作者：汪周华等
出版社：石油工业出版社
格式: AZW3, DOCX, EPUB, MOBI, PDF, TXT
低渗透砂岩气藏复杂渗流机理及水平井产能评价技术试读：
前言
低渗透砂岩气藏占天然气远景资源量的1/5，如何高效开发低渗透砂岩气藏是石油科技人员关注的重点。低渗透砂岩气藏普遍单井产能低、稳产难度大，水平井作为提高单井产量的重要技术在低渗透砂岩气藏中得到广泛应用。
国内外学者对于低渗透砂岩气藏渗流机理研究及水平井产能评价已有大量成果，但仍然存在一些不足之处，主要表现在以下几个方面：（1）究竟低渗透砂岩气藏存在哪几种渗流形式？主要受控因素有哪些？（2）如何提高渗流机理诊断方法精度？不同渗流效应如何相互转化？转化临界条件有哪些？（3）缺乏专门针对低渗透砂岩气藏复杂渗流条件下水平气井产能评价方法；（4）水平井全井段气液管流微观机理有待深入研究。针对以上问题，在综合笔者博士后研究报告及中国石油西南油气田分公司多年来的部分研究成果基础上，结合国内外研究进展，形成本书的主要内容，希望对我国低渗透砂岩气藏开发有指导意义。
本书共分十章，第一章介绍了国内外低渗透砂岩气藏复杂渗流机理及水平井开发技术研究进展；第二章深入研究了低渗透砂岩气藏储层非线性单相渗流特征实验测试方法及不同渗流效应诊断方法；第三章总结低渗透砂岩气藏气水两相渗流测试方法及特征并分析了水相临界流动饱和度；第四章建立了低渗透砂岩气藏水平井稳态产能方程及其初期增产效果评价方法；第五章建立了低渗透砂岩气藏考虑非线性渗流效应水平井不稳态产能模型并分析其受控因素；第六章研究了水平井气液两相管流微观机理研究，并建立相应室内物理模拟手段；第七章总结分析了水平井储层与井筒耦合动态分析方法及模型；第八章为气藏开发井型优选技术；第九章应用新成果对典型低渗透致密砂岩气藏进行水平井生产效果分析；第十章在前述成果基础上，提出低渗透砂岩气藏水平井开采技术建议。
本书由西南石油大学、西南油气田分公司勘探开发研究院合著完成，第一章、第二章、第五章、第六章、第九章、第十章由汪周华完成，第三章由西南石油大学郭平教授完成，第四章和第七章由西南油气田分公司勘探开发研究院钟兵教授完成；第八章由西南油气田分公司勘探开发研究院教授级高工冯曦完成。本书在撰写过程中得到李士伦、孙良田教授的指导；此外，西南油气田分公司勘探开发研究院杨洪志、吴建发、刘晓旭、杨学峰、王娟、李骞和张伟以及西南石油大学任俊杰和欧阳双等参与问题讨论、整理实验数据、文字处理等工作，在此深表感谢。
由于编者水平有限，书中难免有错误和不妥之处，恳请广大读者批评指正。第一章 绪论
据统计，我国可开采天然气资源量中埋藏深度超过3500m的低渗透致密气藏占总量的58.39%，该类气藏储层低孔、低渗透及高含水饱和度特征，导致其渗流机理与常规气藏差异较大，对我国气田开发技术提出了新的挑战。本章系统总结分析了国内外针对低渗透砂岩气藏渗流机理及水平井应用技术研究现状，掌握国内外低渗透砂岩气藏非线性渗流机理及水平井产能评价技术存在的问题，提出了针对低渗透砂岩气藏水平井应用技术水平的提高应该关注的建议。第一节 低渗透砂岩气藏储层特征
低渗透及致密砂岩天然气分布广泛，储量非常可观，有明显的储层特征。储层是低渗透砂岩气藏的核心，是储存天然气的容器。储层之间之所以能储渗天然气，是因为其内部存在未被固体物质占据的孔隙空间，而天然气正是储存和流动于岩石的孔隙空间之中。储层内部孔隙空间的大小、形状、连通性和发育程度等从根本上决定了气体在孔道中的渗流形态和渗流规律。因此，清楚地认识低渗透砂岩气藏中的储层特征是研究和认识天然气渗流特征和规律的基础。一、低渗透砂岩气藏的定义
关于低渗透气藏的定义，大多根据储层物性来划分，但是目前国内外尚没有统一的低渗透气藏划分标准。气体可流动的物性下限比油低。采用油藏物性划分标准，往往使得气田的流动性界限偏高，而忽略了许多有可开采价值的储层。
