不同压力梯度下气水相渗曲线的实验和产能研究＊

杨志兴，许馨月，陈自立，郭平，汪周华

不同压力梯度下气水相渗曲线的实验和产能研究＊

杨志兴1，许馨月2，陈自立1，郭平3，汪周华3

（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200030；2.西南油气田勘探开发研究院，四川 成都 610000； 3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都 610500）

现已有采用不同速度下的气驱水测试束缚水的速度敏感性实验，实验得到了速度与束缚水的关系曲线，而开发过程中需要不同压力梯度下的气驱水相渗完整曲线，针对目标区块的储层特点，采用非稳态气驱水实验研究方法，用氮气和地层水测试4块岩心在常温不同压力梯度下的气驱水两相渗流，得到对应条件下的非均质岩心气驱水相对渗透率曲线。使用eclipse建立单井模型，采用不同压力梯度下气驱水相渗实验得到并经处理后的实验数据对单井开发动态进行预测。研究结果表明，0.4 mD的致密岩心因绝对渗透率太低，在束缚水条件下气水相相对渗透率较低，几乎没有渗流能力，开发潜力小；渗透率7～11 mD岩心，两相共渗区范围较大，随气驱水压力梯度增加，束缚水下降2%～3%，相渗曲线整体向右移动，在低压力梯度下，气相渗透率提升，而压力梯度过高会引起非线性渗流阻力，气相渗透率反而有所下降，合理确定生产压差是开发时应当仔细考虑的问题。

气驱水；相渗曲线；压力梯度；生产动态

目前，国内外学者已经对相对渗透率曲线的影响因素作了大量研究。然而，关于压力梯度对气水相对渗透率曲线的研究并不多。方建龙等[1]指出高压下会获得更高的气驱水波及效率，更宽的气水两相共渗区；邓英尔[2]揭示了随着压力梯度的增加，气驱水线性渗流会转变为非线性渗流。

本文针对某井位，取得A、B两层位4块不同绝对渗透率岩心（渗透率大小分别为0.403 mD、0.421 mD、6.95 mD、10.98 mD），采用非稳态法对这4块岩心在常温、不同驱替压差下进行气驱水相渗曲线测试，得到4块岩心不同压力梯度下完整的气水相对渗透率曲线，对储层的实际开发具有明确的指导意义。

1 实验

1.1 实验装置和流程

本实验根据岩石中两相流体相对渗透率测定方法GB/T 28912—2012，采用美国岩心公司103型气水相渗测定仪对4块岩心进行常规气驱水相渗测试。

1.2 实验样品

本次实验选取了实际储层岩样4块，其中A层2块，B层2块。

实验采用的被驱替相饱和水的配制按照地层水矿物质含量配制，总矿化度6 739 mg/L，驱替相为商用氮气。

2 实验结果与分析

将不同压力梯度非稳态气驱水实验记录的实验数据按照GB/T 28912—2012进行计算处理，得到4块岩心不同驱替压差下的气水相对渗透率数据图。

2.1 相对渗透率曲线图形

2.1.1 特低渗岩心

因为8号和201号岩心的绝对渗透率较低，为0.4 mD。当驱替相刚刚进入孔隙时，驱出了部分游离态水相。说明这类储层开发非常困难，气水渗透率均低，生产时产水产气量均很小，开发潜力较小。

2.1.2 相对较高渗透率岩心

50号和112号岩心渗透率为6 mD和10 mD，归为相对较高渗透率岩心，整体趋势为：随着岩心含气饱和度的增加，气相相对渗透率上升，水相相对渗透率下降。且整体呈现出稳定的形交叉曲线，两相共渗区范围较大，岩心绝对渗透率较好。

