页岩储层气体流动能力实验研究

2019-07-26端祥刚胡志明李武广姬伟强

特种油气藏 2019年3期

端祥刚，胡志明，常进，李武广，姬伟强

(1.中国石油勘探开发研究院，河北廊坊 065007；2. 中国石油西南油气田分公司，四川成都 610066；3.中国石油渤海钻探工程有限公司，河北任丘 062550)

0 引言

中国页岩气开发潜力巨大，经过近10 a的勘探开发实践，已进入规模开发阶段，2017中国页岩气产量达到90×109m3，根据国家“十三五”规划，预计2020年中国页岩气产量将超过300×109m3[1]。作为自生自储的非常规气藏，页岩储层有机质含量丰富、微纳米孔发育等特征导致其流体赋存及动用规律复杂，常规渗流理论与气藏工程方法不再完全适用[2]。受裂缝导流能力和基质供给能力的影响，页岩气井产量呈前期高产递减快、后期低产稳产时间长的特点[3]。目前大部分研究认为，页岩基质渗透率极低，基本上没有渗流能力[4-5]。由于页岩微纳米级孔隙中的气体流动时，流动空间远小于常规孔隙的流动空间，流动机理也发生了变化[6]。依据努森数划分，页岩气的流动状态包含了达西流、滑脱流和过渡流，达西流的流动规律与常规气藏规律一致，气体滑脱效应主要受压力、温度、岩石孔隙结构及气体种类等因素的影响，温度越高，平均压力越小，滑脱效应越明显，过渡流的流动需要考虑分子与壁面碰撞导致的努森扩散等[7]。由于跨流态流动的复杂性，页岩气流动规律难以描述[8]。目前，页岩储层气体的流动能力与页岩渗透率的表征方法存在一定局限性，需要进一步深化页岩气流动机理的认识。页岩实验中流动能力表征仍以达西渗透率为主，测试气体普遍采用氦气或氮气，忽略了甲烷气吸附对流动能力的影响[9]；测试压力普遍偏低，测试结果无法有效反应页岩储层条件气体的流动能力，因而会对页岩气产量递减分析和EUR预测产生相当大的影响[10]。选取四川龙马溪组主力储层页岩样品，运用自主研发的页岩气流态和开发模拟实验装置，开展了页岩气流动能力测试，结合孔径分布测试、应力敏感测试，明确了气体流动能力的影响因素，提出了页岩储层基质气体流动能力的表征方法。

1 实验方法

实验岩心取自四川盆地长宁地区龙马溪组龙一段1亚段。测试渗透率的方法一般为稳态法和非稳态法，常用的非稳态测试方法是岩心柱脉冲衰减渗透率法，脉冲法测试渗透率时测试压力低，测试时间短，测试精度有待提高，而采用稳态法测试渗透率，由于页岩渗透率低，气体流动速率小，通过岩样的微小流量测量难度大，达到稳态流动需要的时间长。为了提高测试页岩气稳态渗透率的实验精度，实验流程进行了如下改进：为测试不同压力水平对表观渗透率的影响，测试压力设定为0.1～30.0 MPa，由于实验压差范围大，使用不同量程的传感器和压力控制方法来实现精准控制；在较低压力条件下(5.0 MPa以下)，通过精密气压阀控制高压气瓶压力实现稳定压力输入，在较高压力条件下，由ISCO泵通过中间容器提供稳定压力。当流量较大时，采用进口气体质量流量计计量气体流量；当流量较小时，采用气泡法和排水法多次计量。测试渗透率时，待压力和流量均稳定后，每隔2 h测1次流量，3次结果误差小于0.5%，即认为达到稳态流动。实验测试了不同气体、不同压力以及不同围压下的渗透率数据，测试时考虑了滑脱效应的影响，并用Klinkenberg原理得出了相应的克氏渗透率。

开发模拟实验与稳态流动装置基本一致，实验步骤为：①检查系统的气密性，将岩心在105 ℃下烘干48 h，在干燥环境中冷却至室温，放入夹持器，加环压至35.0 MPa；②恢复储层原始赋存状态，采用恒压模式将甲烷注入岩心中，记录各测点压力；③岩心各测点压力达到30.0 MPa后关闭气源，然后观察各测点压力，如72 h内无变化，则认为饱和结束，如有变化，则继续恒压饱和，直至各测点压力不再变化；④打开出口端，开始衰竭式开发模拟实验，实时记录各测点压力和出口端产气量数据。

