低渗透底水气藏水侵动态模拟实验及其对采收率的影响

高树生 杨明翰 叶礼友 刘华勋 朱文卿

1.中国石油勘探开发研究院 2.中国科学院大学

0 引言

气藏产水会严重降低气井产能，但是根据气藏的水环境成藏机理，所有气藏都会有不同程度的含水，只是含水饱和度的不同而已。含水饱和度小于35%的气藏一般不产水或少量产水，而含水饱和度60%左右的气藏一般都会产水[1-4]。如果气藏存在边底水，那意味着气藏产水的可能性更大。我国现阶段开发的气藏中，大部分均为不同程度的水驱气藏[5-7]，其中边、底水活跃的气藏占40%～50%[8]。以四川盆地为例，在约500个气藏和含气构造中，水驱气藏近250个，占总气藏数的50%，已经见水气藏的剩余储量约占全部剩余储量的40%。研究表明，水驱气藏的采收率比气驱气藏要低31%～40%[9]。近年来，气水同产井所占比例逐年上升，水患形势逼人。气藏开发过程中一旦孔隙水发生流动或边底水侵入，就会在储层中形成气、水两相渗流，大大增加渗流阻力[10-12]；同时由于储层非均质性引起的水绕流或窜流会导致大量的气体水锁，甚至气藏分割[13-14]，特别是对于低渗透致密气藏或非均质性严重的气藏，水锁、水封现象更加严重，最终会导致气井产能骤降，直至水淹，导致气藏废弃压力大增，采收率显著降低。针对似均质的边底水气藏，水体能量在开发初期有助于气藏的高效开发；针对存在明显高渗带或裂缝发育的非均质严重的边底水气藏，水沿局部高渗通道快速侵入，会导致大部分气体被圈闭而难以动用，同时边底水快速流入井底，导致井筒液面激增，管柱能量损失严重，废弃压力增高，从而最终大大降低气藏采收率[15-16]。因此，如何合理、有效地开发产水气藏是提高采收率的关键问题。

但是，如何准确获取边底水气藏衰竭开发过程中的真实水侵动态，一直是业界的一个难题。本文设计了可以精准测试压力的多测压点长岩样模拟底水气藏的开发实验，通过均匀分布在长岩样上的3个测压点结合入口与出口共5个压力，可以动态描述底水气藏衰竭开发过程中岩样不同部位的压力变化，以此来确定水侵位置、见水时间及见水后该测点的压力变化，从而实现对水侵动态的准确描述，结合岩样出口对应的累计产气量，进一步研究水侵动态对于气藏采收率的影响。鉴于实验的难度，本次模拟实验主要在均质低渗透岩样和两层纵向非均质岩样上开展，研究成果对于其他类型的复杂气藏具有一定的借鉴和指导意义。

此外，运用气藏物质平衡方程导出的两个典型的边、底水气藏采收率计算模型对岩样采收率进行了模拟，计算与实验结果具有很好的一致性，误差很小，说明边底水气藏采收率计算模型可以有效预测边底水气藏的生产动态与采收率。

1 长岩样模拟实验流程与方法

1.1 多测压点长岩样模拟实验流程设计

根据低渗透砂岩底水气藏的衰竭开发动态，设计物理模拟实验流程（图1）。实验流程共包括3个部分：高压气水供给部分、多测压点长岩样气藏模拟部分、出口气量采集与计量部分。其中为了模拟底水气藏，长岩样夹持器垂直放置，底部入口与底水相连，底水置于10 000 mL的高压容器中，水侵量充足，压力与模拟气藏初始压力相同，岩样入口压力即底水压力，在岩样段由下往上设计3个均匀分布的小孔，分别连接3个压力传感器，用来测试不同开发状态时岩样不同位置的压力动态变化，出口与测试产气量的中间容器相连，岩样两端与中间3个测压点设置的5个压力传感器，可以全过程有效监测整个模拟气藏不同时间、不同位置的气水开发动态。在岩样夹持器中置入一段长30 cm、直径3.8 cm的岩样，模拟均质底水气藏，置入两段（10 cm+20 cm）不同渗透率的岩样模拟两层纵向非均质底水气藏。出口部分连接一个1 000 mL的中间容器（容器的大小由岩样孔隙度和压力决定）收集产气量，通过容器顶部的高精度压力传感器来计量瞬时产气量与不同时间段的累计产气量。