国内外许多专家在储层按物性分类方面做了大量研究，比较全面的分类意见包括美国的Collins及我国罗蛰潭等提出的方案。此外，Benner于2000年将气测渗透率低于0.5mD的气藏划分为低渗透气藏；2002年，Coots把渗透率低于0.1mD的气藏划分为低渗透气藏；2013年，德国石油与煤炭科学技术委员会建立新的低渗透气藏标准，联邦能源管理委员会把0.001mD的地层原始气体渗透率值作为界定“致密”储层的标准。
目前，我国按储层物性对气藏进行分类的指标为：有效渗透率在0.1mD（绝对渗透率大于1～20mD）以上、孔隙度在15%以上为低渗透气藏；对于致密气藏，有效渗透率在不高于0.1mD（绝对渗透率小[1]于0.1mD）、孔隙度不高于10%。SY/T 6285—2011《油气储层评价方法》中对油气藏储层分类见表1-1-1。表1-1-1 油气藏储层分类（SY/T 6285-2011）二、国内外低渗透砂岩气藏勘探现状
全球范围内，加拿大和美国是主要实施低渗透气藏开发的国家。20世纪60年代末，西方世界正处于能源危机之中，石油价格上涨，客观刺激了天然气工业的发展，天然气在美国开采居高不下，储采比严重失调，供求关系日益紧张。出于全球经济和政治战略的考虑，美国政府在政策上对低渗透气藏的勘探开发给予了各种优惠和大力支持，使得致密气藏和低渗透气藏的勘探开发取得了较大的发展。美国作为低渗透砂岩气藏开发最成功的国家，其本土现有含气盆地113个中有23个勘探结果显示为低渗透砂岩气藏，主要分布在西部落基山12123地区，美国低渗透砂岩气藏资源量为19.8×10～42.5×10m，为常83规气资源量（66.5×10m）的29.8%～63.9%，在非常规气资源量中83占据42.5%。2008年，美国低渗透砂岩气藏产量为1757×10m，占其天然气总产量的30.2%，在非常规气中占62%。由于非常规天然气的大规模开发，美国于2009年不仅一跃成为全球最大的天然气生产国，其储量也首次超越了俄罗斯。随着目前全球能源资源的日益紧张，越来越多的国家意识到低渗透砂岩气藏等非常规天然气已成为当今新能源发展的重要方向，降低技术成本和管理成本是非常规天然气开发利用的关键。在美国，排名前12位的已开发大气田中低渗透砂岩气藏占据5个。克里弗兰德气田早期采用直井生产，单井累计采气量低，经济效益差，2003年开始探索水平井开采，2004年以来，水平井在所有井型中所占比例达到了75%，单井产量提高了2.5～3倍，此成功案例充分证实了采用水平井技术可大幅度提高单井产量。近年来，随着非常规页岩气的大规模开发，水平井的应用比例也大幅度上升，目前美国天然气水平井的应用比例达到了70%。
进入21世纪以来，国内能源需求不断增加，逐渐出现供不应求的情况，加大对非常规天然气的利用是中国增强能源供应的必然选择。目前，国内低渗透砂岩天然气储量主要分布在四川盆地和鄂尔多斯盆地，其中苏里格气田和广安构造须家河组气藏是目前已投入开发的典型气田。截至2009年6月，广安构造须家河组气藏共钻井134口，投产70口，其中须六气藏投产气井58口（其中包括水平井7口），须四气藏投产12口。至2009年6月底，广安构造须家河组须四433和须六气藏合计生产规模130.09×10m/d，日产水91.49m，日产油83436.82t，已累计产气16.26×10m，累计产水9.89×10m，累计产油41.66×10t；其中，须六气藏累计产气量和累计产油量所占比例均超过98%，是广安气田的绝对主力气藏，须家河组气藏生产情况见表1-1-2。表1-1-2 须家河组气藏生产简表
