致密气藏产水气井相渗曲线及生产特征研究

窦祥骥　廖新维　郭新慧

(中国石油大学(北京)石油工程教育部国家重点实验室， 北京 102249)



致密气藏产水气井相渗曲线及生产特征研究

窦祥骥廖新维郭新慧

(中国石油大学(北京)石油工程教育部国家重点实验室， 北京 102249)

摘要：针对致密气藏开发中的气井产水问题进行相渗曲线及生产特征研究。基于苏里格气田实验及生产数据，结合气井测试及数值模拟技术，分析致密气藏相渗曲线特征，反演储层相关参数，观察产水气井生产动态特征及各因素的影响。研究表明，致密储层的气-水相渗曲线形态与覆压渗透率具有较好的相关性，而产水气井的生产动态特征则受到相渗曲线、含水饱和度、储层渗透率等多因素的综合影响。

关键词：致密气藏； 产水气井； 相渗曲线； 生产特征； 影响因素

随着天然气需求的不断增加及非常规储层开发技术的发展，致密气藏已经成为我国天然气供给体系中的重要一环[1]。然而，部分致密气藏储层中可能存在一定的孔隙水，当含水饱和度高于束缚水饱和度时，储层中便可能会出现气-水两相流，从而对气井的生产造成一定的影响[2]。目前对常规气藏气-水相渗曲线的认识已较为完善[3]，但仍然缺乏对于致密气藏相渗曲线及其主控因素的研究，同时对于致密气藏气井产水后的生产动态特征的认识也不够深入。因此，本次研究以苏里格气田为例，从相渗曲线特征分析入手，运用回归法得到相渗曲线与主控因素的关系，进而获得不同渗透率范围内的平均相渗曲线，最后分析致密气藏产水气井的生产动态特征及影响因素。

1致密气藏相渗曲线特征分析

1.1相渗曲线特征与绝对渗透率的相关性

致密气藏相渗曲线的影响因素较为复杂，其中孔隙结构是影响其特征的主要因素之一[4]。另一方面，储层的绝对渗透率也受到岩石孔隙结构的重要影响。本次研究通过实验方法确定了苏里格气田46组岩心的相渗曲线，并得到了相渗曲线特征点与绝对渗透率(覆压条件下)的关系，结果如图1所示。

随着渗透率的增加，束缚水饱和度不断减小，束缚水饱和度对应的气相相对渗透率、残余气饱和度对应的水相相对渗透率不断增加，两相渗流区饱和度范围也随之扩大。可见，相渗曲线特征点与覆压渗透率的相关程度较高，可利用储层渗透率初步估算储层的相渗曲线。

1.2不同渗透率范围平均相渗曲线的确定

对于致密气藏来说，由于孔隙结构较为复杂，渗透率通常是影响气井产能的重要因素[5]。因此，基于实验室测定的渗透率值，将储层按照渗透率范围分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类，对应的渗透率范围分别为K<0.1×10-3μm2、0.1×10-31×10-3μm2。在该分类标准的基础上，结合相渗曲线测试结果，得到了不同渗透率范围对应的平均相渗曲线，如图2所示。

从Ⅰ类到Ⅳ类，储层平均束缚水饱和度不断增加，气水相对渗透率端点值则不断降低。确定不同储层类型平均相渗曲线可以为后期的生产动态分析奠定基础。

2致密储层相关参数的确定

相关研究表明，苏里格气田储层中不存在大型的边底水，气井产水现象主要是由于孔隙水的存在而造成[6-8]的。在此主要通过建立含孔隙水的数值模型，确定相关的模型参数。

图1　相渗曲线与覆压渗透率的关系

图2　不同渗透率范围的平均相渗曲线

确定致密气藏产水气井储层参数的一大难题是缺乏长时间的产水计量数据。以苏里格气田为例，仅有部分气井完成了不超过1月的短时间计量工作，储层参数的准确性难以保证。而目前常见的基于产气量的劈分方法通常会造成较大误差，这是因为同一集气站的各气井储层条件、初始含水饱和度及工作制度不同，生产时的水气比存在较大差异。因此，亟待设计一种简单快速的产水量确定方法，以确定储层相关参数。

针对此问题，提出一整套模型相关参数的确定方法，具体流程如下：

(1)整理相关产气、压力数据，进行压力折算等前期准备工作；

(2)基于测井解释，得到孔隙度、气层厚度等参数，作为分析的基础资料；

(3)利用考虑了产水的生产动态数据及试井分析结果(若有试井测试)，得到相关参数，以控制历史拟合的多解性；

(4)定产气量，对流压进行拟合，对照生产动态数据及试井分析结果，不断调整输入参数，直至达到较好的拟合效果；

(5)通过拟合，得到渗透率、含水饱和度及地层系数，以不同渗透率对应的平均相渗曲线为基准线，调整相渗曲线，并结合水量单次计量结果，估算较长时期内的产水动态。

基于苏里格气田某集气站前期生产数据，对该方法的适用性进行验证。结果表明，该方法得到的产水量准确度在90%以上，可用于致密气藏产水气井储层相关参数的确定及产水量的估算。

运用该方法对63口典型产水井进行分析，算出其平均渗透率为0.762×10-3μm2，平均初始含水饱和度为56%，平均可动水饱和度为12.9%。根据储层分类方法，进一步计算出表1所示各储层类型对应的平均模型参数。

