吴建彪

(中国石油化工股份有限公司华北油气分公司勘探开发研究院， 郑州 450000)

东胜气田是中石化华北油气分公司“十四五”规划增储上产的主要目标区，该气田具有低渗、致密、高含水饱和度、非均质性强、气水关系复杂等地质特征，这类气藏面临着储量动用程度很低的问题，亟需开展致密含水条件下的储层渗流机理研究，为产能建设提供基础理论与技术支撑[1]。

已有研究表明，致密储层孔渗低、渗流规律复杂，影响因素多，主要包括有效应力、含水饱和度和驱替压差[1-8]。叶礼友等[1]以川中须家河组低渗致密砂岩为对象，分析了低渗致密砂岩含水饱和度高及对气体渗流影响大的的原因；马立辉等[2]管流实验与数值计算研究了气水两相流动规律；谢晓军等[3]、魏真真等[4]通过地质分析研究了不同区块致密储层特征；刘正中等[5]实验研究确定致密岩心渗流存在启动压力梯度；雷霄等[6]、李奇等[7]研究确定低渗致密砂岩存在较强的应力敏感性；袁洋等[8]实验研究确定致密储层存在压差渗吸水锁伤害问题。基于此认识，以东胜气田致密砂岩气藏储层为研究对象，系统地开展致密砂岩储层标准、覆压孔渗；不同含水饱和度下气相渗流规律和不同压差下气、水两相渗流规律的实验研究，明确了东胜气田致密储层孔渗特征和渗流规律，揭示了储层渗流机理，并提出合理的开发建议。研究结果对于正确认识东胜气田密砂岩储层特征、预测气井产气、产水动态，制定合理有效的开发方案具有重要指导意义。同样，研究成果对国内其他区块致密含水气藏开发也具有借鉴意义。

1 致密砂岩储层孔、渗测试结果分析

致密岩样测试渗透率常用方法就是行业标准测试方法(见GB/T 29172—2012)，还有脉冲测试方法[9-10]、覆压测试方法[11]等，渗透率计算处理方法包括克氏和平均两种，其中克氏渗透率更接近于储层流体的真实渗透率，因此，一般以克氏渗透率来描述储层流体的渗流能力。不同方法测试的岩石样品渗透率结果差距很大，一般来讲标准测试方法得到的渗透率值最大、脉冲法次之、覆压法最小，三者之间的最大差距可能会达到二个数量级，具体大小决定于储层岩性和微观孔隙结构特征。根据气藏实际开发情况，一般以覆压克氏渗透率为储层实际值，事实上致密砂岩气藏的定义就是“储层覆压克氏渗透率小于0.1 mD的气藏”[12-14]。

东胜气田11口井102块样品的标准孔、渗与30块样品的覆压孔渗参数测试实验结果(图1)表明，标准克氏渗透率主要分布在0.1～2 mD，平均值0.4 mD[图1(a)]，中值为0.18 mD[图1(b)],说明储层渗透率分布非均质性严重；孔隙度主要集中分布在5%～15%，平均值为8.6%[图1(a)]，中值为8.5%[图1(b)]，说明孔隙度均匀分布。而其中30块样品的覆压克氏渗透率(30 MPa)集中分布在0.004～0.3 mD，平均值为0.06 mD[图1(a)]，只有标准克氏渗透率平均值的15%；孔隙度主要集中分布在5%～15%，平均值为10.1%，二者基本一致。

图1 不同测试方法的致密岩样孔渗结果统计Fig.1 Statistics of porosity and permeability results of tight rock samples by different testing methods

由此可见，渗透率测试方法不同会导致储层样品渗透率结果的巨大差异，而孔隙度却基本一致。因此，渗透率统一的测试方法是对比分析评价储层渗流能力的前提。基于气藏工程的实际需要，一般以地层覆压下的克氏渗透率值作为储层的基础渗透率。

2 致密砂岩储层不同含水饱和度下气体渗流特征分析

储层流体的压差与流量关系曲线可以很好反映流体在储层中的渗流特征[15]，储层物性越好，特别是渗透率越大，对应的流动压差越小，流量越大。根据流体的压缩性，油水属于微可压缩流体，气体属于可压缩流体，因此，液体在储层中的渗流特征曲线用压差梯度与流量的关系来描述即可，气体在储层中的渗流特征曲线用压力平方差梯度与流量的关系来描述则更加准确[16]。根据东胜气田储层样品覆压克氏渗透率分布，可以将其分为渗透率小于0.1 mD的致密储层与渗透率大于0.1 mD的低渗储层来对比分析。