天然气资源在我国并不丰富，有关专家如吴震权、孔志平、关德范等，已经认识并提出，依靠现有天然气资源仅可满足我国国民经济中期发展的需求。因此，要满足我国国民经济高速发展的需求，必须不断地去勘探发现和开采新的天然气资源，以确保天然气工业的持续稳定发展。第二节 低渗透砂岩气藏复杂渗流机理研究现状
低渗透致密砂岩气藏由于储层的特殊性，常常会产生滑脱效应、高速或低速非线性渗流、应力敏感性、可动水及凝析油污染等问题，这些因素是影响低渗透砂岩气藏开发效果的关键技术问题。在此，对多年来国内外相关研究成果进行分析总结，掌握国内外最新研究成果、明确目前研究中存在的问题，把握研究低渗透砂岩气藏机理研究发展趋势。一、高速非达西渗流机理研究现状
达西定律是基于液相黏滞性流动实验得到的，类似于管流中的层流流动。对于气井而言，垂直于气体流动方向的过水断面越接近井轴越小，渗流速度急剧增加；同时，由于在井轴附近形成较大压降漏斗，气体急剧膨胀也引起气体流速迅速增大。此时，达西定律所描述的Q—dp/dr的线性关系不再成立。为了描述高速气流在近井地带的渗流效应，Forchheimer（1901）提出了修正的方法，即在达西定律方程基础上添加一非达西项，该非达西项包括紊流（或非达西）系数、流体密度以及流速的平方项，得到了一个非线性的流动方程，该方程即我们常用的二项式渗流方程：式中 p——气体压力，MPa；r——地层围圆半径，m；gμ ——天然气黏度，mPa·s；K——气层渗透率，mD；v——气体流速，m/s；β——非达西流因子，无量纲；3ρ——气体密度，kg/m。
多年来，国内外许多学者对高速非达西渗流特征参数诊断及高速非达西渗流产生对气井试井曲线特征、产能影响进行了深入研究。1．高速非达西渗流产生机理
自从Forchheimer（1901）提出非达西渗流现象以来，对于高速非达西渗流产生机理，国内外许多学者进行了深入研究。目前，对于该现象产生机理主要有两种不同观点：一是认为高速非达西渗流产生机理类似于管流中湍流效应，归因于高速非达西渗流效应的影响，典型代表有Cornell和Katz（1953）；二是认为出现高速非达西渗流是由于惯性效应的影响，而不是由于湍流效应的影响；典型代表有Bear（1972），Scheidegger（1974），Barak（1987），Ruth和Ma（1992），Whitaker（1996）等。Bear提出三点理由说明为什么高速非达西效应是由于惯性效应的影响：（1）管流中湍流效应压力梯度计算公式中不包含类似于Forchheimer方程右端线性项；（2）管流中，层流与湍流之间过渡阶段持续时间很短；（3）管流中临界雷诺数远大于出现高速非达西效应临界雷诺数。
对于第三个原因，Ruth和Ma通过数值实验研究了该现象的存在性：首先采用毛细直管模型进行数值实验，发现当雷诺数达到2000的时候，非达西效应的影响都不是很明显；接着，采用一弯曲毛细管模型进行同样的实验，发现当雷诺数在1左右时，已表现出明显惯性效应的影响，这与前苏联学者卡佳霍夫提出多孔介质中液相出现高速非达西流临界雷诺数（0.2～0.3）在同一个数量级。因此，认为高速非达西渗流产生原因是微观惯性效应的影响改变了速度场与压力场。根据此观点可推断多孔介质迂曲度是影响高速非达西渗流效应的关键因素。2．高速非达西渗流现象实验诊断方法
对于高速非达西渗流现象实验诊断方法，主要采用多流量—压力诊断方法。通过测试不同压差条件通过岩心流量，然后绘制流量与12a2压差之间的关系曲线；对于气体而言，采用q－（p－p）/[L·1a（2q）]回归，对于液相采用q－（p－p）/[L·（2q）]回归（q为通过31a岩心的流量，m/s；L为岩心长度，m；p和p为压力，MPa）。流量与压差之间存在较好线性关系表明存在明显高速非达西渗流现象，否则可忽略高速非达西效应。高速非达西渗流效应诊断示意图如图1-2-1所示。图1-2-1 高速非达西渗流效应诊断示意图3．紊流系数确定方法
