高溫高壓氣藏衰竭開發氣水相滲變化規律探討*

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057）

氣水相對滲透率曲線是氣藏開發過程中非常重要的參數之一，是氣藏開發方案設計、動態分析、指標預測及氣井見水規律研究的基礎[1-4]。近年來，隨著勘探開發力度的不斷加大，在南海西部鶯瓊盆地發現了大量高溫高壓、低滲天然氣藏，壓力系數1.7～2.3，溫度150～220℃，滲透率0.3～33.7 mD，高溫高壓低滲氣藏的發現與開發給南海西部增儲上產帶來了重大機遇[5-8]。高溫高壓、低滲氣藏孔喉結構復雜，開發過程中易見水，且易發生應力敏感[9-10]，受見水、應力敏感影響，滲流規律復雜[11-13]，需要對該類氣藏地層條件下氣水相滲曲線進行測試，研究其在衰竭開發過程中氣水相滲曲線的變化規律。

常規氣水相滲測試標準（SY/T 5345-2007“巖石中兩相流體相對滲透率測定方法”[14]）是采用氮氣在常溫常壓的條件下進行測試的，常溫常壓測試的相滲曲線與地層條件下測試結果相差較大[15-16]，難以直接應用到氣藏開發實踐中。國內外對高溫高壓氣水相滲研究較少，或多局限于高溫、高壓單一條件，即使是在高溫高壓條件下的研究，也多以70 MPa、100℃以下為主，很少同時達到南海西部儲層極限溫壓條件（95 MPa、220℃）[17-18]，且缺少對不同溫壓條件、不同驅替順序及氣藏衰竭開發過程中氣水相滲變化規律的研究。

本文在常規氣水相滲實驗的基礎上，設計常溫常壓、高溫高壓相滲對比實驗，氣驅水、水驅氣對比實驗，不同有效應力下相滲對比實驗，綜合考慮應力敏感對氣水滲流規律的影響，評價高溫高壓氣藏氣水相滲特征，表征開發過程中氣水相滲變化規律。

1 不同溫壓條件氣水相滲曲線特征

按照氣水相滲測試行業標準展開測試，依據靶區儲層溫壓（埋深約3 500 m，上覆壓力約80 MPa，初始地層壓力約64 MPa，壓力系數1.85）設定實驗條件，對比分析常溫常壓和地層條件下氣水相滲實驗的差異。由于常溫常壓下水驅氣實驗中氣量較少，難以準確計量，因此不同溫壓相滲實驗對比采用氣驅水實驗方式。

1.1 常溫常壓及地層條件相滲實驗結果

設計4塊巖心氣驅水相滲實驗，測試之后進行地層條件相滲曲線測試（圍壓80 MPa、回壓64 MPa），實驗流體及巖心基礎數據見表1，對比2種不同條件測試得到的氣水相滲曲線差異，并分析原因，測試結果見圖1。從圖1可以看出，不同溫壓條件下相滲曲線均表現出“左高右低”的現象，且地層條件下相滲曲線兩相共滲區有所增加，曲線整體下移。

1.2 常溫常壓及地層條件相滲實驗結果差異分析

影響氣水相滲的因素有很多，已有研究表明[19-20]，高溫高壓下儲集層孔隙結構、流體性質與常溫常壓下不同。

表1 實驗流體及巖心基礎數據Table1 Basic data of fluid and cores

圖1 4塊巖心不同溫壓條件相滲曲線對比Fig.1 Comparison of relative permeability curves of four cores under different temperature and pressure

1）流體性質不同導致地層條件下相滲曲線兩相共滲區增大，束縛水飽和度減小。

高溫高壓下大量氣體溶解在水中，降低了氣水之間的界面張力，同時高溫能夠加劇分子的運動，降低了可動水的條件，減少了水相在巖石表面的富集，從而導致高溫高壓相滲束縛水飽和度較常溫常壓要低，實驗表明束縛水飽和度較常溫常壓降低8%～13%，兩相共滲區增加8%～15%（表2）。

表2 不同溫壓條件下相滲曲線特征值Table2 Characteristic values of relative permeability curves under different temperature and pressure

不同的溫壓條件，水氣黏度比差異較大，常溫常壓下水氣黏度比達58（流體數據見表1），界面張力較大，不利于氣驅水，高的黏度比導致氣驅水波及效率低，束縛水飽和度高。在高溫高壓條件下水氣黏度比為6，黏度較為接近，界面張力低，氣驅水波及效率高，所以束縛水飽和度低。因此，較低的水氣黏度比及界面張力是高溫高壓條件下氣水相滲具有更低束縛水飽和度、更寬兩相共滲區的根本原因。

2）應力敏感導致滲透率降低，造成地層條件氣水相滲曲線整體下移。

常溫常壓氣水相滲曲線一般巖心所受的有效應力約為3～5 MPa，本次常溫常壓實驗圍壓為約3 MPa，出口壓力為大氣壓，巖心所受有效應力為3 MPa，地層條件下巖心所受有效應力約16 MPa。巖石應力敏感強度通式可用式1表示，有效應力越大，巖石所受的應力敏感程度越強，滲透率降低越明顯（已有研究[21-22]表明：高溫高壓低滲氣藏，應力敏感更為顯著），表現在相滲曲線上為地層條件下相滲曲線下移。