图1 底水气藏衰竭开发模拟实验流程示意图

1.2 模拟实验岩样参数

为了提高模拟实验的精度和有效性，运用直径3.8 cm、长度30 cm的长岩样开展实验。岩样由鄂尔多斯盆地露头钻取，模拟均质储层的岩样在同一块露头上一次钻取成型，模拟纵向非均质储层的岩样在不同物性的两块露头上钻取组合而成，测试露头岩样的孔隙度、渗透率参数，选择符合实验要求的低渗透岩样。具体参数如表1所示。

表1 模拟实验长岩样基础参数表

1.3 模拟实验方法

根据底水气藏衰竭开发物理模拟实验目的和实验流程示意图，具体开展的实验过程如下：

1）选择符合实验要求的长岩样，烘干后测量渗透率、孔隙度。

2）将岩样抽真空加压饱和地层水，置于岩样夹持器内进行气驱水建立实验要求的原始含水饱和度，约30%。

3）将岩样夹持器接入烘箱内（50 ℃）的实验流程，打开高压天然气源给岩样充气到30 MPa，关闭进气阀，静置3 h左右，期间根据岩样内不同测压点压力的变化随时补充天然气，直至岩样前后的5个压力传感器都稳定在30 MPa不再发生变化为止。

4）打开岩样出口阀，定流量（130 mL/min）模拟封闭气藏的衰竭开发动态，产气量由出口的中间容器压力传感器来计量，直到生产结束，关闭出口阀。

5）重复实验步骤3的注气过程，将岩样压力注天然气重新恢复到30 MPa，关闭高压天然气源，连通岩样底部进口与底水，保持系统压力30 MPa，静置 1 h。

6）重复实验步骤4，模拟底水气藏的衰竭开发动态，直至废弃压力结束实验。根据实验数据分析水侵动态，计算岩样的甲烷气体采出程度。

7）更换岩样，重复上述实验步骤1～6，开展下一个实验。

2 水侵动态物理模拟实验结果与分析

2.1 均质岩样水侵实验结果分析

第1组实验运用1号、2号均质低渗透岩样（表1），首先开展封闭气藏（束缚水饱和度30%左右）衰竭开发模拟实验，根据实验结果（图2），运用气藏物质平衡方程[17]，计算2块均质岩样束缚水状态下的模拟地质储量，1 号岩样地质储量 8 828.6 mL（图 2-a），2号岩样8 813.0 mL（图2-b）。之后接通与岩样饱和压力相同的高压底水容器（10 000 mL，相对于岩样孔隙近似于无限大底水），开展底水气藏衰竭开发模拟实验。运用岩样段入口到出口的5个测压点监测底水侵入岩样与产气动态，并同时记录其对应的累采气量（图3）。可以看出，均质气藏底水侵入动态过程非常清晰，每一个测压点见水后压力特征开始趋稳，在岩样水淹前入口压力（底水压力）与岩样段3个测压点压力基本保持稳定，下降十分缓慢；两块岩样渗透率相近，各测压点见水时间间隔相近（表2），1号岩样测压点2、3和出口见水时间间隔缩短，最终见水时间小于渗透率更高的2号岩样，原因可能是1号岩样内部的非均质性更强或实验本身的误差引起的。见水后由于底水能量补充足，各测点压力相继进入阶段相对稳定状态，到岩样出口见水后阻力减小，压力才开始明显下降，直到废弃压力。1号岩样废弃压力5.8 MPa，最终累采气量 7 502.4 mL，用时 150 min ；而渗透率较高的2号岩样渗流能力更强，见水后压力一直在缓慢下降，阶段稳定能力更弱，出口见水后测压点压力迅速降低到废弃压力4.5 MPa，最终累计产气量 7 888.4 mL，用时 61 min。

