致密砂岩气藏逐级降压开采物理模拟实验认识与启示

李进步 王继平 李 娅 胡 勇 谢 坤

1. 中国石油长庆油田公司 2. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油勘探开发研究院 4. 东北石油大学

0 引言

致密气开发最早起源于北美，以圣胡安盆地、阿尔伯达盆地最为典型。中国致密气勘探开发1972年始于四川盆地须家河组致密气田，2006年后以苏里格为代表的致密气开发进入大发展阶段。致密气典型的特征是储层致密、储集层物性差、含气饱和度低、渗流能力差、单井产量低、总体经济效益差。早期致密气成功开发依赖于致密气成藏理论的突破、甜点区优选技术的进步及压裂改造工艺的升级[1]。随着开发进一步深入，致密气开发面临资源劣质化、对象复杂化的新挑战，主要表现为：①主力层储层厚度变薄、含气饱和度降低；②投产井生产指标较气田上产阶段下降明显，产量递减率更高；③剩余储量碎片化现象严重，提高采收率难度大[2]。因此，实现复杂致密砂岩气藏精细开采是下一步致密气藏开发的攻关方向。

受地质沉积环境影响，致密气田储层致密、非均质性强，砂体相互叠置，气水关系复杂[3-7]，储层供气能力、储量动用特征有待深入研究。与常规砂岩相比，致密砂岩孔喉尺寸明显变小，连通性变差，以微纳米孔喉为主，基质供气能力弱，加之地层原始含水影响，致密砂岩气藏在实际开采过程中面临着动用边界有限和有效产气周期短等问题[8-13]。现有研究表明，低渗透率致密砂岩气藏动用特征较之常规砂岩气藏存在差异，常规砂岩气藏储量动用程度受砂体边界控制明显；低渗透率致密气藏基质供气慢，动用边界逐步扩大，小于等于砂体边界，其储量动用受砂体边界和动用边界双重控制，与原始地层压力、含水饱和度和生产制度等因素关系密切[14-18]。

目前常用的气藏开采室内模拟实验研究主要利用定容配产衰竭开采方式研究四川盆地、鄂尔多斯盆地气藏开发特征[17-21]，即在实验岩心充注气体后，通过设置单井配产进行衰竭开采，为模拟气藏开采过程提供了一种有效手段，获得的成果和认识较好地反映了生产动态规律，但该方法难以揭示不同生产阶段储层压力、供气能力以及储量动用变化特征，难以指导探索提高类似气藏储量动用和采收率。

笔者在前期苏里格气田储层物性、微观结构特征和定容配产衰竭开采方式研究的基础上，针对致密砂岩气储量动用规律不清楚、提高采收率方向不明确等关键难题，建立了能够反映苏里格气田开采模式的衰竭式开采模拟方法，选用苏里格气田主力层位盒8储层段天然基质岩心，建立一定初始含水饱和度，开展了生产压差分别为3.5 MPa、5.5 MPa、7.0 MPa逐级降压衰竭开采实验，揭示了储层压力、供气能力以及储量动用等关键指标全生命周期变化规律，明确了储量充分动用的临界地层压力，为探索提高采收率新方法奠定了理论依据。

1 逐级降压衰竭开采实验方法

1.1 设计思路

致密砂岩气藏流体渗流通道以纳米、微毛细管孔喉为主，对岩石中流体流动起控制作用，流体流动阻力较大。因此，致密气藏开发过程中储量由近井到远井逐渐动用，储层中会形成凹深的压降漏斗（图1），其中Lw表示井底位置，Le表示单气藏物理边界位置，pw表示井底压力，pe表示气藏物理边界压力。为了再现气藏开采过程中的压降特征，建立一套逐级降压开采方式物理模拟实验流程。实验过程中将实验用岩心首先恢复至地下孔隙压力和含水饱和度条件，然后逐级降压开采，相当于将至动用边界的储层等分成i份，n1、n2～ni；其中单次衰竭压差Δp=(pe-pw)/i，分别模拟每个压力等份条件下的气藏储量动用程度，最后将各等份条件下的实验结果进行组合（图2），认识气藏动用范围内压降特征、储层供气能力和储量动用特征。

图1 致密砂岩气藏开采示意图

图2 逐级降压开采方式物理模拟实验流程图

1.2 实验步骤

1）选取样品：选取实验所需岩心，单块岩心长度不低于5 cm，将渗透率相近的岩心进行拼接组合成长岩心，本次实验选择岩心渗透率为0.1 mD，孔隙度约为10%的4块岩心串联进行实验（表1）。

表1 逐级降压开采实验方案表

2）建立含水饱和度：采用抽空饱和水的方法对岩心饱和水，然后进行气驱，确保岩心保持实验所需的含水饱和度，本次实验岩心平均含水饱和度为50%。

3）饱和气：将满足含水饱和度要求的岩心装入耐高压夹持器，加围压至35.0 MPa，然后从岩心两段同时加压饱和气，当两端压力达到30.0 MPa且1～2 h保持不变时，饱和气完毕。

