水对致密气藏气相渗流能力作用机理研究

2019-07-26朱维耀杨西一

特种油气藏 2019年3期

朱维耀，杨西一

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2.北京科技大学，北京 100083)

0 引言

研究发现，致密储层普遍具有超低含水饱和度现象，即初始含水饱和度低于束缚水饱和度[1-5]。在开发过程中，随着边底水和压裂液的侵入，可能导致储层不同程度的损害[6-9]，形成气水两相渗流，甚至造成水敏损害。

前人对于气、水两相渗流的研究，大都通过渗流曲线来实现[10-11]，已有的研究多是根据岩心孔隙度大小、曲线端点、等渗点等参数以及曲线特征对相渗曲线进行分类，但均未考虑超低束缚水饱和度现象，且对于束缚水饱和度以下的气相渗透率变化规律也未曾涉及[12-14]。目前的水敏评价，对于地层水的水敏效果均未加重视。部分研究者[15-17]对渗透率为0.100 mD、孔隙度约为7.00%的致密砂岩岩心进行水敏实验时，认为地层水没有发生水敏效应，而直接用地层水测渗透率作为基准渗透率，来评价次地层水和去离子水的水敏效果；针对渗透率为0.100～2.000 mD 、孔隙度约为10.00%的致密砂岩储层和渗透率为0.014～0.034 mD 、孔隙度约为3.50%的超低渗致密储层进行水敏实验研究时，对地层水驱进行观察发现，地层水水敏效应引起的渗透率变化在5%以内[18-19]，但对于超低含水饱和度的储层，这是否是一个普遍规律，则需要更多的实验来进行验证。因此，有必要对超低含水饱和度储层的气、水两相渗流规律和水敏问题进行有针对性的研究。

选取鄂尔多斯长7地区渗透率为0.040～0.125 mD的岩样，通过观测水驱过程中渗透率的变化，对岩心水敏进行了探测；运用“稳态法”对气水两相渗流规律进行了研究；采用“烘干法”对束缚水饱和度下岩心气相渗透率变化规律进行研究，借此探究水对超低含水饱和度致密气藏气相渗流能力的影响。

1 实验材料

实验样品取自鄂尔多斯盆地长7致密砂岩气藏井下样品。气藏储层温度为55～60 ℃，实验室气测孔隙度为8.00%～12.00%，平均为9.11%，围压为3MPa条件下测得气测渗透率为0.010～0.350 mD，平均为0.140 mD，初始含水饱和度为23.2%～30.6%。

全岩X射线衍射分析显示，长7储层砂岩矿物成分以石英、斜长石和黏土矿物为主，石英含量为34%～53%，平均为43%；斜长石含量为14%～18%，平均为16%；黏土矿物含量为13%～17%，平均为15%，黏土矿物含量相对较高；其他矿物含量相对较少。

选取井下基质样品5块，实验岩样基础物性参数见表1。

表1 鄂尔多斯长7马岭组实验岩样基础物性参数

根据矿场地层水离子组分分析结果，配制相同组分及矿化度的模拟地层水。模拟地层水的矿化度为53.9 g/L，水型为CaCl2型，pH值为6.2，配方见表2。水敏实验流体分别为地层水和去离子水。

表2 模拟地层水成分基础数据

2 实验方法

水敏实验主要步骤包括：①将岩心在120 ℃下烘干48 h，测定长度、直径、干重及孔隙度、渗透率等基础数据；②将岩心加压为16 MPa，抽真空6 h以上，分别饱和地层水和去离子水，并静置6 h以上；③将岩心放入岩心夹持器，模拟地层条件，设置围压为16 MPa,恒温60 ℃，设置回压为3 MPa；④打开柱塞泵逐渐加压至12 MPa，分别进行地层水驱和去离子水水驱，待流量稳定，记录此时的入口压力和流速，并调整至下一组实验压力。

采用“稳态法”进行气水两相渗流实验。实验步骤包括：①将饱和完地层水的岩心放入岩心夹持器，模拟地层条件，设置围压为16 MPa，恒温60 ℃；②保持总流量为0.1 mL/min不变，按照液体饱和度增加的方向，使水和气依照设定的流量同时注入到岩心，实验过程中，恒定净围压为3 MPa；③待气、水流量稳定，测定气、水的有效渗透率；④保持总流量不变，增加气的流量，减小水的流量，重复步骤②，直至入口只有气体进入，岩心质量不再变化，两相渗流实验结束。

采用“烘干法”进行气单相渗流实验。实验步骤包括：①将气驱过后的岩心放入烘干箱，每隔10 min取出称重，达到设定的含水饱和度；②测量对应含水饱和度下的气测渗透率，绘制相对含水饱和度-相对渗透率曲线；③直至岩样完全烘干，质量不再变化，结束实验。