式（1）中：Kn為有效應力增加過程中不同有效應力下巖心滲透率，mD；Ki為初始滲透率，mD；k為系數；γ為應力敏感系數；Δσ為有效應力變化量，MPa。

利用表2實驗結果數據計算束縛水下氣相滲透率損失率約為7%～30%，應力敏感程度與巖心物性相關，物性越差應力敏感越強，與靶區已有應力敏感實驗結果較為一致。因此，認為應力敏感是地層條件相滲曲線下移的根本原因。

綜合分析認為地層條件下氣水滲流能力增強，與常溫常壓實驗相比表現為束縛水飽和度降低，兩相共滲區增加，驅替效果變好，且物性越好，差異性越小。同時又受應力敏感影響，導致相對滲透率曲線有一定程度下移。

2 不同驅替順序氣水相滲曲線特征

選取巖心物性較為接近的7塊巖心，在地層條件下（圍壓80 MPa、溫度135℃）進行氣驅水和水驅氣相滲實驗，其中氣驅水相滲實驗所用巖心編號為1-2、1-3的2號實驗，水驅氣相滲實驗所用巖心編號為2-1到2-5，流體及巖心基礎數據見表1，進而對比分析不同驅替順序相滲曲線差異。

2.1 不同驅替順序氣水相滲實驗結果

依據實驗行業標準，分別開展氣驅水、水驅氣相滲實驗，實驗結果見圖2。從圖中可以看出氣驅水（虛線，巖心1-2、1-3）相滲曲線整體偏右，殘余氣下水相相對滲透率較低；水驅氣（實線，巖心2-1到2-5）相滲曲線整體偏左，殘余氣下水相相對滲透率較高。

圖2 不同驅替順序氣水相滲曲線對比Fig.2 Contrast of gas-water relative permeability curves for different displacement sequences

2.2 不同驅替順序相滲實驗結果差異分析

驅替順序的不同是氣驅水、水驅氣相滲實驗差異的根本原因。氣驅水實驗為非潤濕相驅替潤濕相，所以相滲曲線整體偏右，有利于氣相的滲流，水相滲流能力較差，導致殘余氣下水相相對滲透率較低（0.11）。水驅氣實驗相滲曲線整體偏左，等滲點處含水飽和度約為0.55，較氣驅水實驗降低0.22，效果較為明顯，有利于水相的滲流，導致殘余氣下水相相對滲透率較高（0.503），約為氣驅水實驗的5倍。

不同驅替順序代表著氣藏不同階段，氣驅水實驗模擬的是氣藏成藏過程，水驅氣實驗模擬的是氣藏開發過程，水驅氣實驗代表性更強，更能反映氣藏開發過程中氣水滲流規律。因此，推薦地層條件下采用水驅氣實驗，模擬氣藏開發過程中氣水滲流規律。

3 不同有效應力氣水相滲曲線特征

南海西部氣田均采用衰竭方式開發，開發過程中地層壓力逐漸下降，有效應力增加，儲層會產生不同程度的應力敏感，導致滲流能力降低。因此，需要研究氣水相滲隨地層壓力下降過程中的變化規律。

3.1 不同有效應力氣水相滲實驗結果

依據南海西部東方F氣田地質油藏特征，選取物性代表性較強的3-1號巖心，開展不同有效應力下水驅氣相滲實驗規律研究，流體及巖心基礎數據見表1，實驗溫度為地層溫度135℃，圍壓80 MPa，初始回壓為地層壓力64 MPa，巖心有效應力16 MPa，之后降低回壓，分別模擬有效應力20、30、40 MPa下氣水相滲規律，實驗結果見圖3。從圖中可以看出，有效應力增大時（衰竭開發過程中），氣水相對滲透率曲線整體下移，滲透率降低，驅替效果變差。

圖3 不同有效應力下氣水相滲曲線對比Fig.3 Contrast of gas-water relative rermeability curves under different effective stresses

3.2 不同有效應力相滲實驗結果差異分析

應力敏感是不同有效應力條件下氣水相滲曲線差異的根本原因，隨著有效應力的增加，應力敏感效應逐漸增強，導致相滲曲線下移。有效應力從16 MPa增加到40 MPa，束縛水下氣相滲透率從4.57 mD下降到2.7 mD，殘余氣下水相滲透率從2.54 mD下降到0.89 mD；等滲點處相對滲透率不斷降低，從0.109逐漸下降到0.019；殘余氣飽和度隨壓力下降不斷增加，從13.8%逐漸增大到15.74%，驅替效果變差，驅替效率降低約3.5%。

不同有效應力條件氣水相滲實驗隨著有效應力的增加，代表氣藏衰竭開發過程，實驗結果可以很好地模擬氣藏實際開發過程滲流規律。

4 衰竭開發過程氣水相滲變化規律

用不同有效應力下氣水相滲實驗模擬實際氣藏衰竭開發過程，以實驗結果為基礎，推導相滲曲線特征值、形態參數隨有效應力變化規律，建立氣藏衰竭開發過程氣水相滲變化圖版，進而應用到數值模擬中，指導氣藏合理開發。

