致密砂巖氣藏逐級降壓開采物理模擬實驗認識與啟示

李進步 王繼平 李 婭 胡 勇 謝 坤

1. 中國石油長慶油田公司 2. 低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室3.中國石油勘探開發研究院 4. 東北石油大學

0 引言

致密氣開發最早起源于北美，以圣胡安盆地、阿爾伯達盆地最為典型。中國致密氣勘探開發1972年始于四川盆地須家河組致密氣田，2006年后以蘇里格為代表的致密氣開發進入大發展階段。致密氣典型的特征是儲層致密、儲集層物性差、含氣飽和度低、滲流能力差、單井產量低、總體經濟效益差。早期致密氣成功開發依賴于致密氣成藏理論的突破、甜點區優選技術的進步及壓裂改造工藝的升級[1]。隨著開發進一步深入，致密氣開發面臨資源劣質化、對象復雜化的新挑戰，主要表現為：①主力層儲層厚度變薄、含氣飽和度降低；②投產井生產指標較氣田上產階段下降明顯，產量遞減率更高；③剩余儲量碎片化現象嚴重，提高采收率難度大[2]。因此，實現復雜致密砂巖氣藏精細開采是下一步致密氣藏開發的攻關方向。

受地質沉積環境影響，致密氣田儲層致密、非均質性強，砂體相互疊置，氣水關系復雜[3-7]，儲層供氣能力、儲量動用特征有待深入研究。與常規砂巖相比，致密砂巖孔喉尺寸明顯變小，連通性變差，以微納米孔喉為主，基質供氣能力弱，加之地層原始含水影響，致密砂巖氣藏在實際開采過程中面臨著動用邊界有限和有效產氣周期短等問題[8-13]。現有研究表明，低滲透率致密砂巖氣藏動用特征較之常規砂巖氣藏存在差異，常規砂巖氣藏儲量動用程度受砂體邊界控制明顯；低滲透率致密氣藏基質供氣慢，動用邊界逐步擴大，小于等于砂體邊界，其儲量動用受砂體邊界和動用邊界雙重控制，與原始地層壓力、含水飽和度和生產制度等因素關系密切[14-18]。

目前常用的氣藏開采室內模擬實驗研究主要利用定容配產衰竭開采方式研究四川盆地、鄂爾多斯盆地氣藏開發特征[17-21]，即在實驗巖心充注氣體后，通過設置單井配產進行衰竭開采，為模擬氣藏開采過程提供了一種有效手段，獲得的成果和認識較好地反映了生產動態規律，但該方法難以揭示不同生產階段儲層壓力、供氣能力以及儲量動用變化特征，難以指導探索提高類似氣藏儲量動用和采收率。

筆者在前期蘇里格氣田儲層物性、微觀結構特征和定容配產衰竭開采方式研究的基礎上，針對致密砂巖氣儲量動用規律不清楚、提高采收率方向不明確等關鍵難題，建立了能夠反映蘇里格氣田開采模式的衰竭式開采模擬方法，選用蘇里格氣田主力層位盒8儲層段天然基質巖心，建立一定初始含水飽和度，開展了生產壓差分別為3.5 MPa、5.5 MPa、7.0 MPa逐級降壓衰竭開采實驗，揭示了儲層壓力、供氣能力以及儲量動用等關鍵指標全生命周期變化規律，明確了儲量充分動用的臨界地層壓力，為探索提高采收率新方法奠定了理論依據。

1 逐級降壓衰竭開采實驗方法

1.1 設計思路

致密砂巖氣藏流體滲流通道以納米、微毛細管孔喉為主，對巖石中流體流動起控制作用，流體流動阻力較大。因此，致密氣藏開發過程中儲量由近井到遠井逐漸動用，儲層中會形成凹深的壓降漏斗（圖1），其中Lw表示井底位置，Le表示單氣藏物理邊界位置，pw表示井底壓力，pe表示氣藏物理邊界壓力。為了再現氣藏開采過程中的壓降特征，建立一套逐級降壓開采方式物理模擬實驗流程。實驗過程中將實驗用巖心首先恢復至地下孔隙壓力和含水飽和度條件，然后逐級降壓開采，相當于將至動用邊界的儲層等分成i份，n1、n2～ni；其中單次衰竭壓差Δp=(pe-pw)/i，分別模擬每個壓力等份條件下的氣藏儲量動用程度，最后將各等份條件下的實驗結果進行組合（圖2），認識氣藏動用范圍內壓降特征、儲層供氣能力和儲量動用特征。

