致密砂岩气藏气水相对渗透率计算方法改进

许诗婧,王长权,曾思佳

(1.长江大学 石油工程学院,湖北 武汉 430100;2.油气钻采工程湖北省重点实验室(长江大学),湖北 武汉 430100)

引 言

致密砂岩气藏孔隙结构较常规储层更为复杂,渗透率和孔隙度极低,孔喉细小,气、水两相在储层中的渗流更为复杂。相对渗透率是决定油气藏模拟效果的关键因素,可以通过孔隙之间的相互影响,确定渗透率、润湿性、非均质性、饱和度以及饱和历史。虽然对于气液两相相对渗透率的实验室测量技术已经成熟,但困难和不确定性依然存在。稳态法和非稳态法相对渗透率测定是目前最常用的两种方法,非稳态法由于其测量方便而被大多采用。非稳态法主要采用JBN方法计算相对渗透率,但值得注意的是,JBN方法考虑的因素较少,计算值与实际有较大偏差。为了修正实验计算过程的误差,大量学者作了相关的影响因素以及改进计算方法的研究。Fei Mo[1]等考虑了两相流动过程的贾敏效应以及流体黏滞力,提出了气水相对渗透率计算模型;Milad Farahani[2]等研究了非稳态气水相对渗透率测定实验中压差、末端效应、滑脱效应以及矿物溶解等因素的影响;Kewen Li[3]等通过测定不同平均孔隙压力下的气相相对渗透率,计算不同含水饱和度下的气体滑脱系数,校准气体相对渗透率;Huimin Wang[4]等利用分形理论建立了一种改进气水相对渗透率的模型,模型考虑了孔隙结构的复杂性、几何校正系数、水膜和实际气体等因素;赵振峰[5]等、栗孝政[6]等建立了考虑动态启动压力梯度和应力敏感效应的致密气藏两相渗流计算方法并进行了实例验证;罗沛[7]等建立了基于储层孔隙结构分形维数和生产水气比历史拟合相结合的气水相对渗透率计算方法;Sheng Peng[8]等采用自吸的方式进行气水相渗的测定,并采用改进的B-C方程修正气体相对渗透率的计算;张涛[9]等结合分形理论,建立了致密砂岩储层气水相对渗透率模型,模型考虑了气体滑脱效应、孔喉结构参数、含水饱和度分布。

气体和液体在多孔介质中的流动存在显著的差异,尤其是低渗致密的储层中。在非稳态法气水相对渗透率测定实验中,为了消除岩心末端效应,因此驱替压力不能过低,而采用较高的压差,尽管克服了末端效应,但由于气体滑脱效应的存在,在含水饱和度接近束缚水状态下,气体相对渗透率也会显著大于1[10-11]。也有许多学者[12-13]研究发现气体在低渗致密岩心中的流动不完全符合Klinkenberg线性方程,继续应用这种线性关系会导致储层的渗透率偏大,因此采用克林肯伯格公式进行简单的校准缺乏准确性。

本文在对非稳态法气水相对渗透率实验结果采用JBN方法进行初步处理的基础上,考虑气体滑脱效应的影响,建立渗透率与孔隙结构的关系,将不同含气饱和度下的气体渗透率转化为等饱和度下液体渗透率进行相渗计算,消除气体滑脱影响,以获得更准确、符合实际情况的相渗曲线,指导气藏开发。

1 储层物性特征

目标区块博孜9井位于塔里木盆地库车坳陷北部,属巴什基奇克组,岩性以褐色中砂岩、细砂岩为主,埋深7 500 m以深,属超深井,储层岩心孔隙度6%～13%,渗透率主要为(0.5～50.0)×10-3μm2,表现出低孔、低渗特征,且孔隙度和渗透率相关性较差,部分样品渗透率明显偏高,这些样品可能是受构造挤压作用,发育有裂缝。储层储集空间以原生粒间孔为主,其次为粒间溶孔,颗粒呈点-线接触,粒缘片状喉道发育,部分被黏土矿物充填,孔喉连通性较好,粗岩性、弱压实、低应力使得7 500 m深处以优质储层发育[14]。

对目标区块同一层位取得的19块岩心进行孔隙度和渗透率测定,其结果如表1所示。从结果中可以看出,该储层属低孔、低渗储层,少部分岩心由于存在微裂缝,气测渗透率值偏高。将19块岩心气测渗透率与孔隙度进行相关性拟合,两者之间存在一定的幂函数关系,但相关性较差(图1),气测渗透率与储层品质指数之间具有较好的幂指数关系(图2),即

(1)

式中,Kg为岩心气相渗透率,10-3μm2;φg为岩心孔隙度,%。储层品质指数能综合反映储层的孔隙结构特征,说明渗透率主要与孔隙半径的大小有关。

图1 岩心气测渗透率与孔隙度的关系Fig.1 Relationship between gas permeability and porosity of cores

表1 储层岩心物性测定结果Tab.1 Experimental results of physical property of cores

图2 岩心气测渗透率与储层品质指数的关系Fig.2 Relationship between gas permeability of cores and reservoir quality index

2 气水相对渗透率实验

利用非稳态恒压法进行岩样气驱水实验,压差根据岩心气测渗透率和测定初始液相渗透率的压差确定,以保证克服末端效应及不产生紊流。实验过程记录气驱水过程中岩样出口端各个时刻的产气量、产水量和两端压差等数据,用“JBN”方法计算岩样的气、水相对渗透率和对应的含气饱和度,绘制气水相对渗透率曲线。气水相对渗透率测定实验参考行业标准GBT 28912-2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》进行。实验流程如图3所示。

