陽曉燕 楊勝來 李武廣 王 欣 婁 毅

(中國石油大學石油工程教育部重點實驗室)

氣水相對滲透率曲線對支撐劑優(yōu)選研究—以石英砂和樹脂砂為例

陽曉燕 楊勝來 李武廣 王 欣 婁 毅

(中國石油大學石油工程教育部重點實驗室)

壓裂充填防砂技術是出砂氣藏防砂的有效技術，其中支撐劑選擇是關鍵，而相對滲透率又是支撐劑性能評價的重要參數(shù)之一。通過氣驅(qū)水非穩(wěn)態(tài)室內(nèi)實驗方法，測定不同支撐劑(石英砂和樹脂砂)的氣水相對滲透率曲線，對石英砂和樹脂砂這兩種支撐劑的相對滲透率性能進行對比分析，主要包括初始水相相對滲透率、束縛水飽和度、等滲點下含水飽和度以及束縛水下的氣相相對滲透率變化情況，綜合考慮氣藏的儲層物性情況，選取合理的、效果最佳的、適合氣藏開采的支撐劑。圖2表1參10

相對滲透率 非穩(wěn)態(tài)法 氣驅(qū)水 氣藏 防砂 支撐劑

0 前言

眾所周知，對于氣藏的開采，氣水相對滲透率是一項重要的基礎數(shù)據(jù)。它是油氣藏開發(fā)計算、動態(tài)分析、氣水分布關系研究的基礎資料［1－3］。同時，也反映了油氣藏巖石中多相流體的滲流和分布規(guī)律［4］，對保護儲層、提高采收率、指導工程施工等方面有著重要的參考價值。

國內(nèi)某一氣田為粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖氣藏。儲層埋藏淺、欠壓實、成巖性差、膠結(jié)疏松，導致氣井出砂嚴重，影響了氣田的正常生產(chǎn)，因此需采取合理的防砂技術。壓裂充填防砂技術在此油田得到了很好地應用，而支撐劑的選擇是關鍵。

選擇支撐劑時，有以下參考指標［5，6］:

(1)支撐劑自身應具有較高地強度、較強的抗破碎性;

(2)其原料在低溫下應具有較好的固結(jié)性;

(3)應具有較高的導流能力。

通過巖心實驗，探討了石英砂和樹脂砂的氣水相對滲透率曲線的變化規(guī)律，最終確定合理的支撐劑，為以后現(xiàn)場支撐劑的選取提供了參考方案。

1 氣水相對滲透率實驗設計

1.1 實驗裝置及材料

實驗裝置由供給、巖心本體、測壓、計量四部分組成(圖1)。其中供給部分包括:氮氣瓶、ISCO－260D高精度驅(qū)替泵;巖心本體包括:壓力機、填砂模型;測壓系統(tǒng)包括:OPP－1高壓孔滲儀、精密壓力表;計量部分包括:氣液分離器、精密流量計、皂膜計、電子秒表、游標卡尺等。采用非穩(wěn)態(tài)法－恒壓法測定氣水相對滲透率，在注入驅(qū)替相的過程中，同時記錄兩相的流量和巖心兩端的壓降。實驗用巖心為現(xiàn)場給定的30目－50目的非膠結(jié)石英砂和樹脂覆膜砂［7］，實驗用水為按要求配制的地層水，實驗用氣為高純氮氣。

圖1 實驗裝置圖

1.2 實驗步驟

在非穩(wěn)態(tài)相對滲透率實驗的非混相流體(水和氣)驅(qū)替過程中，根據(jù)從巖心出口端計量的兩相流體分流量與飽和度的關系，可以確定氣水兩相相對滲透率。

(1)稱取一定重量的散砂(每次實驗取相同質(zhì)量的散沙)放入填砂鋼管，在填砂鋼管入口及出口放上紗網(wǎng)，并且在入口處的紗網(wǎng)上貼一小塊膠布，防止氣驅(qū)過程出現(xiàn)氣竄。將制備好的填砂鋼管放入壓力機上，加壓15MPa(保持地層壓力)。

(2)連接好管線，量取相關尺寸，計算實驗樣品的長度和面積，打開氣源，進行氣測滲透率。(3)抽真空，測定實驗樣品孔隙體積及孔隙度。(4)測100%水飽和狀態(tài)下實驗樣品的水相滲透率，使用恒速法測定。