4）逐级降压开采实验：采用自动控制回压系统，按照设计单次压降值，从出口端逐级降压开采，记录降压过程中岩心两端压力、出口气流量、累计气流量、水流量、累计水流量等参数。实验出口不产气后再进行二次降压开采，记录相同参数，如此逐级下降，直至出口至废弃地层压力。考虑实验周期、实验效果及苏里格生产实际，采用实验压差分别为3.5 MPa、5.5 MPa 及 7.0 MPa。

5）对步骤4）中实验数据参数进行分析总结，归纳储量动用规律。

为保证实验效果，本次实验采用岩心胶皮套定点部署测压孔，实现对岩心内部孔隙压力实时在线动态检测，攻关了常规实验只能测得端点压力而不能测得压力剖面的技术难题，为揭示致密砂岩渗流边界与储量动用特征评价提供关键技术支撑；采用高精度回压、围压等控制系统，实现了气井衰竭开采实验模拟，可以模拟气井任意配产或任意生产压差条件下的开采过程。

2 开发规律认识与启示

2.1 实验规律

2.1.1 储层压力变化规律

以生产压差3.5 MPa为例，分析揭示逐级降压开采过程中边界压力（岩心注入端压力）、井底压力（岩心采出端压力）变化规律，结果如图3所示。分析揭示了致密含水砂岩气不同开发阶段储层压力变化规律：①在地层压力较高的开发早期阶段（图3中的实验时间10 000 s之前），岩心边界端压力逐步下降至出口端压力即井底压力，两个压力达到平衡，储量动用充分；②在地层压力较低的开发中后期阶段（图3中的实验时间10 000 s之后），开采过程中，岩心边界端压力也会逐步下降，但边界压力下降缓慢且不能下降至井底压力，随储层压力进一步下降，边界压力与井底压力的差异越明显，表明该阶段远井区储量难以得到充分动用。因此储层压力对储量动用程度有决定性的影响。

图3 实验入口端压力与出口端压力变化规律图

在生产压差3.5 MPa实验基础上，进一步开展了放大压差（5.5 MPa、7.0 MPa）开采模拟实验，揭示逐渐降压开采过程中边界压力（岩心注入端压力）与井底压力（岩心采出端压力）差异特征，结果如图4所示。在5 000 s后，边界压力与井底压力差异逐渐显现；生产压差越大，压力差异出现越早；随着开采的继续其差异越大。实验表明对于致密含水砂岩气藏，放大压差生产对于远井区储量动用的影响存在较大影响。

图4 不同生产压差条件下边界压力与井底压力差图

2.1.2 储层供气能力规律

进一步将不同生产压差下储层瞬时流量与地层压力进行分析，结果如图5所示。分析可以看到在不同储层压力阶段储层供气能力存在明显差异，在储层压力大于等于15.0 MPa时，储层供气能力总体较强，且随生产压差增加而增强，当储层压力下降至15.0 MPa以下，储层供气能力总体较低，即使放大压差也难以有效提产。这一认识表明以实验岩心为代表的苏里格气田Ⅲ、Ⅳ类储层，可探索补充地层能量方法，确保气藏维持在较高地层压力生产是保障气藏高产的重要条件。

图5 瞬时流量与地层压力关系图

2.1.3 储量动用规律

将不同生产压差条件下采收率情况绘制成图，结果如图6所示，采收率评价实验数据如表2所示。分析可以得出：无论生产压差大与小，开发早期采出程度上升较快，开发中后期采收率上升幅度较平缓；而生产压差越高，则生产周期越短，储量难以得到充分动用，最终采收率随生产压差增大而降低。生产压差为7.0 MPa的储层采收率仅为32.9%，较3.5 MPa生产压差下的采收率低16.4%。因此，设定合理生产压差是提高采收率的良好方法。

表2 采收率评价实验数据表

图6 采收率评价图

2.2 生产规律

选择苏f-e井和苏d井两口井为例，分析不同配产条件下的生产特征，揭示生产实际开发规律。

苏f-e井生产层位为盒8段、山1段，有效厚度分别为10.3 m、6.5 m，孔隙度分别为9.44%、11.48%，渗透率分别为 0.47 mD、0.56 mD，含气饱和度分别为55.52%、62.04%，生产动态特征曲线如图7所示。当初期配产为3.0×104m3/d时，该井稳产时间大约为6个月（不包括关井3个月），稳产期累计产气量为688.56×104m3。当配产降为 2.0×104m3/d、1.3×104m3/d、1.0×104m3/d 时， 生 产 压 差 减 小，稳产期逐次延长，配产为1.0×104m3/d时，稳产期长达120余月之久。