分析高速非达西影响因素的一个重要内容即确定紊流系数。从文献调研结果来看，随着认识的深入，对于紊流系数的影响因素研究越来越深入，考虑的因素越来越全面；紊流系数不仅受渗透率和孔隙度影响，而且与孔隙迂曲度以及含水饱和度息息相关。
对于紊流系数计算主要有两种方法：一是基于毛细管理论建立的理论模型（平行毛细管模型和连续毛细管模型）计算方法；平行毛细管模型假设多孔介质由大量平行的、毛细管半径一致的毛细管簇组成；毛细管模型假设多孔介质由大量平行的、毛细管半径不同的毛细管簇组成，因此后者与实际更加接近。二是根据大量多流量实验测试确定的经验计算关系式。比较理论计算模型和经验关系式优缺点发现：前者计算方法复杂，所建立模型与实际储层渗流差距较大，而且目前仅有考虑单相流条件下的模型；经验公式计算方法是根据大量岩心实验数据统计得到的结果，具有较高代表性，经验公式计算可以考虑两相或多相渗流的情况，此外经验公式计算方便适用。基于以上原因，在此主要介绍有关紊流系数计算经验计算公式。1）单相条件下紊流系数计算公式
关于单相条件下紊流系数确定相关研究成果较多；根据非达西渗流计算公式形式大致可分为三种类型：－1式中 β——紊流系数，m；K——岩心渗透率，mD；ϕ——岩心孔隙度，小数；τ——岩心迂曲度，无量纲；a，b，c——方程系数。
典型单相紊流系数计算公式见表1-2-1。表1-2-1 典型单相紊流系数计算公式续表2）有水条件下紊流系数计算公式
随着认识的深入，逐渐认识到有水条件下紊流系数计算受水的影响较大；有水条件下紊流系数高于不含水岩样紊流系数。1970年，Wong实验研究发现，当水饱和度由40%增加至70%，紊流系数增大了8倍；此外，Evans等、Grigg等以及Coles等采用实验测试方法得到了同样结论。
因此，有水条件下紊流系数计算与干岩样条件下有较大差异。含水条件下紊流系数计算可采用与单相测试相同的方式；值得注意的是，在含水条件下，孔隙度采用气相占据有效孔隙度值、对气相而言渗透率取有效渗透率。有水条件下典型紊流系数计算公式见表1-2-2。表1-2-2 有水条件下典型紊流系数计算公式wrwrel 注：S—束缚水饱和度；S—含水饱和度；K—相对渗透率，gdry－1mD；K—气相渗透率，mD；β—干燥的紊流系数，m。
2008年，P.Macini采用实验测试方法研究了疏松岩心非达西流现象，研究表明，对疏松岩心而言，非达西系数不仅与岩心孔隙度、渗透率有关，更重要的是受颗粒大小影响。3）考虑应力影响紊流系数计算关系式
由于低渗透储层普遍存在不同程度应力敏感特征以及在低压条件下气体滑脱效应，因此在低压条件下采用Forchheimer方程确定紊流系数存在一定程度误差。所以紊流系数确定还要受岩心有效应力的影响。2003年，Belhaj等首次采用三轴应力装置测试油藏条件下气体紊流系数，实验最高压力达到69MPa，但是没有建立起紊流系数与有效应力之间的关系。同年，Zeng等在此基础上进行了同样的实验测试，实验围压最高达到68.9MPa、内压最高达到34.5MPa，实验温度93.3℃；岩样采用Dakota砂岩，根据实验测试结果，分别建立渗透率、紊流系数与静压、压差之间的关系［式（1-2-5）、式（1-2-6）]，结果表明，随着有效应力增加，岩心渗透率逐渐降低、紊流系数逐渐增加。静压式中 σ——静压，MPa；压差σ ——压差，MPa。
从前面对于高速非达西渗透产生机理及影响因素可以看出，对于气井而言普遍存在高速非达西现象；而且非达西渗流主要受惯性效应的影响，因此对于实际岩心而言，由于孔道错综复杂，高速非达西渗流影响应该更加明显。
