苏里格气田储层渗流特征研究

2015-08-10陈存良

石油化工应用 2015年9期

陈存良，张林，唐婧

（ 1.中国石油长庆油田分公司气田开发处，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018）

本次通过对苏里格气田x 区储层渗流特征的研究，明确了低渗储层岩石孔隙中水的赋存状态、气水渗流特征及其对开发的影响，并以此为基础，结合生产动态，为气井的合理井距提出建议。从产水气井影响范围来看，苏里格东区产水井已呈大面积分布形势，目前产水井占井数的65.8 %，占产量的33.5 %。

1 低渗储层孔隙中水的赋存状态

低渗储层孔隙中水以可动水和残余水两种形式存在，气体流动过程中其赋存状态会发生改变。孔渗越小，则孔隙中可动水越少，小孔隙中水主要以残余水形式存在。随着气驱压力增大，大孔隙中的水逐渐被驱出，小孔隙中的部分水也将被驱出。残余水主要是由于卡断和绕流形成的，赋存在喉道、盲孔和细小喉道包围的孔隙中，可动水主要存在于大孔隙喉道中，大孔隙越多，渗透率越高则可动水越多。

1.1 核磁共振技术

核磁共振测试可很好地分析多孔介质的孔隙结构及其中流体的流动特征[1-3]。其原理是当含油或水的样品处于均匀静磁场中时，流体中所含的氢核H1就会被磁场极化，宏观上表现出一个磁化矢量。此时对样品施加一定频率（拉莫频率）的射频场就会产生核磁共振，随后撤掉射频场，可接收到一个幅度随着时间以指数函数衰减的信号，可用两个参数描述该信号衰减的快慢：纵向驰豫时间T1和横向驰豫时间T2。在岩石核磁共振测量中，一般采用T2测量法。根据核磁共振理论分析，T1和T2均反映岩石孔隙比表面的大小，即：

式中：T2-单个孔隙内流体的核磁共振T2弛豫时间，ρ-岩石表面弛豫强度常数，S/V-单个孔隙的比表面。

岩石多孔介质是由不同大小孔隙组成的，存在多种指数衰减信号，总的核磁弛豫信号S（ t）是不同大小孔隙的核磁弛豫信号的叠加：

式中：T2i-第i 类孔隙的T2弛豫时间，Ai-弛豫时间为T2i的孔隙所占的比例，对应于岩石多孔介质内在的孔隙比表面（ S/V）或孔隙半径（ r）的分布比例。

在获取T2衰减叠加曲线后，采用数学反演技术，可以计算出不同弛豫时间（ T2）的流体所占的份额，即所谓的T2弛豫时间谱（ T2谱）。由上述公式可知，T2谱实际上代表了岩石内的孔隙半径分布情况，即T2值越大，代表的孔隙也越大。从油层物理学中可知，当孔隙半径小到某一程度后，孔隙中的流体将被毛管力或粘滞力等所束缚而无法流动。因此在T2谱上就存在一个界限，当孔隙流体的T2弛豫时间大于某一值时，流体为可动流体，反之为不可动流体，这个T2弛豫时间界限，常被称为可动流体T2截止值。

根据上述原理可知，采用核磁共振技术能够准确地测量得到岩样中的可动流体含量和残余水饱和度等参数。采用核磁共振测试了苏里格气田x 区不同物性的岩心，根据大量的实验研究，可动水和残余水在T2谱上的截止值在12 ms～16 ms。

