低渗透砂岩气藏渗流特征及渗透率下限研究

陈建勋 ， 杨胜来* ， 李佳峻， 梅青燕， 周 源， 邹 成

(1.油气资源与探测国家重点实验室，中国石油大学(北京)，北京102249; 2.中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院，成都 610041)

随着开发的进行，川中须家河组低渗砂岩气藏面临含水饱和度高、储层物性差、单井产能较低的问题，需要优化调整生产方案，提高气井产能。因此，开展了储层孔隙结构特征分析与地层条件下的气-水两相、气相单相的渗流特征研究，并根据经济产能确定了渗透率下限。

储层孔隙结构分析常用的方法有压汞测试、铸体薄片、扫描电镜、计算机断层扫描(computed tomography, CT)等； CT因具有快速、无损、三维重构的特点而得到广泛应用[1-7]。庞河清等[8]、苏娜等[9]利用CT技术重构了岩心的三维孔隙结构，研究了砂岩气藏孔隙结构特征。在低渗气藏的渗流特征及物性下限方面，前人做了大量深入的研究[10-15]。胡勇等[16]研究了毛管压力随渗透率的变化规律及气水相渗特征；姚广聚等[17]、叶礼友[18]研究了低渗气藏含水条件下的气相渗流特征；王璐等[19]、黎菁等[20]通过室内模拟实验分别研究了碳酸盐岩气藏、致密砂岩气藏的渗透率下限。

结合目标区块特征，利用CT技术研究微观孔隙结构特征并重构岩心三维孔隙模型，分析孔隙与裂缝对孔隙度和渗透率的影响规律，为渗流特征分析奠定基础[21]。通过实验研究地层条件下的气-水两相渗流特征、气相单相渗流特征；分析孔隙类型、含水饱和度、生产压差等对气相流动的影响规律；总结不同生产压差下的渗透率下限值，为生产方案的调整优化提供指导。

1 实验方案

首先对储层的孔隙结构特征进行CT分析；其次进行气-水两相渗流特征实验研究含水饱和度对气相流动的影响；最后在地层条件下进行渗流能力实验研究气相在不同压差下的流动特征，并根据相似转换得到渗透率下限。

1.1 微观孔隙结构分析

以天然岩心为目标，利用CT技术在0.7 μm分辨率下进行微观孔隙结构特征分析。1号、2号岩心的孔隙度分别为9.19%、7.36%；渗透率分别为0.06、0.24 mD。1号岩心为高孔低渗的孔隙型，表面无明显裂缝，部分孔隙较为发育，孔隙度相对较高；2号岩心为裂缝-孔隙型，表面发育有微裂缝，无明显的大孔隙，孔隙度略低。

1.2 渗流特征实验

1.2.1 实验条件

实验温度为90 ℃，围压为45 MPa，孔隙压力为30 MPa。

1.2.2 实验材料

实验用水为模拟地层水，矿化度157.068 4 g/L，实验气体为高纯度氮气。气-水相渗实验采用全直径天然岩心，而渗流能力实验采用柱塞岩心，其孔渗参数如表1所示。根据岩心表面是否含有裂缝，将岩心分为孔隙型和裂缝-孔隙型。在孔隙型岩心中，虽然X2、K1、K3号岩心表面无明显裂缝，但是孔隙较为明显，孔隙度较高。而X4、L2、L3号岩心表面的裂缝发育程度较高，L1号岩心表面可观察到闭合裂缝。

表1 岩心孔渗参数Table 1 Core porosity and permeability parameters

1.2.3 气-水相渗实验步骤

参照《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》(GB/T 28912—2012)，采用非稳态气驱水的方式测定气-水相渗曲线，实验流程如图1所示。具体步骤为：①建立地层条件；②连续测定三次水相渗透率，其相对误差小于3%，作为水-气相对渗透率的基础值；③控制压差，进行气驱水，记录各个时刻的产水量及产气量；④气驱水至无水产出，测定气相有效渗透率后结束实验。