圖1 致密砂巖氣藏開采示意圖

圖2 逐級降壓開采方式物理模擬實驗流程圖

1.2 實驗步驟

1）選取樣品：選取實驗所需巖心，單塊巖心長度不低于5 cm，將滲透率相近的巖心進行拼接組合成長巖心，本次實驗選擇巖心滲透率為0.1 mD，孔隙度約為10%的4塊巖心串聯進行實驗（表1）。

表1 逐級降壓開采實驗方案表

2）建立含水飽和度：采用抽空飽和水的方法對巖心飽和水，然后進行氣驅，確保巖心保持實驗所需的含水飽和度，本次實驗巖心平均含水飽和度為50%。

3）飽和氣：將滿足含水飽和度要求的巖心裝入耐高壓夾持器，加圍壓至35.0 MPa，然后從巖心兩段同時加壓飽和氣，當兩端壓力達到30.0 MPa且1～2 h保持不變時，飽和氣完畢。

4）逐級降壓開采實驗：采用自動控制回壓系統，按照設計單次壓降值，從出口端逐級降壓開采，記錄降壓過程中巖心兩端壓力、出口氣流量、累計氣流量、水流量、累計水流量等參數。實驗出口不產氣后再進行二次降壓開采，記錄相同參數，如此逐級下降，直至出口至廢棄地層壓力。考慮實驗周期、實驗效果及蘇里格生產實際，采用實驗壓差分別為3.5 MPa、5.5 MPa 及 7.0 MPa。

5）對步驟4）中實驗數據參數進行分析總結，歸納儲量動用規律。

為保證實驗效果，本次實驗采用巖心膠皮套定點部署測壓孔，實現對巖心內部孔隙壓力實時在線動態檢測，攻關了常規實驗只能測得端點壓力而不能測得壓力剖面的技術難題，為揭示致密砂巖滲流邊界與儲量動用特征評價提供關鍵技術支撐；采用高精度回壓、圍壓等控制系統，實現了氣井衰竭開采實驗模擬，可以模擬氣井任意配產或任意生產壓差條件下的開采過程。

2 開發規律認識與啟示

2.1 實驗規律

2.1.1 儲層壓力變化規律

以生產壓差3.5 MPa為例，分析揭示逐級降壓開采過程中邊界壓力（巖心注入端壓力）、井底壓力（巖心采出端壓力）變化規律，結果如圖3所示。分析揭示了致密含水砂巖氣不同開發階段儲層壓力變化規律：①在地層壓力較高的開發早期階段（圖3中的實驗時間10 000 s之前），巖心邊界端壓力逐步下降至出口端壓力即井底壓力，兩個壓力達到平衡，儲量動用充分；②在地層壓力較低的開發中后期階段（圖3中的實驗時間10 000 s之后），開采過程中，巖心邊界端壓力也會逐步下降，但邊界壓力下降緩慢且不能下降至井底壓力，隨儲層壓力進一步下降，邊界壓力與井底壓力的差異越明顯，表明該階段遠井區儲量難以得到充分動用。因此儲層壓力對儲量動用程度有決定性的影響。

圖3 實驗入口端壓力與出口端壓力變化規律圖

在生產壓差3.5 MPa實驗基礎上，進一步開展了放大壓差（5.5 MPa、7.0 MPa）開采模擬實驗，揭示逐漸降壓開采過程中邊界壓力（巖心注入端壓力）與井底壓力（巖心采出端壓力）差異特征，結果如圖4所示。在5 000 s后，邊界壓力與井底壓力差異逐漸顯現；生產壓差越大，壓力差異出現越早；隨著開采的繼續其差異越大。實驗表明對于致密含水砂巖氣藏，放大壓差生產對于遠井區儲量動用的影響存在較大影響。

