致密气藏岩石渗透率应力敏感对气水两相流动影响实验研究

郑小敏，成志刚，林伟川，董国敏，杨智新

（中国石油集团测井有限公司，陕西 西安710077）

0 引 言

致密气藏孔隙结构异常复杂，孔喉细小、毛细管压力高、渗透率低、储气层高含水饱和度等特点，使得致密储层存在较强的应力敏感性，导致气水两相渗流特征极其复杂，影响致密气藏的开发效果和超低渗透率气井的产能，给储层评价带来一定的难度。针对这一现状，对致密气储层在岩石应力敏感条件下复杂的气水赋存和流动状态进行研究，对气藏产能的确定和评价具有重要的意义。

石玉江、孙良田等［1－6］从不同的角度对低渗透率储层岩心进行了应力敏感分析，但缺乏致密气藏岩石渗透率在0.3mD＊＊非法定计量单位，1mD＝9.87×10－4μm2，下同以下与0.3mD以上的应力敏感对比研究，特别是在产能预测相结合的研究方面。因此，本文在前人研究的基础上，基于长庆油田致密气藏储层P1s、P2h岩心，开展了不同应力敏感条件下气水两相相对渗透率曲线实验测试，分析致密气储层岩石应力敏感对储层气水两相流动及产能的影响。

1 岩心应力敏感实验

气水两相相对渗透率应力敏感实验仪器主要分为岩心部分、注入部分、采出部分。实验流程图见图1。

图1 气水两相渗透率应力敏感实验流程图

实验方法为围压模拟地层岩心所承受上覆岩石压力、内压模拟气藏孔隙流体压力、采用变围压方式进行气水相对渗透率的岩心应力敏感实验测试。变围压方法测试时围压分别设定为30、20、10MPa进行应力敏感实验测试。测定不同有效应力下的渗透率变化，分析升降围压对两相渗流的影响。实验数据的测定方法采用非稳态法。

2 岩心应力敏感实验结果分析

通过实验，从不同围压下气水相对渗透率变化趋势和不同渗透率下变围压气水相渗特征2个方面对岩心的应力敏感性进行分析。

2.1 不同围压下气水相对渗透率变化趋势

图2 不同围压条件下相渗变化分析

应力敏感测试实验选取了P1s、P2h储层岩样共12块，选取的岩心渗透率范围为（0.129～0.887）×10－3μm2，孔隙度为5.61%～14.94%，属于典型的超低渗透率低孔隙度储层。图2为实验中具有代表性的渗透率分别为0.887、0.421、0.208mD 和0.134mD这4块岩心的实验测试结果图。

从图2可见，对于4块岩心，随着渗透率降低（0.887mD→0.421mD→0.208mD→0.134mD），气水两相共渗区从35.49%降低到21.73%，残余水饱和度下的气相渗透率从0.193mD降低到0.015mD，共渗区范围明显减小，气相相对渗透率明显降低，表明随着岩心渗透率降低，气水两相流动变得更加困难，气体更不容易采出。

对于每块岩心，随着围压的增加，整个相渗曲线向右下角移动，岩心的水相相对渗透率下降速度增大，同时气相相对渗透率也降低；残余水饱和度增大，两相渗流区变小，等渗点含水饱和度增加，气驱水效率也随着降低。这些都说明围压增加，岩心的喉道和较大孔隙受到压缩而发生变形，甚至闭合，导致气水相对渗透率值整体下降。

2.2 不同渗透率下变围压气水相渗特征分析

将所测岩心按照气测渗透率0.3×10－3μm2分为2类，即渗透率高于0.3×10－3μm2（4块）和低于0.3×10－3μm2（8块）。将气驱水相渗曲线归一化处理，得到有代表性的气驱水相渗曲线及归一化相渗曲线特征参数（见图3、表1）。