2 实验结果与分析

2.1 不同压力下的稳态渗透率

为避免应力对渗透率的影响，实验中始终保持围压和入口为10.0 MPa压差，运用达西公式的微分形式推导出气体渗透率的计算公式，计算结果见图1。

由图1a可知，随着压力的降低，渗透率缓慢增加，达到一定压力后，渗透率迅速上升。由图1b可知，稳态渗透率值呈三段式特征，在低压段、高压段均会出现非线性渗流，只有在中间段，平均压力倒数与渗透率呈较好的直线关系，符合气体滑脱规律。当压力较高时，气体流动速率大，高速非达西效应导致了非线性渗流特征；而当压力较低时，气体流态发生变化，平均分子自由程随压力的降低而增加，当降低至一定程度时，气体流态转变为过渡流态，努森扩散作用增强，使渗透率迅速增加。

目前大多数的研究认为，页岩气微纳米孔隙中的流动以滑脱流和过渡流为主[7]。实际上页岩储层中微孔(小于2 nm)和介孔(2～50 nm)孔隙占总孔隙的比例达到50%以上，根据气体的流动特性，宏孔(大于50 nm)的比例和孔容是决定储层流动能力的重要因素，因为储层渗透率主要是由大孔的孔道和喉道贡献[8]。研究表明[7-9]：在平均页岩孔隙压力低于1.0 MPa时，孔隙直径为50 nm以下的孔道中产生了过渡流态；当平均页岩孔隙压力为2.0 MPa时，孔隙直径为10 nm的孔隙流态为过渡流，而孔隙直径大于10 nm的孔隙流态为滑脱流。在页岩气实际生产中，由于井底流压及井筒含水的存在，储层平均压力均大于2.0 MPa，因此，努森扩散在低压力水平对渗透率提高幅度明显，页岩孔隙中流态主要以滑脱流态为主，在考虑流动能力时仅需重点考虑滑脱效应对气体渗透率的贡献即可。

图1 不同平均压力与平均压力倒数的克氏渗透率值

滑脱流区域渗透率随压力降低近似线性缓慢增加，根据Klinkenberg公式和滑脱流拟合曲线可获得表观渗透率和滑脱因子：

(1)

根据实验结果得到页岩气藏的滑脱系数与绝对渗透率的散点图，并根据滑脱因子和克氏渗透率的双对数坐标推导出三者关系为：

(2)

式(2)适用的渗透率范围为0.000 1～1.000 0 mD，与Jones & owens、Letham & Bustin等人[11]研究的致密气藏滑移因子的经验表达式一致，但指数各不相同，对于平行毛管束模型，指数一般大约为-0.5，对于页岩气藏，滑脱因子与渗透率的斜率为-0.33，即与渗透率的立方根成反比，说明页岩储层气体的流动通道形状可能是狭缝型，这与页岩的储层物性有关。

将式(2)带入式(1)，可获得表观渗透率与克氏渗透率的经验公式：

(3)

2.2 氮气、氦气渗透率与甲烷渗透率

由于页岩气组分中97%以上为甲烷，目前大部分渗透率测试采用氮气或氦气，很少直接使用甲烷测试页岩岩样的流动能力，实验对比了同一岩样相同实验条件下不同气体的渗透率，结果见表1和图2。

表1 不同气体渗透率测试结果对比

图2 不同气体渗透率测试结果换算关系

由图2可知，同一岩心测试的结果具有明显的差异性，与甲烷气体渗透率相比，氮气渗透率和氦气渗透率是甲烷渗透率的1～3倍，且渗透率越低，差异性越明显。这主要是因为页岩储层对3种气体分子的吸附能力不同，对于氦气的吸附能力基本可忽略不计，氮气吸附能力稍弱，对于甲烷吸附能力最强。吸附作用一方面增加了页岩的储量，另一方面由于甲烷分子吸附在孔隙壁面上，形成了致密的吸附层，甲烷分子吸附层的厚度约为0.5 nm，吸附层厚度会降低气体的流动通道，从而降低孔隙的渗透率，因此，吸附层对流动能力的影响不可以忽略，且页岩孔隙半径越小，吸附层对渗透率的影响越大。由于页岩气吸附量是压力的函数，压力越大，吸附量越大，吸附气体对孔隙壁面的表面覆盖率越大，吸附层对于孔隙半径影响越大。因此，常规测试低压条件下，甲烷渗透率与氦气、氮气渗透率存在1～2倍的区别，在储层高压条件下这种差异性会更大。

