碳酸盐岩储集层气水两相渗流实验与气井流入动态曲线——以高石梯—磨溪区块龙王庙组和灯影组为例

李程辉，李熙喆，高树生，刘华勋，尤世强，方飞飞，沈伟军

（1. 中国石油勘探开发研究院，河北廊坊 065007；2. 中国科学院大学渗流流体力学研究所，河北廊坊 065007；3. 中国寰球工程有限公司北京分公司，北京 100029；4. 中国科学院力学研究所，北京 100190）

碳酸盐岩储集层气水两相渗流实验与气井流入动态曲线
——以高石梯—磨溪区块龙王庙组和灯影组为例

李程辉1,2，李熙喆1，高树生1，刘华勋1，尤世强3，方飞飞1,2，沈伟军4

（1. 中国石油勘探开发研究院，河北廊坊 065007；2. 中国科学院大学渗流流体力学研究所，河北廊坊 065007；3. 中国寰球工程有限公司北京分公司，北京 100029；4. 中国科学院力学研究所，北京 100190）

选取四川盆地高石梯—磨溪区块基质孔隙型、裂缝型、溶蚀孔洞型 3类储集层全直径岩心，开展高温、高压条件下的气、水两相相对渗透率测试，分析气水相渗曲线特征及气井流入动态。将实验数据归一化处理后形成了 3类储集层的气、水相对渗透率曲线标准图版；针对裂缝型储集层的渗流特点，提出气、水两相相对渗透率曲线校正方法并对相应图版进行校正；运用标准图版计算研究区不同类型储集层气水两相流入动态曲线（IPR），并通过实际井的动态进行验证。研究区储集层相对渗透率曲线等渗点含水饱和度高达 70%以上，具有强亲水特征，气水共渗区间、气驱水效率以溶蚀孔洞型最大，基质孔隙型次之，裂缝型最小；岩心渗透率的恢复程度以裂缝型最大，溶蚀孔洞型次之，基质孔隙型最小。校正后的裂缝型碳酸盐岩储集层气、水相渗曲线能更好反映实际气藏的气水两相渗流规律，标准图版可用于各类气藏工程计算；计算的 IPR曲线，其特征与实际生产井动态相符，可用于实际气井配产与生产动态分析。图11表4参19

碳酸盐岩储集层；气水同产；气水相渗曲线；IPR曲线；天然气井

0 引言

碳酸盐岩储集层孔、洞、缝发育，非均质性强[1-2]，普遍存在边底水，气井生产中容易见水导致水淹[3]。开展碳酸盐岩储集层气、水两相渗流规律的研究并预测气井产能，分析气井生产动态，有助于高效开发该类气藏[4-5]。

气、水两相相对渗透率曲线的获取主要有两种方法：一是直接测定法，包括稳态法和非稳态法[6]；二是间接计算法，包括毛管压力曲线、矿场资料及经验公式计算法等[7]。稳态法方面，Diomampo等[8-10]利用玻璃平板模型模拟了不同裂缝形态的相渗规律；国内学者研究了多孔介质中的多相渗流特征和高温、高压对其的影响[11-12]。非稳态法方面，蒋光迹等[13]利用小岩心进行相渗曲线测定，证实基岩采用定束缚水饱和度的方法测试得到的相渗曲线更能代表裂缝-孔隙型双重介质的多相渗流；郑鑫平[14]利用高石梯缝洞型气藏储集层全直径基质岩心、人造裂缝-孔隙型岩心和裂缝-孔洞型岩心研究了常温常压下的单相气体和气水两相渗流规律，及高温高压下的气水两相渗流规律。气水同产气井产能研究方面，生如岩等[15]将二项式产能方程与气、水两相流动规律相结合，并考虑紊流效应推导了生产气水比预测模型；刘玉奎等[16]基于稳态渗流理论，采用等值渗流阻力法，建立裂缝型气藏稳态渗流理论模型，推导出考虑天然裂缝时气井产量提高幅度的计算公式，分析了天然裂缝渗流参数对气井产能的影响。目前，碳酸盐岩气水两相渗流特征及两相流气井产能的研究，多为单方面的实验或理论推导，而针对多储集层类型的相渗与气井产能的综合研究较少。

