基于致密砂巖儲層氣水滲流阻力系數(shù)的產(chǎn)能新模型

張建中 高樹生 熊 偉 葉禮友劉華勛 朱文卿 楊 懿 牛文特

1. 中國科學(xué)院大學(xué) 2. 中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所 3. 中國石油勘探開發(fā)研究院

0 引言

致密砂巖氣藏因其資源儲量巨大且具有很大的開發(fā)潛力已成為一種重要的非常規(guī)油氣資源[1-2]。致密砂巖氣藏孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，受見水和應(yīng)力敏感的影響，其滲流規(guī)律也極為復(fù)雜[3-4]。目前使用的兩相滲流方程主要是基于Muskat、Buckley和Leverett等推廣的廣義兩相達西滲流理論體系[5]。但達西定律的這種推廣只能有條件地成立[6]，即相對滲透率不受滲流系統(tǒng)的壓力和速度影響，而只是流體飽和度的單值函數(shù)（Muskat假設(shè)）。低滲透介質(zhì)中氣體受流速、界面因素的影響表現(xiàn)出的非達西滲流規(guī)律[7]并沒有體現(xiàn)在目前通用的兩相滲流方程中，導(dǎo)致以其為指導(dǎo)的產(chǎn)能預(yù)測結(jié)果與實際效果偏差較大[8]。因此，實現(xiàn)不同壓力條件下的氣水兩相滲流模擬實驗，研究致密砂巖氣藏氣水兩相滲流特征，建立相應(yīng)的滲流理論模型進行產(chǎn)能評價，對于高效合理開發(fā)致密砂巖氣藏具有重要意義。

國內(nèi)外關(guān)于氣水兩相滲流及其規(guī)律進行了大量研究。郭肖等[9]在實驗室常溫、較低壓力條件下測試了12塊巖樣氣水相對滲透率曲線，并以某高溫高壓井為例，模擬計算了不同溫度、壓力對氣水相對滲透率的影響，結(jié)果表明實驗溫度和壓力不會對水相相對滲透率曲線造成影響，而對氣相相對滲透率卻有很大影響。魯瑞彬等[10]設(shè)計了不同溫壓條件、驅(qū)替方式、有效應(yīng)力下氣水相滲實驗，結(jié)果表明，與地面條件相比，地層高溫高壓條件下氣驅(qū)水時束縛水飽和度降低8%～13%，兩相共滲區(qū)增加8%～15%，水驅(qū)氣實驗較氣驅(qū)水實驗相對滲透率曲線整體偏左。Ali HS等[11]探究了圍壓與相對滲透率的關(guān)系，當(dāng)凈圍壓升高，巖石物性變差，導(dǎo)致巖心束縛水飽和度增大，最終結(jié)果表現(xiàn)為凈圍壓增大油相相對滲透率降低，但對水相相對滲透率無影響。

在致密砂巖氣藏的研究中，氣水相對滲透率實驗更能直觀準(zhǔn)確地反映氣水兩相在微觀下的流動情況[12]。Hassler[13]、Buckley 等[14]和 Rapoport等[15]分別提出了穩(wěn)態(tài)與非穩(wěn)態(tài)法，目前已成為實驗室測定相對滲透率曲線的主要方法[16-18]。筆者在常規(guī)氣水相對滲透率測試基礎(chǔ)上進行流程改進，建立了不同壓力條件下的氣水兩相滲流模擬實驗方法。定義了表征氣水兩相在致密砂巖氣藏儲層多孔介質(zhì)中流動阻力的滲流阻力系數(shù)。對比不同孔隙壓力和滲透率對滲流阻力系數(shù)的影響，總結(jié)致密砂巖氣藏在不同條件下氣水兩相的滲流規(guī)律。在實驗數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，通過數(shù)學(xué)分析從系數(shù)擬合和減少參數(shù)兩個角度出發(fā)建立了兩個滲流阻力系數(shù)數(shù)學(xué)模型，通過Matlab數(shù)值模擬的方法驗證了兩個數(shù)學(xué)模型的正確性與適用性，并在兩個模型的基礎(chǔ)上推導(dǎo)了全新的產(chǎn)能方程，最后以氣井實例計算了IPR曲線。

