溶解气对气水界面的影响的数值模拟研究

2019-03-04严文德黄小亮袁迎中

重庆科技学院学报（自然科学版） 2019年1期

严文德黄小亮袁迎中

(重庆科技学院, 复杂油气田勘探开发重庆市重点实验室, 重庆 401331)

天然气在高压地层水中的溶解量是非常可观的[1]，高压及超高压地层的水溶气量比一般压力地层的高数十倍[2-4]。水溶气的释放会对气藏的开采动态产生一定影响[5-7]，尤其是当地层压力降至一定程度时，水溶气膨胀对气水界面的升降会产生明显影响。

关于水溶气释放对气藏气水界面的影响，目前存在两种看法：(1)储层溶解气的析出类似于碳酸饮料静置状态下气体的缓慢析出。在气藏数以年计的开发历程中，压力缓慢释放，地层水溶气的释放过程也十分缓慢。(2)储层溶解气的析出类似于瓶中的碳酸饮料被剧烈摇晃后，在打开瓶盖时压力瞬间释放，气相携带液相形成泡沫状物质喷射而出。目前的有关研究主要集中于水溶气的物质平衡、水溶气释放的贡献量、含有CO2的天然气在水中的溶解等[8-12]，而对于开发过程中水溶气释放对气水界面的影响的研究还有待深入。

本次研究，通过实验测试了不同压力下的水溶气含量，然后采用数值模拟技术模拟对比了不同水溶气含量下的气井见水时间、见水前气井的水锥高度、见水后非锥进区域气水界面的上升高度，由此分析了气藏储集层中水溶气释放对水气界面的影响。

1 考虑水溶气影响的数值模拟方法

在Eclipse软件中，有两种方法可以考虑水溶气影响。第一种是在GASWAT模块，水溶气含量与温度变化的关系，可在状态方程中得到体现，或者模拟水矿化度变化与水溶气含量的关系。第二种是在GASSOL模块，通过SOLUAQA关键字定义不同压力下水溶气含量的变化，通过RSWVD定义初始水溶气含量随深度的变化。我们选用第二种方法。

(1)

(2)

对于特定气藏，可以认为温度、矿化度和气体组分不变，则地层水中的水溶气含量是地层压力的函数[13]。以水溶气含量实验测试为基础，采用SOLUAQA关键字定义不同压力下水溶气含量，初始水溶气含量与深度的关系由RSWVD关键字给出。实验得到的不同压力下水溶气含量如图1所示。其中，初始水溶气含量为22 m3/m3。

图1 水溶气含量与压力的关系

2 数值模拟模型的建立

为研究水溶性气藏中气水界面随水溶气含量变化的规律，采用Eclipse中的GASSOL模块，根据气藏的储层和流体参数建立水溶性气藏概念模型(见图2)。模型网格为40×40×100，x、y方向步长为 50 m，z方向步长为0.5 m。气藏基本参数：孔隙度为17.3%，水平渗透率为10×10-3μm2，垂向渗透率为1×10-3μm2，地层深度为3 000 m，原始地层压力为53.8 MPa，含气饱和度为45.3%，气藏厚度为20 m，水体厚度为30 m，原始压力下水溶气含量为22 m3/m3，水体大小约为地下含气体积的5倍。相渗曲线如图3所示。模型中，自由气储量为24.7×108m3，水溶气储量为5.7×108m3。

3 水溶气含量对气水界面的影响

在压力衰竭开发过程中，由于压力下降，水溶气将释放，从而导致气藏的气水界面发生变化。气藏概念模型中共设3口生产井，井底位置离气水界面17.5 m，单井产量30×104m3/d，模拟开发时间10 a。设置3个水溶气含量(0、22 m3/m3、44 m3/m3)进行模拟，分析水中溶解气对气水界面变化的影响规律。

图2 水溶性气藏三维概念模型

图3 气水相渗曲线

在不同的水溶气含量下，模拟得到的气水界面变化等数据见表1。在衰竭式开采过程中，水溶气含量越高，水锥达到井底的时间越短，见水时间越早。水溶气含量依次为44 m3/m3、22 m3/m3和0时，见水时间分别为93 d、171 d、206 d；在气井井底气水锥进区域，生产93 d后，水锥高度分别上升17 m、10 m、6 m，而累产气量均为0.85×108m3；在非锥进区域，开发10 a后，累产气量分别为7.89×108m3、7.45×108m3、5.82×108m3，气水界面分别升高3 m、4 m、6 m，水体中含气饱和度分别为3%、3%、0。

根据模拟结果，对比不同的水溶气含量下气水界面的变化情况，探寻气水界面变化的原因，我们有以下几点认识：

(1) 当水中有溶解气时，有2个因素会导致气水界面发生变化。一是气体被采出后，地层压力降低，造成水的侵入。二是水中溶解气释放，产生气泡而膨胀，未形成连续相时，气带水生产，气水界面上升；当气泡在水中形成连续相，气脱离水成为自由气后，则造成气水界面回落。当水中无溶解气时，气水界面的上升主要是由于气体采出后地层压力降低，水得以侵入所致。

(2) 水溶气含量不同的气藏，在开采过程中气水界面的变化可分为2个阶段。第一阶段是初始生产阶段，这时溶解系数越大，锥进区域气水界面上升越快，累产气量越小，气水比上升越快。第二阶段是在气井见水后，非锥进区域的溶解系数越大，气水界面上升越慢，累产气量上升越快，气水比上升越缓(见图4和图5)。第一阶段，由于压力下降，在气带水生产过程中，溶解系数越大，水越早到达井底，气水界面上升越快，累产气量越小，气水比上升越快。第二阶段，水锥均已达到气井底部，由于压力下降，水溶气析出形成连续相，气体脱出后气相上升到气藏当中，水由于重力作用往下掉，导致溶解系数越大，气水界面上升越慢，累产气量上升越快，气水比上升越缓。