高石梯—磨溪区块主力产气层为寒武系龙王庙组和震旦系灯影组，包含基质孔隙型、裂缝型、溶蚀孔洞型等多种储集层类型，局部地区边底水活跃，是国内典型的缝洞型碳酸盐岩气藏之一。该区块的地质条件符合开展气、水两相相对渗透率曲线测试及渗流规律研究的要求；同时实际生产井资料丰富，有利于验证两相流条件下的气井流入动态（IPR）特征。因此，本文选取该区块基质孔隙型、裂缝型、溶蚀孔洞型 3类储集层全直径岩心，开展高温、高压条件下的气、水两相相对渗透率测试，分析气水相渗曲线特征及气井流入动态。

1 气藏基本特征

1.1 气藏概况

高石梯—磨溪区块位于四川盆地中部，龙王庙组储集层为滩相白云岩，局部地区发育边底水，储渗空间主要为裂缝-孔隙（洞）型，其次为孔隙型，孔、洞、缝搭配良好。灯影组储集层为丘滩复合体，无边底水，储渗空间类型为裂缝-孔隙（洞）型、孔隙（洞）型两类。

气藏温度420 K，气藏原始含水饱和度约20%，原始气藏压力70 MPa，储集层上覆岩层压力110 MPa，天然气相对密度为0.6，地层水为氯化钠水型。

1.2 不同类型碳酸盐岩储集层特征

根据碳酸盐岩储集层孔、洞、缝发育程度，可将其分为3种类型：基质孔隙型、裂缝型、溶蚀孔洞型[17]。基质孔隙型储集层岩心微孔隙发育，无溶蚀孔洞，裂缝充填或无裂缝；裂缝型储集层岩心存在明显的张开裂缝或未完全充填裂缝，基质中含有少量的溶蚀孔洞；溶蚀孔洞型储集层岩心溶蚀孔洞发育，孔洞之间存在大量微裂缝。统计近 200块灯影组和龙王庙组碳酸盐岩全直径岩心孔、渗数据（见图1），基质孔隙型储集层孔隙度、渗透率低；裂缝型储集层渗透率较高，但孔隙度受基质影响，绝大部分低于 10%；溶蚀孔洞型储集层孔隙度、渗透率较高，物性明显好于其他两种储集层。

图1 灯影组和龙王庙组全直径岩心孔、渗参数

表1为不同类型储集层岩心覆压孔渗测试、CT扫描、核磁共振、高压压汞、应力敏感和流态实验得到的特征参数统计结果。

数据表明，表征 3类储集层物性与流动特征的静动态参数存在较大差异：基质孔隙型储集层孔隙度、渗透率、面孔率低，中、小、微孔隙占比大，仅存在少量大孔隙，基本不存在溶洞，可动流体饱和度低，门槛压力和中值压力高，应力敏感性强，高速非达西效应弱；裂缝型储集层孔隙度、渗透率、面孔率较高，中、小、微孔隙占比较大，发育一定大孔隙和溶洞，可动流体饱和度较高，门槛压力和中值压力较低，应力敏感性强，高速非达西效应比较强；溶蚀孔洞型储集层孔隙度、渗透率、面孔率高，中、小、微孔隙占比小，大孔隙占比明显增大，溶洞发育，可动流体饱和度高，中值压力低，应力敏感性弱，高速非达西效应强。

表1 不同类型碳酸盐岩储集层特征参数

2 气水相渗实验设计

2.1 实验样品

实验所用全直径岩心取自于高石梯—磨溪区块钻井岩心，其中，溶蚀孔洞型岩心取自龙王庙组，其余岩心取自灯影组灯四段，均为主力储集层。

2.2 实验参数

根据气藏基本特征，结合实验室条件，设定实验温度为323 K；实验上覆岩层压力为50 MPa；地层水的黏度为1.093 mPa·s，矿化度为80 000 mg/L，氯化钠水型；氮气黏度为0.017 6 mPa·s。实验过程中采用全数字液压伺服岩石力学实验系统对岩心进行造缝，岩心驱替压力采用标准SY/T 5345—2007[6]，根据岩心性质计算得到，驱替压差公式为：