表1　各储层类型对应的平均模型参数

3生产特征影响因素分析

致密气藏产水气井生产过程中受到多项因素的影响，其中相渗曲线、含水饱和度和储层类型的影响最为显著。在此根据表1中的模型平均参数，建立基准模型，其参数见表2。

表2　基准模型参数表

3.1相渗曲线

相渗曲线表征了气-水两相在储层中的渗流能力及二者的相互关系，是影响产水气井产能的重要因素。选取气-水相渗曲线中的4个特征点进行单因素分析：(1)束缚水饱和度；(2)残余气饱和度；(3)束缚水饱和度对应的气相相对渗透率；(4)残余气饱和度对应的水相相对渗透率。其他因素不变，以此量化相渗曲线形态对致密气藏产水气井生产动态的影响。图3所示为相渗曲线特征点对气井生产动态的影响。

产水气井生产过程中的平均水气比与相渗曲线特征点的关系表现为：平均水气比与残余气饱和度及其对应的水相渗透率正相关，随着二者的增加，平均水气比上升；平均水气比与束缚水饱和度及其对应的气相渗透率负相关，随着二者的增加，平均水气比降低。因此，可通过观察相渗曲线特征点的相互关系，初步预测气井生产周期内的平均水气比。模拟周期(20 a)末的井底流压与相渗曲线特征点的关系则与此相反，这进一步证明了产水现象会对气井的生产能力造成一定的负面影响。

图3　相渗曲线特征点对气井生产动态的影响

3.2含水饱和度

含水饱和度是影响致密气藏产水气井生产动态的重要因素，决定了储层中水的含量。在束缚水饱和度不变的情况下，含水饱和度也间接反映了自由水的比例。在此以定产气量为工作制度，模拟得到不同含水饱和度条件下的气井生产动态特征。图4所示为含水饱和度对产水气井生产动态的影响。

随着含水饱和度的增加，模拟周期末的井底流压下降，而产水量与水气比增加，产气量及水气比与饱和度满足幂指数关系。这说明对于特定储层，含水饱和度决定了可动水饱和度的大小，从而影响了气井的产水特征。

图4　含水饱和度对产水气井生产动态的影响

3.3储层类型

基于表2中的储层平均参数，建立了各类储层平均数值模拟模型，以相同产气量水平模拟10 a期的变化，进而分析各类型储层的产水特征。图5所示为不同储层条件下的气井产水特征。

图5　不同储层条件下的气井产水特征

Ⅰ类储层模拟周期内平均水气比最高，Ⅲ类储层最低。这是由于Ⅰ类储层的渗透率及可动水饱和度均较高，而Ⅲ类储层的可动水饱和度较低。此外，Ⅲ类及Ⅳ类储层水气比随时间增加的速度较快,Ⅰ类储层增加较慢。随着生产的持续进行，低渗透率储层产水问题的严重性会愈发突出，必须采取相应措施以控制产水对气井生产的不良影响。

4结语

相渗曲线形态与覆压渗透率具有较好的相关性：随着渗透率的增加，束缚水饱和度不断减小，束缚水饱和度对应的气相相对渗透率、残余气饱和度对应的水相相对渗透率不断增加，两相区饱和度范围也不断增加。

结合测井、试井、生产数据分析方法，以历史拟合为主要手段，以单次产水测试数据为约束条件，得到气井的长期产水量，为致密气藏产水气井储层相关参数的确定提供数据参考。

气井的生产动态受到相渗曲线、含水饱和度、储层类型等多项因素的综合影响。

参考文献

[1] 张进,周改英,杨永刚,等.低渗透致密砂岩气藏岩电实验研究[J].重庆科技学院学报(自然科学版),2009 (5):18-19.

[2] 叶礼友,高树生,杨洪志,等.致密砂岩气藏产水机理与开发对策[J].天然气工业,2015,35(2):41-46.

[3] 章星,杨胜来,李芳芳,等.火山岩气藏气水两相渗流特征分析[J].断块油气田,2013,20(5):631-633.

[4] 张瑞.致密气砂岩气水相渗特征研究[D].西安：西北大学,2014：20-25.

[5] 何自新,郝玉鸿.渗透率对气井产能方程及无阻流量的影响分析[J].石油勘探与开发,2004,28(5):46-48.

[6] 王晓梅,赵靖舟,刘新社.苏里格地区致密砂岩地层水赋存状态和产出机理探讨[J].石油实验地质,2012(4):400-405.

[7] 代金友,王蕾蕾,李建霆,等.苏里格西区气水分布特征及产水类型解析[J].特种油气藏,2011,18(2):69-72.

[8] 刘琦,孙雷,罗平亚,等.苏里格西区含水气藏合理产能评价方法研究[J].西南石油大学学报(自然科学版),2013(3):131-136.

Relative Permeability Curve and Production Characteristics for Water Producing Gas Well in Tight Gas Reservoir

DOUXiangjiLIAOXinweiGUOXinhui

(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249, China)

Abstract:In order to solve the problem of gas well water production in tight gas reservoir development, this paper studied the phase permeability curve and its production characteristics. Therefore, based on the experiment and production data of Sulige tight gas field, combining test analysis and numerical simulation method, this paper aims to analyze the relative permeability curve and production characteristics. Through inversion of reservoir parameters, it also checked the dynamic characteristics and the influence of various factors on the production of water gas well. It is revealed that good relationship could be found between relative permeability curve and absolute permeability, and the production characteristics are comprehensively influenced by many factors, such as relative permeability curve, water saturation and reservoir permeability and so on.

Key words:tight gas reservoir; water producing gas well; phase permeability curve; production characteristics; affecting factor

收稿日期：2015-11-27

基金项目：国家自然科学基金项目“超低渗透油藏注气提高采收率理论与技术研究”(U1262101);国家科技重大专项“复杂油气田地质及提高采收率技术”(2011ZX05009)

作者简介：窦祥骥(1990 — )，男，安徽滁州人，中国石油大学(北京)油气田开发工程专业2013级在读博士研究生，研究方向为油气渗流理论及应用。

中图分类号：P618

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)02-0027-04