1 實驗流程與方法

1.1 實驗流程

改進的氣水兩相滲流模擬實驗流程主要由供氣（水）系統(tǒng)，儲層模擬系統(tǒng)、采氣（水）系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)四部分構(gòu)成（圖1）。為了實現(xiàn)高壓環(huán)境下產(chǎn)氣量的準(zhǔn)確計量，本實驗在巖樣出口處放置一個10 000 mL中間容器來收集產(chǎn)出的氣體，并通過中間容器的壓力變化來換算得到實驗過程中的階段產(chǎn)氣量。高壓氣水兩相滲流模擬實驗開始前，首先在圍壓為30 MPa、出口常壓（0.1 MPa）的條件下開展5塊巖樣的純水驅(qū)、氣驅(qū)水和水驅(qū)氣實驗，以作對比。之后分別在30 MPa圍壓、10 MPa孔壓，30 MPa圍壓、20 MPa孔壓的條件下進行5塊巖樣的純水驅(qū)、氣驅(qū)水以及水驅(qū)氣實驗。

圖1 高壓氣水兩相滲流模擬實驗流程圖

本實驗所采用的巖樣是砂巖性質(zhì)的露頭巖樣，巖樣的相關(guān)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1所示。飽和氣體為99.99%的純氮氣，實驗用模擬地層水是濃度為6×104ppm（1 ppm=0.000 1%）的標(biāo)準(zhǔn)鹽水。

表1 巖樣基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

1.2 實驗方法

改進的氣水兩相滲流模擬實驗的具體方法如下。

1）選擇合適的巖樣，放于烘箱內(nèi)烘干24 h后取出稱干重。

2）將巖樣放入真空泵中抽真空24 h后注入地層水并加壓飽和24 h，同時準(zhǔn)備一個10 000 mL中間容器向內(nèi)充入10 MPa氮氣。

3）將其中一塊巖樣放入巖樣夾持器，連接實驗流程，加圍壓至30 MPa。

4）打開ISCO泵和進水閥門2，小流量地向整個實驗系統(tǒng)充入地層水，排出實驗流程中殘留的空氣并使進出口壓力達到10 MPa，期間保持進出口閥門4、5和進出口聯(lián)通閥門6為打開狀態(tài)以保證進出口壓力同步變化，達到預(yù)期壓力后關(guān)閉ISCO泵。

5）純水驅(qū)過程：關(guān)閉聯(lián)通閥6，確定進出口壓力穩(wěn)定后再次打開ISCO泵，定流量驅(qū)替地層水通過巖樣，直到進出口壓差不變后關(guān)閉ISCO泵和閥門2、7。

6）氣驅(qū)水過程：打開閥門1、6、7，讓進出口壓力恢復(fù)到同一水平后關(guān)閉閥門6。打開流量控制計，設(shè)定流量為0。打開增壓泵，讓流量控制計入口端壓力增長到高于環(huán)境壓力5 MPa并在后續(xù)實驗過程中一直保持這個壓力。為流量控制計設(shè)定合適流量開始驅(qū)替，待進出口壓力穩(wěn)定后設(shè)定流量為0，關(guān)閉閥門1，停止進氣。

7）水驅(qū)氣過程：打開閥門2、6，進出口壓力恢復(fù)到同一水平后關(guān)閉閥門6。打開閥門3和ISCO泵，設(shè)定合適流量（與氣驅(qū)水時同一質(zhì)量流量）驅(qū)替地層水進入巖樣直至進出口壓力穩(wěn)定后結(jié)束實驗。

