劉茂果，張正濤，趙麗麗，李曼子

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊718500）

靖邊氣田下古儲層滲流機理實驗研究

劉茂果，張正濤，趙麗麗，李曼子

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西靖邊718500）

靖邊氣田下古各氣層因儲層物性不同，各小層采氣速度不均衡，影響靖邊氣田開發(fā)效果。為進一步明確各小層滲流能力，采取室內(nèi)實驗模擬等方法，以孔喉結(jié)構(gòu)、滲流特征為基礎(chǔ)，建立滲流物理模型。重點研究氣藏滲流機理，典型井不同層位巖芯在各類生產(chǎn)壓差下啟動壓力梯度特征，總結(jié)靖邊氣田下古儲層滲流特征及流動機制，掌握縱向動用不均衡的規(guī)律。

滲流機理；啟動壓力；氣水相滲；孔吼結(jié)構(gòu)

1　取心統(tǒng)計和實驗方案

研究內(nèi)容包括壓汞實驗、氣水相滲實驗和啟動壓力梯度實驗研究，其中壓汞實驗中，共取巖心35塊，氣水相滲實驗共取巖心37塊，啟動壓力梯度實驗分為單相啟動壓力梯度和兩相啟動壓力梯度實驗，實驗總巖心數(shù)為37塊（見表1）。

表1　實驗項目數(shù)量統(tǒng)計表

2　巖心孔滲結(jié)果分析

2.1巖心孔滲特征

對實驗所選72塊巖樣測得的孔隙度值和滲透率值進行統(tǒng)計分析，樣品的孔隙度主要分布在1%～3%，所占比例達到了47.22%，其次分布在3%～5%和5%～7%，比例分別為22.22%和20.83%，孔隙度大于7%和小于1%的樣品所占比例相對較少，分別為8.33%和1.39%。滲透率主要分布在0.001 mD～0.01 mD、0.01 mD～0.1 mD以及0.1 mD～1 mD，三個區(qū)間所占比例基本相同，滲透率＜0.001 mD和＞1 mD范圍內(nèi)的樣品數(shù)量相對較少；同時可以看出樣品之間滲透率值相差極大，最大可相差3個數(shù)量級。

對馬五段各小層孔滲數(shù)據(jù)分析可知，馬五13層的孔隙度值最高，為4.63%，馬五22層的孔隙度值最低，為2.76%，馬五12、馬五11和馬五14層的孔隙度值介于中間，分別為3.97%、3.32%和3.25%。馬五13小層的滲透率平均值最高，為0.43 mD，馬五14小層巖心的平均滲透率最低，為0.03 mD，其余各小層的滲透率平均值分別為：馬五11層滲透率平均為0.26 mD，馬五12層0.18 mD和馬五22層0.08 mD。通過上述分析結(jié)果可以看出：馬五13層的儲層物性相對較好，要優(yōu)于其它各個層。

2.2滲透率非均質(zhì)性分析

以往研究表明：儲層非均質(zhì)程度是影響多層氣藏儲量動用程度的主要因素，滲透率極差越大，低滲透儲層動用程度越差，因此根據(jù)巖心分析數(shù)據(jù)計算了儲層滲透率層間非均質(zhì)性，其中除去因鉆樣而產(chǎn)生明顯裂縫的巖樣，不同層位處的平均滲透率值（見表2）。

表2　各小層滲透率平均值

滲透級差可用下式進行計算：

式中：Jk-滲透率級差；kmin-滲透率最小值，×10-3μm2；kmax-為滲透率最大值，×10-3μm2。

一般地，Jk越大，非均質(zhì)性越強，Jk＜2為相對均勻型，2＜Jk＜6為非均質(zhì)型，當Jk＞6時為嚴重非均質(zhì)型。通過上述各小層滲透率數(shù)據(jù)計算得到滲透率極差為22.76，可見儲層的層間非均質(zhì)性極強。

3　基于壓汞實驗的孔喉結(jié)構(gòu)特征分析

3.1毛管壓力曲線分類

實驗最高壓力204 MPa，測量吼道范圍0.006 μm～360 μm（見圖1）。按照巖心孔滲及毛管壓力特征參數(shù)將35塊巖心壓汞曲線（見表3）分為5種典型類型，具體曲線形態(tài)（見圖2）。