图2 模拟束缚水气藏与底水气藏水侵衰竭开发岩样平均拟压力与累计产气量曲线图

图3 模拟均质底水气藏衰竭开发水侵过程不同测压点压力与累计产气量曲线图

表2 长岩样上3个测压点及出口见水时间表

图2清楚地反映了均质低渗透底水气藏水侵过程对于累计产气量的影响，岩样出口见水前后生产动态差距明显，即气井产水前后气藏的生产动态差距很大。见水前气藏平均压力下降缓慢，而且在相同的累计产气量下，高于模拟封闭束缚水气藏衰竭开发过程的压降曲线，单位压降产气量更高，证明底水能量补充正效应明显，此时的水侵有利于气田的高效开发，是正能量。1号岩样生产28 min见水（表2），见水前累计产气量达到4 227.2 mL，无水采出程度48%，而见水后到生产结束用时远大于2号岩样，累计产气量只有3 400 mL左右，气水共采期采出程度38.5%（图2-a）。2号岩样生产39 min见水，见水前累计产气量达到4 920.4 mL，无水采出程度高达56%，而见水后到生产结束累计产气量只有3 100 mL左右（图2-b），气水共采期采出程度35.2%。两块岩样出口见水后平均压力都迅速降低（图2），单位压降产气量显著下降，废弃压力较束缚水气藏大大提高，累计产气量明显减少，表明气井见水后，水侵负能量作用明显。证明气井见水是底水气藏开发效果发生突变的临界点，岩样最终的高平均废弃压力主要由于底水侵入引起，而最终残余气量并不多，均质底水模拟气藏开发效果较好。

由于实验条件限制，模拟岩样产水量容易处理，且没有井筒水柱压力影响，因此，见水后还可以继续气水同产增加岩样采收率；但是对于真实气藏而言，气井见水后井底压力大增，而且会大量产水，导致排水困难，关井停产。因此，岩样实验见水后持续长期采气的过程在矿场实际可操作难度很大。一般情况下，如果不采取特殊工艺措施，气井后续带水产气增加的采收率极其有限，远低于岩样模拟实验气藏的采收率。总的来看，由于低渗透均质储层渗流阻力较大，水侵均匀缓慢，在气藏的整个开发过程中见水较晚，无水期采出程度较高。

2.2 纵向非均质岩样水侵实验结果分析

为了进一步研究气藏非均质性对于底水水侵动态的影响，继续开展第2组模拟实验，岩样参数如表1所示。运用两块岩样渗透率的差异模拟纵向非均质气藏。同第1组实验一样，首先进行封闭气藏衰竭开发模拟实验，获取模拟岩样的地质储量，3号岩样（3-1 号 +3-2 号）地质储量 8 341.1 mL（图4-a），4号岩样（4-1号+4-2号）7 036.2 mL（图4-b），5号岩样（5-1 号 +5-2 号）8 721.8 mL（图5-b）。然后开展底水水侵衰竭开发模拟实验，图6与图5-a通过绘制3号、4号、5号岩样累计产气量的监测数据曲线，清晰反映了纵向非均质底水气藏的水侵前缘动态。3号岩样出口渗透率低，与水体相连的入口渗透率高，整个储层渗流阻力大，位于高渗岩样的测压点1在第18 min就见水（表2），而位于低渗透岩样的测压点2在第44 min才见水，由于出口压力梯度增大，测压点3在第51 min后见水，同时出口也很快见水，最终废弃平均压力9.15 MPa，累计产气量6 384.2 mL（图4-a），采收率 76.4% ；5 号与 3 号岩样一样出口渗透率低，与水体相连的入口渗透率更高，且入口低渗透段是出口致密段长度的2倍，与3号岩样正好相反（表2），整个储层渗流阻力大，位于低渗透段的测压点1在第18 min就见水（表2），同样位于低渗透段的测压点2在第32 min见水，见水时间较3号岩样更短，位于致密段的测压点3在第59 min后见水，同时出口也很快见水，由于水侵量大，导致最终废弃平均压力高达18.6 MPa，远高于3号岩样，累计产气量5 100.7 mL（图5-b），采收率只有58.7%；4号岩样与3号岩样正好相反，出口渗透率高，与水体相连的入口渗透率低，出口渗流阻力低，水侵入口储层渗流阻力大，位于致密岩样段的测压点1在第53 min才见水，由于致密岩样段长，渗流阻力大，同样位于致密段上的测压点2到实验结束还没有见水，模拟气藏最终废弃平均压力只有2.59 MPa，分别低于 3、5 号岩样 6.56 MPa、14.01 MPa，水侵影响小，衰竭开发效率更高，累计产气量 6 622.8 mL（图4-b），采收率达到了93.2%，分别较3、5号岩样高16.8%、34.5%，可见水侵对于4号岩样采收率影响很小。说明致密储层可有效阻止边底水向气藏侵入，显著降低水侵对实际气藏采收率的影响。