2.2 压力梯度和气相相对渗透率Krg端点值

压力梯度与气相对渗透率rg端点值如图1所示。

图1 压力梯度与气相对渗透率Krg端点值

由图1知，特低渗岩心8号和201号气相渗透率缓慢上升，且趋于一个稳定值，岩心50号和112号却呈现出先增加后下降的趋势。分析可能是非达西渗流产生的影响，为此，计算4块岩心渗流过程中的雷诺数大于临界雷诺数0.2[3]，证明实验过程中发生了达西渗流向非达西渗流的转变。

3 模型建立及分析

3.1 单井模型建立

为研究生产过程中不同速度相渗曲线对气井生产动态的影响，以DH气藏A区块A－1井X3层为参考，使用数模软件Eclipse建立单井模型，并用岩心不同压力梯度下气驱水相渗实验经处理后的数据进行预测。

3.1.1 模型描述

将模型网格划分为20×20×9，方向网格步长为 100 m，方向网格步长为100 m，平面大小为2 km×2 km，方向有9个小层，总厚度为113.1 m。直井P1位于模型中心，9个小层全部射开。

3.1.2 基础模型的建立

基础模型相渗曲线来自于标准相渗测试实验。X3层包含9个小层，小层渗透率在纵向上的非均质性比较强，因此在Eclipse相渗部分将模型分为3个区。其中第1、4、7、9层划为分区1，使用第6号渗透率为0.301 mD的岩心相渗曲线；第2层和第6层划为分区2，使用第42号渗透率为1.47 mD的岩心相渗曲线；第3、5、8层划分为分区3，使用第44号渗透率为3.16 mD的岩心相渗曲线。

3.2 生产方案

结合现场生产需求及文献调研，生产方式采用定产量生产，分别以基础模型全井段绝对无阻流量的1/3、1/4、1/5、1/6进行配产，当井底压力降至8.5 MPa时，改为定压生产，生产时间为30年。

3.3 相渗曲线差异对气井生产动态的影响

考虑高速相渗曲线后，气井的稳产时间由5 113 d下降到了4 018 d，下降了21.42%，稳产时间随着配产的增大快速减小，当配产为700 000 m3/d时，两者的稳产时间均不到800 d[4]。

4 结论

本文采用非稳态法选取具有代表性的2块特低渗岩心（0.4 mD）和2块较高渗透率岩心（6 mD、10 mD）进行不同压力梯度下的气驱水实验，并且通过eclipse模拟了4块岩心不同压力梯度下的气驱水相渗曲线对气井生产动态的影响情况，对现场储层的开发提出以下指导意见。

渗透率小于0.4 mD的气藏，随着压力梯度越大，束缚水下降2%～6%，气水渗流能力均较差，开发潜力较小。渗透率7～11 mD的低渗气藏，随气驱水压力梯度增加，束缚水下降2%～3%，相渗曲线整体向右移动，在低压力梯度下，气相渗透率提升，而压力梯度过高会引起非线性渗流阻力，气相渗透率反而有所下降，因此合理确定生产压差是开发应当仔细考虑的问题。气井动态模拟预测中考虑高速相渗后，气井产能减小，稳产时间大幅减小，气藏采出程度、采收率均下降。

［1］方建龙，郭平，肖香姣，等.高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试方法［J］.2015（2）：84-89.

［2］邓英尔.含束缚水低渗透介质其体非线性渗流定律［J］.天然气工业，2004，24（11）：88-91.

［3］朱光亚，刘先贵，高树生.低渗透气藏气水两相渗流特征及其产能分析［J］.天然气工业，2009，29（9）：67-69.

［4］郭平，徐永高，陈召佑，等.对低渗气藏渗流机理实验研究的新认识［J］.天然气工业，2007，27（7）：86-88.

TE312

A

10.15913/j.cnki.kjycx.2019.23.015

2095－6835（2019）23－0039－02

杨志兴（1987—），男，油藏总师，国家重大专项的副课题长，现工作于中海石油（中国）有限公司上海分公司，特长为气田开发。

国家重大专项资助（编号：2016ZX05027-004-005）

〔编辑：严丽琴〕