致密砂岩气藏气水驱替微观渗流特征研究——以苏南上古生界盒8、山1储层为例

付晓燕，罗静兰，杨 勇，夏勇辉，冯 渊

(1．中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安 710021；2．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3.西北大学地质学系;4.中国石油长庆油田公司气田开发处)

致密砂岩气藏气水驱替微观渗流特征研究
——以苏南上古生界盒8、山1储层为例

付晓燕1,2，罗静兰3，杨 勇1,2，夏勇辉4，冯 渊1,2

(1．中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，陕西西安 710021；2．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；3.西北大学地质学系;4.中国石油长庆油田公司气田开发处)

为了研究致密砂岩气藏气水两相驱替微观渗流特征，以苏南地区上古生界盒8、山1低渗透致密砂岩储层为例，利用真实砂岩薄片模型和微观可视化技术，实验模拟了气水两相驱替过程中流体的渗流特征及残余水、气的分布规律。根据样品微观孔隙结构非均质程度及实验结果将驱替类型分为3类，Ⅰ类为网状-均匀活塞式驱替，非均质性弱，启动压力低，驱替效率高，为优势储层；Ⅲ类指状非活塞式驱替，为差储层，孔喉半径大小差异在5～10 μm内，容易形成指状驱替；Ⅱ类为指状-网状非活塞式驱替，介于Ⅰ类和Ⅲ类之间。苏南地区储层以Ⅲ类和Ⅱ类为主，对于此类非均质致密砂岩气藏的开发，合理控制采气速度有利于提高采收率。

致密砂岩气藏；驱替实验；非均质性；渗流特征

近年来国内在油气藏开发方面开展了大量的两相渗流模拟实验，这些实验主要以水驱油实验、气水两相驱替实验为主[1-4]。在众多的模型中，真实砂岩模型保持了原岩心孔隙结构、岩石表面物理性质及部分填隙物[5]，把储层的微观孔隙结构和动态渗流特征直观地展现出来[6]。实验人员可以对流体的渗流特征和残余油气的形成过程及分布形态进行直接观察，了解剩余油气分布的影响因素。本文以苏南(苏格气田南部)地区上古生界盒8、山1致密砂岩储层为研究对象，进行了真实砂岩微观模型气驱水和水驱气两相可视化实验。

1 真实砂岩微观驱替实验设计

1.1 实验模型与实验流体

真实砂岩模型是由实际岩心经抽提、烘干、切片、磨平等工序之后，黏贴在两片玻璃之间制作而成的。实验模型样品尺寸为2.8 cm×2.5 cm×0.6 mm，承压能力为0.2～0.3 MPa，耐温能力为80 ℃左右。

实验所注入的流体为配制的地层水加入甲基蓝，黏度为1.051 mPa·s；实验中使用的气体为氮气；在常温下进行实验。

1.2 实验设备及流程

微观模型实验系统包括抽真空系统、加压系统、显微镜观察系统、图像采集系统四个部分组成。实验仪器及实验流程见图1。

图1 真实砂岩模型驱替实验流程

2 砂岩微观驱替实验过程及结果

2.1 抽真空饱和水及测试液体渗透率

在进行驱替实验前，首先依据模型的实际尺寸和实测孔隙度计算出每一模型的孔隙体积。然后再将模型抽真空并饱和水，测试模型的液体渗透率。20个砂岩样品中由于8块样品过于致密而使实验无法进行，完成该实验的12个样品均匀分布在气田范围内，其基本物性参数见表1，平均孔隙度9.1%，平均渗透率0.387×10-3μm2，属于典型的致密砂岩低渗透储层。

表1 模型基本物性参数及气驱水过程相关参数统计

2.2 气驱水至束缚水状态

2.2.1 实验过程

该实验的目的是对气藏形成过程进行实验室条件下的模拟。具体实验过程为：对模型样品进行逐步加压，直到加大至模型完全饱和气时(只出气不出水)的压力点，即气驱水至样品中只剩下束缚水为止。同时记录饱和气过程中进入模型中气的体积(模型中气的体积=入口端气推进的体积-出口端气排走的体积)，得出含气饱和度Sgi，并计算出最终的气驱效率。同时，通过镜下详细观察，分析气驱水过程中残余水的成因及其分布特征。模型经过抽真空、饱和水后，其润湿性是亲水的，因此气驱水过程可以认为是非润湿相驱替润湿相的过程。

