致密砂岩非均质气藏平面供气机理研究

2019-09-07谢小飞邓长生米伟伟

非常规油气 2019年4期

谢小飞，张毅，邓长生，马强，米伟伟.

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 71006)

对于致密气的定义，国内外学者在成藏机理上提出了多种模型[1-3]，包括“深盆气”“盆地中心气”“连续油气聚集”等；而从现实应用的实质上，则更侧重于开发的技术性和经济性，国际上公认的致密气藏是指在储层条件下气体渗透率小于0.1 mD(不包含裂缝渗透率)的砂岩储层[4-7]，位于鄂尔多斯盆地东南部的延安气田即为典型的致密砂岩气藏[8]。致密砂岩气藏由于其地质条件复杂，低孔低渗的特性，使得许多看似成熟的关键技术并不能直接套用[7,8]。虽然近年来的水平井及储层压裂改造技术在一定程度上促进了致密气藏的开发，但在理论研究上，其平面供气的机理研究却相对甚少[9-13]。本文以取自鄂尔多斯盆地东南部延安气田上古生界岩心为样品，模拟近井区为高渗，远井区为低渗，对致密砂岩非均质气藏的平面供气机理进行了系统的模拟实验研究。

1 物理模拟模型及实验方法

1.1 实验物理模型及原理

本实验根据非均质气藏的储渗特征，建立高低渗“串联”的平面非均质储层供气机理如图1所示的物理模拟模型，使用两组岩心组合分别作为“高渗区”和“低渗区”串联，在常温高压(45 MPa)实验条件下，考虑3种渗透率级差(1.5/0.05 mD， 1.5/0.5 mD，0.5/0.05 mD)，3种采气速度(20、35、70 ml/min)定产量生产，定时记录每个岩心组合的压力、生产时间、瞬时产气量、累计产气量，研究产量、压力和采收率变化规律，从而对不同区域供气机理、供气条件、供气能力进行研究。

图1 实验流程图Fig.1 The flow chart of experimental

1.2 实验条件

(1)实验温度：常温。

(2)实验压力：为了模拟研究区实际地层应力状态，岩心内压从45 MPa开始衰竭。

(3)实验气体：N2。

(4)实验地层水：按矿化度较低的未饱和地层水组分(20 000 mg/l)配制。

1.3 实验步骤

平面供气实验步骤如下：

(1)实验前清洗烘干岩心，饱和地层水，然后将岩心组合顺序从入口端到出口端依次放入岩心夹持器，按照实验流程图正确安装各实验仪器，并对各实验仪器进行校正。在常温下将中间容器装满干气，加压至地层压力(45 MPa)；

(2)检查实验流程密封性，将高、低渗储层岩心加上围压(比内压高6 M～7 MPa)，打开中间容器阀门，对高低渗岩心进行气驱水，建立束缚水，调节调压阀使高、低渗岩心(区)最终压力平衡在地层压力；

(3)通过出口气体质量流量计按照预定速度(20 ml/min、35 ml/min、70 ml/min)控制出口流量进行衰竭生产，用两个围压泵分别控制，保持两个夹持器围压大于内压约2 M～3 MPa；

(4)压力传感器定时记录高渗区和低渗区的两端压力、生产时间、瞬时产气量、累计产气量。按设计压力下降到废弃压力(5 MPa)后，关闭出口，记录压力恢复情况；

(5)依次完成不同速度衰竭实验。

1.4 实验数据处理方法

实验获取数据为三个压力表数据，即出口压力、高渗入口压力、低渗入口压力，以及三个压力与时间的关系。本实验采用封闭气藏物质平衡方程进行计算：

封闭气藏物质平衡方程：

(1)

式中 Gp——累计采出量；

Pi——原始地层条件下的压力；

G——原始地质储量；

Zi——原始地层条件下的偏差因子。

不同压力下的偏差因子计算，本次实验采用Hall-Yarborough(H-Y)方法进行计算偏差因子Z，从30 MPa开始每隔5 MPa计算一个偏差因子，然后线性回归得到任意压力下的偏差因子计算公式(2)：

Z=-2.597 8*(0.01P)3+ 3.322 3*(0.01P)2-0.029 9P+1.002 7

(2)