将π1取0.5、氮气与水界面张力取70 mN/m，计算设定驱替压力（见表2）。

表2 不同类型碳酸盐岩气、水相渗实验驱替压力计算结果

2.3 实验方法及流程

气水两相相渗实验，具有水驱气与气驱水两种方式，由于水驱气实验过程中出口端见水后就不再有气体流量显示，实验数据难以获取，数据点过少，得到的基本为水相单相渗流曲线。因此，目前 90%相渗实验都采用气驱水方式，且气藏工程计算中所用气、水相渗曲线绝大多数也是通过气驱水方式测定。无论采用气驱水还是水驱气进行相渗曲线测定，束缚水饱和度基本相同，共渗区间范围基本一致。因此，选用非稳态气驱水方法测定碳酸盐岩全直径岩心气、水相渗曲线。

实验装置见图2，具体实验步骤如下：①将岩样进行打磨预处理，在60 ℃条件下烘干24 h，称取岩心干重；②岩样抽真空24 h后，加压10 MPa饱和地层水24 h；③根据岩心水测渗透率数据，确定合适的驱替压力；④饱和好的岩心装入岩心夹持器内，水平放置，将气体加压稳定到确定的驱替压力下开始气驱水实验，直至出口端不产水为止。

图2 非稳态法测定气水相对渗透率装置示意图

3 实验结果分析与处理

3.1 实验数据与归一化处理

根据标准SY/T 5345—2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》[6]，对储集层全直径岩心气、水两相渗流规律实验数据进行处理，得到基质孔隙型，裂缝型，溶蚀孔洞型 3种类型岩心的气、水两相相对渗透率实验数据曲线（见图 3）。同时对实验数据进行归一化处理，得到图4所示的归一化相渗曲线。

3.2 不同类型岩心气水相渗特征对比

根据实验数据，统计了气水相渗曲线特征参数（见表3），表中渗透率恢复程度为束缚水饱和度状态下气相渗透率与含水饱和度为 0状态下气相渗透率的比值。统计结果与实验数据相渗曲线表明，实验所用碳酸盐岩岩心具有明显的亲水特征，等渗点含水饱和度最低 72.88%，最高 93.23%。另外，同一类型岩心束缚水饱和度、共渗区范围、气驱水效率、渗透率恢复程度等特征参数相近，不同类型岩心具有不同的分布区间。说明同一类型的岩心实测结果接近，不同类型碳酸盐岩岩心气水相渗曲线特征差异性明显。

图3 碳酸盐岩岩心气水相渗实验数据曲线

图4 碳酸盐岩岩心气水相渗归一化曲线

表3 碳酸盐岩气水两相渗流实验数据相渗特征统计

3.3 碳酸盐岩储集层气水相渗曲线标准图版

对相同类型储集层归一化之后的气水两相相对渗透率曲线进行平均化处理和反算，形成气水相对渗透率曲线标准图版（见图 5），以方便用于各类气藏工程计算。统计标准图版特征参数（见表4），主要认识为：①高石梯—磨溪区块震旦系灯影组和寒武系龙王庙组碳酸盐岩储集层强亲水，等渗点含水饱和度73.86%～87.03%，其中裂缝型最高。②裂缝型储集层气水两相共渗区间最小，束缚水饱和度最高；溶蚀孔洞型储集层共渗范围最大，束缚水饱和度最低；基质孔隙型则介于二者之间。主要原因在于溶蚀孔、洞、缝在岩心中分布的均质程度决定束缚水饱和度高低，裂缝型岩心非均质性最强，气驱水的动态过程主要发生在裂缝中，基质孔隙中的水很难动用，导致裂缝型岩心束缚水饱和度最高；溶蚀孔洞型岩心，溶蚀孔洞间连通性好，非均质性弱，气驱水效果好，束缚水饱和度低。③气驱水至束缚水状态下，不同类型储集层气相相对渗透率的恢复程度差异较大，表现为裂缝型大于溶蚀孔洞型、溶蚀孔洞型大于基质孔隙型。主要原因在于裂缝型岩心主要渗流通道为裂缝，虽然气驱水效率最低，但是气驱水过程中裂缝中的水几乎全部被驱出，因而渗透率恢复程度高；溶蚀孔洞型岩心物性好，气驱水效率最高，可动水大部分被驱出，气相渗透率恢复程度也较高；基质孔隙型碳酸盐岩岩心孔喉细微，束缚水饱和度本身较高，气相渗透率恢复程度最低。④与砂岩气水相渗曲线特征对比，基质孔隙型碳酸盐岩和均质致密砂岩类似，溶蚀孔洞型碳酸盐岩与中高渗均质砂岩类似。