2.1 干岩样气体渗流特征

低渗致密干岩样的气体渗流特征可以两种形式来表示。一种形式是压力平方差梯度与流量的关系曲线，由于致密储层渗透率低、渗流阻力大，气体很难产生高速非线性渗流现象，整体呈很好的线性关系，只是在接近0点的极低流速下会表现出气体滑脱效应导致的非线性趋势(图2)；而低渗岩样渗透率较高、渗流阻力较小，气体在较高流量下会产生明显的高速非达西效应，渗流曲线随流量增加而向右上方偏移，呈现出高速非线性特征，且渗透率越高，非线性特征越明显[图3(a)]。另一种形式是气测渗透率与孔隙平均压力倒数的关系曲线，对于致密岩样二者的关系也基本呈线性关系，只是在孔隙平均压力倒数较高时，即孔隙压力较低时，直线会出现向右上方偏离的特征(图4)，这是低孔隙压力下气体强滑脱效应导致的结果。其渗流特征可以用克氏渗透率表达式很好地表征[式(1)]；而低渗岩样在平均孔隙压力倒数较低，即孔隙压力较高时，渗流特征曲线会出现向下弯曲的现象[图3(b)]，这是高速非达西效应导致的结果。其渗流特征可以用低渗储层高速非达西效应下的气体表观渗透率计算公式来表征[式(2)]。表达式为

(1)

(2)

图2 致密储层样品流量与压力平方差梯度关系曲线Fig.2 Curve of relation between sample flow rate and pressure squared variance gradient in tight reservoir

图3 低渗储层样品平均孔隙压力与渗透率关系曲线Fig.3 Relationship between average pore pressure and permeability of low permeability reservoir samples

图4 致密储层样品平均孔隙压力与渗透率关系曲线Fig.4 Relationship between average pore pressure and permeability of tight reservoir samples

2.2 不同含水饱和度岩样气体渗流特征

低渗致密砂岩气测储层含水饱和度Sw普遍偏高，气藏衰竭开发过程中，储层束缚水状态下的单相气体渗流或气水两相渗流是主要的渗流模式。因此，模拟气藏在不同含水饱和度下气体的渗流特征有助于正确认识含水气藏的气水渗流规律。图5是典型致密、低渗岩样在不同含水饱和度下渗透率与平均孔隙压力倒数关系曲线。可以看出与干气藏渗流特征不同，含水饱和度对于气体渗流特征影响显著，与干气藏渗流特征相比：当致密岩样含水饱和度等于25%时，气体渗流特征曲线与干气藏基本一致，只是斜率略有降低，同一平均孔隙压力下渗透率略有下降；当含水饱和度增加到45%时，气体渗流特征曲线斜率下降明显，渗透率降低幅度更大，低孔隙压力下强滑脱效应减弱；当含水饱和度增加到55%时，气体渗流特征曲线变成了一条渗透率基本不变，斜率近似于0的平行线，滑脱效应完全消失；当含水饱和度增至65%时，渗流特征曲线斜率变成负值，变化趋势与干气藏完全相反，体现出了水相渗流特征，致密岩样的渗透率随驱替压力的增加而增加[1,17][图5(a)]。同样，当低渗岩样含水饱和度等于25%时，气体渗流特征曲线也与干气藏一致，斜率略有降低；当含水饱和度增加到45%时，气体渗流特征曲线斜率下降更大，高孔隙压力下高速非达西效应减弱；当含水饱和度增加到55%时，气体渗流特征曲线变成了一条斜率近似于0的平行线，高速非达西效应完全消失；当含水饱和度增至65%时，渗流特征曲线斜率变成负值，体现出明显的水相渗流特征，低渗岩样的渗透率随驱替压力增加而增加[图5(b)]。其实二者的气体渗流特征变化趋势基本一致，主要的不同之处在于，对于致密砂岩气藏，含水饱和度的增加，降低了气体渗流的滑脱效应；而对于低渗砂岩气藏，含水饱和度的增加则降低了气体的高速非达西效应。