圖1　靖邊氣田典型毛管壓力曲線分類圖

一類：粗歪度，分選系數(shù)在1.54～2.32，分選較差，沒有明顯的平臺，但一般具有兩個臺階，表明該類樣品一般具有雙重孔隙，裂縫相對發(fā)育，因此孔滲條件較好，孔隙度平均為6.09%，滲透率平均值為4.15×10-3μm2，該類樣品孔喉連通性較好，進汞飽和度和退汞效率相對較高，該類樣品占總樣品數(shù)的20%，主要分布于馬五13和馬五14兩個小層。

二類：中等偏粗歪度，分選系數(shù)在0.74～1.40，分選好，裂縫不發(fā)育，具有明顯的平臺，排驅(qū)壓力比一類儲層高。該類樣品平均孔喉比較小，進汞飽和度較高，在76.13%～95.89%。樣品孔隙度平均值為5.09%，滲透率平均值為0.67×10-3μm2，該類樣品占總樣品數(shù)的8.57%，主要分布于馬五13和馬五12兩層。

三類：中等偏細歪度，分選較好，分選系數(shù)在1.24～1.72，具有明顯平臺區(qū)。閾壓值偏高，平均為3.10 MPa，孔隙度和滲透率與二類儲層相近，但是平均孔喉比較高，為17.93，喉道數(shù)量減小，退汞效率相對較低，為8.55%。該類樣品占總樣品數(shù)的8.57%，三塊巖心分布于馬五11、馬五12和馬五14三個層。

表3　儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類表

四類：細歪度，分選較好，分選系數(shù)在1.61～2.36，具有明顯的平臺?？诐B條件較差，孔隙度平均為3.25%，滲透率平均值為0.08×10-3μm2，閾壓值較高，在8.16～37.4。最大喉道半徑較小，一般低于0.09 μm，進汞飽和度和退汞效率均低于前三類儲層，該類巖心占總數(shù)的11.43%，分布于馬五11、馬五12和馬五22層。

非儲層類：分選差，孔滲條件差，孔隙度平均值為2.97%，滲透率平均值僅為0.03×10-3μm2。進汞飽和度均低于20%，平均為8.32%，可見該類樣品的孔滲低且孔喉連通性差，致使汞很難進入到巖心全部孔喉中，該類樣品占樣品總數(shù)的51.43%，主要分布于馬五14和馬五22兩層。

一類和二類毛管壓力曲線所反映的儲層儲集性能較好，該地層應(yīng)作為開發(fā)中的優(yōu)選層位；三類、四類及非儲層類具有較高的排驅(qū)壓力，孔喉比較大，孔喉半徑小，最大進汞飽和度和退汞效率低，這種較差的孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)育特征是造成本區(qū)儲層呈低滲-特低滲的主要原因。

3.2單井儲層孔喉特征分析

按照上述毛管壓力曲線分類標準，對每口井的各個巖心特征參數(shù)進行統(tǒng)計，所繪部分井巖心樣品曲線（見圖2）。通過上述分析可以得出如下結(jié)論：（1）儲層層間非均質(zhì)性強，不同層之間的物性差距較大；（2）儲層層內(nèi)非均質(zhì)性強，同一層內(nèi)儲層物性差距較大。

圖2　X5（左）X2井（右）井所取巖心毛管壓力曲線

4　單相及兩相流體滲流特征分析

4.1單相氣體滲流機理

選取37塊低滲巖樣進行了單相氣體啟動壓力實驗，得到滲流曲線（見圖3）。將不同滲透率巖樣的滲流曲線繪制在同一坐標系中（見圖4），滲透率越低，非線性段越長，其臨界壓力平方梯度值越高，擬初始流速越大；隨著滲透率增大，曲線斜率增大，滲流曲線遠離壓力平方梯度軸；隨著滲透率增大，非達西型滲流特征明顯減弱，非達西型滲流逐漸向達西滲流過渡。在本次研究的滲透率范圍內(nèi)，當儲層巖石滲透率高于1.4×10-3μm2時，單相氣體滲流規(guī)律基本符合達西滲流規(guī)律。

圖3　巖樣中單相氣體低速滲流曲線

圖4　不同滲透率樣品中單相氣體滲流曲線對比

上述實驗和分析結(jié)果表明，低滲透巖樣中存在著氣體低滲非達西滲流現(xiàn)象，其主要滲流特征是由于滑脫效應(yīng)造成的“擬初始流速”，它使氣體視滲透率變大，造成同一多孔介質(zhì)的氣體滲透率遠大于液體滲透率。與中、高滲巖樣相比，低滲透巖樣中氣體滲流時的滑脫效應(yīng)影響加劇，而造成滲流直線段在流速軸上有一正截距，因此單相氣體滲流過程不存在明顯的啟動壓力梯度。