(5)打開OPP－1高壓孔滲儀，根據(jù)要求的驅(qū)替壓力調(diào)整，初始壓差必須保證既能克服末端效應又不產(chǎn)生紊流，在給定壓力下進行氣驅(qū)水，并準確記錄各個時刻的驅(qū)替時間、驅(qū)替壓差、累積液體產(chǎn)量、累積氣體量和初始見氣點，見氣初期加密記錄，根據(jù)出水量多少選擇記錄時間間隔，此后隨產(chǎn)水量下降逐漸加長記錄時間間隔。氣驅(qū)水達到殘余水狀態(tài)并進行氣測滲透率，結(jié)束實驗。

(6)實驗數(shù)據(jù)處理:以 J.B.N 方法為依據(jù)［8］，再結(jié)合Boatman經(jīng)驗公式［9］進行修正。

1.3 實驗關鍵技術

通過多次用散沙裝填并測定其氣水相對滲透率，提出4個關鍵點:①填砂時在入口篩網(wǎng)上貼一小塊透明膠布，起著封堵作用，使氣能均勻的從巖心周圍通過，在驅(qū)替過程中形成回流，防止形成氣竄通道;②由于填砂模型是垂直放置于壓力機上，存在重力作用，為了避免重力作用對氣驅(qū)過程的影響，應把入口端設置在下方，使N2由下向上驅(qū)替;③氣驅(qū)壓力確定:氣驅(qū)壓力或流速是由樣品長短、粗細及滲透率大小來確定的，目前還沒有建立一個量化標準，在此主要根據(jù)啟動壓力梯度，參考經(jīng)驗公式G=0.0505K－0.576，初略的確定一個壓力，再以此值為基礎上下波動，通過多次實驗找出合適的氣驅(qū)壓力，在測試過程中發(fā)現(xiàn)氣驅(qū)壓力不能太大，否則巖心中的水在驅(qū)替一開始就大量流出，也不能太小，否則水不能被驅(qū)出，使相滲曲線失真;④圍壓的穩(wěn)定:非膠結(jié)砂巖的滲透率表現(xiàn)為強壓敏性，隨圍壓的增加，滲透率迅速減小，所以測定過程中要嚴格按照儲層壓力狀態(tài)設定圍限壓力，減小測試誤差［10］。

2 實驗結(jié)果分析

在不同的氣驅(qū)水過程中，通過設定不同的氣驅(qū)壓力，最終發(fā)現(xiàn)其束縛水飽和度是變化的。上游壓力給定得越低，束縛水飽和度越大，主要是因為氣驅(qū)壓力太低，導致驅(qū)替速度不夠大，難以克服毛細管力的影響，阻止了水的流動。同時對比石英砂和樹脂砂，發(fā)現(xiàn)樹脂砂所需的氣驅(qū)壓力稍微偏低。通過多次實驗，選擇束縛水飽和度合理的氣驅(qū)壓力作為氣水相對滲透率研究的實驗壓力，為了實驗的一致性，不同沙粒選擇同一驅(qū)替壓力，最終確定氣驅(qū)壓力為17Psi。

通過J.B.N方法對實驗數(shù)據(jù)進行處理，最后再結(jié)合Boatman經(jīng)驗公式進行修正，所得實驗結(jié)果(表1、圖2)。

表1 石英砂和樹脂砂基礎數(shù)據(jù)及實驗結(jié)果表

圖2 石英砂與樹脂砂氣水相滲曲線對比

對于氣、水、砂巖系統(tǒng)來說，氣體為非潤濕相，水為潤濕相。從表1中可以看出，石英砂的束縛水飽和度為22%，樹脂砂為35%，樹脂砂束縛水飽和度升高，升高幅度為56.3%。束縛水飽和度越高，親水性越強，樹脂砂表現(xiàn)出了明顯的親水性。樹脂砂較優(yōu)，利于氣藏的開采。

石英砂見氣時水相相對滲透率為0.88，樹脂砂為0.71，樹脂砂水相相對滲透率下降，降低幅度為18.97%。在見氣前，實驗樣品中含氣飽和度偏低，此時氣體主要以分散形式存在，阻礙了實驗樣品中水的正常流動，所以此時的相對滲透率低于1。在樹脂砂中，水相相對滲透率偏低，不利于水的流動，反之利于氣相的流動，使得見氣時間提前，石英砂在23s見氣，樹脂砂在18s見氣，提早幅度為27.8%。見氣早對氣藏的開采有利，從見氣時間來講，樹脂砂在氣藏開采中更有利。