8）更換巖樣，重復(fù)實驗步驟3）～7）。

9）改變圍壓和環(huán)境孔壓，重復(fù)實驗步驟1）～8）。

在所有實驗結(jié)束后對實驗過程中的各種死體積進行測量校正，包括有中間容器體積、夾持器兩端體積、ISCO泵體積、管線體積以及各個閥門體積等，盡量減少實驗誤差。

2 結(jié)果與討論

2.1 理論基礎(chǔ)

類比歐姆定律，定義滲流阻力系數(shù)為任一點處的壓力梯度與該處的流體流速的比值，即單位流速下的壓力梯度，即

式中γ表示滲流阻力系數(shù)，MPa·min/cm2；p表示氣體壓力，MPa；v表示流體的流速，cm/min。

在巖樣實驗中可以表示為：

式中L表示巖樣長度，cm；A表示巖樣截面積，cm2；Q表示任意壓力下的氣體流量，mL/min；

當(dāng)流體為氣體時，需要考慮氣體壓縮性對于流動過程以及計算的影響。真實氣體狀態(tài)方程中，假定溫度是常數(shù)，同一摩爾質(zhì)量的氣體在不同壓力下有如下的狀態(tài)關(guān)系式：

式中V表示該壓力下氣體的體積，mL；Z表示該壓力條件下的壓縮因子；psc表示大氣壓力，一般取0.1 MPa；Vsc表示大氣壓力下氣體的體積，mL；Zsc表示大氣壓力下的壓縮因子，一般取1。

利用式（4）修正巖樣中的氣體流量：

式中Qsc表示大氣壓力下的氣體流量，mL/min。

因此滲流阻力系數(shù)可以被修正為：

式中γg表示修正后的滲流阻力系數(shù)，MPa·min/cm2；p1、p2表示分別為入口和出口斷面上的絕對壓力，MPa。

改變式（5）的形式，可得到以滲流阻力系數(shù)表征的產(chǎn)能模型：

根據(jù)蘇里格致密砂巖氣藏氣井控制范圍儲層已知滲流阻力系數(shù)，可以用式（6）計算氣井衰竭生產(chǎn)過程中的井底壓力與產(chǎn)能變化曲線。根據(jù)蘇里格致密砂巖氣田直井壓裂開發(fā)特征（圖2），設(shè)定泄流長度L=100 m，半縫長Y=150 m，厚度h=10 m，p1=30 MPa，計算不同滲流阻力系數(shù)下，日產(chǎn)氣量與井底壓力之間的變化關(guān)系圖版（圖3）。發(fā)現(xiàn)在給定滲流阻力系數(shù)的情況下，日產(chǎn)氣量隨井底壓力降低而降低，曲線呈“上凸”形態(tài)；而隨著滲流阻力系數(shù)的增大，同一井底壓力條件下的日產(chǎn)氣量降低顯著。表明滲流阻力系數(shù)可以有效反映氣井的產(chǎn)能，評價致密砂巖氣藏的生產(chǎn)能力與開發(fā)效果。

圖2 模擬氣藏等效線性流示意圖

圖3 不同滲流阻力系數(shù)下日產(chǎn)氣量與出口壓力關(guān)系曲線圖

2.2 孔隙壓力對滲流阻力系數(shù)的影響

在不同孔隙壓力的條件下進行水驅(qū)氣和氣驅(qū)水實驗，實驗所用巖樣編號為1～5，巖樣基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1所示，對比分析不同孔隙壓力下滲流阻力系數(shù)的差異。

圖4是1號巖樣在不同孔隙壓力下的滲流阻力系數(shù)與進液量PV數(shù)、進氣量PV數(shù)的關(guān)系曲線圖。可以看出，不論是水驅(qū)氣還是氣驅(qū)水過程，同一塊巖樣在高孔隙壓力條件下的滲流阻力系數(shù)比常壓實驗條件下的數(shù)值都要大，這說明孔隙壓力對于氣水兩相滲流規(guī)律有著一定的影響，但高壓條件下與常壓下的滲流阻力系數(shù)之間的差距氣驅(qū)水過程相對水驅(qū)氣過程來說要小得多。

