含CO2天然气藏气-水相渗特征及其影响因素分析

章 星　张 璐　章 玲　陈薇薇　郑宗能

(1. 中国石油大学(北京)克拉玛依校区， 新疆 克拉玛依 834000；2. 西部钻探测井公司， 新疆 克拉玛依 834000；3. 中国石油新疆油田公司风城油田作业区， 新疆 克拉玛依 834000)



含CO2天然气藏气-水相渗特征及其影响因素分析

章 星1张 璐2章 玲3陈薇薇1郑宗能1

(1. 中国石油大学(北京)克拉玛依校区， 新疆 克拉玛依 834000；2. 西部钻探测井公司， 新疆 克拉玛依 834000；3. 中国石油新疆油田公司风城油田作业区， 新疆 克拉玛依 834000)

摘要：吉林油区天然气藏富含CO2，且存在底水和裂缝。气-水相渗流特征室内实验结果显示，气-水相渗曲线形状及特征点数值与实验条件密切相关。在相同的岩心条件下，温度、压力或CO2体积分数越高，则水相相对渗透曲线偏离坐标原点越远，而两相渗流区域也越宽；同时等渗点向右上方移动，且束缚水饱和度越低，则气相相对渗透率上升越快，束缚水饱和度下的气相相对渗透率值也越大，从而更有利于气-水两相渗流。

关键词：含CO2天然气藏； 气-水相渗； 温度； 压力； CO2体积分数

吉林油区含CO2天然气藏的发现，大大提高了吉林油区石油天然气的储量，增强了该区油田的开发潜力[1-4]。该类天然气藏中存在部分底水，储层微裂缝也有所发育，为了预防底水过早锥进，需深入进行气-水相渗流特征研究[5-7]。天然气富含CO2，经分离处理后的CO2可用于油田注气，有利于动用低渗透未动用储量，提高已动用石油地质储量的采收率，实现温室气体的埋存及资源化利用[8-9]。

1气-水相实验装置与步骤

气-水两相相对渗透率曲线描述的是多孔介质中微观多相渗流动态，是气田开发中用于计算和预测分析的一项重要基础资料[10-11]。气水两相渗流描述比较复杂，其对于开发中后期气藏描述具有重要意义[12-13]。本次研究主要通过观察温度、压力、CO2体积分数对气-水两相相对渗透率曲线的影响，分析含CO2气藏的渗流特征和机理。

1.1实验装置

实验主体设备为美国Core Lab公司生产的CFS-200多功能驱替综合系统，该系统具备计算机实验过程控制和实验数据采集等功能，可用于完成地层条件下的多种驱替实验。该系统的最高实验压力为70 MPa，最高实验温度为150 ℃，驱替流量范围为0.001～40 mLmin。附属的气体流量计为美国生产的双活塞体积式流量计，型号为RUSKA 2331-801，两个活塞的体积分别为2 000、1 000 mL，精度为0.2%。

表1　实验岩心参数

1.2实验步骤

气 - 水相渗实验步骤如下：(1)准备岩心，清洗，烘干，称干重，再将岩心抽真空后用地层水饱和并称湿重；(2)将岩心装入夹持器，加载围压2 MPa，在恒压下进行气驱水实验，记录其产水量、产气量、见气时间及见气时的产水量；(3)实施气驱，至不再产水时测定气相渗透率，停止驱替，取出岩心称重；(4)装入岩心，实施水驱气，直至气体不再产出时测定水相渗透率，取出岩心称重，测定残余气饱和度；(5)计算岩样的气-水两相相对渗透率及其对应的含水饱和度。

2实验影响因素分析

2.1温度的影响

采用同一块岩心，在压力为40 MPa，温度分别为20、80、120 ℃的条件下实施气-水两相相渗实验。实验结果表明，实验温度对气相相对渗透率影响较小，而对水相相对渗透率的影响较大。实验温度越高，水相相对渗透曲线偏离坐标原点越远，束缚水饱和度也越小。当实验温度为20、80、120 ℃时，其对应的束缚水饱和度分别为50.63%、45.96%、42.03%。

随着实验温度的升高，气-水两相渗流区域逐渐变宽，并且其等渗点向右上方移动。同时气相相对渗透率随着含水饱和度的降低而快速提高，束缚水饱和度所对应的气相相对渗透率随着温度的升高而加大。图1所示为不同温度条件下的气-水两相相对渗透率曲线。当实验温度为20、80、120 ℃时，其对应的束缚水气相相对渗透率分别为0.34、0.41、0.45。由此可知，在40 MPa条件下， 温度越高对CO2驱水越有利。

