致密储层气体滑脱效应研究

2020-07-14王攀荣周振宇杨强强田文荣

海洋石油 2020年2期

王攀荣，王磊，周振宇，杨强强，田文荣

（1. 中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057；2. 胜利油田石油开发中心有限公司，山东东营 257000）

长期以来，砂岩、碳酸盐岩、火山岩等常规储层是油气藏开发的主要目标，随着页岩油、页岩气的成功开发，油气藏的研究方向从毫米-微米孔喉的常规储层逐渐向纳米孔喉的致密储层转变。我国致密储层油气资源分布广泛，主要分布在鄂尔多斯盆地、四川盆地、松辽盆地、柴达木盆地、准噶尔盆地和渤海湾盆地等[1-5]，因此，致密气田的开发将在我国气田开发中起着越来越重要的作用。

气体在致密储层中流动时，气体分子与储层表面之间没有紧密接触，在储层表面具有一定的非零速度，当储层孔隙尺寸与气体分子的平均自由程相近时，储层表面气体分子都将处于运动状态，导致气测渗透率大于液测渗透率，这种现象称为“气体滑脱效应”[6-7]。1941年，Klinkenberg首先发现了气体在微细毛管孔道中流动时的滑脱效应，故也称为“克氏效应”[8]。气体在致密储层的微小孔道中流动时，气体的滑脱效应更为明显。

国内外关于气体滑脱效应的研究较多，也取得了一定的共识。气体滑脱效应的程度与压力、温度、储层孔喉结构和气体种类均有关系，储层越致密、平均压力越小、气体相对分子量越小、温度越高，气体滑脱效应越严重[9]。然而有一部分学者认为：上述关于滑脱效应的认识是错误，气测渗透率的压力依赖性是由于在计算渗透率时气体黏度取值不当所引起的[10-12]。因此，有必要研究气体滑脱效应产生的机理与原因。

1 基础理论

1.1 气测渗透率测定原理

根据达西公式，得到气测渗透率计算公式为 [13]：

式中：kg为气测渗透率，μm2；Q0为大气压力下气体的体积流量，cm3/s；p0为大气压力，10-1MPa；μ为气体黏度，mPa·s；L为岩心样品的长度，cm；A为岩心样品的截面积，cm2；p1，入口压力，10-1MPa；p2，出口压力，10-1MPa。

在进行岩样的气测渗透率实验前，需要对岩样的长度（L）和直径（D）进行测量；在岩样的气测渗透率实验过程中，需要测定岩样的入口压力（p1）与出口压力（p2），以及气体的体积流量（Q0）；并在实验准备过程中对在实验温度、压力下的气体黏度（μ）进行查阅。在此基础上，根据式（1）可以计算出岩样的气测渗透率。为了排除在计算岩样气测渗透率时实验压力影响气体黏度，考虑实验温度、压力的影响，选用合理的气体黏度值。

1.2 考虑气体滑脱效应的气测渗透率方程

1941年，Klinkenberg给出了考虑气体滑脱效应的气测渗透率方程[8，14-15]：

利用式（2）得到kg/k∞与平均压力倒数的关系为：

式中：k∞为等效液体渗透率，μm2；为岩心进出口的平均气体压力，MPa；b为取决于气体性质和岩石孔隙结构的常数，称为“滑脱因子”或“滑脱系数”，MPa；rc为毛管半径（相当于岩石孔隙半径），μm；c为近似于1的比例常数；λ为对应平均压力下气体分子平均自由程，μm。

1.3 考虑气体滑脱效应的产能方程

定义考虑气体滑脱效应影响的拟压力函数[16-17]，即：

式中：Z为气体偏差系数；p为距离井轴任意距离r处压力，MPa；pm为大气压力，0.101 325 MPa。

对于稳定状态流动，外边界压力恒定，各流通断面的质量流量不变。产气量公式如下：

为了便于研究滑脱效应对于气井产能的影响，定义参数δ为考虑与不考虑滑脱效应时气井的无阻流量之比，即：

式中：qAOF为不考虑气体滑脱时气井无阻流量，m3/d；qAOFB为考虑气体滑脱时气井无阻流量，m3/d。

2 气测渗透率实验

2.1 实验装置

图1为岩样的气测渗透率测量装置，实验装置主要包括：气瓶、加围压装置、岩心夹持器、抽真空装置、压力测定装置和气体计量装置。为了提高实验装置的测量精度，采用测量精度为0.001 MPa的压力传感器进行测压和测量精度为0.05 mL的流量计进行气体流速计量。

图1 岩样的气测渗透率测量装置示意图 [18]

2.2 实验样品

图2a为较高渗透率的贝雷砂岩岩样，其岩样参数包括：直径5.130 cm、长度10.020 cm、横截面积20.669 cm2、干重462.48 g、岩心孔隙度16.22%。图2b为较低渗透率页岩岩样，其岩样参数包括：直径5.176 cm、长度9.190 cm、横截面积21.042 cm2、干重479.10 g、岩心孔隙度2.39%。贝雷砂岩岩样和页岩岩样的孔隙度通过设计优化后的实验装置获得，准确性可靠[19]。