2.2.2 实验结果

实验结果显示，由于各模型物性及微观孔隙结构上的差异，在给定的注入压力下，饱和气过程是不均一的，在孔隙结构差、渗透率低的模型孔隙中进气很少甚至不进气。12块真实砂岩模型的饱和气启动压力30～140 kPa，平均值为56.7 kPa，最终气驱效率为35%～92%，平均值69%(表1)。

气驱水过程中残余水的成因及其分布主要表现为以下三种形式：

(1)气体流经连通较好的大孔隙和微裂缝时优先沿较大孔隙-裂缝通道流过，继而绕过小孔隙，使一部分水残留在小孔隙中，形成较大面积的残余水，但随着驱替压力的不断增大，小孔隙中的残余水会逐渐减少。

(2)气体通过喉道进入孔隙时常发生卡断现象，压力较高时被卡断的气体在孔隙中重新聚合，并在通过下一个喉道进入孔隙时可能发生再次卡断现象，最终形成残余水。

(3)随着驱替压力逐渐增大，气驱水的通道不断增多，气从大孔隙进入小孔隙并使其中的水不断被排出。但在部分孔隙盲端或角隅、颗粒边缘夹缝和矿物破裂解理缝中的水，由于毛细管力和岩石表面物理性质(润湿性、界面张力)的作用，仍被残留下来形成残余水。

2.3 水驱气至残余气状态

2.3.1实验过程

在样品模型饱和气状态下，用配制好的地层水作为注入流体，在不同压力下将该流体注入样品中，记录不同压力下出口端水驱出的气体积，计算不同压力下残余气饱和度Sgr(Sgr=1-出口端水驱出的气体积/饱和气的体积),记录不同压力下注入水的面积波及系数(最终以水驱气效率=出口端水驱出的气体积/原始含气饱和度Sgi表示出来)。通过显微镜直观观察，用图像处理系统对各种特征现象进行拍照和录像，分析水驱前缘的推进规律、两相同流及残余气的形成与分布特征，总结气水驱替方式及驱替类型。

2.3.2 驱替类型

研究区盒8、山1储层模型样品水驱气特征和气驱水特征相似，多数模型注入水渗流路径为先前气驱水过程中形成的通道，反映了油气开始进入油气藏所走的路径与油气被注入水驱出时的渗流路径基本相同。

从模型水驱气实验中可见，由于模型表面润湿性和孔隙结构非均质的共同作用，水驱气方式主要表现为活塞式和非活塞式两种。活塞式体现为注入水在孔喉中能够均匀地将气驱走，驱气效果总体较好；非活塞式体现为注入水首先沿着润湿性没发生变化的大孔喉前进，驱替速度不均匀，极易形成残余气。根据样品微观孔隙结构非均质程度及模型水驱气实验结果，可将苏南地区盒8、山1段砂岩储层的驱替类型分为三类(表2)。

Ⅰ类：网状-均匀活塞式驱替。该类储层孔隙发育，储集空间以原生粒间孔+溶孔+晶间微孔组合形式出现，孔隙面孔率大于6%，平均孔隙半径大于100 μm，峰值喉道半径大于2.5 μm，气测孔隙度6.1%～13.1%，孔喉大小及分布较均匀且连通性好，气测渗透率(0.08～0.22)×10-3μm2，渗透率级差小，微观非均质性较弱，形成活塞式网状-均匀渗流路线。启动压力低，水在入口端先沿几个低阻力通道网状均匀突进，很快在出口端突破，之后波及面积逐渐扩大，最终波及到样品的几乎所有孔隙中，驱气效率高，为优势储层。从样品数分类来看，研究区Ⅰ类储层较少，仅有25%。

