水锁启动压力梯度与应力敏感性对致密气藏产能的影响——以长庆油田苏里格气田XX4气井为例

孙盼科，徐怀民，郑小敏（.中国石油大学地球科学学院，北京049；.中国石油集团油气评价中心，西安70000）

水锁启动压力梯度与应力敏感性对致密气藏产能的影响
——以长庆油田苏里格气田XX4气井为例

孙盼科1，徐怀民1，郑小敏2
（1.中国石油大学地球科学学院，北京102249；2.中国石油集团油气评价中心，西安710000）

致密气藏储集层复杂的孔隙结构和气水两相渗流状态，使得其产能评价受到诸多因素的影响。隙结构、流体黏度、体积系数等既定条件下，气水两相流动受水锁启动压力梯度及应力敏感性这2个因素的影响较大，成为影响气井产能评价的重要因素。以长庆油田苏里格气田东区XX4气井为例，基于两相渗流理论，建立流体流动产能模型，分析水锁启动压力梯度及应力敏感性对致密气藏产能的影响，对致密气藏的产能准确预测与评估起到积极的指导作用。

致密气藏；产能预测；气水两相渗流；水锁启动压力梯度应力敏感性

1　水锁启动压力梯度对气井产能评价

通常所说的启动压力梯度包括常规启动压力梯度和反渗汲水锁启动压力梯度两部分。其中，常规启动压力梯度是指在水驱气过程或气体单相渗流过程由于分子剪切应力作用的影响，气体流动所需的最小压差；反渗汲水锁启动压力梯度是指由于钻井、完井、固井、压裂酸化等气井施工作业中施工液体或井筒，流动造成较大的启动压力梯度，近井地带含水饱和度增加、、在致密气藏中，对产能的影响也较小一般更多地考虑水锁启动压力梯度的影响[3]。

图1　地层内启动压力梯度分布

由图1可知，在rw—rL半径内λ的分布函数为

将（1）式代入下面的表达式

从而可以得到考虑反渗汲水锁和常规启动压力梯度影响的气井稳定产能方程：

取平均压力

μ和Z，并认为积分范围内是常数，可移除积分号，则（3）式可简化为

2　应力敏感性对气井产能评价的影响

大量研究表明，低渗储集层随着孔隙流体的产出，孔隙压力随之降低，而由于储集层所受的上覆岩层压力保持不变，促使储集层内外压差增大，储集层岩石发生弹塑性变形，基岩和孔隙受到压缩而使孔喉道闭合，渗透率、孔隙度和岩石压缩系数等物性参数随之降低，这就是所谓的储集层物性应力敏感性伤害，将影响气井产能及开采效果[5]。

（1）渗透率应力敏感性状态方程基于应力敏感性伤害实验得到的普遍认识，岩石渗透率随有效应力变化规律可采用指数关系进行拟合关联

（2）考虑应力敏感性和常规启动压力梯度影响的气井产能方程借鉴Forchheimer的定义方式，提出以下渗流方程以描述包括常规启动压力梯度影响的渗流规律：

渗流速度v表示为

产量q可以表示为

将（7）式和（8）式代入（6）式，并对（6）式进行积分得到气井稳定产能方程为

取平均压力p=(pe+pwf)/2，根据（10）式用p μ和Z，并认为积分范围内是常数，可移除积分号，则（9）式可简化为

3　同时考虑应力敏感性和水锁启动压力梯度对气井产能评价的影响

致密气井中应力敏感性和水锁启动压力梯度现象往往是同时存在的，有必要研究二者同时存在对气井产能造成的影响。

基于上面的应力敏感性和水锁启动压力梯度对产能的影响，借鉴Forchheimer的定义方式，提出渗流

方程

将（7）式和（8）式代入（12）式，并对（12）式进行积分，得到考虑启动压力梯度影响的气井产能方程

取平均压力p=(pe+pwf)/2，根据（14）式用pˉ去求μ和Z，并认为积分范围内是常数，可移除积分号，则（13）式可简化为

4　实例分析

苏里格地区是鄂尔多斯盆地致密气分布最主要地区，储集层孔隙空间小，渗流能力差，非均质性强，水锁启动压力梯度和应力敏感性对产能影响较大。现以苏里格气田XX4井为例进行产能分析。

XX4井二叠系石盒子组盒8层渗透率0.425mD，有效厚度15.01 m，地层压力28.40 MPa，地层温度104.1℃，表皮系数0.17.