图2

2.3 实验结果

利用四种类型气体（CH4、N2、空气、CO2）测定贝雷砂岩岩样和页岩岩样渗透率随岩心进出口端的平均气体压力倒数的变化关系如图3所示。根据实验结果，获得的主要认识为：①对于贝雷砂岩岩样和页岩岩样，不同气体的气测渗透率与岩心进出口端的平均气体压力的倒数之间均具有较好的线性关系，进一步证明了Klinkenberg提出的考虑气体滑脱效应的气测渗透率方程成立，即式（2）成立；②对于相同种类的气体，岩心进出口端的平均气体压力越小，测定的渗透率越大，说明滑脱效应在常规储层（贝雷砂岩岩样）和致密储层（页岩岩样）中均存在；③不同种类气体在相同岩心进出口端的平均气体压力下测得的渗透率值不同，由小到大依次是CO2、空气、N2、CH4，分析认为：气体的分子越小，气体通过岩样的滑脱效应越严重；④气测渗透率与岩心进出口端的平均气体压力倒数的关系曲线与纵坐标基本相交于一点，该点为液测渗透率的等值点，即等效液体渗透率。对于贝雷砂岩样品，不同类型气体测量获得的等效液体渗透率平均值为82.80×10-3μm2；对于页岩岩样，不同类型气体测得的量获得的等效液体渗透率的平均值为0.002 2×10-3μm2。

图3 不同气体测定岩样的渗透率随岩心进出口端的平均气体压力倒数的变化关系曲线

根据式（3）拟合kg/k∞与岩心进出口端的平均气体压力倒数的关系，获得的斜率为滑脱系数。表1为拟合得到的贝雷砂岩岩样和页岩岩样对应的四种类型气体的滑脱系数。由于不同类型气体分子的大小不同，其通过岩样纳米级孔喉的下限不同，并且不同类型气体与岩样界面的作用力不同，导致气体与固体界面处的流体存在流速差异，因此，对于同一岩样，在相同岩心进出口端的平均气体压力下不同类型气体测得的岩样气测渗透率不同。通过分析认为引起气体滑脱效应的主要原因包括：不同类型流体通过储层孔喉的下限不同和流体-固体界面张力不同导致流固界面处的流体存在流速差异。

表1 两种岩样对应的四种类型气体测定的滑脱系数取值表

根据气体滑脱系数的定义式，对于相同类型气体测定不同的岩样，在岩心进出口端的平均气体压力一定时，由于气体分子的平均自由程一定，因此，滑脱系数与岩石孔喉半径成反比。在表1中CO2测定的贝雷砂岩岩样的滑脱系数大于页岩岩样的滑脱系数，这个与其他类型气体测定结果存在差异。分析认为：CO2属于极性气体，其与页岩之间具有较强的相互作用，页岩岩样对CO2的吸附能力大于CH4、N2和空气[20]，导致CO2测定的页岩岩样的滑脱系数小于CO2测定的贝雷砂岩岩样的滑脱系数。为了减小CO2在页岩岩样中的吸附作用对滑脱效应实验结果的影响，延长每一个驱替压差下的驱替时间，测试相同时间间隔内的气测渗透率的变化，直至气测渗透率基本不变时选取相应的结果进行分析，实验结果见图4。从图中可以看出：CO2测定的页岩岩样的滑脱系数为0.030 4 MPa，测定的贝雷砂岩岩样的滑脱系数为0.024 9 MPa，其结果与其他类型气体的测量结果相符。

图4 CO2测定的贝雷砂岩岩样和页岩岩样的kg /k∞与岩心进出口端的平均气体压力倒数的关系

通过利用不同类型气体对贝雷砂岩岩样和页岩岩样进行渗透率测试与分析认为：实验条件、岩石特性和流体性质一定的条件下气体滑脱系数为一定值；随着气体分子质量的增加，滑脱系数不断减小；物性越差的储层滑脱系数越大，滑脱效应越明显[21]。由于页岩岩样存在大量的微米-纳米孔喉[22-23]，并且不同类型气体与页岩岩样的界面张力不同于贝雷砂岩岩样，这些因素导致页岩岩样的滑脱系数偏大，并且随着气体分子质量的增加两种岩样的滑脱系数差别逐渐减小，因此，气体滑脱系数与岩石类型和气体种类有关，压力、温度主要影响的是气体高压物性，如气体黏度、偏差系数等。

3 产能分析

假设气藏储层均质，组分为100%的CH4，储层温度120 ℃，原始地层压力50 MPa，单井泄流半径500 m，井筒半径0.178 m。利用Hall-Yarbough方法计算CH4偏差系数，利用Lee-Gonzalez-Eakin方法计算CH4黏度。根据式（5）得到贝雷砂岩岩样和页岩岩样实验结果对应的气井流入动态曲线如图5a、图5b所示。从图中可以看出：对于渗透率较高的贝雷砂岩储层，滑脱效应对气井产能基本无影响；对于渗透率极低的页岩储层，滑脱效应只有在低压条件下对气井产能有一定影响。图6为考虑与不考虑滑脱效应时气井的无阻流量比值随地层压力变化关系。滑脱效应对低压、低渗储层具有较大的影响，对于常规储层滑脱效应影响较小。因此，在常规气井产能评价中一般可以忽略滑脱效应对气井产能的影响，仅在低压、低渗储层中进行考虑。