圖4 不同孔隙壓力下1號巖樣的滲流阻力系數(shù)與進液/氣量PV數(shù)關(guān)系曲線圖

為了表征束縛水或殘余氣狀態(tài)下的流動特征，表2列出了進液量PV數(shù)、進氣量PV數(shù)達到穩(wěn)定狀態(tài)（4倍PV）時各巖樣不同孔隙壓力下的滲流阻力系數(shù)。從表2中可以看出，不論巖樣的滲透率多大，隨著孔隙壓力的增大，氣驅(qū)水以及水驅(qū)氣過程的滲流阻力系數(shù)越來越大，這說明不論是氣驅(qū)水還是水驅(qū)氣，氣水兩相滲流的阻力與孔隙壓力都是呈正相關(guān)關(guān)系。

表2 各巖樣不同孔隙壓力下的滲流阻力系數(shù)表

由表2計算可知，純水驅(qū)時10 MPa和20 MPa下的滲流阻力系數(shù)與常壓下的平均比值分別為0.87、0.82，這表明增大孔隙壓力會導(dǎo)致單相流阻力降低，滲流能力提高。氣驅(qū)水時10 MPa和20 MPa時與常壓滲流阻力系數(shù)的平均比值分別為1.44、1.67，水驅(qū)氣時10 MPa和20 MPa條件下與常壓滲流阻力系數(shù)的平均比值分別為3.37、3.87，高壓下氣水兩相滲流流動阻力比之常壓條件要大得多，但10 MPa和20 MPa之間的差距并不大，尤其是水驅(qū)氣過程，趨勢更為顯著。這說明孔隙壓力介于10～20 MPa之間時，當(dāng)氣水兩相滲流進入穩(wěn)態(tài)時，滲流阻力并沒有發(fā)生急劇變化，孔隙壓力的繼續(xù)增大對于滲流阻力的影響變小，氣水兩相的滲流能力在一定階段后并不隨孔隙壓力的增大而發(fā)生明顯變化。

為了更直觀地展現(xiàn)滲流阻力系數(shù)與孔隙壓力之間的關(guān)系，對純水驅(qū)、水驅(qū)氣以及氣驅(qū)水3種情形下的滲流阻力系數(shù)與孔隙壓力的關(guān)系進行擬合，結(jié)果如表3所示。

從表3中可以看出，純水驅(qū)過程滲流阻力系數(shù)與孔隙壓力之間的擬合公式中的系數(shù)為負(fù)數(shù)，滲流阻力系數(shù)隨孔隙壓力的增大而逐漸下降，而水驅(qū)氣和氣驅(qū)水過程則逐漸升高。3種情形下的滲流阻力系數(shù)與孔隙壓力都有較好的對數(shù)關(guān)系（擬合公式相關(guān)系數(shù)都在0.95以上），因此可以統(tǒng)一表示為以下的形式：

表3 純水驅(qū)、水驅(qū)氣和氣驅(qū)水過程滲流阻力系數(shù)與孔隙壓力擬合公式統(tǒng)計表

式中K表示絕對滲透率，mD；pa表示孔隙壓力，MPa；a、b均為與滲透率相關(guān)的系數(shù)。

2.3 滲透率對滲流阻力系數(shù)的影響

以常壓和20 MPa孔隙壓力實驗條件為例，比較分析5塊巖樣的滲流阻力系數(shù)的差異及規(guī)律。圖5是純水驅(qū)、水驅(qū)氣和氣驅(qū)水過程中不同巖樣的滲流阻力系數(shù)隨進液量PV數(shù)、進氣量PV數(shù)的變化曲線圖。可以看出，不論是純水驅(qū)、水驅(qū)氣還是氣驅(qū)水過程，隨著巖樣滲透率的降低，滲流阻力系數(shù)都會逐漸增大。