基于测试结果，建立了氦气、氮气和甲烷气的经验关系式：

KCH4=0.49KHe+0.0022=0.5359KN2+0.0026

(4)

式中：KCH4为甲烷渗透率，mD；KHe为氦气渗透率，mD；KN2为氮气渗透率，mD。

式(4)根据已有氦气或氮气渗透率值估算对应的甲烷渗透率，渗透率范围可根据需要调整相应的经验参数。在评价储层的渗透率时，必须要换算到甲烷条件下的渗透率，才能对储层的真实流动能力和产气规律取得更深入的认识。

2.3 不同应力下渗透率

在页岩气开采过程中，由于上覆压力变化很小，随着孔隙压力的降低，有效应力的变化对渗透率影响很大。在稳态渗流时，为了避免不同应力的影响保持了相同的应力差，为进一步明确有效应力对渗透率的影响，开展了岩心在不同围压条件下气体渗透率测试，结果见图3。由图3可知，渗透率随有效应力增大迅速降低，说明岩心的渗透率对有效应力比较敏感，且渗透率越大其降低幅度越大。根据拟合曲线可知，渗透率呈指数式降低，根据David等人的研究[12]，渗透率随有效应力变化满足以下指数表达式：

(5)

式中：Ke为不同应力下的渗透率，mD；Ko为初始应力状态的初始渗透率，mD；pc为上覆压力或围压，MPa；γ为应力敏感系数，MPa-1。

图3 岩心渗透率与有效应力间的关系

式(5)中，应力敏感系数反映了渗透率随有效应力的动态变化关系，应力敏感系数越高，渗透率随有效应力增加而下降得越明显。龙马溪组页岩的应力敏感系数一般为0.05～0.10 MPa-1，由图3可知，2组渗透率变化曲线均满足指数关系式，且拟合度约为95%。

在考虑页岩储层的流动能力时，综合式(3)—(5)，建立考虑页岩气滑脱、吸附和应力敏感的表观渗透率表达式：

(6)

通过式(6)可获取不同压力下气体的表观渗透率，从而表征储层的真实流动能力。

3 页岩气开发实践指导

由式(6)可知，页岩渗透率是储层压力的函数，说明页岩气开发过程中随压力的降低，气体的流动能力是变化的，为了获取页岩气开发过程中压力和产量的变化曲线，在恢复原始赋存状态的条件下开展了衰竭式开发模拟实验(图4、5)。

由图4可知，采用衰竭式开发模式，页岩气的视压力和产气速度均随时间迅速递减，产气速度由40 mL/h迅速降至5 mL/h以下，视压力也由开始的35.0 MPa降至5.0 MPa以下，随后进入低产稳产期，生产时间达100 h，呈典型的L形生产曲线递减特征，与现场页岩气的开采曲线特征一致。由图5可知，随着气体的产出，孔隙中气体的压力逐渐降低，有效应力增加，表观渗透率有所降低，当压力降低至一定程度时，表观渗透率又开始上升。这是因为低压条件下滑脱效应逐渐增强，抵消了应力敏感的负效应，使得气体的流动能力得到增强。表观渗透率这种先下降后上升的趋势是应力敏感和滑脱效应共同作用的结果，更符合页岩气开发过程中气体流动的物理特征，而等效渗透率初始曲线特征与表观渗透率一致，但低压阶段曲线开始变得复杂，无法反映多重效应下的气体流动规律。因此，对于页岩气开发过程，采用常规低压测试的渗透率不能完全反映储层条件下的流动能力，采用固定值渗透率值计算和预测页岩气的产气规律，与实际页岩气产量相差较大。低压下滑脱扩散和解吸附作用，导致页岩储层的流动能力大幅增加，因此，需要在页岩气渗流模型中采用考虑页岩气流动机理的表观渗透率模型，从而准确分析产量递减规律和进行EUR预测。