纵观国内外对于低渗透气藏高速非达西效应特征研究，可得到以下认识：（1）高速非达西效应产生机理不仅与高速非达西渗流效应有关，更重要的是受惯性效应的影响；对于低渗透储层气藏，由于孔道错综复杂存在明显非达西效应。（2）紊流系数的确定是其对气井产能影响的重要研究内容，目前对于该系数的确定主要采用多流量实验测试方法；从国外实验测试的岩心孔隙度和渗透率绝大部分分别大于10%和1mD，因此对于低渗透高含水岩样研究较少。（3）紊流系数不仅与储层孔隙度和渗透率有关，而且受多孔介质迂曲度、岩心颗粒大小、含水饱和度、实验压力以及实验流体的影响。（4）高速非达西渗流对水平气井产能的影响逐渐引起人们的关注；研究思路主要有两种：一是稳态产能计算可直接考虑高速非达西表皮；二是对于非稳态产能计算目前均采用商业软件计算。（5）国内外研究表明，高速非达西对低渗透气藏、裂缝性气藏及有水气藏影响较大；因此，对于低渗透高含水气藏在一定条件下应该存在更加明显的高速非达西效应。（6）国内外对于高速非达西效应对水平井产能的影响相关研究表明，水平井同样存在高速非达西现象，但是在同样的储层条件下，高速非达西效应对水平井与直井的影响对比研究较少；此外，对于低渗透高含水气藏水平气井产能受高速非达西的影响有多大没有见到相关研究成果。二、滑脱效应渗流机理研究现状1．滑脱效应产生机理
滑脱效应最早是1941年Klinkenberg在采用气测渗透率时发现的现象，对于滑脱效应产生机理目前有比较明确、统一的认识：（1）气—固之间分子作用力。通常，液—固间的分子力比液—液间的分子力更大，故在管壁附近表现的黏滞阻力更大，致使液体无法流动而粘在管壁上，表现为流速减小到零。然而对气体来说，由于其黏度远小于液相黏度，气—固之间的分子作用力远比液—固间的分子作用力小得多，在管壁处的气体分子有的仍处于运动状态，并不全部黏附于管壁上。因此，在管壁处气体亦参加流动，相当于增加了气体的流量。表现为对于同一块岩心，在相同测试条件下气测渗透率远高于液测渗透率。（2）分子布朗运动。由于气体分子运动能力远高于液相，相邻层的气体分子之间相互碰撞、产生动量交换，使得靠近管壁处的气体分子一起流动。同样会增加气体流动能力。（3）分子扩散。由于岩心内壁对气体的吸附作用以及孔喉非均质，导致气体在岩心中分布不均匀，形成局部浓度差异；在一定的条件下，气体产生解吸现象，使得气体表现为流量增大的现象。2．滑脱效应实验诊断方法
从文献调研结果来看，目前对于滑脱效应诊断均采用实验测试的方式，通过测试不同压力条件下气体通过岩心的流量，采用达西公式gg得到气测渗透率K；然后绘制K与对应的平均压力的倒数之间的关系曲线（图1-2-2）。如果两者之间存在明显线性关系，则表明该岩样存在明显的滑脱效应；否则，不存在滑脱效应的影响。值得注意的是，实验过程中需保持较低的压力梯度，否则会表现出其他渗流效应的影响。图1-2-2 滑脱效应诊断示意图3．滑脱因子确定方法
1941年，Klinkenberg通过实验观察提出针对不含束缚水的多孔介质中气体单相渗流时的滑脱现象；并发现气测渗透率（又称视渗透率）与流动平均压力存在如下关系：g式中 K——气测渗透率，定义为视渗透率，mD；∞K ——液测渗透率或绝对渗透率，mD；b——气体滑脱因子，MPa；——流动平均压力，MPa；λ——对应于下气体平均分子自由行程，m；r——毛细管半径，m；C——近似于1的比例常数；d——分子直径，m；3n——分子密度，kg/m。
确定气体滑脱因子b是研究滑脱效应对气藏动态影像的首要任∞∞务。从图1-2-2可以看出，曲线与纵轴的截距即为K，斜率为bK；通过截距与斜率就可以确定某一岩样的气体滑脱因子。
国内外学者对于低渗透岩样气体滑脱因子进行了大量研究，并提出了相应的计算气体滑脱因子的关系式以及影响气体滑脱因子的因素。最早的计算气体滑脱因子的关系式是由Klinkenberg根据气体分子动力学提出来的，见式（1-2-8）。从该式可以看出，决定气体滑脱因子的三个重要参数即p，λ和r。对于实际岩心、气体而言，参数λ和r确定难度较大，实际应用不方便。因此，能否建立计算气体滑脱因子简单、适用的关系式成为石油工作者多年来的研究目标。
