致密砂岩气藏有效渗流评价——以苏里格东区为例

王 静，金大权，马羽龙，王嘉新，张春阳，蒋丽丽

(1.中石油长庆油田分公司 第四采气厂，陕西 西安 710018；2.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室，北京 102249；3.中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

引 言

同常规砂岩相比，致密砂岩孔喉具有非均质性强、孔隙结构复杂、喉道细小和物性差等特点[1-2]。流体可动用性是制约致密砂岩储层可采程度的重要因素之一，针对其研究多利用核磁共振实验，核磁共振T2谱可获取可动流体参数，对表征可动流体与孔喉结构的关系具有重要作用[3]。Cai等[4]通过核磁共振T2截止值研究了孔喉分布特征；明红霞等[5]认为致密气藏可动流体饱和度只与孔隙和喉道半径有关；孙军昌等[6]研究发现致密气藏普遍含大量束缚水，油气多被束缚于被小喉道控制的大孔隙与微孔隙中。前人对于致密砂岩气藏流体可动用性的研究多集中于孔隙结构对流体赋存特征的影响，而对于有效渗流评价的研究较少。本文以苏里格气田东区为例，提出有效渗流的概念，将表征储层特征和渗流难易程度的主流喉道半径、表征储层开发潜力的可动流体饱和度和表征渗流能力的启动压力梯度和应力敏感系数作为有效和无效渗流的评价分级参数，最终通过计算渗流速度，建立了基于启动压力梯度和应力敏感影响下的渗流区域图版，为致密气藏采收率评价工作提供参考。

1 有效渗流评价参数

1.1 主流喉道半径

对渗透率累积贡献达到80%时所对应的喉道半径称为主流喉道半径，它是表征致密储层微观孔隙结构的重要参数之一，影响储层中流体的渗流能力[7-8]。

研究区储层渗透率与主流喉道半径具有较好的幂函数关系(图1)。由图1可知，苏里格东区储层主流孔喉半径平均值主要分布在0.4 μm以下，渗透率也主要分布在0.4×10-3μm2以下。对于致密砂岩气藏，储层开发潜力的大小取决于对储层渗透率起主要贡献的较大喉道分布的多少。大吼道分布越多，流体渗流时的通道就大，渗流阻力就越小；反之，流体的渗流阻力就大，储层开发难度也会变大。苏里格东区有50%的岩心主流喉道半径小于0.4 μm，即主要是亚微米级喉道对渗流起到控制作用。

1.2 可动流体饱和度

由于致密储层孔隙内表面积大、喉道细小，大量束缚流体吸附在孔隙壁面，因此可动流体饱和度可用于表征致密储层孔隙流体赋存特征和评价储层开发潜力[9]。根据国内外油气田开发的经验，若仅以可动流体饱和度为标准，则可将储层划分为5类[5]，具体分类见表1。

相关文献[10～13]对核磁共振检测流体可动用性原理已经介绍得非常详细，本文不再展开详述。核磁共振实验结果显示苏里格东区气田盒8段储层T2谱形态比较复杂，具体来看，东区7块样品的T2谱分布有单峰型、左高右低型、中间高峰两边低峰型3种类型(图2)，可动流体饱和度值为8.29%～52.96%，平均值为33.78%，变化较大且整体偏低(表2)。

表2 苏东地区岩样核磁共振实验数据

图2 苏东地区岩样核磁共振T2谱分布

1.3 启动压力梯度

苏里格高含水致密气藏为气水两相渗流，其储层中气水的流动通道细小，极易形成水化膜。由于毛管力的作用，地层孔隙中的气体必须克服水化膜的束缚，即作用于水化膜两侧的压力梯度必须高于临界值时气体才能流动，该值即为气体渗流时的启动压力梯度[14-15]。本文选取苏里格东区10块岩心(表3)，通过流量压差法进行致密气藏气水两相启动压力梯度测试实验。

