致的条件下，要想获得相同的产气量，低渗致密砂岩储层需要的孔隙压力要远远大于中高渗砂岩储层，这表明气体在含水低渗致密砂岩储层中运移时需要克服的沿程阻力非常大。

2.4 气、水渗流特征差异

通过气水两相渗流实验，在气驱压力1.0 MPa下测试了不同渗透率岩心在不同含水条件下气相渗流能力，并以最低含水饱和度(Sw)下的气流量为基准对不同含水饱和度下的气流量进行了归一化处理，结果见图4。从图4可以看出，含水对致密砂岩中气相流动影响远远大于对中高渗砂岩中气相流动的影响，对于渗透率为0.175×10-3μm2和0.063×10-3μm2的岩心，当含水饱和度30%左右时，与干岩心气相渗流能力对比，其气相渗流能力仅剩40%～50%；但对于渗透率0.58×10-3μm2和1.63×10-3μm2的岩心，即使含水饱和度达到40%～50%左右时，其后对气相渗流也能保持60%～90%。这表明低渗致密砂岩气藏对水更为敏感。

图3 四川盆地须家河组气藏衰竭开采实验中不同渗透率储层的孔隙压力分布特征

图4 四川盆地须家河组不同渗透率岩心不同含水条件下的气流量归一化处理结果

3 结论与认识

(1)量化评价了不同渗透率砂岩孔喉类型及组成比例，为微观物理模拟刻画及渗流机理研究奠定了基础。

(2)对砂岩中气水流动受力情况进行了分析，并采用实验方法对毛管压力、沿程阻力进行测试，在此基础上，开展了气水两相渗流研究，给出了气相渗流能力与岩石渗透率、含水饱和度的关系图版，研究结果对于不同渗透率砂岩气藏开发具有一定指导作用。

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SY/T 5345—2007 Test method for two phase relative permeabi-lity in rock[S].Beijing:Petroleum Industry Press,2007.

(编辑 黄 娟)

Pore throat structure and flow characteristics of sandstone reservoirs

Hu Yong1,2, Guo Changmin1,2, Xu Xuan1,2, Jiao Chunyan1,2,Yan Yongqiang3

(1.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development-Langfang,PetroChina,Langfang,Hebei065007,China;2.KeyLaboratoryofGasReservoirFormationandDevelopment,PetroChina,Langfang,Heibei065007,China;3.DaqingYushulinOilfieldDevelopmentCoLtd,Daqing,Heilongjiang230600,China)

Mercury injection testing, gas-water relative permeability testing and physical simulation experiments of gas reservoir depletion were carried out with cores from the Xujiahe Formation in the Sichuan Basin (permeability: 0.002-70.28 mD). The differences between tight sand gas reservoirs and high permeability gas reservoirs of the pore structure characteristics, force characteristics and gas-water relative permeability characteristics were analyzed. The approach was as follows: (1) The pore structure characteristics of sandstones with different permeability were described by three parameters: pore throat ratio, average throat radius and median throat radius, and the pore structure characteristic differences between tight sand gas reservoirs and high permeability gas reservoirs were comparatively analyzed. (2) The force situations of gas and water flowing in the sandstones with different permeability were quantitatively evaluated by threshold pressure and frictional drag, and the impacts of pore structure on the capacities of tight sand gas reservoirs and high permeability gas reservoirs were analyzed. (3) The relation diagram of gas relative permeability and water saturation were derived, and the impact of water saturation on the gas relative permeability of cores with different permeability was analyzed. The research results will provide a reference for gas reservoir microcosmic modeling and the study of gas and water percolation mechanism.

sandstone gas reservoir; permeability; pore structure; gas-water relative permeability; experimental study

1001-6112(2015)03-0390-04

10.11781/sysydz201503390

2014-03-18；

2015-03-24。

胡勇(1978—)，男，博士研究生，高级工程师，从事石油天然气开发与实验研究工作。E-mail：huy69@petrochina.com.cn。

国家科技重大专项“致密砂岩气有效开发评价技术”(2011ZX05013-002)资助。

TE122.2+3

A