图1 苏里格气田x 区储层岩心核磁共振测试结果

图2 可动水饱和度与大喉道比例关系图

图3 可动水饱和度与渗透率关系

图4 两块岩心毛管压力曲线对比

当喉道半径大于0.1 μm 的比例从21.55 %增至53.17 %时，岩心孔隙中可动水饱和度从7.5 %增至23.3 %，岩心渗透率从0.009 4 mD 增至1.45 mD 时，可动水饱和度从7.5 %增至23.3 %。从图3 来看，渗透率为0.1 mD 和0.358 mD 的岩心可动水饱和度反常，渗透率为0.358 mD 的岩心可动水饱和度比渗透率为0.1 mD 的岩心可动水饱和度小，通过毛管压力曲线对这两块岩样的孔隙结构进行了深入分析，分析发现渗透率为0.1 mD 的岩心毛管压力曲线在低进汞饱和度下的曲线比渗透率为0.358 mD 的曲线低（见图4），这说明它的大孔隙比0.358 mD 的多，所以其可动水饱和度高一些，所以岩心孔隙中可动水饱和度、残余水饱和度是与岩心自身孔隙结构直接相关的一个参数，是制定开发方案时需要考虑的一个重要参数。综合测试统计苏里格气田东区储层岩心可动水饱和度5 %～25 %，残余水饱和度较高60 %～80 %。

1.2 渗流临界流动压力梯度

1.2.1 测试方法选择岩心基本参数（见表1）。岩心分为两组，每组岩心渗透率都很接近，第一组岩心渗透率分别为0.094 mD，0.095 mD，0.096 mD，第二组岩心渗透率分别为0.659 mD，0.675 mD，0.873 mD，第三组岩心渗透率分别为1.39 mD，1.6 mD，1.6 mD。

实验方法主要采用逐级增压气驱实验。

第一组岩心为例说明逐级增压气驱实验方法和步骤：

第一步：将岩心放置在烘箱中完全烘干。

第二步：选择岩心苏东x（ 4-37/72）（岩心长度6.581 cm），装入岩心夹持器中，加围压至40 MPa（模拟地层原始压力条件）[4]。

第三步：设置气驱压力从低压（ 0.1 MPa）开始进行逐级增压气驱（最大压力7.0 MPa），每个压力点气驱至少0.5 h，气驱初始可动点（ P0）驱替1 h 以上直至稳定，采用皂沫流量计测试流量，高精度压力传感器记录压力，计算气相渗透率。

第四步：对第一块岩心苏东x（ 4-37/72）测试完毕后，不用取出岩心，在这基础上直接将岩心苏东x（ 3-51/75）装入这一岩心夹持器中，这样岩心长度就增加了1 倍（岩心长度达13.126 cm），加围压至40 MPa，重复第三步测试过程。测试完毕后再将召w 井（ 3-24/29）装入岩心夹持器岩心长度达19.691 cm，再次重复第三步测试。

第五步：第四步结束后，将围压降为10 MPa，再次重复第三步。整个实验结束。

1.2.2 测试结果对苏东x（ 4-37/72）岩心进行气驱，气驱压力为0.14 MPa、0.32 MPa、0.53 MPa…5.02 MPa，共计11 个气驱压力点，每个压力点至少气驱30 min以上，结果表明：对于该岩心，气驱压力大于1.2 MPa时出口端才测到气流量，说明气体通过该岩心时需要大于一定的临界流动压力才能有效流动；采用同样的方法，将岩心加长后再进行气驱，当对苏东x（ 4-37/72+3-51/75）两块岩心组合后进行气驱实验发现，此时气驱压力大于2 MPa 后岩心出口端才检测到气体流量，当对苏东x（ 4-37/72+3-51/75）+召x（ 3-24/29）三块岩心组合后进行气驱实验发现，此时气驱压力大于4 MPa后岩心出口端才检测到气体流量，这说明岩心加长后，气体通过时需要的临界流动压力也在增加，表现为临界流动压力梯度。

第三组岩心在围压为40 MPa 下岩心渗透率为0.38 mD。改组岩心增压气驱结果表明，即使三块岩心组合在一起，在0.1 MPa 气驱压力下出口端就会检测到气流量。但气流量和气驱压力之间表现出非线性关系，特别是在低压气驱阶段比较明显。通过回归发现，当流量为零时，气驱压力大于零，说明这种非线性应该是由于临界流动压力造成。

