阳晓燕 杨胜来 李武广 王 欣 娄 毅

(中国石油大学石油工程教育部重点实验室)

气水相对渗透率曲线对支撑剂优选研究—以石英砂和树脂砂为例

阳晓燕 杨胜来 李武广 王 欣 娄 毅

(中国石油大学石油工程教育部重点实验室)

压裂充填防砂技术是出砂气藏防砂的有效技术，其中支撑剂选择是关键，而相对渗透率又是支撑剂性能评价的重要参数之一。通过气驱水非稳态室内实验方法，测定不同支撑剂(石英砂和树脂砂)的气水相对渗透率曲线，对石英砂和树脂砂这两种支撑剂的相对渗透率性能进行对比分析，主要包括初始水相相对渗透率、束缚水饱和度、等渗点下含水饱和度以及束缚水下的气相相对渗透率变化情况，综合考虑气藏的储层物性情况，选取合理的、效果最佳的、适合气藏开采的支撑剂。图2表1参10

相对渗透率 非稳态法 气驱水 气藏 防砂 支撑剂

0 前言

众所周知，对于气藏的开采，气水相对渗透率是一项重要的基础数据。它是油气藏开发计算、动态分析、气水分布关系研究的基础资料［1－3］。同时，也反映了油气藏岩石中多相流体的渗流和分布规律［4］，对保护储层、提高采收率、指导工程施工等方面有着重要的参考价值。

国内某一气田为粉砂岩和泥质粉砂岩气藏。储层埋藏浅、欠压实、成岩性差、胶结疏松，导致气井出砂严重，影响了气田的正常生产，因此需采取合理的防砂技术。压裂充填防砂技术在此油田得到了很好地应用，而支撑剂的选择是关键。

选择支撑剂时，有以下参考指标［5，6］:

(1)支撑剂自身应具有较高地强度、较强的抗破碎性;

(2)其原料在低温下应具有较好的固结性;

(3)应具有较高的导流能力。

通过岩心实验，探讨了石英砂和树脂砂的气水相对渗透率曲线的变化规律，最终确定合理的支撑剂，为以后现场支撑剂的选取提供了参考方案。

1 气水相对渗透率实验设计

1.1 实验装置及材料

实验装置由供给、岩心本体、测压、计量四部分组成(图1)。其中供给部分包括:氮气瓶、ISCO－260D高精度驱替泵;岩心本体包括:压力机、填砂模型;测压系统包括:OPP－1高压孔渗仪、精密压力表;计量部分包括:气液分离器、精密流量计、皂膜计、电子秒表、游标卡尺等。采用非稳态法－恒压法测定气水相对渗透率，在注入驱替相的过程中，同时记录两相的流量和岩心两端的压降。实验用岩心为现场给定的30目－50目的非胶结石英砂和树脂覆膜砂［7］，实验用水为按要求配制的地层水，实验用气为高纯氮气。

图1 实验装置图

1.2 实验步骤

在非稳态相对渗透率实验的非混相流体(水和气)驱替过程中，根据从岩心出口端计量的两相流体分流量与饱和度的关系，可以确定气水两相相对渗透率。

(1)称取一定重量的散砂(每次实验取相同质量的散沙)放入填砂钢管，在填砂钢管入口及出口放上纱网，并且在入口处的纱网上贴一小块胶布，防止气驱过程出现气窜。将制备好的填砂钢管放入压力机上，加压15MPa(保持地层压力)。

(2)连接好管线，量取相关尺寸，计算实验样品的长度和面积，打开气源，进行气测渗透率。(3)抽真空，测定实验样品孔隙体积及孔隙度。(4)测100%水饱和状态下实验样品的水相渗透率，使用恒速法测定。

(5)打开OPP－1高压孔渗仪，根据要求的驱替压力调整，初始压差必须保证既能克服末端效应又不产生紊流，在给定压力下进行气驱水，并准确记录各个时刻的驱替时间、驱替压差、累积液体产量、累积气体量和初始见气点，见气初期加密记录，根据出水量多少选择记录时间间隔，此后随产水量下降逐渐加长记录时间间隔。气驱水达到残余水状态并进行气测渗透率，结束实验。

(6)实验数据处理:以 J.B.N 方法为依据［8］，再结合Boatman经验公式［9］进行修正。

1.3 实验关键技术

通过多次用散沙装填并测定其气水相对渗透率，提出4个关键点:①填砂时在入口筛网上贴一小块透明胶布，起着封堵作用，使气能均匀的从岩心周围通过，在驱替过程中形成回流，防止形成气窜通道;②由于填砂模型是垂直放置于压力机上，存在重力作用，为了避免重力作用对气驱过程的影响，应把入口端设置在下方，使N2由下向上驱替;③气驱压力确定:气驱压力或流速是由样品长短、粗细及渗透率大小来确定的，目前还没有建立一个量化标准，在此主要根据启动压力梯度，参考经验公式G=0.0505K－0.576，初略的确定一个压力，再以此值为基础上下波动，通过多次实验找出合适的气驱压力，在测试过程中发现气驱压力不能太大，否则岩心中的水在驱替一开始就大量流出，也不能太小，否则水不能被驱出，使相渗曲线失真;④围压的稳定:非胶结砂岩的渗透率表现为强压敏性，随围压的增加，渗透率迅速减小，所以测定过程中要严格按照储层压力状态设定围限压力，减小测试误差［10］。