（1）考虑水锁启动压力梯度的气井产能根据以往试验研究经验[6-8]，在常规启动压力梯度为0.000 52MPa/m条件下，取不同的侵入深度和最大反渗汲启动压力梯度（表1），采用考虑水锁启动压力梯度的产能方程，得到反渗汲水锁对产能的影响（图2）。

表1　苏里格气田XX4井盒8层反渗汲水锁对气井产能影响

图2　苏里格气田XX4井盒8层考虑反渗汲水锁的流入动态曲线（常规启动压力梯度为0.000 52MPa/m）

由表1可以看出：当常规启动压力梯度为0、侵入深度为0、最大反渗汲启动压力梯度为0时，用常规产能计算方法计算出的气井无阻流量为21.28×103m3/d，但是随着反渗汲水锁程度的加大，相同井底压力的情况下，无阻流量逐渐降低，气井产能逐渐减少，并且在形成了反渗汲水锁后，气井开井不再是一有压差就有产量，而是表现为具有一定的启动压力梯度现象（当形成反渗汲水锁后，井底压力小于28.4MPa时才有气产出）。图2中，水锁侵入深度减小的过程，也就是气井解除水锁逐渐恢复产能的过程。

表2　苏里格气田XX4井盒8层应力敏感性对气井产能的影响

图3　苏里格气田XX4井盒8层考虑应力敏感的流入动态曲线（常规启动压力梯度为0.000 52MPa/m，不考虑反渗汲水锁变化）

（2）考虑应力敏感性的气井产能取不同应力敏感系数（表2），采用考虑应力敏感性的产能方程，得到应力敏感性对产能的影响（图3）。

由表2和图3中可以看出：在反渗汲水锁影响、常规启动压力梯度一定的情况下，对比常规产能计算方法结果（21.28×103m3/d），随着应力敏感系数的逐渐增加，气井无阻流量逐渐降低，产能下降较快。要得到相同的产能，应力敏感性较大时需要更大的井底流压，也说明了应力敏感性对产能的影响较大，不容忽视。

（3）考虑水锁启动压力梯度和应力敏感性的气井产能常规启动压力梯度为0.000 52MPa/m，取不同侵入深度和最大反渗汲启动压力梯度、应力敏感系数（表3），采用同时考虑应力敏感性和水锁启动压力梯度影响的产能方程，得到应力敏感性和水锁启动压力梯度对产能的影响（表3，图4）。

表3　苏里格气田XX4井盒8层水锁启动压力梯度及应力敏感性对气井产能的影响（常规启动压力梯度为0.000 52MPa/m）

图4　苏里格气田XX4井盒8层水锁对产能的影响（常规启动压力梯度为0.000 52MPa/m，应力敏感系数为0.089）

由表3可以看出：随着水锁启动压力梯度和应力敏感性程度的逐渐增大，对比常规产能计算方法结果21.28×103m3/d，无阻流量显著减少，产能显著降低。

（4）气井预测产能与实际产能的对比根据XX4井实际产能9.93×104m3/d，对比①考虑水锁启动压力梯度的产能、②考虑应力敏感性的产能、③同时考虑水锁启动压力梯度和应力敏感性3种产能预测方法的产气量预测结果（表4），可以看出：在第③种方法考虑侵入深度0.15m、水锁启动压力梯度15MPa/m、实际应力敏感系数0.089时，所求得的产气量10.78×104m3/d与实际产气量相对误差最小，为8.56；第①种方法只考虑侵入深度0.15m、水锁启动压力梯度15MPa/m时，相对误差为106.85，第②种方法只考虑应力敏感系数0.089时，相对误差为13.19.