式中 Z——任意压力下的偏差因子；

P——平均地层压力，MPa。

1.5 岩心选择

岩心选择及参数见表1。

2 实验结果与讨论

2.1 平面非均质储层压力变化特征

(1)配产分别为20 ml/min、35 ml/min、70 ml/min时非均质储层压力变化特征。

表1 实验岩心参数表Table 1 Parameters of experimental core

图2是k1/k2=1.5/0.05(mD/mD)模型不同配产(20、35、70 ml/min)条件下进行生产模拟时的压力变化规律曲线，从图中可以看出：当配产Q=20 ml/min时，高渗区和低渗区压力呈斜率较小的线性下降；随着配产增大，当Q=35 ml/min时，低渗区曲线斜率增大幅度较小，而高渗区曲线斜率大幅度的增加；当Q增大到70 ml/min时，低渗区曲线斜率呈现小幅度的增加趋势，而高渗区曲线已接近直线下降，呈大幅度的下降趋势，这是因为当低渗区渗透率较低，且整个模型的非均质性较强时，增大配产，高渗区的压降会很快，而低渗区的压力不能及时传到高渗区，所以，低渗区的压降速率超过一定的配产就不会再产生较大的变化。

图2 不同配产时低渗区压力与时间关系图(k1/k2=1.5/0.05)Fig.2 The relationship between pressure and time in low permeability zone at different production stages (k1/k2=1.5/0.05)

(2)不同渗透率组合时非均质储层压力变化规律

图3中给出了两组不同模型( k1/k2=1.5/0.5， k1/k2=1.5/0.05)的高渗区和低渗区压力变化曲线，两组模型高渗区岩心一样，低渗区岩心渗透率差一个数量级，岩心尺寸大体一致。图中，实验刚开始时，高渗区的两条压降曲线下降趋势基本一致；中后期的时候开始偏离，渗透率极差较大的压力下降更快些；而低渗区的两条曲线从开始就差异很大，低渗区渗透率越大，其压降下降的越快，即对高渗区的压力补给越好；反之，低渗区渗透率越小，对高渗区压力补给就越小，高渗区压力下降就越快，在高渗区出口端达到废弃压力时其剩余压力越高，这就导致低渗区开发后期仍存在较高的剩余能量，即储层中剩余气体较多。

图3 不同渗透率组合时高渗区压力与时间关系曲线(35配产)Fig.3 The relationship of pressure and time in hypertonic zone with different permeability combinations (35production)

(3)增产改造对致密非均质储层压力变化影响。

图4是 k1/k2=1.5/0.05(mD/mD)模型串联储层压裂前后的压力传播图，分析可以看出：①当配产Q=70 ml/min时，高渗区压力下降很快，模型在1 h时已经接近废弃压力，而低渗区还残余40 MPa的相当高的压力，说明高渗区主要在生产早期阶段产气，而低渗区压降幅度小，动用较困难。②压裂改造前，即高渗区渗透率大(1.5 mD)且与低渗区渗透率(0.05 mD)级差较大时，井口(出口)压力和过渡段压力(平均压力)变化趋势基本一致，高渗区为主要的压降区域，而增产改造后，高渗区压降幅度减小，低渗区压降幅度增大，即压裂改造增加了低渗区向高渗区的压降补给，缩小了压降漏斗的范围。③对于非均质储层，结合图5不难看出，压裂以后，当渗透率极差为1.5/0.05(mD/mD)时，边界剩余压力的降低的幅度最大；当渗透率极差为1.5/0.5(mD/mD)时，边界剩余压力降低的幅度最小，基本无变化，也就是说压裂改造后，高、低渗区两端压差均变小，同时高渗区入口压力得到了有效补给，压裂后压降减缓，增加了压力降低到废弃压力的时间，延长了稳产期。

图4 压裂前后压力对比(k1/k2=1.5/0.05，70配产)Fig.4 The pressure comparison before and after fracturing (k1/k2=1.5/0.05, 70 production allocation)

图5 压裂前后边界剩余压力对比(70配产)Fig.5 comparison of Boundary residual pressure before and after fracturing (70 production allocation)

2.2 平面非均质储层供气特征

结合图6，图7可以看出，在稳产期，高、低渗区均以较高产量生产，且都随配产的增加，瞬时产气量增加，但高渗区产气量始终大于低渗区，整个模型主要以高渗区产气为主；当低渗区渗透率较低时，低渗区瞬时产气量总体都比较低，配产为70 ml/min时，低渗区瞬时产气量也不超过25 ml/min，而低渗区的渗透率大小对稳产期也有一定的影响，渗透率越低，稳产期越短。

从图7我们可以看出高渗区模型的瞬时产气量与总瞬时产气量曲线很相似，都是在前期瞬时产气量下降，稳产期逐渐趋于稳定，低渗区虽然前期瞬时产气量有稍微上升，但也不影响整个模型的总产气量趋势，说明高渗区对总产气量起着主要贡献作用，不同渗透率储层的产气量特征为我们认识平面高、低渗串联储层的供气特征提供了直观的依据。