图1　不同温度条件下的气-水两相相对渗透率曲线

2.2压力的影响

同在140 ℃条件下，分别测试20、30、40 MPa下的气-水相渗曲线。图2所示为不同压力条件下的气-水两相相对渗透率曲线。可以看出，实验压力对气相相对渗透率影响较小，而对水相相对渗透率影响较大。实验压力越高，水相相对渗透率曲线变化越平缓，束缚水饱和度越小。实验气体压力为20、30、40 MPa时，其对应的束缚水饱和度分别为45.09%、42.15%、40.04%，气相相对渗透率分别为0.42、0.47、0.50。因此，在140 ℃条件下，压力越大越有利于CO2驱水。

在岩心气驱水过程中，随着含气饱和度的增加，水相渗透率急剧下降，而气相渗透率逐渐升高。当含气饱和度增加时，水相相对渗透率急剧下降。这是由于初始岩心中饱和了地层水，气体进入岩心以后，由于气相为非润湿相而首先进入大孔道。在进气初期，虽然气相没有形成连续相，但是也会影响水相渗流通道，使得水相相对渗透率降低；当气相形成连续相以后，逐渐占据岩心中的大孔道，使得水相相对渗透率下降，直至呈残余水状态。

图2　不同压力条件下的气-水两相相对渗透率曲线

2.3CO2体积分数的影响

在温度为140 ℃、压力为40 MPa的条件下，观察天然气在不同CO2体积分数时的气-水相渗实验情况，CO2体积分数分别取30%、50%、70%和90%。

图3所示为不同CO2体积分数下的天然气气-水两相相对渗透率曲线。可以看出，CO2体积分数对水相相对渗透率曲线影响较大。当天然气CO2体积分数为30%、50%、70%、90%时，其对应的束缚水饱和度分别为54.02%、51.96%、49.81%、47.27%。CO2体积分数每升高20%，其束缚水饱和度就减小2%。CO2体积分数较大时水相相对渗透率曲线离原点较远，并且其两相渗流区域也较宽，等渗点的含水饱和度也较小。等渗点的相对渗透率值较大，束缚水所对应的气相相对渗透率值也较高。

当天然气中CO2体积分数为30%、50%、70%、90%时，其束缚水饱和时的气相相对渗透率分别为0.31、0.32、0.36、0.39。这主要是由于CO2体积分数增大，使得天然气中的非烃类成分比例上升，有助于降低气-水界面张力。由此可知，在140 ℃、40 MPa条件下，天然气中CO2体积分数越大越有利于气驱水的实施。

图3　不同CO2体积分数下的天然气

3结语

本次研究中建立了高温高压气-水相渗实验方法，测定了含CO2天然气藏的气-水相渗曲线，明确了含CO2气藏气-水渗流特征。实验结果显示，气-水相渗曲线的形状及特征点的数值与实验温度、压力和CO2体积分数密切相关。

实验研究表明：温度、压力或天然气CO2体积分数越高，气-水渗流区域越宽；气相相对渗透率随着含水饱和度的减小而增速越快，则水相相对渗透率曲线变化越平缓；束缚水饱和度越小，则束缚水所对应的气相相对渗透率值越大，也越有利于岩心气驱水的实施。

参考文献

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Characteristics and Influencing Factors of Gas-Water Relative Permeability in Gas Reservoir with CO2

ZHANGXing1ZHANGLu2ZHANGLing3CHENWeiwei1ZHENGZongneng1

(1. Karamay Campus, China University of Petroleum (Beijing), Karamay Xinjiang 834000, China;2.Well Logging Company of XDEC, Karamay Xinjiang 834000, China;3. Fengcheng Oilfield Operation Zone of Xinjiang Oilfield Company, Karamay Xinjiang 834000, China)

Abstract:Gas reservoir has high content of CO2 in Jilin oilfield and is filled with cracks and bottom water. The percolation characteristics of gas and water should be studied; meanwhile, the gas production rate should also be controlled. The laboratory experiment results show that the shapes of gas-water relative permeability curves and the values of feature points are related to the experimental conditions. In the case of the same core, the higher the temperature, the pressure or the content of CO2 is, the lower the irreducible water saturation is; and the faster the gas relative permeability rises, the better the seepage of gas-water is.

Key words:gas reservoir with CO2; gas-water relative permeability; temperature; pressure; CO2 content

收稿日期：2015-10-30

基金项目：国家“973”计划项目“CO2减排、储存和资源化利用基础研究”(2011CB707300)；克拉玛依理工学院科研启动基金资助项目

作者简介：章星(1984 — )，男，江苏沭阳人，博士，研究方向为油气田开发。

中图分类号：P618

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)02-0010-04