1950年，Heid等通过实验研究发现滑脱因子与岩心绝对渗透率存在如下关系：式中 a——与岩性有关的岩性系数；∞gK ——岩心绝对渗透率，mD；m——胶结指数。
1956年，Estes等实验研究发现在岩心含水饱和度达到55%～75%时，出现b为负值的情形。1979年，Counsil考虑了气体滑脱因子的影响对注蒸汽的影响，研究表明在压力高于1MPa的条件下，气相滑脱效应的影响可以忽略。1980年，Jones等采用大量低渗透砂岩岩心束重复上述实验，发现了同样的规律。Keighin分别于1979年和1982年通过实验研究发现对于低渗透气藏存在明显滑脱效应。1982年，K.Sampath（SPE 987）采用尤因塔州低渗透砂岩岩样共计200块进行实验分析，岩心渗透范围为0.001～10mD，实验围压为34.5MPa，发现气体滑脱因子与岩心孔隙度和渗透率存在如下关系：a
另外，在实验过程中发现，随着含水饱和度的增加，K与1/p曲线斜率逐渐降低。
1986年，Turgay Ertkin等（SPE 12045）提出变滑脱效应的概念，认为即使对于理想的多孔介质体系，气体滑脱因子b也不能假定为常数；对于某一气藏而言，随着开发进行，气藏压力和饱和度场也在变，因此，在整个气藏开发过程中滑脱效应的影响应该也在变。作者以达西定律及Fick扩散定律为基础，建立了考虑压力、组成及饱和度影响的气体滑脱因子计算模型［式（1-2-12）、式（1-2-13）]。为了分析恒定b和变化b对气藏开发的影响建立了单井模型，结果表明，对于渗透率小于0.01mD的气藏，单相条件下预测气藏采收率差别可达到5%～8%；多相条件下，预测气藏采收率差别可达到29%。渗透率越低两者差别越明显、气藏压力越小差异越大。温度对气体滑脱因子的影响值得探索。
单相条件下：
多相条件下：
2001年，Li Kewen（SPE 68778）研究了注蒸汽条件下气液两相流条件下滑脱效应的影响以及温度对气体滑脱因子的影响。研究表明，在两相流条件下不考虑滑脱效应的影响计算气相相对渗透率偏大；温度越高，气体滑脱因子越大。多相流条件下气相渗透率采用下式计算：
2003年，J.A.Rushing（SPE 84297）等研究了致密砂岩岩心两相滑脱现象以及滑脱对气相相对渗透率的影响。研究表明，随着含水饱和度增加，滑脱现象影响逐渐减弱；干燥岩样，温度越高滑脱现象越明显；含水岩样，温度对滑脱现象影响不大。
2004年，Li Shuliang等（SPE 88472）把Jones计算b的经验关系式代入Klinkenberg方程得到确定低渗透岩样渗透率关系式［式（1-2-15）]。因此，在实验室条件下只需要测试不同平均压力条件下a∞K值就可以确定K。实验研究发现，在出口端施加回压可降低滑脱效应的影响；对于渗透率为0.25mD岩样，当回压达到0.68MPa时，可以忽略滑脱效应的影响；对于渗透率为0.0076mD岩样，当回压达到7.16MPa时，滑脱效应的影响可以忽略；渗透率越低，消除滑脱影响所需要的压力越高。
2004年，J.A.Rushing（SPE 89867）提出了一种非稳态法测试气相致密砂岩岩样克氏渗透率；比较了常规稳态方式与非稳态测试方法的差异；不同流速、压力对稳态法测试的影响。对于稳态测试方法，测试压力越大、渗透率越高，在实验过程中已出现非达西流现象；作者分别采用滑脱、达西流、高速非达西流诊断图板对实验测试结果进行分析。非稳态测试采用降压方式，非稳态方式测试克氏渗透率高于稳态法得到克氏渗透率；渗透率越大差距越小；实验研究发现，通过在出口端施加压力可有效降低滑脱效应以及高速非达西渗流影响。