圖4 不同生產壓差條件下邊界壓力與井底壓力差圖

2.1.2 儲層供氣能力規律

進一步將不同生產壓差下儲層瞬時流量與地層壓力進行分析，結果如圖5所示。分析可以看到在不同儲層壓力階段儲層供氣能力存在明顯差異，在儲層壓力大于等于15.0 MPa時，儲層供氣能力總體較強，且隨生產壓差增加而增強，當儲層壓力下降至15.0 MPa以下，儲層供氣能力總體較低，即使放大壓差也難以有效提產。這一認識表明以實驗巖心為代表的蘇里格氣田Ⅲ、Ⅳ類儲層，可探索補充地層能量方法，確保氣藏維持在較高地層壓力生產是保障氣藏高產的重要條件。

圖5 瞬時流量與地層壓力關系圖

2.1.3 儲量動用規律

將不同生產壓差條件下采收率情況繪制成圖，結果如圖6所示，采收率評價實驗數據如表2所示。分析可以得出：無論生產壓差大與小，開發早期采出程度上升較快，開發中后期采收率上升幅度較平緩；而生產壓差越高，則生產周期越短，儲量難以得到充分動用，最終采收率隨生產壓差增大而降低。生產壓差為7.0 MPa的儲層采收率僅為32.9%，較3.5 MPa生產壓差下的采收率低16.4%。因此，設定合理生產壓差是提高采收率的良好方法。

表2 采收率評價實驗數據表

圖6 采收率評價圖

2.2 生產規律

選擇蘇f-e井和蘇d井兩口井為例，分析不同配產條件下的生產特征，揭示生產實際開發規律。

蘇f-e井生產層位為盒8段、山1段，有效厚度分別為10.3 m、6.5 m，孔隙度分別為9.44%、11.48%，滲透率分別為 0.47 mD、0.56 mD，含氣飽和度分別為55.52%、62.04%，生產動態特征曲線如圖7所示。當初期配產為3.0×104m3/d時，該井穩產時間大約為6個月（不包括關井3個月），穩產期累計產氣量為688.56×104m3。當配產降為 2.0×104m3/d、1.3×104m3/d、1.0×104m3/d 時， 生 產 壓 差 減 小，穩產期逐次延長，配產為1.0×104m3/d時，穩產期長達120余月之久。

圖7 蘇f-e井生產動態特征圖

蘇d井生產層位為盒8段，有效厚度為15 m，孔隙度為10.9%，滲透率為0.99 mD，含氣飽和度為64.3%，生產動態特征曲線如圖8所示。當初期配產為6.0×104m3/d時，該井穩產時間大約僅為3個月就開始呈現快速遞減趨勢。當減小生產壓差，將配產降為1.0×104m3/d時，該井穩產期可以達到30個月。兩口井的配產對穩產期生產的影響如表3所示。

圖8 蘇d井生產動態特征圖

從表3可以看出，蘇f-e井當配產從3.0×104m3/d降到2.0×104m3/d時，I類井穩產期可以延長到4倍左右，穩產期累計產氣量也可以增加到2.6倍左右。

表3 配產對穩產期生產影響表

2.3 啟示

物理模擬實驗和現場生產動態結果均表明：①初期配產越高，生產壓差越大，遞減越快，對致密砂巖儲層，在相關條件允許范圍內，適當降低配產，優化生產壓差，可以保持地層壓力，延長穩產期，增加穩產期累計產氣量；②地層壓力越高，儲層流體流動越充分，儲量動用程度越高，尋找高壓甜點區是氣藏勘探開發的重要方向和目標，對于蘇里格氣田廣泛分布的Ⅲ、Ⅳ類儲層，未來可大膽探索補充地層能量新方法，確保氣藏維持在較高地層壓力下以合理生產壓差開采，保障氣藏產能和提高采收率[21]。另外，增大泄流面積，減少滲流距離，同樣可提高儲層動用程度，目前“水平井部署+儲層分類評價+密切割改造”組合技術已在蘇里格氣田實施，其有效性已得到驗證，有效提高了致密含水砂巖氣藏采收率。