图7储层改造后，我们可以看到高渗区瞬时产气量比压裂前略有下降，而低渗区瞬时产气量上升幅度较大，而且整个模型降低到废弃压力的时间延长，这说明压裂主要是增加低渗区向高渗区的压力补给，使低渗区的压力能较好地传到高渗区，从而延长稳产期的时间，提高采收率。

图7 压裂前后总瞬时产气量(1.5/0.05,70配产)Fig.7 Total instantaneous gas production before and after fracturing (1.5/0.05,70 production)

2.3 平面非均质储层采收率影响因素分析

表2，图8 为不同渗透率极差、不同配产下压裂前后非均质气藏的总采收率，图中可以看出，在高渗区渗透率均为1.5 mD时，在进行增产改造之前，配产越高，采收率越低，且低渗区渗透率越小，这种随配产下降的低渗区采收率变化幅度越大，相反，配产对高渗区采收率的影响则明显小于低渗区，在增产改造后，低渗区渗透率低的模型，其压裂改造后对采收率的影响越明显；在低渗区渗透率均为0.05 mD时，即低渗区渗透率相同时，可以看出，高渗区渗透率低的模型在相同配产下其采收率反而越高，但增产改造对其的采收率提高幅度小于高渗区渗透率大的模型。

综上，非均质储层高渗区与低渗区渗透率极差越小，非均质性越弱，其采收率越高，反之，非均质性越强，其低渗区的采收率越低，整个储层的综合采收率就越低；增产改造虽然增加了高渗区的渗流能力，即增加了高渗区与低渗区的渗透率极差，但改造后低渗区的采收率却明显增加，分析认为主要是压裂造缝连通了高渗区与低渗区的压力系统，使得高渗区的压降能及时得到低渗区的补给，从而提高了采收率。

表2 不同渗透率极差、配产以及增产改造后采收率汇总Table 2 Summary of recovery for different permeability ranges, production allocation and fracture

图8 配产和渗透率极差对采收率的影响Fig.8 The influence of recovery with production allocation and permeability range

2.4 平面非均质储层高、低渗区产气贡献特征

定义产量贡献率：高低渗区某时刻累计产气量占该时刻模型总产气量的百分数。

(1)配产对储层产量贡献率的影响。

当k1=1.5 mD时，k2=0.5 mD和0.05 mD的实验中可以看出，k2越大，高渗区产量贡献率下降的越快，达到平衡时(稳产期)对整个产量的贡献率越小，而低渗区产量贡献率增加的越快，达到平衡时(稳产期)对整个产量的贡献率越高(图9)。整个模型高渗区的产量贡献率在模型开始时是迅速降低的，而低渗区的产量贡献率早期是快速增加的，经过一段时间后逐渐趋于稳定，分析认为这主要是因为初期高渗区压力下降较快，产量贡献率较高，而低渗区由于储层非均质性原因，对高渗区的压力补给会随高渗区压力的降低而增强，从而增加产量贡献率。图10中，当k1/k2=1.5/0.05时，可以看出，配产从70 ml/min到20 ml/min的变化中，配产越高，高渗区的产量贡献率在稳定时越高，低渗区产量贡献率越低，即在一定范围内配产的增加会增加高低渗区产量贡献率的差距，如果是在实际生产中，就是过大的配产会使远井区储量动用减小，从而降低整个储层的采收率。

图9 不同低渗储层渗透率模型产量贡献率特征曲线(k1=1.5 mD，35配产)Fig.9 Characteristic of output contribution rate of permeability models with different low permeability (k1= 1.5 md, 35 production allocation)

图10 不同配产高低渗储层产量贡献率变化特征(k1/k2=1.5/0.05)Fig.10 Variation characteristics of production contribute-on rate of low and high permeability reservoirs with different production distribution (k1/k2=1.5/0.05)

(2)储层改造对高、低渗区产量贡献的影响。

图11为模型(k1/k2=1.5/0.05，70配产)在储层改造前后产量贡献率变化曲线，压裂前，高渗区产量贡献率由100%在极短的时间内下降到75%，最后稳定在70%附近，低渗区由0%迅速上升到25%，最终稳定在30%附近；进行增产改造后，高渗区产量贡献率由100%在极短的时间内下降到75%，最后稳定在60%附近，低渗区由0%迅速上升到25%，最终稳定在40%，说明压裂改造能增加远井区对于近井区的能量补给，减小低渗区与高渗区的产量贡献率差距，增加远井区的储量动用。

图11 压裂前后高低渗储层产量贡献率变化特征(k1/k2=1.5/0.05，70配产)Fig.11 The production contribution rate of high and low permeability reservoir production before and after fracturing (k1/k2=1.5/0.05, 70 production allocation)