根据前文关于低渗透岩样滑脱现象调研结果可得到以下认识：（1）气相黏度远小于液相、气体分子扩散运动，低渗透岩样普遍存在滑脱效应；（2）滑脱效应主要采用不同压力条件下气体流量实验进行诊断；气体滑脱因子的计算主要采用经验公式计算方法；（3）实验压力、含水饱和度及温度对滑脱效应的影响很大，压力越大、水饱和度越大及温度越低，滑脱效应的影响越小；（4）气—液两相流条件下，滑脱现象诊断及评价技术逐渐引起人们重视；（5）实验过程中，通过在出口端施加压力可有效提高低渗透岩样渗透率确定的精度；实验过程中平均压力越高，可有效消除滑脱现象的影响。三、低速非达西渗流机理研究现状
低速非达西渗流最早是针对液相在多孔介质中渗流提出来的，由于流体与岩石表面作用的影响、孔隙的大小和孔喉的几何结构分布不均匀影响以及有效应力的影响导致液体渗流存在启动压差以及临界压力梯度。1986年，冯文光提出低渗透气藏同样存在低速非达西渗流现象，四川石油管理局通过多年来的研究，对低渗透气藏低速非达西渗流产生机理及其影响已有深入的认识。1．低速非达西渗流效应产生机理
低渗透气藏由于多孔介质喉道狭窄，造成低渗透含水气藏毛细管压力高；低渗透气藏普遍含水饱和度较高，严重影响气体的相对渗透率，致使水锁现象普遍存在。
对于阈压效应产生机理目前有比较统一的认识。高含水低渗透气藏在低压差下，孔隙表面水膜在喉道处聚集、堵塞，一定时间后喉道前后压差足以克服喉道处阻力作用，气、水两相才同时流动。孔隙中值喉道越小，堵塞现象越明显。此外，由于低渗透气藏储层管束状喉道和扁平喉道较为发育，喉道长而狭窄，喉道始终被地层水占据。在低压段，固—液之间的毛细管阻力较大，地层水始终无法克服喉道中的毛细管力影响产生宏观流动。由于喉道毛细管水占据了喉道空间，气体无法形成连续流动，但气体在聚集一定能量后产生变形来克服气—水之间毛细管力的束缚，以泡流的形式在孔隙和喉道的中央部位运移。此时，由于气—水之间的接触面大，气—水之间的毛细管阻力远大于气体的滑脱动力，导致低渗透气藏的气体渗流特征与液体渗流特征相似。因此，低渗透气藏储层孔隙结构复杂，非均质性强，束缚水饱和度高，孔喉比大，喉道细小并被地层水堵塞是气体在低压段受阈压效应影响而产生低速非达西渗流的实质性原因。地层水在细小的孔隙喉道处堵塞，中值喉道半径小于某一临界值时阈压效应更加明显。为了描述这种特殊渗流现象的实质，提出了气体低速非达西渗流归结为启动压差和临界压力梯度两种控制因素的观点。启动压差是使气体突破孔隙喉道处的水膜水束缚从静止到流动时，需要在微观孔隙喉道两端形成的最小压差；临界压力梯度是气体开始流动后，为了克服毛细管水贾敏效应产生的附加阻力、保持连续流动所需要的最小压力梯度。启动压差对气体低速非达西渗流的作用是一个瞬间过程，临界压力梯度对气体低速非达西渗流的作用是一个持续过程，两者是相互独立的因素。图1-2-3 阈压效应诊断示意图
相关研究表明，气体低速非达西渗流是由于地层中的水在细小的孔隙喉道中堵塞造成的；当中值喉道半径小于0.04μm的时候，水的堵塞效应才会明显，从而产生低速非达西渗流现象，也称之为阈压效应现象。2．低速非达西渗流效应诊断方法
从文献调研结果来看，目前对于阈压效应诊断均采用实验测试的方式，通过测试不同的压力条件下通过岩心的气体流量，采用达西公aa式得到气测渗透率K；然后绘制K与1/Δp的关系曲线（图1-2-3）。如果两者之间存在明显的线性关系，则表明该岩样存在明显的阈压效应；否则，不存在阈压效应的影响。3．低速非达西渗流效应特征参数研究