1.3.1 实验步骤

(1)为了更好地模拟储层真实情况，启动压力梯度测试所用岩心均为含束缚水岩心，所有岩心的含水饱和度为41%～45%，均接近储层束缚水饱和度(表3)。

表3 苏东地区岩样启动压力实验基础数据

(2)实验流程和仪器如图3。选取30 MPa作为实验围压来模拟苏里格东区致密储层的上覆地层压力，测量10组岩心渗透率Kg，出口压力设定为大气压力0.101 33 MPa，进口压力为0.02 MPa，0.03 MPa，0.04 MPa，0.05 MPa，0.075 MPa，0.1 MPa，0.15 MPa，0.20 MPa，0.25 MPa和0.3 MPa。

图3 启动压力梯度测定实验基础流程

(3)通过改变进口压力多次测定通过岩心的气体流量Q，测定其进口压力p1和出口压力p0，计算气体流速V，并取平均值作为有效流动速度。

1.3.2 实验结果

作4号和8号岩心的两相启动压力梯度曲线如图4(a)、图4(b)所示。由图4(a)可知，4号岩心的启动压力梯度dp/L值为1.5 MPa/m；由图4(b)可以看出，8号岩心的启动压力梯度dp/L值为0.19 MPa/m。

图4 气水两相启动压力梯度实验曲线

通过实验可知，当渗透率大于0.1×10-3μm2时，不存在启动压力梯度；而当渗透率小于0.1×10-3μm2时，存在启动压力梯度且较明显。由图5可知渗透率倒数与启动压力梯度呈近似线性关系。

图5 渗透率倒数与启动压力梯度关系

1.4 应力敏感性评价

应力敏感是指储层渗透率随有效应力的变化而变化的现象[16]。在气藏生产过程中，净上覆岩层压力随着流体产出不断升高，储层孔隙空间受到压缩，最终造成裂缝通道和喉道闭合，这将引起储层中流体渗流阻力的增加和渗流速度的降低，最终使气井产能下降。

应力敏感性评价对于致密储层保护方案设计意义重大。国外关于应力敏感性评价的研究始于20世纪70年代，Jones等[17-19]提出了天然裂缝性碳酸盐岩中岩样渗透率与有效应力的关系式

(1)

同时发现该式也适用于低渗砂岩气层。式中，S为应力敏感系数，小数；σ为有效应力，MPa；K为σ对应的渗透率，10-3μm2；K1000为第1 000个有效应力下的岩样渗透率，10-3μm2。

国内近年来应力敏感性研究较多，张琰等[20]用渗透率损害率来表征低渗透气藏的应力敏感程度，即

(2)

式中，R为渗透率损害率；K1、K2为不同应力点对应的渗透率，10-3μm2。

蒋海军等[21]通过实验得到渗透率与有效应力的指数回归关系式，应力敏感性程度用关系式中的常数表示。

中国石油天然气行业标准SY/T5358-2010《储层敏感性流动实验评价方法》中，提出了应力敏感损害率的定义，即

(3)

式中，Dk为渗透率损害率，%；K1为第一个应力点对应的岩样渗透率，10-3μm2；Kmin为达到临界应力后岩样渗透率的最小值，10-3μm2。

兰林等[22]分析了不同初始条件下渗透率损害率与应力敏感性系数的关系，即

(4)

式中，Ss为应力敏感系数；σ为有效应力，MPa；K为σ对应的渗透率，10-3μm2；σ0为初始测点的有效应力，MPa；K0为σ0对应的渗透率，10-3μm2。

考虑到应力敏感性系数与渗透率损害率相关性强，应力敏感性系数可对比不同区块储层应力敏感程度，因此使用兰林等提出的应力敏感性系数来度量储层的应力敏感程度。

采用应力敏感系数和渗透率损害率的应力敏感性评价标准如表4所示。

表4 应力敏感性评价标准

为了评价苏里格东区的应力敏感性，依据式(3)和式(4)计算研究区岩样的渗透率损害率与应力敏感系数(表5)，并根据表4标准评价其应力敏感程度。10块岩心的平均应力敏感系数为0.107 16、平均渗透率损害率为48.12%，为中等应力敏感。储层的应力敏感效应将极大程度影响储层

