砂巖氣藏巖石孔喉結(jié)構(gòu)及滲流特征

胡 勇，郭長敏，徐 軒，焦春艷 ，閆永強

(1. 中國石油勘探開發(fā)研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中國石油 天然氣成藏與開發(fā)重點實驗室，河北 廊坊065007；3.大慶榆樹林油田開發(fā)有限責任公司，黑龍江 大慶，230600)

砂巖氣藏巖石孔喉結(jié)構(gòu)及滲流特征

胡 勇1,2，郭長敏1,2，徐 軒1,2，焦春艷1,2，閆永強3

(1. 中國石油勘探開發(fā)研究院 廊坊分院，河北 廊坊 065007；2.中國石油 天然氣成藏與開發(fā)重點實驗室，河北 廊坊065007；3.大慶榆樹林油田開發(fā)有限責任公司，黑龍江 大慶，230600)

以多孔介質(zhì)中氣水兩相滲流理論為基礎(chǔ)，選擇了四川須家河組氣藏巖心，其滲透率在(0.002～70.28)×10-3μm2之間，分別開展了高壓壓汞、氣水相滲以及氣藏衰竭開采物理模擬實驗研究，從巖石孔喉結(jié)構(gòu)、受力特征以及氣水兩相滲流特征3方面對比分析了致密與中高滲砂巖氣藏特征的差異。采用孔喉類型及數(shù)量比例、平均孔喉半徑、孔喉中值半徑3項參數(shù)對不同滲透率砂巖孔喉結(jié)構(gòu)特征進行了精細描述，對比分析了低滲致密與常規(guī)及高滲砂巖孔喉結(jié)構(gòu)特征差異；采用排驅(qū)壓力、沿程阻力量化評價了氣、水在不同滲透率砂巖中滲流時的受力情況，對比分析了孔喉結(jié)構(gòu)對致密與常規(guī)砂巖產(chǎn)能的影響；建立了氣相滲流能力與含水飽和度關(guān)系圖版，對比分析了含水飽和度大小對不同滲透率巖心氣相滲流能力的影響。研究成果將為氣藏儲層微觀建模以及氣、水滲流機理研究提供一定的參考依據(jù)。

砂巖氣藏；滲透率；孔喉結(jié)構(gòu)；氣水相滲；實驗研究

我國于2011年發(fā)布了“致密砂巖氣地質(zhì)評價方法”，明確了我國致密砂巖氣評價指標及界限值。但關(guān)于致密與中高滲砂巖氣藏在儲層孔喉結(jié)構(gòu)、氣水滲流特征的差異，一直是現(xiàn)場生產(chǎn)和科研工作者關(guān)心的問題[1-14]，同時也是指導氣藏制訂開發(fā)技術(shù)政策的重要依據(jù)。本文通過高壓壓汞、氣水相滲以及氣藏衰竭開采物理模擬等多項實驗進行了綜合研究與分析，取得了一定程度認識，希望對類似氣藏的開發(fā)起到一定指導作用。

1 多孔介質(zhì)氣、水兩相滲流理論分析

多孔介質(zhì)氣水兩相滲流時，氣相滲流方程[15]可以表示為：

(1)

式中：qg為氣流量的數(shù)值，mL/s；A為巖樣氣體滲流截面積，cm2；Krg為氣相相對滲透率；P1為巖樣進口壓力，MPa；P2為巖樣出口壓力，MPa；Pa為大氣壓，MPa；μg為在測得溫度下氣的黏度，mPa·s；L為巖樣長度，cm。

從公式(1)中可以看出，影響氣流量的因素主要有3個方面。

1.1 巖樣氣體滲流截面積

(2)

式中：n為孔喉數(shù)量；rc為孔喉平均半徑，μm。

從公式(1)和(2)可以看出，氣流量與巖石孔喉尺寸和數(shù)量呈正比關(guān)系，在壓差一定的條件下，孔喉尺寸越大、數(shù)量越多則氣流量越大。

1.2 氣相相對滲透率

該參數(shù)與巖石含水飽和度密切相關(guān)。

1.3 氣藏驅(qū)動能量

腦卒中偏癱患者會存在很多功能障礙，其中呼吸與吞咽障礙已成為影響患者生活質(zhì)量的重要因素。腦卒中后偏癱患者由于處于長期臥床及肺通氣功能受到影響等因素會導致肺功能狀態(tài)較差，肺功能差可增加吞咽障礙的發(fā)生率及程度。有報道顯示，腦卒中后吞咽障礙發(fā)生率約為37%～78%，吞咽障礙會導致誤吸、肺炎等并發(fā)癥，因此吞咽與呼吸存在密切關(guān)系[1]，我們認為有必要進行相應的功能訓練。為尋求一種可以改善腦卒中偏癱患者呼吸與吞咽功能的療法，本文通過對腦卒中后偏癱合并吞咽功能障礙的患者進行呼吸肌反饋訓練，取得了較為滿意的結(jié)果，現(xiàn)報道如下。