表4　苏里格气田XX4井盒8层3种计算方法与实际产能对比

因此，第③种方法同时考虑水锁启动压力梯度和应力敏感性求得的产气量和实际产气量误差最小，符合实际情况。

5　结论

（1）反渗汲水锁对产能影响较大，特别是水锁情况严重时，产能下降速度加剧。

（2）应力敏感性对产能影响也较大，但是应力敏感性的影响主要表现在刚发生应力敏感性的前期，产能下降较快。

（3）水锁启动压力梯度与应力敏感性对产能的综合影响不容忽视，产能降低可达到80左右。

（4）同时考虑水锁启动压力梯度和应力敏感性的产能预测与气井实际产能误差最小，更符合实际。

符号注释

Bg——天然气体积系数；

C'——与启动压力梯度相关的常数；

C''——与应力敏感系数和启动压力梯度相关的常数；

h——产层厚度，m；

K——储集层渗透率，mD；?

Ki——初始渗透率，mD；

p——地层压力，MPa；

pi——原始地层压力，MPa；

pe——边界地层压力，MPa；

psc——标准状况下的压力，MPa；

1）任务型教学法有利于发挥学生的主体作用，是真正以学生为本的教学方法。在任务型教学中，教师设计的各项教学活动都是以学生为主体，学生在教师的指导下，自主完成各项教学“任务”，教师帮助学生掌握学习方法，学会独立思考和处理问题。这一方法给了学生自由地认知语言的空间，让学生通过完成任务，探索所需的知识，寻找语言学习的规律，掌握认知语言。

pwf——井底压力，MPa；

qsc——产气量，m3；

re——供给半径，m；

rL——反渗汲水锁前缘半径，m；

rw——井筒半径，m；

S——表皮系数；

T——储集层温度，K；

Tsc——标准状况下的温度，K；

Z——天然气压缩因子；

αK——渗透率敏感系数，MPa-1；

β——惯性阻力系数；

μ——天然气的黏度，mPa·s；

ρ——天然气密度，g/cm3；

γg——天然气相对密度；

λB——常规启动压力梯度，MPa/m；

λB-max——最大反渗汲启动压力梯度，MPa/m；

ψe——储集层压力对应的气体拟压力，MPa2/mP·s；ψwf——井底压力所对应的气体拟压力，MPa2/mP·s.

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InfluencesofWaterLockStartingPressureGradientandStressSensitivityonTightGas ReservoirDeliverability:ACaseStudyofWellXX4ofSuligeGasFieldinChangqingOilfield

SUNPanke1,XUHuaimin1,ZHENGXiaomin2
(1.SchoolofEarthScience,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China; 2.Oil/GasReservoirEstimationCenter,WellLoggingCo.,Ltd.,CNPC,Xi’an,Shaanxi710000,China)

Tightgasreservoirischaracterizedbycomplexporestructuresandgas⁃waterpercolationflowpattern,whichallowsitsdeliver⁃abilityevaluationtobeinfluencedbymanyfactors.Undertheavailableconditionsoftheporestructure,fluidviscosityandvolumefactor, thegas⁃waterflowcouldbemoreinfluencedbywaterlockstartingpressuregradientandstresssensibility,thusresultinginmoreinfluence onitsdeliverabilityofgaswells.TakingXX4gaswellineasternSuligegasfieldofChangqingoilfieldasanexample,thispaperdevelops themodelforthefluidflowingdeliverability,analyzestheeffectsofwaterlockstartingpressuregradientandstresssensibilityonthetight gasreservoir’sdeliverabilitybasedontwo⁃phaseflowtheory,whichplaysapositiveroleinguidingaccuratepredictionandevaluationof thedeliverabilityoftightgasreservoir.

tightgasreservoir;deliverabilityprediction;gas⁃waterflow;waterlockstartingpressuregradient;stresssensibility

TE312

A

1001-3873（2015）05-0565-05

10.7657/XJPG20150512

2015-06-10

2015-08-17

中国石油重大科技专项（2010E-2304

孙盼科（1988-），男，浙江宁波人，博士研究生，开发地质，（Tel）18500741201（E-mail）sunpanke1988@163.com.