3 機理分析

3.1 微觀滲流機理

微觀孔喉結構特征（孔喉大小及數量比例）決定了儲層的物性，也決定了氣、水滲流能力。致密砂巖氣藏流體滲流通道以納米孔喉（小于0.01 μm）、微毛細管孔喉（0.1～0.01 μm）為主，這兩種孔喉占總孔喉數量比例超過70%[11]（表4）。喉道是決定儲層滲流能力的關鍵，喉道細小，流體滲流時阻力較大，毛細管壓力曲線顯示其排驅壓力超過1.0 MPa。因此，保持較高的地層能量及一定的生產壓差有助于致密砂巖儲層流體流動。

3. 2 氣體膨脹機理

對于致密巖性圈閉氣藏，氣體膨脹力是天然氣流動進入井筒的主要動力[22]。在高壓階段，氣相膨脹能遠大于水相，易形成連續流，在低壓階段，氣相膨脹能減小，易被水封隔，難以形成連續流（圖9）。而隨著氣藏壓力降低，氣體膨脹力減小，當壓力下降到臨界地層壓力，微細喉道中的可動水大量進入主流喉道，氣相從連續相被逐漸卡斷為斷續狀氣泡，在賈敏效應下，滲流阻力持續增大，導致氣體無法流動。另外，地層壓力下降，有效應力增大，會產生應力敏感，造成巖石滲流通道不可逆的破壞性，使儲層物性變差，流動阻力也會呈增大趨勢（圖10，圖中Ki表示實驗后滲透率；Ko表示原始滲透率）。由圖10可見，實驗巖心凈圍壓先升壓后降壓，測試滲透率比原始滲透率下降15.8%。

3.3 儲量動用機理

物理模擬實驗結果表明：生產壓差對儲層壓力剖面和動用邊界存在影響（圖11）。由于儲層致密、強非均質性、氣水關系復雜以及原始地層壓力低等原因，生產壓差較大時，廢棄地層壓力越高，動用范圍越小，動用范圍內邊界壓力下降程度越低，天然氣彈性能量難以獲得充分釋放，儲量難以充分動用，故采收率越低。實驗中不同生產壓差3.5 MPa、5.5 MPa、7.0 MPa對應廢棄地層壓力分別為 8.0 MPa、9.0 MPa、11.0 MPa。

4 結論

1）針對蘇里格氣田目前儲量動用規律不清楚、提高采收率方向不明確等關鍵難題，通過建立一套逐級降壓開采方式物理模擬實驗方法和流程，選用蘇里格氣田盒8段主力儲層巖心，開展了不同生產壓差下逐漸降壓衰竭開采實驗，揭示了儲層壓力、供氣能力以及儲量動用等關鍵指標全生命周期變化規律。

2）明確了蘇里格致密含水砂巖氣藏Ⅲ、Ⅳ類儲層儲量充分動用的臨界儲層壓力約為15.0 MPa，認識到在儲層壓力大于等于15.0 MPa時，生產壓差越大則儲層供氣能力越強，儲量動用充分；隨儲層壓力下降至15.0 MPa以后，儲層供氣能力降低，近井區和遠井區儲量動用存在差異，遠井區儲量難以得到充分動用，為探索提高采收率新方法奠定了理論依據。

3）驗證了致密含水砂巖氣藏提高采收率方法“水平井部署+儲層分類評價+密切割改造”組合技術在蘇里格氣田的有效性。另外，應積極探索補充地層能量新方法，確保氣藏維持在較高地層壓力下以合理生產壓差開采，保障氣藏產能和高采收率。