图5 碳酸盐岩储集层气水相渗曲线标准图版

表4 碳酸盐岩岩心标准气水两相渗流曲线特征参数统计

3.4 裂缝型岩心气水相渗曲线校正

标准图版中，裂缝型储集层整体含水饱和度低于65%时，储集层中为单相气体流动，大于 65%水相才开始流动。而实际生产过程中，边底水发生水侵时，裂缝型产层即使在整体含水饱和度很低的情况下水也会沿着裂缝侵入，导致该类储集层气井见水甚至暴性水淹。可见上述裂缝型碳酸盐岩岩心气水相渗曲线不能反映实际产层的气水两相渗流规律。原因在于常规岩心气水相渗实验数据处理方法依据B-L理论[6]建立，仅适用于均质或视均质储集层的气水相渗分析。裂缝型碳酸盐岩储集层非均质性强，裂缝渗透率远大于基质渗透率，极差可达近百倍或更高，气驱水过程中裂缝与基质中流体的运动速度差异巨大，常规处理方法不能反映这一特点。

根据文献[18-19]，基质岩心的气-水静态接触角θwg一般都低于40°，毛管压力可由（2）式计算：

基于毛管束渗流模型，基质岩心孔喉半径满足如下关系式：

将（3）式代入（2）式，整理可得：

σ取值70 mN/m，θwg取值40°，采用（4）式计算表 2中两块裂缝型岩心造缝前的毛管压力分别为2.88 MPa和1.959 MPa。而造缝后气驱水实验过程给定的驱替压差分别为0.93 MPa和0.35 MPa，明显低于基质的毛管压力。裂缝型碳酸盐岩岩心气驱水实验过程中只驱出裂缝中的水，实验结果只是裂缝中气、水两相流动规律的反映。

因此，需要对裂缝型碳酸盐岩储集层气水相渗曲线进行校正。针对裂缝型岩心气驱水过程作如下假设：①基质渗透率远小于裂缝渗透率；②气驱水过程中只驱出裂缝中的水，基质中含水饱和度始终为原始含水饱和度，也就是说相渗曲线中含水饱和度实质是裂缝中的含水饱和度；③气驱水过程结束时，裂缝中的含水饱和度为裂缝的束缚水饱和度。

根据物质平衡方程，裂缝型碳酸盐岩岩心孔隙度满足如下关系：

裂缝型碳酸盐岩岩心含水饱和度满足如下关系：

对（6）式变形可得裂缝中含水饱和度Swf计算式：

（7）式即为裂缝型碳酸盐岩岩心裂缝中含水饱和度与整体含水饱和度关系式。

当裂缝中含水饱和度为0时，

将裂缝型碳酸盐岩岩心标准相渗图版曲线中气相相对渗透率曲线延伸至Krg=1，对应的岩心整体含水饱和度记为Sw1（见图 6），据图计算得Sw1为 58.07%，结合（7）式可得：