圖5 不同巖樣純水驅(qū)、水驅(qū)氣、氣驅(qū)水過程滲流阻力系數(shù)與進液量PV數(shù)、進氣量PV數(shù)關(guān)系曲線圖

圖6是純水驅(qū)、水驅(qū)氣和氣驅(qū)水過程中不同巖樣的滲流阻力系數(shù)隨滲透率的變化曲線圖。從圖中可以看出，不論是純水驅(qū)、水驅(qū)氣還是氣驅(qū)水過程，滲流阻力系數(shù)與滲透率都有著較好的負(fù)指數(shù)關(guān)系，且指數(shù)值都接近－1。

圖6 不同孔隙壓力下滲流阻力系數(shù)與滲透率關(guān)系曲線圖

這說明滲流阻力系數(shù)與滲透率成反比關(guān)系，可表示為：

式中c表示與孔隙壓力相關(guān)的系數(shù)。

另外，從圖6中還可以看到，滲透率降低至一定程度（圖中涂藍(lán)區(qū)域）時滲流阻力系數(shù)與較高滲透率時會有一個比較大的差距，尤其在滲透率低于0.1 mD時，這種差異會變得更加明顯。一般地，稱K=0.1 mD為儲層致密臨界滲透率，這也是界定致密砂巖氣藏的標(biāo)準(zhǔn)[19-20]。說明致密砂巖氣藏孔隙壓力對于滲流阻力系數(shù)影響更大。

2.4 滲流阻力系數(shù)數(shù)學(xué)模型的建立

分別從系數(shù)擬合和減少參數(shù)兩個角度出發(fā)分析實驗數(shù)據(jù)，建立滲流阻力系數(shù)數(shù)學(xué)模型。

2.4.1 模型一（系數(shù)擬合法）

表3分別給出了純水驅(qū)、水驅(qū)氣和氣驅(qū)水過程滲流阻力系數(shù)與孔隙壓力之間的對數(shù)擬合關(guān)系式，結(jié)合式（7）列出3種情形下不同滲透率對應(yīng)的系數(shù)a、b（表 4）。

表4 不同巖樣滲透率對應(yīng)的系數(shù)a、b表

對氣驅(qū)水過程的系數(shù)a、b與滲透率的關(guān)系進行曲線擬合，結(jié)果如圖7所示。

圖7 氣驅(qū)水過程系數(shù)a、b與滲透率關(guān)系曲線圖

將系數(shù)a、b用滲透率K表達，并將其代入公式（7），可得：

式中γgw表示氣驅(qū)水滲流阻力系數(shù)，MPa·min/cm2。同樣的方法處理純水驅(qū)以及水驅(qū)氣過程的系數(shù)a、b，可得：

式中γw表示純水驅(qū)滲流阻力系數(shù)，MPa·min/cm2；γwg表示水驅(qū)氣滲流阻力系數(shù)，MPa·min/cm2。

式（9）～（11）即利用系數(shù)擬合方法得到的滲流阻力系數(shù)數(shù)學(xué)模型（模型一）。

2.4.2 模型二（減少參數(shù)法）

從圖6的擬合曲線可以看出，滲流阻力系數(shù)與滲透率保持了一個較好的反比關(guān)系，如同式（8）所示。為了消除滲透率對于滲流阻力系數(shù)的影響（減少“滲透率”這個參數(shù)），定義廣義滲流阻力系數(shù)為滲流阻力系數(shù)與滲透率的乘積，即