石英砂見氣時的含氣飽和度為25%，對應的樹脂砂為21%，降低幅度為12.86%。由此可知，在樹脂砂中，氣體形成連續(xù)相所需的含氣飽和度較低，實驗樣品中氣體連接容易，利于形成通路，從而利于氣相滲透率的增加。石英砂束縛水下的氣相相對滲透率為0.77，對應的樹脂砂為0.89，樹脂砂氣相相對滲透率值升高，氣相相對滲透率越高越利于氣的流動，氣井產(chǎn)能增加。相比之下，樹脂砂更優(yōu)，對氣藏開采有利。

從圖2中可以看出，樹脂砂等滲點向左移動，且等滲點所對應的相對滲透率明顯有所降低，由此表明，樹脂砂更親水，利于氣藏開采。在30%含氣飽和度的條件下，樹脂砂氣相相對滲透率相對較高，石英砂為0.023，樹脂砂為0.095，樹脂砂是石英砂的4.13倍。

實驗結(jié)束，觀察到兩者均保持著較好的滲透性，樹脂砂比石英砂固結(jié)得好，且在油藏壓力下，樹脂砂比石英砂具有更強的抗破碎能力，可以得出樹脂砂能滿足氣藏壓裂后防止支撐劑回吐的要求。

通過相滲曲線的對比分析，樹脂砂作為支撐劑對于氣藏的開采大大好于石英砂，且由于在氣井生產(chǎn)中壓力不穩(wěn)定，樹脂砂可固結(jié)在一起，避免地層與填充砂之間松動，造成混砂帶，使防砂層滲透率下降，影響防砂效果。因此，選取樹脂砂為支撐劑更利于氣藏的開采。

3 結(jié)論

(1)提出了非膠結(jié)砂巖氣水相對滲透率測定的四個關鍵技術，氣應由下向上驅(qū)替;在入口端填上紗網(wǎng)，且紗網(wǎng)中心應密閉;氣驅(qū)壓力結(jié)合啟動壓力梯度和經(jīng)驗公式進行確定;保證圍壓穩(wěn)定。

(2)相滲曲線的處理過程把J.B.N方法與Boatman經(jīng)驗公式進行了結(jié)合。

(3)石英砂與樹脂砂相滲曲線對比可知，樹脂砂具有明顯優(yōu)越的四大特征:初始水相對滲透率顯著降低;束縛水飽和度明顯增加;等滲點下含水飽和度增大(向左移動);殘余水下的氣相相對滲透率增加。四大特征表明樹脂砂利于氣相流動，氣井產(chǎn)能的增加。對于支撐劑的選取，樹脂砂較優(yōu)。

(4)通過測定氣水相對滲透率曲線來判斷支撐劑的優(yōu)異，是一種簡單易行的方法。

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7 謝錦男.遼河油田纖維樹脂砂防砂技術［J］.斷 塊油氣田，2009，16(3):107－109．

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10 Gash B W，Volz R F，Potter G，et al.The effect of cleat orientation and confining pressure on cleat porosity，permeability and relative permeability in coal［A］.In The 1993 International Coalbed Methane Symposium，Proceedings－University of Alabama/Tuscaloosa，U.S.，1993.

OPTIMIZATION OF PROPPANT USING GAS－WATER RELATIVE－PERMEABILITY CURVE:EXAMPLES FROM QUARTZ SAND AND RESIN SAND

YANG Xiaoyan，YANG Shenglai，LI Wuguang，WANG Xin and LOU Yi(Key Laboratory of Education Ministry，School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum)．

For sand－producing gas reservoirs，a techology of fracturing pack sand control is very effective for sand control and how to select a proppant is critical．Moreover，relative permeability is one of the most important parameters for performance evaluation of reservoirs．Through some unsteady－state experiments on gas driving water，the gas－water relative－permeability curves of two proppants，quartz sand and resin sand，are determined．Moreover，the relative － permeability performances of two proppants are compared and analyzed，including initial water－phase relative permeability，irreducible water saturation，water saturation under equalpermeability point and changes of gas－phase relative permeability in irreducible water．Based on consideration of physical properties of reservoir，the most suitable proppant should be chosen for production．

relative permeability，unsteady － state method，gas driving water，gas reservoir，sand control，proppant

陽曉燕，女，1986年出生，碩士研究生;現(xiàn)就讀于中國石油大學(北京)，主要從事油氣田開發(fā)與流體力學研究。地址:(102249)中國石油大學(北京)研修大廈708。電話:13581735434。E－mail:ybybyxy@126.com

NATURALGAS EXPLORATION＆DEVEL-OPMENT．v．34，no．3 ，pp．35 －37，7/25/2011

(修改回稿日期 2011－10－18 編輯 文敏)