为了进一步证实气藏开发过程中气体临界流动压力的存在，对含水岩心采用增压气驱，对第二组三块岩心进行了实验。

表1 岩心基本参数

将三块岩心组合并完全饱和水，然后气驱压力从0.1 MPa 开始逐级提高进行气驱，建立不同含水饱和度，在不同含水饱和度下对岩心饱和气约等于气藏原始储层压力（ 28 MPa）。

图5 第一组岩心实验结果

为了保证实验的真实性和有效性，在这组实验中，每个气驱压力下保持较长气驱时间（几个小时至十几个小时）。岩心完全饱和水（ Sw=100 %）时逐级增压气驱实验结果（见图7）。分析可以得出：在完全饱和水的状态下，在气驱压力为2.92 MPa 进行气驱580 min，出口检测不到气流量，当气驱压力提高至3.54 MPa 时，气驱502 min 内在岩心出口端检测到了气体流量，说明在这种状态气体临界流动压力在2.92 MPa～3.54 MPa，该组气驱实验在气驱压力为6.15 MPa，气驱进行280 min后结束，结束时的岩心含水饱和度为72.5 %。

将岩心从岩心夹持器中取出，使岩心孔隙中的气释放出来，然后再装入岩心夹持器使岩心处于相同的实验条件，再次从低压到高压进行增压气驱，实验结果（见图8）。分析可以得出：在含水饱和度为72.5 %时，在气驱压力为1.82 MPa 进行气驱1 280 min，出口检测不到气流量，当气驱压力提高至2.01 MPa 时，气驱480 min 内在岩心出口端检测到了气体流量，说明在这种状态气体临界流动压力在1.82 MPa～2.01 MPa，该组气驱实验在气驱压力为6.02 MPa 下气驱进行210 min 后结束，结束时的岩心含水饱和度为64.4%。

图6 第三组岩心实验结果

图7 岩心含水饱和度Sw=100 %时逐级增压气驱实验结果

再次将岩心从岩心夹持器中取出，使岩心孔隙中的气释放出来，然后再装入岩心夹持器使岩心处于相同的实验条件，再次从低压到高压进行增压气驱，实验结果（见图9）。分析可以得出：在含水饱和度为64.4 %时，在气驱压力为0.99 MPa 进行气驱720 min，出口检测不到气流量，当气驱压力提高至1.21 MPa 时，气驱360 min 内在岩心出口端检测到了气体流量，说明在这种状态气体临界流动压力在0.99 MPa～1.21 MPa，该组气驱实验在气驱压力为1.49 MPa 下气驱进行1 020 min后结束，结束时的岩心含水饱和度为62.3 %。

1.3 临界流动压力梯度对气田开发的影响

1.3.1 临界流动压力梯度综合上述临界流动压力[5-7]的影响因素，选取渗透率为1.3 mD，含水饱和度48.9 %的岩心，在上覆压力为40 MPa 时，计算出临界流动压力梯度为0.007 6 MPa/m。

1.3.2 单井控制范围根据气体渗流理论，稳定渗流时的地层中任一点的压力梯度为：

图8 岩心含水饱和度Sw=72.5 %时逐级增压气驱实验结果

若要求取供给边缘处的压力梯度值，此时p=pe，r=re，代入上式，可得到边缘处的压力梯度值。实际气藏开发中，随着井底压力降低到某一程度而不能满足井口输气压力时，即为最小井底流压，此时即可求得最大的供给半径和相应的边缘压力梯度。

当已知pe、pwfmin、rw和临界流动压力梯度时，通过上式即可求出气井的最大供给边缘半径re，将re乘2，即可得到最大井距值。根据实验得出临界流动压力梯度为dp/dr=0.007 6 MPa，取边界压力为28 MPa，取最小井底流压为2.0 MPa、井筒半径值为0.1 m，则可算出该区单井最大控制半径为236 m 左右。