低渗致密砂岩岩样气体渗流特征曲线随含水饱和度增加而变化的主要原因是，束缚水饱和度的存在导致砂岩多孔介质固体表面形成了一层水膜，气体在多孔介质中的流动由壁面处的气固作用变成了气液作用，壁面阻力明显增加，从而导致低孔隙压力下的滑脱效应和高孔隙压力下的高速非达西效应都明显减弱，气体渗透率降低[17-18]。而且含水饱和度越大，影响越大。当含水饱和度小于25%时，气体的渗流特征更接近于干气藏单相气体渗流特征，当含水饱和度大于60%时，气体的渗流特征更接近于单相水的渗流特征，介于中间的含水饱和度对应的气体渗流特征随含水饱和度增加是一个由气相渗流特征向液相渗流特征过渡的过程，当含水饱和度大于60%时，低渗或致密岩样中都会出现气水两相渗流，渗流阻力会显著增加，导致气相渗流特征明显减弱，液相渗流特征显著增加，图5中含水饱和度65%对应的二个岩样的气体渗流特征曲线很好地说明了这一现象。

图5 低渗致密岩样不同含水饱和度下气体渗流特征曲线Fig.5 Gas seepage characteristic curves under different water saturation of low permeability samples and tight samples

3 致密砂岩储层气体滑脱因子特征及其影响因素分析

3.1 气体滑脱效应特征及其计算方法

岩石多孔介质气体渗流产生滑脱效应的主要原因是由于气体分子与固壁分子之间的作用力远低于液固之间的分子作用力，在管壁处的气体分子大部分仍处于运动状态；另外，相邻层的气体分子由于动量交换，连同管壁处的气体分子一起沿管壁方向做定向运动，导致多孔介质管壁处的流速不为零，从而形成了气体滑脱效应。1941年克林肯伯格发现了气体在微细毛管孔道中流动时的滑脱效应(故滑脱效应又称“克氏效应”)，并给出了考虑气体滑脱效应的岩石样品气测渗透率的数学表达式[式(1)]，又称克氏渗透率表达式[19]。

根据式(1)可以导出滑脱因子b的数学表达式为

(3)

岩样气测渗透率实验可以获得Kg，水测渗透率或气测渗透率克氏值可以获得Ke，结合气测实验过程中岩样进出口压力的平均值，可以通过式(3)计算不同进出口压力下的滑脱因子b(图6)。

3.2 滑脱效应影响因素实验测试分析

图6 低渗致密储层样品滑脱因子与孔隙平均压力倒数关系曲线Fig.6 Curves of relationship between slippage factor and pore average pressure in low permeability tight reservoir samples

多孔介质中流体分子与孔喉壁面分子之间的作用结果是导致流体能否产生滑脱效应的根本原因。液固分子间的作用力要远大于气固分子，导致液体分子在固壁面滑脱效应极低，液体在孔道中发生指进流动现象，中间速度最大，壁面速度为0；而气体分子在固壁面滑脱效应明显，气体在孔道中会发生匀速流动，结果就是同一岩样的气测渗透率值大于液测，滑脱因子的计算公式仅适用于干气藏或低束缚水饱和度气藏。

实验研究结果表明，滑脱因子的大小主要决定于岩样的渗透率、平均孔隙压力和含水饱和度。在相同压力测试条件下，岩样渗透率越低，滑脱效应越明显，滑脱因子也就越大(图6)，渗透率小于0.01 mD的岩样对应的滑脱因子为0.2左右，左端突降点对应的平均压力倒数0.5左右(平均孔隙压力约2 MPa)，渗透率大于0.1 mD的岩样对应的滑脱因子在0.075左右，左端突降点对应的平均压力倒数1.5左右(平均孔隙压力约0.7 MPa)；介于二者之间的岩样滑脱因子是0.15左右，左端突降点对应的平均压力倒数0.75左右(平均孔隙压力约1.3 MPa)。可见渗透率越低的岩样，滑脱因子突降点对应的平均孔隙压力越高；相反，滑脱因子突降点对应的平均孔隙压力就越低，说明致密砂岩储层相对更容易发生滑脱效应。

岩样的滑脱因子与覆压渗透率呈幂函数关系，存在滑脱因子发生突变的临界渗透率值0.05 mD[图7(a)]。此外，致密砂岩样品气体渗流产生的滑脱效应与束缚水饱和度相关[图7(b)]，岩样束缚水饱和度越高，滑脱效应越弱，对应的滑脱因子也就越小；相反，滑脱效应会增强，对应的滑脱因子也会增大；束缚水饱和度越低，气体滑脱效应越强，滑脱因子越接近于干气藏。

图7 低渗致密储层样品滑脱因子与覆压渗透率和含水饱和度关系曲线Fig.7 Curves of relationship between slippage factor and overburden permeability and water saturation of low permeability tight reservoir samples

