致密气储层流体赋存与气水共渗规律实验

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.002

天然气地球科学 ›› 2021, Vol. 32 ›› Issue (9): 1410–1420.doi: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.06.002

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致密气储层流体赋存与气水共渗规律实验

李彬册^1,²(),赖枫鹏^1,²(),赵立斌³,许东东³,逯广腾¹

^1.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083
^2.非常规天然气能源地质评价与开发工程北京市重点实验室，北京 100083
^3.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000

收稿日期:2021-02-23 修回日期:2021-05-27 出版日期:2021-09-10 发布日期:2021-09-14
通讯作者: 赖枫鹏 E-mail:libince@163.com;laifengpeng@163.com
作者简介:李彬册（1998-），男，吉林榆树人，硕士研究生，主要从事非常规油气储层评价及开发方法研究. E-mail：libince@163.com.
基金资助:
国家自然科学基金面上项目“致密气储层渗透率瓶颈区表征及气相相对渗透率改善方法研究”(51774255);国家科技重大专项“十三五”课题“致密油气藏数值模拟新方法与开发设计”(2017ZX05009-005)

Experiment on fluid occurrence and gas-water flow in tight gas reservoir

Bince LI^1,²(),Fengpeng LAI^1,²(),Libin ZHAO³,Dongdong XU³,Guangteng LU¹

^1.School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China
^2.Beijing Key Laboratory of Unconventional Natural Gas Geology Evaluation and Development Engineering，Beijing 100083，China
^3.Research Institute of Exploration and Development，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 834000，China

Received:2021-02-23 Revised:2021-05-27 Online:2021-09-10 Published:2021-09-14
Contact: Fengpeng LAI E-mail:libince@163.com;laifengpeng@163.com
Supported by:
The National Natural Science Foundation of China(51774255);the China National Science and Technology Major Project(2017ZX05009-005)

摘要/Abstract

摘要：

致密气储层气水关系复杂，气井产能会随着气井见水而迅速降低。为明确致密气储层流体赋存与气水共渗规律，以定北区块和大牛地区块致密气储层为研究对象，采用渗吸、离心、核磁共振和气水驱替等实验方法，研究压裂过程中流体含量变化、动态分布以及生产过程中气水两相共渗规律。结果表明：在压裂过程中，致密气储层岩心对压裂液的自发渗吸先快后慢，流体先进入较小孔隙中，流体分布随渗吸时间增大而更加集中。在返排过程中，较大孔隙中的流体在返排时优先排出，存在可动流体向束缚流体的转变。同时还分析了储层物性参数与流体赋存的关系，渗吸量、返排率与岩石物性存在正相关关系。定北区块气水相渗曲线束缚水饱和度大，共渗区小，在生产过程中储层内气水两相干扰严重，见水后气相相对渗透率迅速降低。

关键词: 致密气储层, 流体赋存, 动态分布, 模拟返排, 气水相渗

Abstract:

In order to clarify the law of fluid occurrence and gas water co-permeability in tight gas reservoirs， tight gas reservoirs in Dingbei block and Daniudi block were taken as the research objects， and the experimental methods of imbibition， centrifugation， NMR and gas water displacement were used to study the change and dynamic distribution of fluid content during fracturing and flowback， as well as the law of gas water two-phase flow during production. The results show that： In the process of fracturing， the spontaneous imbibition of tight gas reservoir cores to fracturing fluid is first fast and then slow. The fluid first enters smaller pores， then the fluid distribution becomes more concentrated. In the process of flowback， the fluid in larger pores is preferentially discharged， and some movable fluid becomes bound fluid. At the same time， there is a positive correlation between imbibition capacity， flowback rate and rock physical properties. The gas-water relative permeability curves of the Dingbei block have large irreducible water saturation and small co-permeability area. During the production process， the gas-water two-phase interference in the reservoir is serious， and the gas relative permeability decreases rapidly after water breakthrough

Key words: Tight gas reservoir, Fluid occurrence, Dynamic distribution, Simulated backflow, Gas-water relative permeability

中图分类号:

TE122.2⁺3

李彬册, 赖枫鹏, 赵立斌, 许东东, 逯广腾. 致密气储层流体赋存与气水共渗规律实验[J]. 天然气地球科学, 2021, 32(9): 1410–1420.

Bince LI, Fengpeng LAI, Libin ZHAO, Dongdong XU, Guangteng LU. Experiment on fluid occurrence and gas-water flow in tight gas reservoir[J]. Natural Gas Geoscience, 2021, 32(9): 1410–1420.

图/表 16

表1

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表2

图2

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图10

图11

表3

图12

表4

参考文献 20

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岩心编号	层位	孔隙度/%	渗透率/（10^-3μm²）	岩心体积/cm³
1	H1	9.89	0.89	24.39
2	H1	3.60	0.31	25.17
3	H1	9.49	0.25	25.26
4	H1	5.67	0.16	24.37
5	H1	5.68	0.12	24.51
6	H1	9.52	1.10	30.92
7	H1	10.33	1.20	30.92
8	H2	4.86	0.43	26.43
9	H3	3.92	0.32	31.70
10	S1	4.13	0.32	31.03
11	S2	5.81	0.39	29.95
12	T2	7.21	1.06	27.16
13	T2	3.06	0.83	20.94
14	T2	8.30	0.79	24.58
15	T2	6.70	0.36	21.83
16	T2	6.70	0.35	20.51
17	T2	5.14	0.12	20.96
18	T2	4.39	0.06	28.98
19	T2	1.53	0.10	33.66

类型	KCl	NaCl	CaCl₂	Na₂SO₄	矿化度
工作液1	0.725	6.525	3.125	1.225	11.600
工作液2	1.525	9.450	8.125	0.000	19.100

石盒子组岩心			太原组岩心
岩心编号	曲线类型	弛豫时间 /ms	岩心编号	曲线类型	弛豫时间 /ms
1	双峰型	1~100	12	单峰型	10~500
2	双峰型	1~100	13	单峰型	1~100
3	双峰型	1~100	14	单峰型	10~100
4	单峰型	3~100	15	单峰型	10~100
5	单峰型	1~100	16	单峰型	10~250
6	双峰型	1~100	17	单峰型	10~100
7	双峰型	1~100	18	单峰型	10~100
8	双峰型	1~100	19	单峰型	10~100
9	单峰型	1~25

曲线类型	S_wi/%	K_rg（S_wi）	K_rw（S_gr）	等渗点含水饱和度/%	等渗点相对渗透率	共渗区范围/%
Ⅰ型	64	0.82	0.64	73	0.20	64~82
Ⅱ型	55	0.61	0.22	73	0.09	55~84

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致密气储层流体赋存与气水共渗规律实验

Experiment on fluid occurrence and gas-water flow in tight gas reservoir

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