刘正中， 刘 露， 王勇飞

(中国石化西南油气分公司, 成都 610041)

川西低渗致密砂岩气藏是西南分公司天然气生产的主力区，但其地质特征复杂、自然产能低[1-2]，狭小的孔隙空间对流体易产生吸附滞留带，需要达到启动压力流体才能流动[3-5]。目前常采用实验室方法测定启动压力，如气泡法及渗流法等[6-7]，受岩心取样、测试条件、仪器精度等影响，测试结果远高于气藏条件下的实际启动压力。

同时，低渗致密气藏为提高单井产能及气藏动用率，常采用压裂后投产。压裂产生的裂缝，导致储层原本渗流方式从单一的基质孔隙内渗流转变为孔隙内，基质孔隙到裂缝，裂缝到裂缝的多级渗流，其渗流通道不止局限于狭小的孔隙空间内[8-10]。现有研究主要集中在基质孔隙空间启动压力方面，而对于基质-基质、基质-裂缝、裂缝的三级渗流条件下启动压力的研究较少。低渗致密气藏压裂后，启动压力是否存在，渗流模式如何变化，泄气半径、单井产能、地层压力变化是否受到影响，其对气藏开发效果影响如何，现有研究均未能给出明确结果[11]。

为此，以川西致密砂岩气藏为研究对象，利用室内岩心实验及数值模拟技术，结合现场实际生产数据，建立储层渗流模型。根据模型模拟储层气藏采收率、泄气半径及地层压力变化，深刻剖析致密砂岩气藏渗流模式及其对开发效果的影响。

1 岩心实验

根据室内驱替实验得到的驱替压力与流速关系曲线，通过延长线与横坐标的交点得到单相流、气水两相流及压裂前后不同岩心启动压力梯度[12-15]，如图1～图4所示。

图1的岩心单相渗流实验结果表明，当岩心只有气相单相渗流时，启动压力梯度与渗透率负相关，渗透率越低，启动压力梯度越高；但总体来说，启动压力梯度很低，当渗透率在0.01×10-3～10×10-3μm2时，启动压力梯度0.007～0.30 MPa/100 m；即使岩心渗透率低至0.1×10-3μm2，100 m岩心的启动压力也只有0.05 MPa。气藏开采初期天然气单相流动时启动压力低，其对开发的影响基本可以忽略。

随着开发进行，气相单相流转变为气水两相渗流，启动压力梯度增加，其与含水饱和度正相关，含水饱和度越高，启动压力梯度越高，当含水饱和度20%～80%时，启动压力梯度3.5～13 MPa/100 m，如图2所示。相比气相单相渗流来说，气水两相渗流启动压力梯度增加了40～500倍。当气藏见水后，气水两相流动，气体通过岩心流动要克服由水侵带来的渗流阻力，启动压力增加。

压裂前后启动压力梯度均随渗透率的增加而降低，两者负相关。压裂前岩心渗透率0.10×10-3～0.70×10-3μm2，启动压力梯度8～12 MPa/100 m，压裂后岩心渗透率增大至20×10-3～60×10-3μm2，启动压力梯度仅为0.006～0.04 MPa/m，压裂后启动压力梯度大幅度降低，最高可达到1 400倍，压裂改变了流体渗流方向、沟通了附近储层，提高了流体渗流能力，启动压力快速降低。也表明压裂后，启动压力对开发的影响远远小于压裂前。

图3 压裂前岩心渗透率与启动压力梯度关系Fig.3 Relationship between core permeability and starting pressure gradient before fracturing

图4 压裂后岩心渗透率与启动压力梯度关系Fig.4 Relationship between core permeability and starting pressure gradient after fracturing

2 渗流模型的建立

利用数值模拟技术，建立两相多级渗流模型[16-17]。模型采用均匀网格，网格数40×40×1，平面网格步长25 m，纵向15 m。根据川西中浅层气藏物性参数平均值建立属性模型，孔隙度10%、基质渗透率0.1× 10-3μm2、压裂区有效渗透率15× 10-3μm2，含水饱和度55%，压力梯度2.1 MPa/100 m。以平衡分区关键字设定不同渗流区，以门限压力关键字设定不同渗流区的启动压力。以5× 104m3/d定产生产，废弃产量0.1×104m3/d。模型1设置平衡分区数1，模拟气藏不存在启动压力时的两相渗流模式；模型2设置平衡分区数2，模拟气藏基质与基质间存在启动压力时的两相渗流模式；模型3设置平衡分区数2，模拟气藏压裂区与基质间存在启动压力时的两相渗流模式；模型4设置平衡分区数3，模拟气藏压裂区与基质、基质与基质间均存在启动压力的三级渗流，如图5所示。