图6 裂缝型碳酸盐岩岩心气相相渗曲线延伸图

对（9）式变形可得基质孔隙度：

（10）式与（5）式结合，代入（7）式可得气驱水过程裂缝中含水饱和度关系式：

通过（11）式对裂缝型碳酸盐岩岩心气、水相对渗透率进行校正，可得反映裂缝中气、水两相流动规律的相对渗透率曲线（见图7）。由校正结果知，裂缝束缚水饱和度为16.72%，裂缝中气、水两相的实际共渗区间为16.72%～91.81%，气驱水效率为81.79%；而岩心整体的共渗区间为65.00%～96.60%，气驱水效率为32.98%，裂缝的气驱水效率是岩心整体的2.48倍。这与气井的实际生产情况更接近，校正后的裂缝型碳酸盐岩储集层气水相渗曲线更好反映了实际气藏的气水两相渗流规律，可用于各类气藏工程计算。

图7 裂缝型储集层中裂缝标准气水相渗曲线图版

4 IPR曲线计算与实例分析

4.1 气水同产井IPR方程

借鉴现有的研究成果[17]，考虑储集层的应力敏感性和气体非达西渗流的影响条件下，缝洞型碳酸盐岩气藏气水同产时产能方程可用（12）式—（15）式表示：

采用上述方程，结合实验所得相渗曲线资料，可以开展气水同产时的IPR曲线计算和动态特征分析。

4.2 IPR曲线计算

高石梯—磨溪区块碳酸盐岩气藏埋深4 700 m，有效厚度为30 m，原始储集层条件下渗透率分别为：基质孔隙型 0.07×10-3μm2，裂缝型 4×10-3μm2，溶蚀孔洞型 10×10-3μm2。气井井径0.1 m，泄流半径1 000 m。该气藏边底水发育，后期水侵会使储集层含水饱和度增加，因此，计算中采用标准化之后的气、水两相相对渗透率曲线。

对于裂缝型碳酸盐岩气藏，基质与裂缝初始含水饱和度一致，均为储集层整体束缚水饱和度Swc。基质相对于裂缝而言渗透率极低，水侵基本上只发生在裂缝中，裂缝中含水饱和度急剧增加，基质含水饱和度基本不变，根据（6）式可以得储集层整体含水饱和度为：

实际应用中根据裂缝气、水相渗曲线数据计算，再根据（16）式反算所对应的裂缝型储集层整体含水饱和度，即可得到裂缝型储集层不同含水饱和度条件下的IPR曲线。

按照（12）—（16）式得到 3类碳酸盐岩气藏气井在不同含水饱和度条件下的气相、水相IPR曲线（见图 8、图 9）。分析气相 IPR曲线，可得两点认识：①含水饱和度对 3类储集层产气能力影响巨大，即使在接近束缚水饱和度（20%）的情况下，有水时无阻流量也远小于无水时无阻流量。其中以裂缝型储集层影响程度最小，接近束缚水饱和度的无阻流量约为无水时的59.90%，究其原因，该类储集层的主要储渗空间为裂缝，即使在无水的情况下，基质的生产能力也有限，见水后封堵基质的生产能力对整体影响较小；溶蚀孔洞型储集层的影响居中，接近束缚水饱和度时无阻流量为无水时的55.00%，这主要是因为该类储集层的储渗空间相对均质，且渗流能力相对基质孔隙型储集层较强，储集层见水后影响的是整个储集层；基质孔隙型储集层影响程度最大，接近束缚水饱和度时无阻流量为无水时的27.97%，该类储集层孔喉小，连通性差，一旦见水，将封堵大多数渗流通道。②储集层见水后，随着含水饱和度的进一步上升，其对产能的影响则逐步减弱，原因在于先期见水后已封堵了大部分渗流通道。

图8 不同类型储集层气井不同含水饱和度条件下气相IPR曲线

图9 不同类型储集层气井不同含水饱和度条件下水相IPR曲线

水相 IPR曲线则具有与气相相反的规律，见水初期虽对气相产能影响大，但水产能较小，随着含水饱和度的增加，水产能上升很快，而且含水饱和度越高，水产能上升越快，这就是气井见水后快速水淹的原因。

4.3 实际生产井分析

高1井、高2井、高3井为高石梯—磨溪区块3口生产井，据测井解释成果，高 1井主力产层为裂缝型，高2井主力产层为溶蚀孔洞型，高3井主力产层为基质孔隙型。其中高3井储集层渗流能力弱，产气、产水能力低，不具备工业开采价值，储集层改造前基本不产气。