图4 模拟封闭束缚水气藏与底水气藏水侵衰竭开发岩样平均拟压力与累计产气量曲线图

图6 模拟非均质底水气藏衰竭开发水侵过程不同测压点压力与累计产气量曲线图

2.3 储层非均质性影响采收率分析

图7是底水气藏衰竭开发模拟过程中，岩样中部不同测压点（1、2、3）及出口顺序见水时对应的岩样平均压力与采出程度关系曲线。第1组实验是1号与2号相对均质低渗透岩样开展的均质底水气藏衰竭开发模拟（图7-a），可以看出，衰竭开发过程中各测压点见水时，岩样的平均压力与对应的采出程度基本相当，1号岩样的废弃压力为5.80 MPa，采收率87.5%；2号岩样的废弃压力4.50 MPa，采收率92.2%。由于2号岩样渗透率高于1号岩样，因此其对应的废弃压力也略低，最终采出程度也偏高。

图7 非/均质气藏水侵开发过程中不同测压点见水时平均压力与采收率关系曲线图

纵向非均质低渗透模拟气藏3、5号与4号岩样的采出程度模拟实验结果相差很大（图7-b），3号、5号岩样出口渗透率低（0.15 mD、0.15 mD），与底水相连的入口渗透率高（1.78 mD、2.26 mD），测压点1见水时间早（18 min），对应的采出程度分别只有27.7%、15.8%，出口见水时对应的无水期采出程度分别达到了64.3%、53.9%，水淹后废弃压力高（9.15 MPa、18.6 MPa），采收率低（76.4%、58.7%），气水同产期采出程度只有12.1%、4.8%，说明与底水接触的低渗透段和出口致密段长度的比值（3号是1∶2，4号是2∶1）严重影响水侵动态及其最终采收率；4号岩样出口渗透率高（1.61 mD），与底水相连的入口渗透率低（0.12 mD），较3号岩样测压点1见水时间很晚（53 min），期间出口较高渗岩样段和测压点2控制的低渗透岩样段内大量气体被采出，采出程度高达81.4%，由于4号岩样位于下面的岩致密心段渗透率极低，导致底水侵入非常缓慢，一直到岩样实验结束，废弃压力很低（2.59 MPa）时，出口都没有见水，岩样最终采出程度高达93.2%。由此可见，气藏储层纵向非均质段的比值、渗透率的差异与叠置位置会对底水侵入动态产生严重影响，从而影响气藏采收率。

3 采收率模型及其实验验证

3.1 采收率计算模型

根据物质平衡方程[17-19]，建立水驱气藏废弃时采气量的表达式为：

式中Gp表示水驱气藏废弃时采气量，m3；G表示天然气原始体积，m3；Bgi表示原始地层压力状态下天然气体积系数；Ev表示水侵波及系数；Bg表示当前压力状态下天然气体积系数；Sgr水淹区残余气饱和度；Swi表示储层原始含水饱和度。

将气藏分为水淹和未水淹两部分，水淹区域的含气饱和度为残余气饱和度，未水淹部分的含气饱和度是气藏原始含气饱和度。式（1）右边第二项为未水侵区域剩余地质储量；第三项为水侵区域剩余地质储量。