图3 气水相渗归一化曲线

表1 归一化气驱水相渗曲线特征参数

由相渗实验数据及归一化数据分析可得到以下结论。

（1）气驱残余水饱和度及等渗点饱和度总体偏高，残余水饱和度高于69.10%，等渗点含水饱和度高于81.21%，反映P1s、P2h储层岩石强亲水特性。

（2）残余水饱和度下气相相对渗透率较低，平均值为0.052 3×10－3μm2；两相共渗区范围较小，平均值为28.17%；气驱水效率较低，平均气驱水效率为28.17%。

（3）孔隙结构对气驱水效果影响明显：当K＞0.3mD时，共渗区范围更大、残余水下气相相对渗透率更大，气驱水效率更好。这表明气驱过程中，孔隙结构越好，气驱水过程中，气水两相渗流能力越强，越有利于气水共渗。

（4）对于K＜0.3mD（或者K＞0.3mD）相同渗透率级别的情况下，不同围压对气水相渗有一定的影响：随着围压的增加，岩心的水相相对渗透率下降速度增大，气相相对渗透率降低；残余水饱和度增大，两相渗流区变小，等渗点含水饱和度增加，故气驱水效率降低。

根据气水相渗归一化曲线，可得到气相相对渗透率与含气率相关性曲线（见图4）。将曲线拟直线部分反向延长并交于横坐标轴，其交点即为岩心拟最小可采含水饱和度（见表2）。

图4 岩心气相相对渗透率与含气率相关性

表2 不同围压下岩心拟最小可采含气饱和度

由图4和表2可知，随着围压的不断升高，岩心拟最小可采含气饱和度变小，说明应力敏感影响了岩心的产气效率，使得采出程度降低；在同样的围压下，渗透率较高的岩心，其拟最小可采含气饱和度更低，说明应力敏感对低渗透岩心在渗透率相对较大时的影响较大一些。

同时，对不同渗透率不同围压下气水分流曲线进行对比分析，计算结果见图5，数据见表3。

图5 气驱水分流曲线

表3 不同围压下，气驱前缘含气饱和度、前缘两相流区平均含气饱和度

由几何方法求得归一化岩心气驱水前缘含气饱和度、前缘两相流区平均含气饱和度（见表3）。由此得知，围压越大，气驱前缘含气饱和度以及前缘后两相流区平均含气饱和度越小，含气上升速度越快，气驱水过程中见水气间越早，气驱水效果越差，产能越低。同时，渗透率越高，气驱前缘含气饱和度以及前缘后两相流区平均含气饱和度越大，含气上升速度越慢，气驱水过程中见水气间越晚，气驱水效果越好，产能较高。

3 结 论

（1）致密气储层P2h、P1s层为典型的超低渗透率储层，表现为强亲水特性。在相同渗透率条件下，不同围压下的应力作用对气水相渗有一定的影响，围压增加岩心的喉道和较大孔隙受到压缩而发生变形，导致气水相对渗透率值整体下降。

（2）在相同应力条件下，孔隙结构对气驱水效果影响明显。气驱过程中孔隙结构越好，气驱水过程中气水两相渗流能力越强，越有利于气水共渗。

（3）气驱水分流曲线表明，围压越大气驱水过程见水越早，气驱水效果越差；相同围压下，渗透率越高气驱水过程见水越晚，气驱水效果越好。

（4）对于致密气藏，应力敏感产生的绝对变化值不大，但是相对变化值较大，对致密储层渗透率以及气水两相流动的影响较大，从而对产能的影响不容忽视。

［1］ Terrilyn M Olson.几个低孔低渗气藏的若干特征［J］.赵芬译.天然气工业，1985（开发学术论文专辑）：12－22.

［2］ 石玉江，孙小平.长庆致密碎屑岩储集层应力敏感性分析 ［J］.石油勘探与开发，2001，28（5）：85－87.

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［6］ 代平，孙良田，李闽.低渗透砂岩储层孔隙度、渗透率与有效应力关系研究 ［J］.天然气工业，2006，26（5）：93－95.