表2 盒8、山1段真实砂岩微观模型驱替类型分类

注：数字结构为：分布范围/平均值

Ⅱ类：指状-网状非活塞式驱替。该类储层孔隙较为发育，储集空间以溶孔+晶间微孔+微裂隙组合形式出现，孔隙面孔率4%～6%，孔隙半径50～100 μm，峰值喉道半径1.5～2.5 μm，气测孔隙度4.9%～13.6%，孔喉分布较均匀，气测渗透率(0.12～1.41)×10-3μm2，级差较大，微观非均质性较强，一般形成非活塞式指状-网状渗流路线。启动压力较高，水驱前缘呈指状与网状交叉突进，突破后在后缘形成网状水驱通道，随着驱替的进行，网格逐渐变小、变密，最终驱气效率较高，为较好储层。研究区Ⅱ类储层较为发育，比例占到33%。

Ⅲ类：指状非活塞式驱替。该类储层岩性总体较为致密，储集空间一般以少量溶孔+晶间微孔组合形式出现，孔隙面孔率小于4%，孔隙半径小于50 μm，峰值喉道半径小于1.5 μm，气测孔隙度4.5%～13.4%，孔喉大小及分布极不均匀，气测渗透率(0.02～0.71)×10-3μm2，渗透率级差大，微观非均质性强。但局部孔隙发育且连通性好，易形成非活塞式指状渗流路线。水驱初期启动压力高，入口前缘成不规则指状分布，随着水驱的进行，指状突进带逐渐变宽并连成一片，没有连片的地方形成了绕流残余气，最终驱气效率低，为差储层。根据驱替过程镜下详细观察与统计，结合相关恒速压汞实验结果，样品孔道半径大小差异在5～10 μm范围内容易形成指状驱替。研究区Ⅲ类储层最为常见，比例占到42%。

2.3.3 水驱前缘的推进规律

水驱气实验可模拟研究含水气藏在开发过程中的气-水渗流机理与水驱前缘的推进规律。这里引入毛管数的概念，毛管数是由20世纪中期Taber等提出的[7]，表示在一定润湿相和一定渗透率的孔隙介质中两相流动时，驱替动力(黏滞力)与阻力(毛管力)之比。毛管数越大，残余气饱和度越低，驱替效率越高，这是毋庸置疑的。但并非所有气藏都可以通过无限制地提高驱替速度增大毛管数，进而提高驱替效率，因为这一理论公式是以单一均匀毛管孔道模型为基础建立的。对于实际低渗透致密储层油气水渗流规律，前人曾做过大量系统深入的研究[8-10]，结果表明，低渗透储层存在水驱的最佳渗流速度，即水驱亲水岩心过程中是润湿相驱替非润湿相，当渗流速度较低时，易于发挥毛管力的吸水排气作用；当渗流速度较高时，则主要发挥驱动力即黏滞力的作用；当二者的作用都充分发挥时，即为最佳驱替速度。

本次水驱气实验过程显示，低流速时(0.003和0.006 mL/min)，黏滞力远远小于毛管力，水的润湿作用及毛细管力的自发渗吸作用使水前缘发生毛细管指状推进，水能深入前缘很远；随着流速的增大，黏滞力大小接近于毛管力时，毛细管指进现象逐渐减弱；当流速增大到一定程度(0.8～1 mL/min)时，黏滞力与毛管力达到了较好的匹配，基本看不到毛细管指进现象，水同时进入大孔道与小孔道，水前缘呈现比较均匀的推进。对于非均质致密砂岩气藏来说，只有采气速度增大到一定程度，即黏滞力与毛管力达到较好的匹配时，采收率才能最大化。

2.3.4 两相同流时气被卡断现象及其运移特点

当压力与流量较低时，孔隙中的气在水前缘以活塞式移动，当水突破模型出口后，剩余气体基本不再被驱出；当压力增加、水驱流速增大后，尽管水前缘已经到达了模型出口，但孔隙中剩余的气体仍以卡断的小气泡形式继续被驱出；当压力更高、流量进一步增大后，水在突破到出口前就发生两相同流现象。由于随着驱替的进行压力逐渐升高，原先部分孔隙中绕流的气体将被继续驱走，当压力高到足以克服堵塞喉道的气体毛细管阻力时，则气体以气柱或被卡断成气泡的形状在孔道中央流动，作为润湿相的水则沿壁运移。这种现象在流动速度较高时更明显，由于驱替速度高，水推进快，驱替更不稳定，在水突破到出口前就存在两相同流现象。