对19块岩心进行气水相对渗透率实验,并采用JBN方法对实验过程中获得的不同时刻的产气量、产水量和压差进行数据处理。结果显示,采用JBN方法计算所得的气水相对渗透率曲线均出现相同的形态及变化趋势,取其中2块岩心的数据进行进一步的说明。实验曲线如图4、图5所示。从图中可以看出,两相共渗区较窄,残余水饱和度含量较高,均高于50%,等渗点含气饱和度较低,且等渗点处相对渗透率也较低;水相相对渗透率随含气饱和度的增大快速下降,气相相对渗透率随含气饱和度的增大快速增高,且端点值普遍偏高,均高于1,这主要是由于在含水饱和度接近束缚水状态时,气体的流动会出现滑脱效应,导致气相渗透率偏高。因此,需考虑低渗致密气藏气水两相流动过程中气体滑脱效应,进一步改进JBN计算方法,建立符合实际气藏开发的两相流动规律。

图4 CJ-1号岩心气水相对渗透率曲线Fig.4 Experimental curve of gas-water relative permeability of core CJ-1

图5 CJ-9号岩心气水相对渗透率曲线Fig.5 Experimental curve of gas-water relative permeability of core CJ-9

3 气水相对渗透率计算方法改进

气体在多孔介质中的渗流会产生滑脱效应,孔隙半径大小对滑脱效应影响很大,一般情况下,岩石越致密,渗流半径越小,气相滑脱效应越明显。根据克林肯贝格公式

(2)

(3)

由于气体滑脱效应的影响使得同一岩心中气体测得的岩石渗透率比液体要高,而在气体相对渗透率计算中,是以初始液相渗透率作为基准渗透率进行无因次化,同时气体的渗流与液体的渗流均与岩石的孔隙结构有关。因此,转换思路,考虑气体滑脱的影响,基于液体渗透率和气体渗透率与孔隙结构的关系,将不同含气饱和度下的气相渗透率转化为同样含气饱和度下的液体渗透率进行相渗计算,可有效地避免滑脱效应的影响,以更准确地掌握致密砂岩气藏气水相渗变化规律。基于JBN方法对气体相对渗透率计算方法继续改进如下：

①根据JBN公式计算所得气体相对渗透率值与残余水状态下的气相渗透率值,计算得到不同含气饱和度下的气相渗透率,即

(4)

式中：Kgi为不同含气饱和度下的气相渗透率,10-3μm2;Krgi为不同含气饱和度下的气体相对渗透率;Krg(swi)为束缚水饱和度下的气体相对渗透率;Kg(Swi)为束缚水饱和度下的气相渗透率,10-3μm2。

②根据含气饱和度,用式

φgi=φg×Sgi÷100

(5)

计算不同含气饱和度下的孔隙度,式中,φgi为不同含气饱和度下的孔隙度,%;φg为岩心孔隙度,%;Sgi为不同的含气饱和度,%。

③根据高才尼卡尔曼公式(K-C方程)计算各含气饱和度下的储层品质指数,即

(6)

式中,RQIgi为不同含气饱和度下的储层品质指数。

④根据该区块岩心初始完全饱和水后的液测渗透率与储层品质指数的关系,计算各含气饱和度下的液体渗透率,即

(7)

式中,Kwi为不同含气饱和度下的液相渗透率,10-3μm2;a为拟合的一个参数;b为拟合的另一个参数。

⑤用式

(8)

修正气体相对渗透率,式中,Kwi为不同含气饱和度下的液测渗透率,10-3μm2;Kw为岩心完全饱和水时的液测渗透率,10-3μm2。

该区块岩心初始液相渗透率实验结果如表1所示,其与储层品质指数的关系如图6所示,关系式为

(9)

根据以上方法对JBN方法计算所得的气水相对渗透率实验结果进行改进,获得改进后的气水相对渗透率实验曲线如图7—图8所示。从图中可以看出,使用改进后的方法计算所得气相相对渗透率降低明显,气相相对渗透率随含气饱和度的增大上升缓慢,且与JBN计算所得结果对比,等渗点右移,等渗点含气饱和度增加,等渗点相对渗透率降低。

图6 区块岩心初始液相渗透率与储层品质指数的关系Fig.6 Relationship between permeability of initial liquid phase in core and reservoir quality index

图7 改进后CJ-1号岩心气水相对渗透率曲线Fig.7 Improved curve of gas-water relative permeability of core CJ-1

图8 改进后CJ-9号岩心气水相对渗透率曲线Fig.8 Improved curve of gas-water relative permeability of core CJ-9

4 结 论

(1)目标区块岩心孔渗结果表明,该储层属低孔、低渗储层,气测渗透率与孔隙度相关性较差,与储层品质指数之间具有较好的幂指数关系,说明渗透率主要与孔隙半径的大小有关。

(2)采用JBN方法对气水相对渗透率实验结果处理发现气体相对渗透率随含气饱和度的增加增大明显,气体滑脱效应明显,造成实验结果偏大。

(3)采用改进后的计算方法处理所得的气相相对渗透率端点值下降明显,符合实际变化规律,且等渗点整体右移。