4 致密砂岩储层气水两相相对渗流能力测试分析

致密砂岩气藏可以分为只含束缚水的单相气体渗流气藏和含水饱和度较高的气、水两相渗流气藏。对于只含束缚水的气藏，由于束缚水不参与流动，含水饱和度占据了一定的孔喉空间，降低了气藏储量和渗流通道，增加了单相气体流动的渗流阻力，开发难度相对变大，开发效果相对变差，束缚水饱和度越高，影响越大。但是绝大部分低渗致密砂岩气藏含水饱和度都比较高[20-23]，生产过程中都存在气、水两相渗流，极大地增加了气体的渗流阻力，导致气藏的开发难度大增、开发效果变差。气、水两相渗流能力(两相相对渗透率曲线)的研究是评价气井产能，预测开发动态，制定和调整气藏开发方案的基础。

东胜气田致密砂岩储层4个样品的基础物性参数与气、水相对渗流能力实验结果见表1。岩样标准克氏渗透率是覆压克氏渗透率的10倍左右，而覆压克氏渗透率是地层水渗透率的1～6倍。说明一些致密砂岩样品对于地层水存在较强的敏感性，其中J72井样品水敏感性最强，渗透率降低了约1/6，J77井样品敏感性最弱，地层水渗透率与覆压克氏渗透率基本一致。这也证明了东胜气田不同井区致密砂岩储层的水敏性存在较大差别，一般会导致覆压渗透率降低1/3以上，气体渗流阻力显著增加，严重影响了气藏的开发效果。

图8与图9为4块样品在不同驱替压力下的气、水两相相对渗透率Kr曲线。同一样品在不同驱替压力下气相与水相的相对渗透率有所不同，随着驱替压力增大，水相相对渗透率有所增大，水相更容易流动。实验结束时残余水饱和度随驱替压力增大都有所降低，表明驱替压差增大会导致储层中更多的束缚水会转变为可动水，储层产水现象更加明显(表1、图8、图9)。

总的来看，在低渗致密砂岩气藏气驱水过程中，气相相对渗透率较低，共渗区间窄，残余水饱和度高，增加驱替压会导致残余水饱和度降低，提高水相相对渗透率，扩大气水共渗区间，从而导致开发效果变差[22-23]。因此，根据东胜气田地质与储层物性特征，制定合理的生产压差是气田高效开发的基础。

表1 4个样品基础物性参数与气水两相渗流能力实验结果Table 1 Experimental results of basic physical parameters and gas-water two-phase seepage capacity of four samples

图8 2块低渗岩样气水两相相对渗透率曲线Fig.8 Gas-water relative permeability curves of two low permeability samples

图9 2块致密砂岩岩样气水两相相对渗透率曲线Fig.9 Gas-water relative permeability curves of two tight sandstone samples

5 结论

(1)致密砂岩储层渗透率大小与样品测试和数据处理方法密切相关，行业标准测试的克氏渗透率要远大于覆压克氏渗透率，二者的比值在10倍以上。根据气田开发的实际需求，一般以覆压克氏渗透率作为储层评价与计算的渗透率。

(2)东胜气田致密砂岩储层100余块样品标准克氏渗透率主要分布在0.1～2 mD，平均值为0.4 mD，中值为0.18 mD，说明储层渗透率分布极不均匀；而孔隙度集中分布在5%～15%，平均值8.6%，中值为8.5%，说明储层的孔隙度分布更加均匀，具有典型的非均质致密气藏特征。

(3)致密干岩样压力平方差梯度与气体流量基本呈线性关系，在极低流量下会出现滑脱效应，表现出低速非线性；低渗干岩样随流量增加而产生高速非达西效应，压力平方差梯度与气体流量呈现非线性关系。岩样含水饱和度对于气体渗流特征有显著影响：随含水饱和度增加，致密岩样降低了气体渗流的滑脱效应，而低渗岩样则降低了气体渗流的高速非达西效应，二者的气相渗流特征减弱，液相渗流特征增加。

(4)气体渗流滑脱因子大小决定于岩样的渗透率、平均孔隙压力和含水饱和度。渗透率越低、孔隙压力越小、含水饱和度越低，气体渗流越容易产生滑脱效应，对应的滑脱因子越大；相反，滑脱效应减弱，对应的滑脱因子降低。

(5)致密砂岩储层气、水两相相对渗透率曲线测试结果表明，气相相对渗透率较低，共渗区间窄，残余水饱和度高；增加驱替压差会导致残余水饱和度降低，提高水相相对渗透率，扩大气水共渗区间，使得储层更易产水，气田开发过程中需要制定合理的生产压差。