4.2兩相氣體滲流機理

當巖心中含水時，滲流曲線總趨勢為上凹形曲線（見圖5），與單相氣體滲流結(jié)果相反，用直線對所測數(shù)據(jù)點進行擬合，擬合趨勢線與壓力平方梯度軸有一正交點，即具有明顯的啟動壓力梯度。在低速非線性滲流階段（上凹曲線段），樣品滲透率呈逐漸增加的趨勢，當壓力達到一定值時，壓力平方梯度和流量基本呈線性關(guān)系，樣品滲透率基本保持不變。隨著滲透率增大，曲線斜率增大，低速非線性段越來越不明顯，滲流曲線遠離壓力平方梯度軸（見圖6）。

圖5　兩相氣體滲流典型曲線

圖6　不同滲透率樣品中兩相氣體滲流曲線對比

含束縛水的致密氣藏滲流機理是多孔介質(zhì)中氣水兩相共存時的氣體滲流過程。孔隙介質(zhì)中的束縛水在孔道壁形成連續(xù)水膜，減少了氣體有效滲流空間，降低了氣體實際有效滲透率。由于氣液兩相共存而產(chǎn)生的毛管力也會導致喉道控制作用，靠附著力或毛管力保持在孔隙中的薄膜水阻礙了天然氣的流動，增加了滲流的阻力。雖然氣體滑脫效應(yīng)提供了氣體滲流的附加動力，但是束縛水飽和度較高時，氣體滑脫效應(yīng)的作用力遠遠小于附加的滲流阻力，于是導致致密氣藏滲流曲線與液體相似。

4.3各層啟動壓力特征分析

由實驗分析可知：啟動壓力梯度主要存在于滲透率<0.1 mD的巖心中，而且隨著滲透率的增大，啟動壓力梯度逐漸減小，當滲透率大于1 mD后，巖心基本無啟動壓力梯度（見圖7），用乘冪函數(shù)對曲線進行擬合，擬合系數(shù)為0.769，擬合結(jié)果較好。在巖心束縛水條件下啟動壓力實驗后，做出Δp2/L-Q的關(guān)系曲線，并用直線對散點進行擬合，大部分擬合曲線與Δp2/L軸有較小的正交點，即大部分含束縛水巖心均存在一定的啟動壓力梯度。啟動壓力梯度范圍在0.000 1 MPa/m～0.137 4 MPa/m，主要分布在0.005 MPa/m～0.035 MPa/m，平均為0.021 9 MPa/m，各層啟動壓力梯度分布直方圖（見圖8）。

圖7　兩相啟動壓力梯度與滲透率關(guān)系曲線

圖8　馬五段各層啟動壓力梯度分布直方圖

5　氣水相滲特征分析

5.1氣水相滲總體特征分析

由于儲層巖石性質(zhì)不同，大多數(shù)的相滲曲線都存在細微的差別，以單相氣測滲透率作為絕對滲透率匯總得到的所有巖心的相滲曲線圖（見圖9），從圖中可以總結(jié)出如下特征：

圖9　巖心氣水相滲曲線匯總圖

（1）相滲曲線由明顯的三個區(qū)組成，即氣相流動區(qū)、氣水兩相流動區(qū)和水相流動區(qū)。在氣驅(qū)水過程中，隨著含水飽和度的降低，氣相相對滲透率迅速增加，水相相對滲透率迅速減小，且氣相相對滲透率曲線要高于水相相對滲透率曲線，氣體在低滲透樣品中的滲流能力更強。

（2）靖邊氣田巖樣的束縛水飽和度范圍在25.66%～47.73%，平均為35.08%，產(chǎn)生這一現(xiàn)象的原因主要有兩方面：首先低滲透儲層孔滲及孔喉連通性較差，大量水分布在巖石顆粒表面及細小孔喉中，這些水為非連續(xù)相，為束縛水；其次，部分巖樣含有微裂縫，這時氣水滲流的主要通道為微裂縫，致使分布于微小孔喉中的水很難被氣體驅(qū)出，從而導致此類樣品束縛水飽和度偏高（見圖10），雖然樣品滲透率較高，但是束縛水飽和度較高，達到了40.52%。

圖10　微裂縫巖心29-3號巖心k=18.01 mD典型相滲曲線

除去帶微裂縫樣品，巖心的束縛水飽和度隨著滲透率的增加有逐漸減小的趨勢（見圖11）。

當樣品氣測滲透率小于0.1 mD時，束縛水飽和度主要集中在40%～50%，當滲透率分布在0.1 mD～0.4 mD時，樣品的束縛水飽和度主要集中在20%～30%。