式中ζ表示廣義滲流阻力系數(shù)，MPa·min·mD/cm2。

繪制氣驅(qū)水時廣義滲流阻力系數(shù)與孔隙壓力的關(guān)系曲線并擬合，結(jié)果如圖8所示。

圖8 不同巖樣氣驅(qū)水過程廣義滲流阻力系數(shù)與孔隙壓力關(guān)系及標(biāo)準(zhǔn)化曲線圖

利用數(shù)值平均的方法，分別取孔隙壓力為1 MPa、10 MPa、20 MPa，將其分別代入圖8-a中的5個不同巖樣的擬合曲線（表5），得到氣驅(qū)水過程廣義滲流阻力系數(shù)的取值，再將不同巖樣下的數(shù)值平均化處理得到氣驅(qū)水過程廣義滲流阻力系數(shù)與孔隙壓力的關(guān)系。對廣義滲流阻力系數(shù)平均值與孔隙壓力進行曲線擬合，結(jié)果如圖8-b所示。

表5 不同巖樣純水驅(qū)、水驅(qū)氣、氣驅(qū)水過程指定孔隙壓力下的廣義滲流阻力系數(shù)表 單位：MPa·min·mD/cm2

氣驅(qū)水過程廣義滲流阻力系數(shù)與孔隙壓力的關(guān)系表達式為

式中ζgw表示氣驅(qū)水廣義滲流阻力系數(shù)，MPa·min·mD/cm2。

將式（13）代入式（12）可得氣驅(qū)水滲流阻力系數(shù)為

同樣的方法可以得到純水驅(qū)以及水驅(qū)氣過程各巖樣指定孔隙壓力下的廣義滲流阻力系數(shù)（表4）及其與孔隙壓力的關(guān)系，進而得到純水驅(qū)和水驅(qū)氣過程的滲流阻力系數(shù)，分別為：

式（14）～（16）即利用減少參數(shù)方法得到的滲流阻力系數(shù)數(shù)學(xué)模型（模型二）。

2.5 滲流阻力系數(shù)數(shù)學(xué)模型的驗證與應(yīng)用

2.5.1 模型的驗證

在如圖9所示的巖樣衰竭開發(fā)實驗中，地層條件下的氣體體積流量可由式（2）推導(dǎo)得到。

圖9 巖樣衰竭開發(fā)實驗示意圖

式中q表示地層條件下的氣體體積流量，mL/min。

地面條件下的氣體體積流量為

式中qsc表示地面條件下的氣體體積流量，mL/min；Bg表示體積系數(shù)；Tsc表示標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)溫度，K；T表示實驗環(huán)境溫度，K。

Z、γ都是pa的函數(shù)，整理方程得

式中pa= (pe+ pwf)/2，γ(pa)的形式由滲流阻力系數(shù)數(shù)學(xué)模型確定。

基于式（19），利用Matlab編寫程序完成數(shù)值模擬，程序?qū)崿F(xiàn)的思路如下。

1）賦值初始條件：pe(0)=30 MPa、pwf(0)=30 MPa；

2）衰竭開發(fā)起始點：定產(chǎn)開發(fā)，qsc是定值，2qscLpscT、TscZscπr2都是常數(shù)。假定起始點（第1點）pe不變即pe(1)=30 MPa，pwf(1)由方程（19）計算得到

3） 第 2點 ：將 ωpe(1) + (1-ω)pwf(1)（ω 為比例系數(shù)）賦值給pe(2)，pwf(2)由方程（19）計算得到；

4）后面依次循環(huán)直到達到終止條件（pwf達到廢棄壓力，設(shè)定為3 MPa）：

最終得到pe、pwf隨時間的變化曲線，與實驗數(shù)據(jù)相對比來驗證滲流阻力系數(shù)模型的準(zhǔn)確性和適用性，結(jié)果如圖10所示。

圖10 滲流阻力系數(shù)模型數(shù)值模擬結(jié)果與實驗數(shù)據(jù)對比圖

從圖10可以看出，滲流阻力系數(shù)模型一與模型二的數(shù)值模擬結(jié)果與實驗數(shù)據(jù)都基本符合，這說明不論是模型一還是模型二，都是正確有效的。