不同生产时间段地层压力变化及开发指标如图6、表1所示。模型1生命周期最长，高达75 a；地层压力波及范围最广，在第5年压力波及范围已经达到250 m，在第15年时远大于500 m，且继续增加，泄气半径达到1 500 m；地层压力下降速度最快，下降率高达77.94%；最终采收率最高，为61.97%。模型2的生命周期最短，仅4年就从日产气5× 104m3/d快速下降到废弃产量；地层压力波及范围及下降速度也最小，泄气半径仅175 m，下降率仅7.43%；最终采收率也只有3.85%。模型3生命周期较长，仅次于模型1达到58 a；地层压力波及范围及压力下降率也仅次于模型1，泄气半径最终为1 200 m，地层压力下降率73.14%；最终采收率53.05%。模型4生命周期28 a，地层压力波及范围及压力下降率处于中等，在第10年时压力波及范围达到350 m，且后续保持不变，最终泄气半径375 m，地层压力下降率32.62%；最终采收率20.98%。

表1 不同模型与实际单井开发指标对比

根据川西中浅层实际气藏单井生产效果，从生产年限、采收率、泄气半径及地层压力下降趋势对比，模型1与模型3开发指标远大于实际单井，而模型2开发指标远低于实际单井，仅模型4符合实际生产特征，表明致密砂岩气藏压裂后投产的单井渗流模式符合模型4所示，启动压力存在于基质与基质间、基质与裂缝之间。

3 启动压力影响因素分析

确定了致密砂岩气藏渗流模型，设置不同的启动压力梯度、基质渗透率、裂缝渗透率、含水饱和度及孔隙度，模拟上述参数对采收率、泄气半径及地层压力等开发指标的影响，结果如图7、图8所示。

开发指标均随基质启动压力梯度增加而减少，其变化趋势分为快速降低、缓慢降低、保持稳定三个阶段。当启动压力梯度小于4 MPa/100 m，采收率、地层压力下降率及泄气半径均随启动压力梯度的增加而快速降低，压力梯度每增加1 MPa，下降幅度高达10%；当启动压力梯度增加到4～16 MPa/100 m，开发指标随启动压力梯度的增加缓慢降低，压力梯度每增加1 MPa，下降幅度约2%；当启动压力梯度大于16 MPa/100 m后，开发指标基本保持稳定，受压力梯度的影响甚微。而裂缝与基质间的启动压力梯度对开发效果的影响明显变弱，当裂缝与基质间的启动压力梯度从0.04 MPa增加到24 MPa时，采收率仅降低4.13%，地层压力下降率仅降低5.52%，泄气半径减少100 m，压力梯度每增加1 MPa，下降幅度仅0.8%。所以对于压裂后投产的气藏来说，其采收率及波及面积主要受基质与基质间的启动压力梯度所影响，裂缝区域因压裂改造渗流能力增大，启动压力梯度不再是束缚气体流动的主要原因，其对开发效果的影响也基本可以忽略，而基质间启动压力才是影响开发效果的主要因素。

图5 两相流多级渗流模式示意图Fig.5 Schematic diagram of multistage seepage pattern of two-phase flow

图6 不同渗流模型地层压力变化示意图(平滑后)Fig.6 Schematic diagram of formation pressure changes under different seepage models

图7 启动压力梯度对开发效果的影响Fig.7 Influence of startup pressure gradient on development effect

图8 不同物性启动压力梯度对开发效果的影响Fig.8 Effect of different physical start-up pressure gradient on development effect

启动压力梯度对开发效果的影响主要受基质渗透率及含水饱和度的影响，受孔隙度及压裂区渗透率影响甚微。基质渗透率越小、含水饱和度越高，启动压力梯度对开发效果的影响越大；当渗透率小于0.2×10-3μm2，采收率降低幅度达到40%，地层压力下降率降低幅度达到47%；当含水饱和度大于45%，采收率降低幅度达到32%，地层压力下降率降低幅度达到11%。即对渗透率0.03×10-3～1×10-3μm2，含水饱和度20%～65%的川西致密砂岩气藏来说，启动压力梯度大幅度影响开发效果，物性越差，受影响幅度越大。

4 结论

(1)大规模压裂开发的致密砂岩气藏，基质与基质间、基质与压裂区间存在启动压力，渗流模式如图5(d)所示，呈现三级渗流模式，并大幅度影响气藏见水后的开发效果。

(2)致密砂岩气藏物性越差，启动压力梯度对开发效果影响越大。渗透率越低，含水饱和度越高，启动压力梯度越大，开发效果越差，其中渗透率小于0.2×10-3μm2、含水饱和度大于45%是启动压力梯度对开发效果影响的临界点。

(3)基质间启动压力对开发效果影响大，启动压力梯度越小，影响幅度越大，启动压力梯度小于4 MPa/100 m时，采收率及地层压力下降率降低幅度高达40%；基质-压裂区影响甚微大，压力梯度从0.04 MPa/100 m增加到24 MPa/100 m，采收率仅降低4.13%，地层压力下降率仅降低5.52%，泄气半径减少100 m。