（3）氣水兩相共滲區(qū)較窄，主要分布在55%～85%，盡管巖心束縛水平均值為35.51%，但是當含水飽和度到50%～60%時，水相相對滲透率基本低于0.005，水相幾乎不參與流動。相對于水相來說，氣相為非潤濕相，因此共滲點飽和度均大于50%，主要分布在60.03%～82.05%，平均為70.95%，共滲點氣（水）相的相對滲透率基本都低于0.05，表明氣水兩相流動能力較弱。

5.2各層段氣水相曲線特征分析

選取X1井、X2井和X3三口井，對各口井鉆遇層段的氣水相滲曲線特征進行分析（見圖12、13和14）。可以明顯的看出：與馬五11、馬五12、馬五14和馬五22四個層相比，馬五13層氣水相滲曲線具有以下特征：共滲點處相對滲透率高，氣水兩相共滲區(qū)相對較寬，主要分別在50%～85%，氣水兩相相對滲透率較其它層高。這些特點均說明：馬五13層孔喉連通性好，氣水兩相流動相對容易，而其它四個層儲層物性條件較差，水相堵塞孔喉現(xiàn)象相對嚴重，氣水兩相流動空間大幅度減小、需要克服的阻力更大，導致流動變得困難，這是影響氣井產(chǎn)量的重要因素之一。

圖12　X1井鉆遇各層段氣水相滲曲線

圖13　X2井鉆遇各層段氣水相滲曲線

圖14　X3井鉆遇各層段氣水相滲曲線

圖15　各層束縛水飽和度分布直方圖

根據(jù)馬五段各小層束縛水飽和度分布直方圖（見圖15），儲層孔滲條件越好，束縛水飽和度越低，根據(jù)此項參數(shù)判斷得到馬五12和馬五13兩層孔喉連通性好，束縛水飽和度較其它層低。馬五11層～馬五22層的共滲點飽和度平均值分別為：69.82%、73.87%、69.73%、70.84%和71.56%，各層巖心均表現(xiàn)出較強的親水性。

6　結(jié)論

（1）根據(jù)毛管壓力曲線特征將孔隙結(jié)構(gòu)分為五類，即一類到四類儲層以及非儲層類，一類儲層主要分布在馬五13層，二類儲層和三類儲層主要分布在馬五12、馬五13兩層，四類儲層和非儲層類孔滲條件較差，主要分布在馬五11、馬五14和馬五22層。

（2）單相氣體滲流時不存在啟動壓力梯度，而在束縛水狀態(tài)下的兩相氣體滲流時存在啟動壓力梯度，其值主要分布在0.005 MPa/m～0.035 MPa/m。啟動壓力梯度主要存在于滲透率＜0.1 mD的巖心中，且隨著滲透率的增大，啟動壓力梯度逐漸減小，當滲透率大于1 mD后，巖心基本無啟動壓力梯度。

（3）氣水相滲曲線特征：束縛水飽和度主要分布在25%～40%，平均為35.08%；氣水兩相共滲區(qū)較窄，主要分布在55%～85%。與其它各層位巖心相比，馬五13層氣水相滲曲線共滲點處相對滲透率值較高；氣水兩相共滲區(qū)相對較寬，主要分別在50%～85%。

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Experimental study on permeability of the lower paleozoic reservoir in Jingbian gasfield

LIU Maoguo，ZHANG Zhengtao，ZHAO Lili，LI Manzi
（Gas Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Jingbian Shanxi 718500，China）

There were differences in the reservoir physical property of the lower paleozoic reservoir in Jingbian gasfield，and gas production rate were difference in each layers.It influences the development effect of Jingbian gasfield.In order to further clarify the percolation ability of each layers，measures of experimental simulation，physical model of percolation were used.Percolation mechanism and the starting pressure gradient characteristics of different layers in typical well were main research contents in this paper.We concluded the percolation characteristics，flowing mechanism，and the rule of vertical imbalance.

porous flow mechanism；threshold pressure gradient；gas-water relative permeability；micro-pore structure

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.05.012

TE312

A

1673-5285（2015）05-0051-07

2015－04-23

劉茂果，男，工程師，2003年畢業(yè)于西南石油學院資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)在長慶油田第一采氣廠地質(zhì)研究所從事氣田開發(fā)地質(zhì)專業(yè)工作，郵箱：lmg1_cq@petrochina.com.cn。