1.3.1 毛管壓力

(3)

式中：Pc為毛管壓力(絕對壓力)，MPa；σ為表面張力，N/m；θ為潤濕接觸角，(°)。

由公式(3)可以看出，巖石毛管壓力與巖石孔喉成反比關(guān)系，孔喉越細小，則毛管壓力越大，氣藏開發(fā)過程要達到相同的氣流量則需要消耗的能量越大。

1.3.2 沿程阻力

氣水運移過程中沿程阻力是由于流體內(nèi)摩擦力而產(chǎn)生的壓力梯度，其大小與路程長度、流速成正比，與巖石孔喉尺寸成反比。沿程阻力(F)計算公式如下：

(4)

式中：λ為沿程阻力系數(shù)；L為滲流路徑長度，cm；d為孔喉直徑，μm；g為重力加速度，m/s2；ν為端面平均流速，mL/min。

2 不同滲透率砂巖典型特征的差異

2.1 孔喉結(jié)構(gòu)

通過高壓壓汞實驗，檢測了不同滲透率巖心的孔喉結(jié)構(gòu)，按孔喉半徑大小將孔喉分為4種類型：超毛細管孔喉(rc>1 μm)、毛細管孔喉(rc=1～0.1 μm)、微毛細管孔喉(rc=0.1～0.01 μm)和納米孔喉(rc<0.01 μm)。

圖1繪制了不同滲透率巖心4種類型孔喉的組成情況。分析可以得出，不同滲透率巖心的孔喉類型及數(shù)量組成有一定的區(qū)別，其典型特征差異表現(xiàn)如下：(1)當巖心滲透率小于0.1×10-3μm2時，隨巖心滲透率降低，納米孔喉占的比例明顯增加，從20%增加到65%左右，是低滲致密砂巖主要的滲流通道；(2)巖心滲透率介于(0.1～1)×10-3μm2左右時，各類孔喉比例相對穩(wěn)定，超毛細管孔喉占的比例小于10%，毛細管孔喉和微毛細管孔喉各占30%～40%，納米孔喉占10%～20%；(3)巖心滲透率大于1.0×10-3μm2時，隨滲透率的增加，超毛細管孔喉比例大幅度增加，從10%增加到70%左右，是高滲砂巖主要的滲流通道。

表1統(tǒng)計了不同滲透率砂巖平均孔喉半徑以及中值半徑，可以看出，隨滲透率的增加，巖石孔喉半徑、中值半徑均成倍數(shù)增加。通過對巖石孔喉分類及量化表征，可以為氣藏儲層微觀滲流模型的建立提供參考。

2.2 毛管壓力

通過高壓壓汞實驗，檢測了不同滲透率巖心的毛管壓力(圖2)。從圖2可以看出，不同滲透率巖心的毛管壓力差異明顯，隨滲透率降低而大幅度增加，滲透率大于0.1×10-3μm2的巖心，其毛管壓力一般小于1.0 MPa；滲透率小于0.1×10-3μm2的巖心，其毛管壓力大于1.0 MPa；滲透率小于0.01×10-3μm2的巖心，其毛管壓力大于6.0 MPa。

圖1 四川盆地須家河組不同滲透率巖心孔喉類型及分布頻率

表1 四川盆地須家河組不同滲透率砂巖平均孔喉半徑以及中值半徑

注：表中滲透率為：最小值～最大值/平均值。

圖2 四川盆地須家河組高壓壓汞法測試的不同滲透率巖心毛管壓力

2.3 沿程阻力

采用長巖心多測壓孔物理模擬實驗裝置，模擬測試了氣藏衰竭開采過程中當儲層產(chǎn)氣能力為2 mL/min時的不同滲透率儲層孔隙壓力分布特征(圖3)。從圖3可以看出，不同滲透率儲層在含水基本一致的條件下，要想獲得相同的產(chǎn)氣量，低滲致密砂巖儲層需要的孔隙壓力要遠遠大于中高滲砂巖儲層，這表明氣體在含水低滲致密砂巖儲層中運移時需要克服的沿程阻力非常大。