2.5.2 基于滲流阻力系數(shù)模型的產(chǎn)能方程

確定滲流阻力系數(shù)模型的準(zhǔn)確性和適用性之后，將兩個模型運用到圓形等厚均質(zhì)致密定壓邊界地層模型（圖11）中，建立產(chǎn)能方程。

圖11 圓形等厚均質(zhì)定壓邊界地層模型圖

以模型一為例，在該地層模型中，滲流阻力系數(shù)表達為

徑向距離r處圓形滲流截面上的氣體體積流量（地層條件）為

地面條件下的對應(yīng)氣體體積流量為

整理上式可得

將式（24）代入式（23）并沿徑向距離積分，得

若考慮地層傷害，式（25）則寫成

式中s表示表皮因子。

在氣層外邊界處有：

由式（27）可以得出氣井穩(wěn)產(chǎn)條件下的產(chǎn)量計算公式，即

式（28）即基于滲流阻力系數(shù)模型一的產(chǎn)能方程。同理可得基于滲流阻力系數(shù)模型二的產(chǎn)能方程為：

2.5.3 實例分析

以蘇里格氣田實際氣井為例（表6），計算氣井的IPR曲線。通過Matlab數(shù)值模擬的方法分別計算兩個產(chǎn)能方程式（28）～（29）中流量與井底流壓之間的關(guān)系，建立氣井生產(chǎn)的IPR曲線。并與傳統(tǒng)產(chǎn)能方程的IPR曲線進行對比（圖12），可以看出，滲流阻力系數(shù)模型推導(dǎo)的產(chǎn)能方程與傳統(tǒng)產(chǎn)能方程[21]計算的IPR曲線基本一致，與傳統(tǒng)模型無阻流量之間的誤差都不足10%，符合氣藏工程要求，說明兩個滲流阻力系數(shù)模型得到的產(chǎn)能方程都是可信的。

表6 氣井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

圖12 三種產(chǎn)能模型計算的IPR曲線對比圖

3 結(jié)論

1）定義了表征氣水兩相在致密砂巖氣藏儲層多孔介質(zhì)中流動阻力的滲流阻力系數(shù)，該系數(shù)消除了實驗巖樣幾何尺寸與驅(qū)替速度的影響，具有普適性。在氣驅(qū)水實驗的基礎(chǔ)上，借助滲流阻力系數(shù)，推導(dǎo)了致密砂巖氣藏新的產(chǎn)能計算模型。

2）不論是水驅(qū)氣還是氣驅(qū)水過程，同一塊巖樣在高孔隙壓力條件下的滲流阻力系數(shù)比常壓實驗條件下的數(shù)值都要大，這說明高孔隙壓力對于氣水兩相滲流有著一定的影響。但孔隙壓力的持續(xù)增大對于氣水兩相滲流阻力的影響變小，氣水兩相的滲流能力在一定階段后并不隨孔隙壓力的增大而發(fā)生明顯變化。不論是純水驅(qū)、水驅(qū)氣還是氣驅(qū)水過程，滲流阻力系數(shù)與孔隙壓力之間都有著較好的對數(shù)關(guān)系。

3）不論是純水驅(qū)、水驅(qū)氣還是氣驅(qū)水過程，隨著巖樣滲透率的降低，滲流阻力系數(shù)都會逐漸增大，兩者有著較好的負(fù)指數(shù)關(guān)系，且指數(shù)值都接近－1。這說明滲流阻力系數(shù)與滲透率成反比。

4）基于實驗數(shù)據(jù)，從系數(shù)擬合和減少參數(shù)兩個角度出發(fā)建立了兩個滲流阻力系數(shù)數(shù)學(xué)模型，通過Matlab數(shù)值模擬的方法驗證了兩個數(shù)學(xué)模型的正確性與適用性，并在兩個模型的基礎(chǔ)上推導(dǎo)了全新的產(chǎn)能方程，氣井實例計算的IPR曲線與傳統(tǒng)產(chǎn)能方程基本一致。