表5 苏东地区岩样应力敏感程度评价结果

渗流能力，降低气藏采收率。因此，对于致密气藏需要考虑应力敏感效应的影响。

2 渗流区域分类界限

将多孔介质中的流体在地层条件下能够有效运移并聚集成流的状态，定义为有效渗流，相反则称为无效渗流。本节将主流喉道半径、可动流体饱和度、启动压力梯度和应力敏感系数作为有效和无效渗流的评价分级参数，最终通过计算渗流速度，建立基于压力敏感和启动压力梯度影响下的渗流区域图版。

2.1 渗流区域分类依据

依据上节所选取的评价参数将研究区储层划分为有效渗流和无效渗流区域(表6)：渗透率小于0.1×10-3μm2的为Ⅰ类储层，主流喉道半径小于0.1 μm，为纳米级别的孔喉空间，束缚水饱和度最高，启动压力梯度大于0.1 MPa/m，应力敏感大于0.09，在该类储层内难以形成有效渗流；渗透率大于0.1×10-3μm2的为Ⅱ类储层，主流喉道半径大于0.1 μm，可动流体饱和度大于35%，启动压力梯度小于0.1 MPa/m，应力敏感系数小于0.09，在该类储层内易形成有效渗流。

表6 苏里格东区渗流区域分类

2.2 渗流区域图版

致密气藏孔喉细小、比表面积大、渗透率低，使储层中流体存在一些明显的渗流特征。由于存在启动压力梯度，则气藏中的渗流速度为

(5)

式中：Δp为驱替压力差，MPa；λ为启动压力梯度，MPa/m；μ为天然气黏度，mPa·s；L为岩心长度，m。

由于存在应力敏感现象，则气藏中的渗透率随压力发生变化。根据渗流影响因素的分析，对气体渗流速度公式进行修正，得到气体渗流速度

(6)

式中，Ki为原始渗透率，10-3μm2；α为应力敏感系数；λ为启动压力梯度，MPa/m。

根据测得的储层基质渗透率、启动压力梯度、应力敏感系数3个参数计算渗流速度，当渗流速度足够小时，则可当作无效渗流。最终绘制出渗流区域图版(图6)，Ⅰ区为无效渗流，包括的区间为：渗透率小于0.1×10-3μm2，存在启动压力梯度但小于0.05 MPa/m且存在压力敏感系数但小于0.09，或渗透率小于0.2×10-3μm2，启动压力梯度大于0.05 MPa/m且压力敏感系数大于0.09。Ⅱ区为有效渗流，包括的区间为：渗透率大于0.2×10-3μm2的所有区域或渗透率为(0.1～0.2)×10-3μm2，启动压力梯度小于0.05 MPa/m且压力敏感系数小于0.09的区域。因此对于基质渗透率小于0.1×10-3μm2的致密气藏需要进行水力压裂才能取得较好的开发效果。

图6 基于渗透率、启动压力梯度和应力敏感的渗流区域图版

3 结 论

(1)以渗透率、主流喉道半径、可动流体饱和度、启动压力梯度和应力敏感下渗透率损害率等参数为依据划分了有效渗流与无效渗流区域。渗透率小于0.1×10-3μm2的储层，其主流喉道半径为纳米级别，束缚水饱和度最高，启动压力梯度和应力敏感系数较大，因此难以形成有效渗流；渗透率大于0.1×10-3μm2的储层，其主流喉道半径为亚微米级别，可动流体饱和度较大，启动压力梯度和应力敏感系数较小，因此易形成有效渗流。

(2)根据测得相关参数计算渗流速度，建立了研究区基于渗透率、启动压力梯度和应力敏感的渗流区域图版，确定基质渗透率小于0.1×10-3μm2的致密砂岩气藏需要进行水力压裂才能取得较好的开发效果。