页岩气开采模拟实验方法研究

时间：2024-11-07

端祥刚胡志明彭辉李武广常进刘华勋沈瑞

1. 中国石油勘探开发研究院, 河北廊坊 065007; 2. 中国石油西南油气田公司, 四川成都 610041; 3. 中国石油西南油气田公司页岩气研究院, 四川成都 610041

0 前言

1 流动能力测试实验

1.1 实验设计

页岩微纳米级孔隙中气体流动时,空间尺度远小于常规空间尺度,流动机理也发生变化。依据努森数划分,页岩气的流动状态包含了达西流、滑脱流和过渡流。由于跨流态流动的复杂性,使得页岩气的流动能力更加难以描述。目前页岩实验中流动能力表征仍然以达西渗透率为主,测试压力普遍偏低,测试结果无法有效反应页岩储层条件气体的流动能力[11-12]。因此设计了页岩气流态测试装置,通过测试0.1～40 MPa压力范围内的页岩渗透率,分析了页岩气在不同压力水平下的流动能力。

1.2 实验设备与流程

实验设备及流程见图1。具体实验步骤如下:

1)检查系统的气密性后,将岩心放入夹持器,加环压至50 MPa。

3)改变入口压力至35 MPa,同时为避免应力敏感对流动能力的影响,降低环压至45 MPa,此后整个实验环压与入口压力差值始终保持为10 MPa,重复步骤2)。

4)依次降低压力直至实验压力至0.1 MPa,实验结束。

5)计算页岩渗透率,并采用克式公式修正。由于实验压差范围很大,使用不同量程的传感器和压力控制方法来实现精准控制。较低压力条件下(如1 MPa以下),高压气瓶通过精密气压控制调节阀与岩心夹持器相连。实验气体经过调压阀,保持在所需压力范围内流向岩心。较高压力条件下(如1 MPa以上),由ISCO泵提供稳定压力。

图1 页岩气稳态流动实验流程图

1.3 实验结果与讨论

测试了不同压力下的稳态渗透率,运用达西公式的微分形式推导出气体渗透率的计算公式,计算不同压力下的视渗透率，见图2。

a)平均压力/MPa

b)平均压力倒数图2 不同压力与压力倒数的渗透率值

从图2-a)可以看出,当平均压力高于2 MPa时,气体流动均为滑移流,表观渗透率随压力降低近似线性缓慢增加,滑移区表观渗透率总体增幅小于1个量级。平均压力小于0.5 MPa时,流态为过渡流,在极小的压力变幅内,表观渗透率迅速增加,渗透率较低的岩心表观渗透率可增大1个量级以上。岩心渗透率越低,滑移流过程表观渗透率也越低,在产生过渡流后,低渗岩心的表观渗透率增幅更大。这是由于过渡流存在努森扩散,气体流动不再符合连续介质假设,低渗岩心的流动通道尺度较小,努森扩散作用相应地更强[13]。当使用表观渗透率反映岩心流动能力时,由于低压条件下扩散作用的影响,低渗岩心的流动能力增大更明显[14-15]。由于努森数由压力和孔径共同决定,根据上述的压力界限可以判断岩心样品的气体流态。当压力水平相同时,孔隙特征尺度成为划分流态的关键参数[16]。从平均压力倒数曲线图2-b)可以看出,渗透率随着平均压力的不同呈现三段式,在低压段、高压段均会出现非达西渗流,低压段滑脱效应明显。

2 生产动态模拟实验

2.1 实验目的

由于页岩储层裂缝是主要流动通道,而基质的供给能力有限,基质的供给范围决定着气井的长期稳产期[17]。在裂缝附近的基质供给区,可视为基质向裂缝的一维流动,采用储层岩心建立一维流动物理模拟方法,研究地层压力条件下基质对裂缝的供给能力。采用多岩心串联的方式建立页岩气基质供给的物理模拟方法,通过设置沿程测压点可以直接获取压力在基质中的传播距离,然后根据产气规律和压力剖面可以计算距离缝面不同深度基质块的气体动用情况。

2.2 实验设备与流程

所采用自主研发的多测点衰竭开发模拟实验系统见图3,主要包括ISCO泵、高压体积流量计、高精度压力传感器、岩心夹持器、中间容器、环压泵及甲烷检测防爆装置等。实验流程如下:

1)首先检查系统的气密性,然后将岩心在105 ℃下烘干48 h,在干燥皿中冷却至室温放入夹持器,加环压至35 MPa。

2)恢复储层原始赋存状态,采用恒压模式将甲烷气注入岩心中,记录各测点压力。饱和至岩心各测点压力至30 MPa后关闭气源,然后观察各测点压力,如96 h内各测点压力不再变化,认为岩心恢复至原始赋存状态。由于页岩的致密性与吸附特性,此过程可长达几天,甚至几十天。

3)打开出口,开始衰竭开发实验,实时记录各测点压力和出口端产气量数据。

为提高实验的精确度,进行了如下设计:

1)减少系统自由体积。由于页岩孔隙度较小,实验系统中自由体积,包括管线、阀门以及夹持器通道内的自由体积对实验含气量和产气规律的影响不能够忽略,因此需要采用定制自由体积小的岩心夹持器,并且在计算气量中予以扣除。

2)压力和流量采用分级测量方式,选用不同量程的压力传感器保证测量的精度,同样初期流速较大时,采用进口气体质量流量计测量气体流量,当流动进入低产期,采用气泡法或微管排水法多次测量。

3)实验系统可以进行不同气体和不同尺度岩心的实验,多岩心串联的衰竭开发实验时,在出入口和夹持器中间共设置了6个测压点,可以测量岩心生产过程中的沿程压力,进而获取压力剖面。

图3 衰竭开发实验装置流程图

2.3 实验结果与分析

页岩样品不同生产时间的压力剖面和产气量见图4。

a)压力剖面

b)产气量与产气速率

从图4-a)可以看出,页岩基质渗流能力较低,生产时间非常长,5块岩心长度供给约20 cm,生产120 d,入口压力仅仅从初始的30 MPa降低至14 MPa,而且由于页岩气的吸附特征,越到生产后期,压力降幅越缓,因此对于页岩储层来说,常常具有长达几年到几十年的稳产期。从压力剖面可以看出,在初始开采阶段,页岩气的压力剖面与砂岩等常规气藏一样,动边界内呈“上凸型”的压降漏斗,越靠近采出端,压降越大,页岩储层压力传播动边界到达入口(1号测压点)的时间为6 d。

随着生产时间的推进,各测点压力逐渐降低,当压力降至约15 MPa以后,压力剖面逐渐由“上凸型”转为“下凹型”,而且压力越低,这种趋势越明显,这就是因为吸附气的大量供给,使得靠近出口端的4号和5号测压点压力降幅变缓,而远端测压点吸附气尚未动用,主要产出游离气,这与岩心内压力是否达到临界解吸压力密切相关,吸附气的供给是压力降低缓慢的主要原因。

3 全生命周期开采模拟实验

3.1 实验设计

页岩气井生产过程中,由于受到生产制度及工程因素的影响,常常导致生产数据、压力不连续等问题,给产量历史拟合与预测带来困难,为真实模拟页岩气在地层中的流动,采用现场密闭取心的全直径岩心,在恢复地层压力模拟原始赋存状态之后,开始全生命周期的开发模拟实验,以获取完整的生产数据及计算过程中需要的一些关键参数,解决当前页岩气井产能计算与生产动态预测方法难以解决的难题。

3.2 实验设备与流程

1)将保压取心全直径岩心夹持器取出,接入模拟实验装置流程,用高压泵将高压中间容器中的甲烷气增压并维持在28 MPa,直到岩心出、入口高压中间容器的压力不再降低,此时页岩气几乎完全处于原始地层的存储状态。

2)打开出口调节阀,开始页岩气井全生命生产周期长期生产的动态模拟。实验过程中的入口压力、出口压力及出口气量分别通过压力传感器与气体质量流量计实时连续记录。

3.3 实验结果与分析

全直径岩心的压力、产气速率及累产气量曲线见图5。

a)日产气量和压力曲线

b)累产气量与吸附气、游离气量

从图5-a)可以看出,页岩气生产初期产气量大、递减速度快,然后进入稳产期,产量递减曲线与单井产量递减曲线相似度很高,呈L型递减,前期产气量高是由于游离气动用,随后吸附气动用,实验进入稳产期,长达1 900 d,物理模拟很好反映了页岩气生产初期产气量大、递减速度快、后期稳产时间长的特点。通过物质平衡方法可以获取吸附气和游离气的产气规律,从图5-b)可以看出,初期主要产出游离气,吸附气在后期供给才明显,累产气量明显上翘,进一步说明吸附气是页岩气后期长期稳产的重要气源[18]。

从图6单井产气量与累产气量曲线可以看出,实验产气量变化曲线和实际生产井的产气量曲线变化规律基本一致。该生产井2012年7月开始生产,初期峰值产气量可达15×104m3/d以上,随后进入长达数年的稳产期,按目前产量预测,该井的低产稳产期仍然可以持续数年。从日产气量曲线可以看出,实际生产井的产气速率并不规律,尤其是开发初期,受压裂液返排和采气工艺的影响,采用常规方法利用压力和产量数据预测页岩气产能和产量异常困难。进入生产中后期,产气速率有一定规律性,但是生产制度的变化给模型计算带来困难,如数次开关井导致井底压力变化,产量数据不连续,给产量递减分析和EUR预测带来很大偏差。

图6 单井产气量与累产气量曲线

通过全生命周期开发实验可以获取全生命周期的压力和产量数据,解决了页岩气实际生产井生产时间短,生产制度变化带来的产量和压力不连续的问题,为建立单井产量预测模型,反演单井动态及EUR计算提供了宝贵的数据[19-20]。同时通过实验数据建立模型可计算耦合传质实验岩心的压力传播距离,结合等温吸附曲线可以确定临界解吸压力,研究发生解吸附的区域。