查阅国内外相关研究成果，临界压力梯度确定主要以实验研究为主，目前临界压力梯度确定有两种方法：一是稳态流量—压差方法，即通过测定稳态时不同驱替压差下流体通过低渗透砂岩岩心的渗流速度，求得流量（或流速）与压力梯度的关系，再利用数学的方法求得临界压力梯度值；稳态法低渗透岩心的渗流稳定时间长，测量很费时。二是气泡法，即当岩心中充满流体（气、液或气＋液）时，在某一驱替压差下从低压向高压驱替进行时，注入气体能克服其岩心中最大孔喉的阻力及流体间的界面张力等，此时驱替流体就要开始进入孔道，并开始占据孔道的体积，由于压力的传递，流体开始移动，使其插在水里的岩心出口端的细管开始产生气泡，认为该压力为启动压力，对应的压力梯度即为临界压力梯度。关于启动压力测试，目前还未统一标准，但一般来讲，气泡法总可以测试出一定启动压力，而且比流量压差法要大。因此，目前临界压力梯度确定仍然主要采用稳态流量—压差方法。g
从图1-2-3可以看出，如果K与1/Δp存在线性关系，则表明存在明显阈压效应；根据曲线的斜率和截距可以确定岩样临界压力梯度。由于阈压效应是在小压力梯度条件下出现的特殊渗流现象，实验测试方法已经很成熟。如果要准确测定评价阈压效应影响程度的特征参数——启动压差和临界压力梯度，必须达到以下几点要求：首先实验仪器精度必须足够高；其次在实验过程中保持气体单相流动；三是尽量减小计量误差的影响。因此，多年来，相关学者主要从以上三个方面对测试手段进行改进，比如采用高精度压力计、调压阀、小体积条件下气体流量计量等。中国石油西南油气田分公司刘晓旭通过对包界地区须家河组低渗透砂岩气藏渗流机理进行研究，发现对于高含水低渗透岩心在小压力梯度范围内气体渗流形式表现为滑脱效应和阈压效应此消彼长的过程，如何定量化评价两种非线性渗流机理是值得关心的问题。四、存在问题及发展趋势
通过对低渗透气藏国内外有关渗流机理文献调研，结合研究目标实际情况，发现存在以下几方面问题值得研究：（1）高含水低渗透气藏存不存在高速非达西渗流效应？如果存在该效应，特征参数紊流系数范围如何？有水条件下高速非达西渗流效应究竟是增强还是减弱？（2）高含水低渗透气藏渗流表现为哪几种形式？如何在室内实验条件下诊断低渗透气藏渗流形式？（3）高含水低渗透气藏不同渗流效应占主导地位相互转化临界条件是什么？不同渗流效应特征参数的实验分析技术有哪些？（4）如何进一步提高低速非达西渗流实验测试精度？（5）水平井渗流与直井渗流特征有何不同？如何判别？第三节 低渗透砂岩气藏水平井开发技术概况
对于水平井、大斜度井开发技术，从气藏工程的角度而言，其核心问题是对水平井、大斜度井渗流特征与动态特征的研究。
半个世纪以来，国内外油气藏工程师围绕水平井产能评价及试井分析技术开展了大量研究。在产能分析方面，针对均质地层，采用保角变换模型、有效井径模型、椭球模型及椭圆柱模型等建立了考虑渗透率各向异性特征、表皮效应、完井方式及非达西效应影响下的水平气井稳定及不稳定产能评价模型；在试井分析方面，将水平气井渗流划为三个阶段：早期垂向径向流阶段、中期线性流阶段、晚期水平拟径向流阶段，建立并求解了不同顶底边界及外边界条件下的水平气井不稳定试井数学模型，形成了相应的试井理论图版。一、水平井产能评价技术概况1．水平气井初期产能评价
早期由于水平井主要用于油藏，因此目前已提出的许多稳态或拟稳态产能方程都是针对水平油井。由于世界能源需求增长导致天然气价格上涨，因此许多早期发现的不具有经济开采价值的低产气藏引起了人们的重视，提高单井气井的产能除了压裂改造措施以外，另外一个重要措施就是采用水平井技术的应用。
为了能够使上述适合于油藏的产能公式推广到气藏，可根据气藏渗流与液体渗流的相似性，引入如下变换：（1）以气相拟压力（其中，p为压力，MPa；μ为2黏度，mPa·s；z为偏差因子，无量纲）或压力的平方（p）代替油相压力p。sco（2）以气相代替油相（其中，T为地面温度；μ为油相o黏度；B为原油体积系数）。
对于水平井初期产能研究主要集中于20世纪90年代，国内外学者根据电模拟实验、等值渗流法或有效井径模型提出了许多水平井初
试读结束[说明：试读内容隐藏了图片]