2 实验结果分析

在不同的气驱水过程中，通过设定不同的气驱压力，最终发现其束缚水饱和度是变化的。上游压力给定得越低，束缚水饱和度越大，主要是因为气驱压力太低，导致驱替速度不够大，难以克服毛细管力的影响，阻止了水的流动。同时对比石英砂和树脂砂，发现树脂砂所需的气驱压力稍微偏低。通过多次实验，选择束缚水饱和度合理的气驱压力作为气水相对渗透率研究的实验压力，为了实验的一致性，不同沙粒选择同一驱替压力，最终确定气驱压力为17Psi。

通过J.B.N方法对实验数据进行处理，最后再结合Boatman经验公式进行修正，所得实验结果(表1、图2)。

表1 石英砂和树脂砂基础数据及实验结果表

图2 石英砂与树脂砂气水相渗曲线对比

对于气、水、砂岩系统来说，气体为非润湿相，水为润湿相。从表1中可以看出，石英砂的束缚水饱和度为22%，树脂砂为35%，树脂砂束缚水饱和度升高，升高幅度为56.3%。束缚水饱和度越高，亲水性越强，树脂砂表现出了明显的亲水性。树脂砂较优，利于气藏的开采。

石英砂见气时水相相对渗透率为0.88，树脂砂为0.71，树脂砂水相相对渗透率下降，降低幅度为18.97%。在见气前，实验样品中含气饱和度偏低，此时气体主要以分散形式存在，阻碍了实验样品中水的正常流动，所以此时的相对渗透率低于1。在树脂砂中，水相相对渗透率偏低，不利于水的流动，反之利于气相的流动，使得见气时间提前，石英砂在23s见气，树脂砂在18s见气，提早幅度为27.8%。见气早对气藏的开采有利，从见气时间来讲，树脂砂在气藏开采中更有利。

石英砂见气时的含气饱和度为25%，对应的树脂砂为21%，降低幅度为12.86%。由此可知，在树脂砂中，气体形成连续相所需的含气饱和度较低，实验样品中气体连接容易，利于形成通路，从而利于气相渗透率的增加。石英砂束缚水下的气相相对渗透率为0.77，对应的树脂砂为0.89，树脂砂气相相对渗透率值升高，气相相对渗透率越高越利于气的流动，气井产能增加。相比之下，树脂砂更优，对气藏开采有利。

从图2中可以看出，树脂砂等渗点向左移动，且等渗点所对应的相对渗透率明显有所降低，由此表明，树脂砂更亲水，利于气藏开采。在30%含气饱和度的条件下，树脂砂气相相对渗透率相对较高，石英砂为0.023，树脂砂为0.095，树脂砂是石英砂的4.13倍。

实验结束，观察到两者均保持着较好的渗透性，树脂砂比石英砂固结得好，且在油藏压力下，树脂砂比石英砂具有更强的抗破碎能力，可以得出树脂砂能满足气藏压裂后防止支撑剂回吐的要求。

通过相渗曲线的对比分析，树脂砂作为支撑剂对于气藏的开采大大好于石英砂，且由于在气井生产中压力不稳定，树脂砂可固结在一起，避免地层与填充砂之间松动，造成混砂带，使防砂层渗透率下降，影响防砂效果。因此，选取树脂砂为支撑剂更利于气藏的开采。

3 结论

(1)提出了非胶结砂岩气水相对渗透率测定的四个关键技术，气应由下向上驱替;在入口端填上纱网，且纱网中心应密闭;气驱压力结合启动压力梯度和经验公式进行确定;保证围压稳定。

(2)相渗曲线的处理过程把J.B.N方法与Boatman经验公式进行了结合。

(3)石英砂与树脂砂相渗曲线对比可知，树脂砂具有明显优越的四大特征:初始水相对渗透率显著降低;束缚水饱和度明显增加;等渗点下含水饱和度增大(向左移动);残余水下的气相相对渗透率增加。四大特征表明树脂砂利于气相流动，气井产能的增加。对于支撑剂的选取，树脂砂较优。

(4)通过测定气水相对渗透率曲线来判断支撑剂的优异，是一种简单易行的方法。

1 周克明，张清秀，王勤，等.利用分型模型计算气水相对渗透率［J］.天然气工业，2007，27(10):88－89.

2 黄秉光.实用相对渗透率概念的曲线特征研究［J］.天然气工业，1992，12(2):51－56.

3 易敏，郭平，孙良田.非稳态法水驱气相对渗透率曲线实验［J］.天然气工业，2007，27(10):92－94.

4 唐金星，陈铁龙，何劲松，等.聚合物驱相对渗透率曲线实验研究［J］.石油学报，1997，18(1):81－84.

5 刘让杰，张建涛.水里压裂支撑剂现状及展望［J］.钻采工艺，2003，26(4):31－34.

6 李勇明，刘岩，王文耀，等.气藏压裂提高裂缝有效导流能力的技术分析［J］.新疆石油天然气，2009，2(5):56－58.

7 谢锦男.辽河油田纤维树脂砂防砂技术［J］.断 块油气田，2009，16(3):107－109．

8 气水相对渗透率的测定(SY/T5843－1997)［S］，1997.

9 Boatman，E.M.An Experiment investigation of some Relative－Permeability－Relative conductivity Relationships.M.S thesis，University of Texas Austin ，1961.

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

阳晓燕，女，1986年出生，硕士研究生;现就读于中国石油大学(北京)，主要从事油气田开发与流体力学研究。地址:(102249)中国石油大学(北京)研修大厦708。电话: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 编辑 文敏)