高1井生产动态曲线见图10，该井初期产水量较低，气井产能较高，生产10个月后，产水量开始上升，从约 15 m3/d上升到约 40 m3/d，此时产气量则从约60×104m3/d快速下降至约30×104m3/d，损失一半。根据前述 IPR曲线计算，裂缝型储集层含水饱和度由接近束缚水饱和度（20%）增加3%，气井产气能力降低44.54%，产水能力增加约15.70倍，高1井的实际生产动态符合这一规律。

图10 高1井生产动态曲线

高2井生产动态曲线见图11，该井生产近20个月，产水量低且很稳定，基本可以认定为气体流动时携带的少量束缚水或凝析水，产气量基本保持稳定，产量高。溶蚀孔洞型储集层相对均质，不存在相对的高渗通道，水线推进缓慢，因此，产水、产气均相对稳定且能长时间稳产。高 2井的生产动态符合溶蚀孔洞型储集层气井的IPR曲线特征。

图11 高2井生产动态曲线

综上所述，气、水两相渗流规律对 3类储集层气井的生产起到了决定性作用。裂缝型储集层气井产能较高但受含水饱和度变化影响很大，建议生产井与气水界面要有足够的距离，避免水线过早推进到井底，同时控制生产压差，延缓水侵速度，延长无水采气期；溶蚀孔洞型储集层气井产气能力强，水线推进慢，可适当提高气井产能，但也要防止水线推进过快，造成水淹；气井存在多种储集层组合时，则需做好多层合采方面的研究。

5 结论

四川盆地高石梯—磨溪区块龙王庙组和灯影组碳酸盐岩岩心等渗点含水饱和度高达70%以上，具有强亲水特征；气水共渗区间、气驱水效率以溶蚀孔洞型最大，基质孔隙型次之，裂缝型最小；岩心渗透率的恢复程度以裂缝型最大，溶蚀孔洞型次之，基质孔隙型最小。

采用裂缝型碳酸盐岩储集层气、水两相相对渗透率曲线校正方法，校正后的气水相渗曲线更好反映了实际气藏的气水两相渗流规律。

实验数据归一化处理、校正后，形成的碳酸盐岩不同类型储集层的气、水两相相对渗透率曲线标准图版，可用于各类气藏工程计算，在此基础上计算的IPR曲线，其特征与实际生产井动态相符，可用于实际气井配产与生产动态分析。

符号注释：

Bw——地层水的体积系数，f；h——储集层有效厚度，m；K——渗透率，10-3μm2；Ki——储集层原始渗透率，10-3μm2；Km——基质岩心渗透率，10-3μm2；Krg——气相相对渗透率，无因次；Krw——水相相对渗透率，无因次；p——压力，MPa；pc——毛细管压力，Pa；pi——储集层原始压力，MPa；pR——气藏外边界压力，MPa；pwf——井底流压，MPa；∆p——驱替压差，MPa；qsc——标准状况下气井产气量，m3/d；qt——气井气水总产量，kg/d；qw——气井产水量，m3/d；r——孔喉半径，mm；re——泄流半径，m；rw——气井半径，m；Sw——岩心整体含水饱和度，%；Swc——束缚水饱和度，%；Sw1——气相相对渗透率曲线延伸至Krg=1，对应的岩心整体含水饱和度，%；Swf——裂缝中含水饱和度，%；Swm——基质含水饱和度，%；α——应力敏感幂指数，其中基质孔隙型、裂缝型储集层均为 0.6，溶蚀孔洞型储集层为0.1；β——非达西渗流系数，m-1；θwg——气-水静态接触角，(°)；μg——气体黏度，mPa·s；μw——地层水黏度，mPa·s；π1——毛管压力与驱替压力之比，无因次；ρg——气体密度，kg/m3；ρgsc——标准状况下气体密度，kg/m3；ρw——地层水密度，kg/m3；ρwsc——标准状况下地层水密度，kg/m3；σ——界面张力，mN/m；σs——上覆岩层压力，MPa；φ——岩心孔隙度，%；φf——裂缝孔隙度，%；φm——基质孔隙度，%；ψ——气水两相拟压力，kg·MPa/（mPa·s·m3）；ψR——气水两相气藏外边界拟压力，kg·MPa/（mPa·s·m3）；ψwf——气水两相井底拟压力，kg·MPa/（mPa·s·m3）。