图7 苏f-e井生产动态特征图

苏d井生产层位为盒8段，有效厚度为15 m，孔隙度为10.9%，渗透率为0.99 mD，含气饱和度为64.3%，生产动态特征曲线如图8所示。当初期配产为6.0×104m3/d时，该井稳产时间大约仅为3个月就开始呈现快速递减趋势。当减小生产压差，将配产降为1.0×104m3/d时，该井稳产期可以达到30个月。两口井的配产对稳产期生产的影响如表3所示。

图8 苏d井生产动态特征图

从表3可以看出，苏f-e井当配产从3.0×104m3/d降到2.0×104m3/d时，I类井稳产期可以延长到4倍左右，稳产期累计产气量也可以增加到2.6倍左右。

表3 配产对稳产期生产影响表

2.3 启示

物理模拟实验和现场生产动态结果均表明：①初期配产越高，生产压差越大，递减越快，对致密砂岩储层，在相关条件允许范围内，适当降低配产，优化生产压差，可以保持地层压力，延长稳产期，增加稳产期累计产气量；②地层压力越高，储层流体流动越充分，储量动用程度越高，寻找高压甜点区是气藏勘探开发的重要方向和目标，对于苏里格气田广泛分布的Ⅲ、Ⅳ类储层，未来可大胆探索补充地层能量新方法，确保气藏维持在较高地层压力下以合理生产压差开采，保障气藏产能和提高采收率[21]。另外，增大泄流面积，减少渗流距离，同样可提高储层动用程度，目前“水平井部署+储层分类评价+密切割改造”组合技术已在苏里格气田实施，其有效性已得到验证，有效提高了致密含水砂岩气藏采收率。

3 机理分析

3.1 微观渗流机理

微观孔喉结构特征（孔喉大小及数量比例）决定了储层的物性，也决定了气、水渗流能力。致密砂岩气藏流体渗流通道以纳米孔喉（小于0.01 μm）、微毛细管孔喉（0.1～0.01 μm）为主，这两种孔喉占总孔喉数量比例超过70%[11]（表4）。喉道是决定储层渗流能力的关键，喉道细小，流体渗流时阻力较大，毛细管压力曲线显示其排驱压力超过1.0 MPa。因此，保持较高的地层能量及一定的生产压差有助于致密砂岩储层流体流动。

3. 2 气体膨胀机理

对于致密岩性圈闭气藏，气体膨胀力是天然气流动进入井筒的主要动力[22]。在高压阶段，气相膨胀能远大于水相，易形成连续流，在低压阶段，气相膨胀能减小，易被水封隔，难以形成连续流（图9）。而随着气藏压力降低，气体膨胀力减小，当压力下降到临界地层压力，微细喉道中的可动水大量进入主流喉道，气相从连续相被逐渐卡断为断续状气泡，在贾敏效应下，渗流阻力持续增大，导致气体无法流动。另外，地层压力下降，有效应力增大，会产生应力敏感，造成岩石渗流通道不可逆的破坏性，使储层物性变差，流动阻力也会呈增大趋势（图10，图中Ki表示实验后渗透率；Ko表示原始渗透率）。由图10可见，实验岩心净围压先升压后降压，测试渗透率比原始渗透率下降15.8%。

3.3 储量动用机理

物理模拟实验结果表明：生产压差对储层压力剖面和动用边界存在影响（图11）。由于储层致密、强非均质性、气水关系复杂以及原始地层压力低等原因，生产压差较大时，废弃地层压力越高，动用范围越小，动用范围内边界压力下降程度越低，天然气弹性能量难以获得充分释放，储量难以充分动用，故采收率越低。实验中不同生产压差3.5 MPa、5.5 MPa、7.0 MPa对应废弃地层压力分别为 8.0 MPa、9.0 MPa、11.0 MPa。

4 结论

1）针对苏里格气田目前储量动用规律不清楚、提高采收率方向不明确等关键难题，通过建立一套逐级降压开采方式物理模拟实验方法和流程，选用苏里格气田盒8段主力储层岩心，开展了不同生产压差下逐渐降压衰竭开采实验，揭示了储层压力、供气能力以及储量动用等关键指标全生命周期变化规律。

2）明确了苏里格致密含水砂岩气藏Ⅲ、Ⅳ类储层储量充分动用的临界储层压力约为15.0 MPa，认识到在储层压力大于等于15.0 MPa时，生产压差越大则储层供气能力越强，储量动用充分；随储层压力下降至15.0 MPa以后，储层供气能力降低，近井区和远井区储量动用存在差异，远井区储量难以得到充分动用，为探索提高采收率新方法奠定了理论依据。

3）验证了致密含水砂岩气藏提高采收率方法“水平井部署+储层分类评价+密切割改造”组合技术在苏里格气田的有效性。另外，应积极探索补充地层能量新方法，确保气藏维持在较高地层压力下以合理生产压差开采，保障气藏产能和高采收率。