图1 渗流特征实验流程Fig.1 Experimental procedures of flow characteristics

1.2.4 渗流能力实验步骤

通过测定不同压差下的气相流速，分析气相流动的影响因素，并转换矿场条件得到不同压差下的渗透率下限。具体实验步骤为：①建立地层条件；②建立束缚水饱和度；③保持注气压力恒定，以0.2 MPa压差逐级降低出口压力至24 MPa；④记录不同压差下稳定的气相流速等数据。

2 微观孔隙结构特征分析

1号岩心的CT二维图片、三维模型以及孔隙模型如图2所示，岩心表面多为孔隙，并有极少量微裂缝，判断岩心为孔隙型。岩心孔隙半径最大值约为30 μm，半径小于6.67 μm的孔隙体积约占57%，说明大孔隙比例相对较低；岩心喉道半径最大值约为21 μm，半径小于2.3 μm的喉道约占50%。这说明岩心的孔隙和喉道半径差异较大。

图2 1号岩心CT结果Fig.2 CT results of core No.1

根据孔隙提取模型分析，虽然1号岩心孔隙度较高，但是连通孔隙仅为30%，孔隙连通性较差，表现为高孔低渗的特征。

如图3所示，2号岩心的CT结果显示表面裂缝发育，孔隙分散，所以判断岩心为裂缝-孔隙型。岩心孔隙半径最大值约为12 μm，孔隙半径小于1.4 μm的孔隙体积约占50%，大孔隙比例相对较低；岩心喉道半径最大值约为7.2 μm，半径小于1.2 μm的喉道约占51%，岩心以小喉道为主。2号岩心的孔喉半径差异较小，说明孔隙和喉道相对较为均匀。

图3 2号岩心CT结果Fig.3 CT results of core No. 2

根据孔隙提取结果，黄色为裂缝，红色为孔隙，岩心内裂缝发育，裂缝体积约占孔隙总体积的89.1%，连通的裂缝体积约占裂缝总体积的99.96%，孔隙之间的连通性弱，渗透率贡献率主要来自裂缝。

由于孔喉半径大，孔隙连通性弱，部分孔隙型岩心表现为“高孔低渗”的特征。与之相比，裂缝-孔隙型岩心体现出低孔高渗的特征，虽然孔喉半径偏小，但是其裂缝发育，孔喉相对均匀，孔隙连通性强，气相渗透率大幅提高。此外，部分岩心发育有闭合裂缝，其渗透率并未明显提高。因此，与孔隙度、孔喉半径相比，孔隙连通性(裂缝发育程度)对岩心的渗透率影响程度更高。

3 气-水两相渗流特征分析

不同类型岩心在地层条件下的气-水相渗特征如图4所示，X4号岩心的裂缝发育程度较高，渗透率为1.264 mD。气驱水过程中，气相相对渗透率快速上升，残余水饱和度约为55.66%，残余水条件下的气相相对渗透率约为89%。结合微观孔隙结构特征分析，裂缝-孔隙型岩心孔隙连通性强，气相流动阻力小，易形成高渗通道，降低了气驱水的效率，使得残余水饱和度和气相相对渗透率较高。

XI号和X2号岩心的残余水饱和度分别为48.13%、40.99%，残余水饱和度下的气相相对渗透率分别为19%、57%。分析认为，X1号岩心较为致密，细小的孔隙比例高，气驱水过程中毛管压力较大，气相流动能力弱，气相相对渗透率最低；孔隙中的水相难以被驱替。X2号岩心中气相推进均匀，水相动用程度高，残余水饱和度低。

Krg为气相相对渗透率；Krw为水相相对参透率图4 不同类型岩心气-水相渗特征曲线Fig.4 Gas-water relative permeability characteristics for different types of cores

实验证明，孔隙型岩心中，渗透率越高，气相流动阻力小，共渗区间越大，残余水饱和度下气相相对渗透率越高。与孔隙型岩心相比，含有裂缝的岩心残余水饱和度及其对应的气相相对渗透率高。不同类型岩心的水相相对渗透率变化较为接近，但是裂缝-孔隙型岩心的气相相对渗透率上升更快。裂缝的存在，提高了岩心的导流能力，气相相对渗透率快速上升。