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Experiment on gas-water two-phase seepage and inflow performance curves of gas wells in carbonate reservoirs: A case study of Longwangmiao Formation and Dengying Formation in Gaoshiti-Moxi block, Sichuan Basin, SW China

LI Chenghui1,2, LI Xizhe1, GAO Shusheng1, LIU Huaxun1, YOU Shiqiang3, FANG Feifei1,2, SHEN Weijun4
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Langfang065007,China; 2.Institute of Porous Flow& Fluid Mechanics,University of Chinese Academy of Sciences,Langfang065007,China; 3.Beijing Huanqiu Contracting &Engineering Corp.,Beijing100029,China; 4.Institute of Mechanics,Chinese Academy of Sciences,Beijing100190,China)

Gas-water relative permeability was tested in the full diameter cores of three types of reservoirs (matrix pore, fracture and solution pore) in Gaoshiti-Moxi block under high pressure and temperature to analyze features of their gas-water relative permeability curves and gas well inflow dynamics. The standard plates of gas-water two-phase relative permeability curves of these types reservoirs were formed after normalization of experimental data. Based on the seepage characteristics of fractured reservoirs, the calibration methods of gas-water two-phase relative permeability curves were proposed and the corresponding plates were corrected. The gas-water two-phase IPR (inflow performance relationship) curves in different type reservoirs were calculated using the standard plates and validated by the actual performances of gas wells respectively. The results show that: water saturations at gas-water relative permeability equal points of studied reservoirs are over 70%, indicating strong hydrophilic; the dissolved cave type has the biggest gas-water infiltration interval and efficiency of water displacement by gas, followed by the matrix pore type and then fractured type; and the fractured type has the highest the permeability recovery degree, followed by the dissolved cave type and then matrix pore type. The calibrated gas-water two-phase relative permeability curves of fractured carbonate reservoirs can better reflect the gas-water two-phase seepage law of actual gas reservoirs and the standard plates can be used in the engineering calculation of various gas reservoirs. The characteristics of calculated IPR curves are consistent with the performance of actual producing wells, and are adaptable to guide production proration and performance analysis of gas wells.

carbonate reservoir; simultaneous production of gas and water; gas-water relative permeability curves; IPR curve; gas well

国家科技重大专项（2011ZX05004-005）；中国石油重大勘探专项（2012ZD01-03-01）；中国石油勘探开发研究院项目（RIPED-LFFY-2017-JS-118）

TE37

A

1000-0747(2017)06-0930-09

10.11698/PED.2017.06.10

李程辉, 喆李熙 , 高树生, 等. 碳酸盐岩储集层气水两相渗流实验与气井流入动态曲线: 以高石梯—磨溪区块龙王庙组和灯影组为例[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(6): 930-938.

LI Chenghui, LI Xizhe, GAO Shusheng, et al. Experiment on gas-water two-phase seepage and inflow performance curves of gas wells in carbonate reservoirs: A case study of Longwangmiao Formation and Dengying Formation in Gaoshiti-Moxi block,Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(6): 930-938.

李程辉（1987-），女，河北石家庄人，博士，主要从事油气地质与开发方面的研究工作。地址：北京市朝阳区红军营南路32号院2号楼503室，邮政编码：102249。E-mail: 243855834@qq.com

联系作者简介：沈伟军（1987-），男，福建南靖人，博士，中国科学院力学研究所助理研究员，主要从事油气藏渗流机理和数值模拟计算等方面研究。地址：北京市海淀区北四环西路15号，中国科学院力学研究所流固耦合系统力学重点实验室，邮政编码：100190。E-mail: wjshen763@imech.ac.cn

2017-02-13

2017-10-19

（编辑 唐俊伟）