2.3.5 残余气的形成与分布

水驱气过程中由于水是润湿相，它能沿壁运移到砂岩模型的各个小喉道，从而把气圈闭在大孔隙或大孔隙群中，流速越低这种现象越明显。随着水驱流速的增大，大孔隙中的气体以不规则的气柱形式滞留时，周围的水膜较厚，水绕过气柱流动，使大孔隙中的气体以不规则的气泡形式残留，或在前方阻力较大的小喉道前形成一些滞留的小气珠。总的来说，渗吸实验结束后的气水分布特征是随流速的增加，残余气体将减少。

3 结论

(1)苏南地区上古生界盒8、山1储层物性差，平均孔隙度9.1%，平均渗透率0.387×10-3μm2，是典型的低渗透致密砂岩储层。

(2)气驱水实验饱和气启动压力为30～140 kPa，平均56.7 kPa，最终气驱效率为35%～92%，平均69%。绕流和被卡断的水体是残余水的主要分布形式，也有部分孔隙盲端或角隅、颗粒边缘夹缝和矿物破裂解理缝中的残余水等形式。

(3)在水驱气过程中，当驱动压力较大、流动速度较高时，会发生气-水两相同流现象，残余气主要以不规则的气泡或小气珠形式存在。

(4)根据储层孔隙结构非均质程度，将盒8、山1砂岩驱替类型分为三类，Ⅰ类为网状-均匀活塞式驱替，为优势储层，非均质性弱，启动压力低，驱替效率高；Ⅲ类为指状非活塞式驱替，为差储层，孔喉半径大小差异在5～10 μm内，容易形成指状驱替；Ⅱ类为指状-网状非活塞式驱替，介于Ⅰ类和Ⅲ类之间。研究区储层以Ⅲ类和Ⅱ类为主。

(5)对于非均质致密砂岩气藏的开发，当采气速度或者毛管数增大到一定程度，即黏滞力与毛管力达到较好的匹配时，采收率最高。

[1] 解伟,赵蕾,孙卫,等.利用微观水驱油模型实验对储层进行流动单元的划分[J].吉林大学学报,2008,38(5):745-748.

[2] 朱华银,周娟,万玉金,等.多孔介质中气水渗流的微观机理研究[J].石油实验地质,2004,26(6):571-573.

[3] 李登伟,张烈辉,周克明,等.可视化微观孔隙模型中气水两相渗流机理[J].中国石油大学学报(自然科学版),2008,32(3):80-83.

[4] 付晓燕,孙卫.低渗透储集层微观水驱油机理研究[J].新疆石油地质,2005,26(6):681-683.

[5] 朱玉双,曲志浩,孔令荣,等.安塞油田坪桥区、王窑区长6油层储层特征及驱油效率分析[J].沉积学报,2000,18(2):279-283.

[6] 李洪玺,刘全稳,何家雄,等.物理模拟研究剩余油微观分布[J].新疆石油地质,2006,27(3):351-353.

[7] Taber J J. Dynamic and static forces required to remove a discon-tinuous oil phase from porous media containing both oil and water[J].SPEJ，1969，9(1)：3-12.

[8] 阎庆来, 何秋轩.低渗透油气藏勘探开发技术[M].北京:石油工业出版社, 1993:115-126.

[9] 黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京:石油工业出版社,1998：95-98.

[10] 陈涛平，刘金山，刘继军.低渗透均质油层超低界面张力体系驱替毛管数的研究[J].西安石油大学学报，2007，22(5)：33-36.

编辑：李金华

1673-8217(2015)06-0131-04

2015-05-07

付晓燕，工程师，硕士，1978年生，2006年毕业于西北大学矿产普查与勘探专业，现主要从事气田开发研究工作。

中国石油重大专项“低/特低渗透油藏有效开发技术研究-长庆油田油气当量上产5000万吨关键技术研究”(2011E-1306)。

TE311

A