4 气相流动特征分析

4.1 渗流特征分析

根据称重法，测得6组岩心的束缚水饱和度分别为40.23%、38.55%、37.40%、38.97%、51.66%、47.70%。根据气-水相渗特征与微观结构分析，裂缝-孔隙型岩心内部可能存在部分高渗通道，导致部分水相难以被动用，束缚水饱和度偏高。由于裂缝发育程度低，L1号岩心的含水饱和度略低于L2号和L3号岩心。

如图5所示，受毛细管阻力的影响，地层条件下束缚水岩心中的气相流动呈现启动压力、低速非达西流、线性流特征。气相流动的启动压力介于0.22～1.46 MPa，对应的压力梯度介于4.88～28.0 MPa/m。随着岩心渗透率的增加，毛细管阻力的影响和启动压力逐渐减小，在L2号和L3号岩心中的气相流动接近线性流，表明裂缝发育程度对于气相流动能力具有积极作用。在1.0 MPa的压差下，K2号、L1号、L3号岩心的气体流量分别为0.42、2.16、13.50 mL/min；在5.0 MPa压差下，K2号、L1号、L3号岩心的气体流量分别为12.69、29.4、142 mL/min。可见随着压差的增加，气相流动能力提高。

图5 不同类型岩心气相渗流特征曲线Fig.5 Gas flow characteristic in different types of cores

4.2 渗透率下限分析

以地层压力30 MPa、井控半径344 m、井眼半径0.06 m、岩心长度0.043 m、储层厚度15.5 m为基础参数。根据流速相似[20]，对实验气相流速与矿场产能进行换算，当矿场产能为0.5万m3/d、2.0万m3/d时，转换到实验条件下约为30、120 mL/min。

根据压力梯度相似[19]，将实验压差与生产压差进行相似转换，当生产压差分别为8、16、20 MPa时，对应的实验压差约为0.77、2.00、3.13 MPa。如图6所示，增大实验压差可有效提高气相的流动能力；当岩心渗透率介于0.05～0.40 mD时，气相流速随渗透率接近幂函数的趋势逐渐提高，其趋势拟合吻合度高达92%。相同压差下，在干岩心中气相流速与渗透率应为线性关系；由于束缚水的存在，使气相流动需要克服毛管阻力，在低压差条件下气相流动为非线性流。因此，束缚水条件下的气相流速与渗透率更接近幂函数的关系。

图6 不同生产压差下气相流速与渗透率的关系Fig.6 Gas phase velocity and permeability under different production pressure differences

目标储层深度约为2 200 m，单井产能的经济下限为0.5万m3/d；对应实验室条件下的气相流速30 mL/min。当生产压差分别为16、20 MPa时，对应的渗透率下限分别为0.34、0.27 mD。孔隙度对于气井产能具有积极影响，例如K3号岩心的渗透率略低于L1号岩心，但是相同压差下K3号岩心的气相流速更高。在低压差条件下，气相流动能力较差，难以达到经济下限产能。随着生产压差的增大，渗透率下限逐渐降低。气相流速与受渗透率密切相关，孔隙度对于产气速度的程度较低。提高储层渗透率或生产压差，可以有效提高气井产能。

5 结论

通过CT结果及渗流特征实验得到以下结论。

(1)裂缝能够有效提高岩心的孔隙连通性及渗透率，部分裂缝发育的岩心体现出“低孔高渗”特征；与孔隙度、孔喉半径相比，渗透率受裂缝发育程度和孔隙连通性的影响程度相对更高。

(2)不同类型岩心中，水相相对渗透率变化趋势较为接近；随着渗透率的提高，残余水饱和度下气相相对渗透率逐渐提高。与孔隙型岩心相比，裂缝-孔隙型岩心易形成高渗通道，导致水相动用程度低，共渗区间小，气相相对渗透率高。

(3)相同生产压差下，气相流速与岩心渗透率呈幂函数的增加趋势。当生产压差为16 MPa和20 MPa时，对应的渗透率下限分别为0.34、0.27 mD；增大生产压差，可有效降低渗透率下限。在低压差、束缚水条件下，以孔隙型为主的低渗储层，难以达到经济下限产能。控制含水饱和度、提高储层渗透率或是生产压差，是将来提高气井产能最佳方式。