式（2）乘以式（3）可得：

式中We表示累计水侵量，m3；Wp表示累计产水量，m3；Bw表示水体积系数；ER表示水驱气效率；ω表示存水率。

式（1）两边除以G，代入天然气状态方程，可得水驱气藏采收率表达式为：

式中η表示水驱气藏采收率；Zi表示原始地层压力下天然气压缩因子；pi表示原始地层压力，MPa；Z表示当前地层压力下天然气压缩因子；p表示当前地层压力，MPa。

整理公式（5），再引入2个参数，可得强水驱气藏采收率计算公式（模型1）为：

式中Ep表示气藏衰竭效率。

将式（4）代入式（6）可以导出水驱气藏采收率模型的另一种表达式为：

式中η1表示式（7）计算的采收率。

由式（6）、（7）可知，水驱气藏采收率主要受水侵波及系数、水驱气效率、存水率和衰竭效率影响。

根据物质平衡方程还可以推导出边底水气藏平衡关系式为：

式中Sw表示水饱和度；Cw、Cf分别表示水和岩石孔隙压缩系数。

变形式（8）可得水驱气藏采收率计算公式的另一种表达式（模型2）为：

式中η2表示式（9）计算的采收率。

3.2 采收率模型的实验验证

将上述两种采收率计算模型式（5）与式（8）计算的结果与岩样衰竭开发模拟实验得到的采收率进行对比（图8～10），可以发现三者具有较好的一致性，由实验得到的采收率最低、式（5）计算的结果居中、式（8）计算的结果最大，生产过程中同一平均压力状态下对应的采收率差别不大。实验结果获得的采收率偏低的主要原因应该是实验装置的死体积造成的；模型1与模型2计算结果的差异主要是由于模型2考虑了水与岩石压缩系数引起的；见水后模型计算结果与实验差距统一变大，应该是系统误差，可以通过调整模型参数来减小误差。总的来看，三种方法得到的结果基本一致，证明水驱气藏采收率模型的计算结果是准确、可靠的，可以用来计算边底水气藏衰竭开发过程中的动态采收率。因此，气藏开发过程中的采收率计算可以根据气藏的地质与生产特征和关键参数获取的难易来决定使用那个模型更加准确有效。

图8 均质低渗透气藏底水侵开发过程中实验与计算采收率曲线图

图9 非均质低渗透气藏底水侵开发过程中实验与计算采收率曲线图

图10 5号岩样非均质低渗透模拟气藏底水侵开发过程中实验与计算采收率曲线图

4 底水气藏开发采收率的实例分析

克拉2气田底水气藏从2004年正式投产至今已经开发了17年[20-21]，大量的生产数据分析预测气田动态储量为 2 369.4×108m3，水体倍数 4.5 倍，属于强水驱气藏。根据原始/当前气藏的压力、水侵量、产水量和累计产气量，计算气藏的衰竭效率为0.40，水驱效率为0.5，水侵波及系数为0.54，存水率为0.27。运用边底水气藏采收率模型1、模型2分别计算克拉2气田开发至当前的采收率（图11）。可以发现：①两个采收率模型的计算结果与气田的实际采收率基本一致，开发初期模型1计算结果与气田实际采收率一致性更好；②进入中后期，模型2的计算结果与气田实际采收率更加一致。因此，可以用模型2有效预测克拉2气田开发至废弃压力时的采收率，按照当前气田预测的废弃压力27 MPa来计算，克拉2气田的最终采收率约为66%，与开发方案设计结果基本一致。

图11 克拉2气田计算采收率与实际采收率对比曲线图

5 结论

1）创新研发了长岩样多点精准测压实验系统，通过在岩样上均匀钻孔配合测压管线，实现了长岩样高压衰竭开发实验过程中多岩样段压力的连续准确监测，可以准确判断底水侵前缘动态和见水时间，为底水气藏水侵动态及其对采收率影响的准确分析研究奠定了基础。

2）均质低渗透底水气藏衰竭开发过程中水侵相对均匀，不同测压点间的见水时间间隔基本一致，气井见水前水体可以有效补充地层能量，维持段间测压点压力相对稳定，利于气体开发；见水后渗流阻力明显增加，测压点压力迅速降低，气藏废弃压力增大，水侵负面效应明显。

3）低渗透储层的纵向非均质性严重影响底水在气藏中的水侵动态，气藏下部储层渗透率低、上部储层渗透率高，水侵缓慢，废弃压力低，采出程度高，有利于气藏的高效开发；相反，水侵快，废弃压力高，采出程度低，不利于气藏开发，且渗透率高段与渗透率低段的长度比越大，即高渗段越长，水侵量越大，采收率越低。气藏储层纵向非均质段的长度比值、渗透率差异与叠置位置都会对底水侵入动态产生严重影响，从而最终影响气藏采收率。

4）根据物质平衡方程可以推导出两个边底水驱气藏采收率计算模型，两个模型的采收率计算结果与实验获得的结果具有很好的一致性。证明水驱气藏采收率模型的计算结果是准确、可靠的。

5）克拉2气田底水气藏实例分析结果证明，边底水气藏采收率计算模型可以用来准确计算气藏衰竭开发过程中的动态采收率。开发初期模型1的计算结果更准确，中后期模型2的计算结果准确度更高。