致密储层中的气液渗流和压力传导异常,经典的Darcy渗流理论和Klinkenberg理论均不适用于相关问题的测试和研究。针对这一问题,采用模拟实验方法,研究了气和水在致密岩心中的压力传导特性。研发了热缩密封式多测点实验装置,大幅度地减小了常规渗流实验装置中橡胶密封件高弹性导致的致密岩心压力传导实验误差。开展了N₂在岩心中异常渗流及其影响因素的实验研究。实验结果表明,岩心的孔喉半径越小,N₂渗流开始偏离Klinkenberg理论的临界压力值越低;孔喉半径越小,实测的气体极限渗透率与柯氏渗透率的偏差越大,最大偏差可达1个数量级以上;致密岩心高压气测渗透率与压力梯度有关,低压条件下N₂渗透率随压力梯度增大而降低,高压条件下N₂渗透率随压力梯度增大而增大。采用多测压点致密岩心实验装置,开展了孔喉半径、压力、压力梯度对N₂和水在致密岩心中压力传导影响的实验研究。在渗透率0.01-1.0×10^-3μm²范围,N₂在岩心中的压力传导速度随渗透率降低而急剧降低,压力平衡时间由9min增至900min;压力越高,岩心中的压力传导速度越低,而且渗透率越低,压力对压力传导速度的影响越大。由此证明,在实际致密储层的高压条件下,注气的压力传导非常缓慢,在油藏深部建立有效驱动压差的难度很大。