3 实验结果与讨论

3.1 注水过程中岩样液测渗透率动态变化

选用渗透率差别较大的3块岩心S-12、S-20和S-25进行地层水驱，渗透率分别为0.060、0.108 mD的2块岩心S-23和S-54进行去离子水驱，观测水驱过程中渗透率随注入孔隙体积倍数的变化情况(图1)。

由图1可知：地层水驱和去离子水驱规律相近，在驱替初期，岩样渗透率下降明显；去离子水驱渗透率下降区间在1.0～1.5倍孔隙体积，渗透率下降幅度高达90%；地层水驱渗透率下降区间主要在1.0～2.0倍孔隙体积；地层水驱下降幅度小于去离子水驱，随着驱替的进行，渗透率逐渐保持稳定。表3为水敏实验数据对比结果。由表3可知，和选自塔里木盆地白垩系巴什基奇克组B区块岩心水敏实验相比[20]，B区块岩心渗透率下降幅度小于5%(可忽略不计)，文中岩心渗透率越小(0.040 mD)，渗透率下降幅度越大，可达45%，两者对比，结果相差很大，这是因为前者没有考虑微观孔隙结构对于渗流规律的影响。文中岩心和B区块岩心相比，渗透率和黏土矿物含量相近，但文中岩心孔隙度远大于B区块岩心孔隙度，说明文中的岩心孔喉半径要小得多，细小的孔喉和毛管力的黏滞作用是引起渗透率下降的一个重要原因。这说明超低含水饱和度储层，压裂液性质的不同，对开发效果影响巨大，因此，针对储层特征，配置兼容性较好的压裂液至关重要。

图1 不同水驱作用下岩心渗透率变化

表3 水敏实验数据对比

3.2 气水两相相对渗透率变化规律

采用“稳态法”对岩心进行气、水渗流规律实验，以岩心的空气渗透率Ko作为基准渗透率，Kw为水相渗透率，Kg为气相渗透率，横坐标为含水饱和度Sw，纵坐标为气、水相对渗透率，分别为Krg=Kg/Ko、Krw=Kw/Ko，绘制的气水两相相对渗透率曲线见图2(图3中虚线部分)。

由图2可知，当含水饱和度逐渐下降时，气相渗透率有了一定程度的上升，表现为先缓慢后快速的趋势，随着气驱流量的增大，含水饱和度下降到一定阶段后便不再变化，束缚水饱和度大于54%。这是由于岩心具有超低含水饱和度现象，和外来流体兼容性差，且岩心中黏土矿物含量较高，易引起水化膨胀，使水更易滞留在孔隙中；等渗点处含水饱和度较高，说明气驱水效果不明显，且等渗点处相对渗透率很低，说明气水相互干扰严重，对于致密砂岩储层，气体在通过含有水分的孔隙时，由于和水分子之间的相互作用会变得异常复杂，气水相互作用不可忽视，和干岩心气测渗透率相比，水驱后岩心气驱渗透率恢复不到10%，渗透率损失在90%以上。

3.3 束缚水饱和度以下气相相对渗透率变化规律

达到束缚水饱和度时，运用“烘干法”逐步降低岩心的含水饱和度，并绘制相对渗透率曲线(图3)。

在束缚水饱和度以下，渗透率大的岩心(S-12)随含水饱和度增加，气相渗流能力下降明显，表现出“先缓后快”的规律，这是由于岩心具有亲水特性，水进入孔道后会优先进入小孔道，并逐步占据大孔道，进而影响气相渗流能力；对于渗透率小于0.100 mD(S-25、S-54)的岩心，气相渗流能力随含水饱和度增加，表现出“先快后慢”的规律，这可能是由于岩心分选性差，孔喉差异较大，渗透率越低，孔隙半径越小，水进入后极易直接堵塞喉道，导致渗透率快速下降，而后在孔道内逐渐累积，使含水饱和度不断上升，最后逐步占据连通性较好的通道，导致渗透率快速下降。由图3可知，与初始状态相比，水驱过的岩样重新烘干后，渗透率有不同程度的下降，对于渗透率稍大的S-12(0.125 mD)岩心，渗透率下降率约为15%，随着初始渗透率的下降，水驱过的岩样重新烘干后渗透率下降率逐渐增大，岩样S-25(0.040 mD)，渗透率下降率高达40%。这说明水的侵入对岩样内部微观结构产生不容忽视的影响，使岩心内部产生不可逆的变化，导致岩样渗透率下降。

图2 气水两相相对渗透率变化

图3 气相相对渗透率变化

综上所述，地层水驱和去离子水驱引起的岩样渗透率下降模式相近，均属于水敏作用范畴，地层水对于储层的影响不能忽略不计，具有一定程度的抑制膨胀作用，因此，储层开发前，应配备合适的压裂液进行开发。对岩样的相对渗透率曲线进行分析可知，水侵造成岩样的气测渗透率损失在90%以上，影响非常严重，其中，由于微观结构变化导致的渗透率损失约为15%～40%，由于气水相互作用导致的渗透率损失约为50%。