4.1 相滲曲線特征值變化規律

以已獲得的不同有效應力下的4條相滲曲線及其特征值數據為基礎（表3），分析相滲曲線特征值及表征曲線形態的水相系數、氣相系數變化規律，建立其與有效應力關系式，用于表征預測不同有效應力下相滲曲線，研究流程見圖4。

表3 不同有效應力相滲曲線特征值Table3 Characteristic values of relative permeability curves with different effective stresses

圖4 不同有效應力氣水相滲變化規律研究流程Fig.4 Study progress on time-varying law of gas-water relative permea-bility curves with different effective stresses

1）相滲曲線特征值變化規律。

以獲得的不同有效應力下的4條相滲曲線及其特征值數據為基礎（表3），統計不同壓力下束縛水飽和度、殘余氣飽和度以及殘余氣下水相相對滲透率數據，利用數學回歸的方法推導建立其與有效應力關系（圖5），分別得到束縛水飽和度、殘余氣飽和度及殘余氣下水相相對滲透率和有效應力對數關系式，即式（2）～（4），相關系數均在0.9以上，可用于不同有效應力下相滲曲線特征值預測。

圖5 Swi、Sgr、Krw（Sgr）隨有效應力變化規律Fig.5 Variation of Swi，Sgr and Krw（Sgr）with effective stress

式（2～4）中：Swi為束縛水飽和度，%；Sgr為殘余氣飽和度，%；Krw（Sgr）為殘余氣下水相相對滲透率，f；p為有效應力，MPa。

2）相滲曲線形態參數變化規律。

以獲得的不同有效應力下的4條相滲曲線為基礎，采用氣水相對滲透率與飽和度指數式經驗公式（式（5）～（9））對相滲曲線進行標準化處理，獲取不同有效應力下相滲曲線的水相系數和氣相系數（表3），利用數學回歸的方法推導建立其與有效應力關系（圖6），得到水相系數a、氣相系數b與有效應力線性關系式，即式（10）、（11），相關系數均在0.95以上，可用于不同有效應力下相滲曲線形態預測。

其中

式（5）～（9）中：K*rw為標準化水相相對滲透率，f；S*w為標準化含水飽和度，f；K*rg為標準化氣相相對滲透率，f；Krw為水相相對滲透率，f；Krg為氣相相對滲透率，f；Krg（Swi）為束縛水下氣相相對滲透率，f；Sw為含水飽和度，f；Swi為束縛水飽和度，f；Sgr為殘余氣飽和度，f。

圖6 水相系數a、氣相系數b隨有效應力變化規律Fig.6 Variation of coefficients a and b with effective stress

4.2 相滲曲線變化圖版

得到相滲曲線特征值及相滲曲線形態參數a、b隨有效應力變化預測公式后，即可利用式（10）、（11）計算不同地層壓力下水相系數和氣相系數，進而計算標準化相滲曲線式（5）、（6）；利用式（2）～（4）計算不同地層壓力下相滲曲線特征值，進而對相滲曲線進行端點標定，得到真實氣水相滲曲線。

利用得到的預測公式，計算靶區有效應力在16～40 MPa時相滲曲線變化規律見圖7。從圖中可以看出，在氣藏衰竭開發過程中氣相、水相相對滲透率均有不同程度降低，兩相共滲區降低約4%，驅替效率降低約3.5%。

圖7 衰竭開發過程中氣水相滲變化圖版Fig.7 Change chart of gas-water relative permeability in depletion development process

將得到的氣水相滲曲線變化規律應用到東方F氣田歷史擬合及樂東K氣田前期方案研究中，使數值模擬考慮因素更為全面，模擬結果更能代表真實氣藏開發過程，指標預測更加科學合理。

南海西部有水氣藏儲量規模大，部分高溫高壓低滲氣藏探井測試出水，生產過程氣水同出。考慮氣水相滲時變的數值模擬技術對氣藏后期氣井見水預測更加精準，在此數模基礎上提出防水措施，效果較好。高溫高壓氣藏衰竭開發過程氣水相滲曲線變化規律在南海西部氣田有較好的應用前景。

5 結論

1）與地面條件相比，地層條件下氣驅水可使束縛水飽和度降低8%～13%，兩相共滲區增加8%～15%，地層條件水驅氣相滲實驗結果更能代表氣藏實際開發過程。

2）利用不同有效應力水驅氣相滲實驗模擬高溫高壓氣藏衰竭開發過程，開發過程中相滲曲線整體下移，驅替效率降低約3.5%。統計得到相滲曲線特征值、形態參數隨有效應力變化規律，建立了靶區高溫高壓氣藏衰竭開發過程氣水相滲變化圖版。

3）考慮高溫高壓氣藏衰竭開發過程氣水相滲變化規律，可以提高數值模擬精度，更加準確地預測氣井見水時間及見水規律，提出防水措施。