2.4 氣、水滲流特征差異

通過氣水兩相滲流實驗，在氣驅(qū)壓力1.0 MPa下測試了不同滲透率巖心在不同含水條件下氣相滲流能力，并以最低含水飽和度(Sw)下的氣流量為基準對不同含水飽和度下的氣流量進行了歸一化處理，結(jié)果見圖4。從圖4可以看出，含水對致密砂巖中氣相流動影響遠遠大于對中高滲砂巖中氣相流動的影響，對于滲透率為0.175×10-3μm2和0.063×10-3μm2的巖心，當含水飽和度30%左右時，與干巖心氣相滲流能力對比，其氣相滲流能力僅剩40%～50%；但對于滲透率0.58×10-3μm2和1.63×10-3μm2的巖心，即使含水飽和度達到40%～50%左右時，其后對氣相滲流也能保持60%～90%。這表明低滲致密砂巖氣藏對水更為敏感。

圖3 四川盆地須家河組氣藏衰竭開采實驗中不同滲透率儲層的孔隙壓力分布特征

圖4 四川盆地須家河組不同滲透率巖心不同含水條件下的氣流量歸一化處理結(jié)果

3 結(jié)論與認識

(1)量化評價了不同滲透率砂巖孔喉類型及組成比例，為微觀物理模擬刻畫及滲流機理研究奠定了基礎(chǔ)。

(2)對砂巖中氣水流動受力情況進行了分析，并采用實驗方法對毛管壓力、沿程阻力進行測試，在此基礎(chǔ)上，開展了氣水兩相滲流研究，給出了氣相滲流能力與巖石滲透率、含水飽和度的關(guān)系圖版，研究結(jié)果對于不同滲透率砂巖氣藏開發(fā)具有一定指導作用。

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SY/T 5345—2007 Test method for two phase relative permeabi-lity in rock[S].Beijing:Petroleum Industry Press,2007.

(編輯 黃 娟)

Pore throat structure and flow characteristics of sandstone reservoirs

Hu Yong1,2, Guo Changmin1,2, Xu Xuan1,2, Jiao Chunyan1,2,Yan Yongqiang3

(1.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development-Langfang,PetroChina,Langfang,Hebei065007,China;2.KeyLaboratoryofGasReservoirFormationandDevelopment,PetroChina,Langfang,Heibei065007,China;3.DaqingYushulinOilfieldDevelopmentCoLtd,Daqing,Heilongjiang230600,China)

Mercury injection testing, gas-water relative permeability testing and physical simulation experiments of gas reservoir depletion were carried out with cores from the Xujiahe Formation in the Sichuan Basin (permeability: 0.002-70.28 mD). The differences between tight sand gas reservoirs and high permeability gas reservoirs of the pore structure characteristics, force characteristics and gas-water relative permeability characteristics were analyzed. The approach was as follows: (1) The pore structure characteristics of sandstones with different permeability were described by three parameters: pore throat ratio, average throat radius and median throat radius, and the pore structure characteristic differences between tight sand gas reservoirs and high permeability gas reservoirs were comparatively analyzed. (2) The force situations of gas and water flowing in the sandstones with different permeability were quantitatively evaluated by threshold pressure and frictional drag, and the impacts of pore structure on the capacities of tight sand gas reservoirs and high permeability gas reservoirs were analyzed. (3) The relation diagram of gas relative permeability and water saturation were derived, and the impact of water saturation on the gas relative permeability of cores with different permeability was analyzed. The research results will provide a reference for gas reservoir microcosmic modeling and the study of gas and water percolation mechanism.

sandstone gas reservoir; permeability; pore structure; gas-water relative permeability; experimental study

1001-6112(2015)03-0390-04

10.11781/sysydz201503390

2014-03-18；

2015-03-24。

胡勇(1978—)，男，博士研究生，高級工程師，從事石油天然氣開發(fā)與實驗研究工作。E-mail：huy69@petrochina.com.cn。

國家科技重大專項“致密砂巖氣有效開發(fā)評價技術(shù)”(2011ZX05013-002)資助。

TE122.2+3

A