高温高压气藏衰竭开发气水相渗变化规律探讨*

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057）

气水相对渗透率曲线是气藏开发过程中非常重要的参数之一，是气藏开发方案设计、动态分析、指标预测及气井见水规律研究的基础[1-4]。近年来，随着勘探开发力度的不断加大，在南海西部莺琼盆地发现了大量高温高压、低渗天然气藏，压力系数1.7～2.3，温度150～220℃，渗透率0.3～33.7 mD，高温高压低渗气藏的发现与开发给南海西部增储上产带来了重大机遇[5-8]。高温高压、低渗气藏孔喉结构复杂，开发过程中易见水，且易发生应力敏感[9-10]，受见水、应力敏感影响，渗流规律复杂[11-13]，需要对该类气藏地层条件下气水相渗曲线进行测试，研究其在衰竭开发过程中气水相渗曲线的变化规律。

常规气水相渗测试标准（SY/T 5345-2007“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”[14]）是采用氮气在常温常压的条件下进行测试的，常温常压测试的相渗曲线与地层条件下测试结果相差较大[15-16]，难以直接应用到气藏开发实践中。国内外对高温高压气水相渗研究较少，或多局限于高温、高压单一条件，即使是在高温高压条件下的研究，也多以70 MPa、100℃以下为主，很少同时达到南海西部储层极限温压条件（95 MPa、220℃）[17-18]，且缺少对不同温压条件、不同驱替顺序及气藏衰竭开发过程中气水相渗变化规律的研究。

本文在常规气水相渗实验的基础上，设计常温常压、高温高压相渗对比实验，气驱水、水驱气对比实验，不同有效应力下相渗对比实验，综合考虑应力敏感对气水渗流规律的影响，评价高温高压气藏气水相渗特征，表征开发过程中气水相渗变化规律。

1 不同温压条件气水相渗曲线特征

按照气水相渗测试行业标准展开测试，依据靶区储层温压（埋深约3 500 m，上覆压力约80 MPa，初始地层压力约64 MPa，压力系数1.85）设定实验条件，对比分析常温常压和地层条件下气水相渗实验的差异。由于常温常压下水驱气实验中气量较少，难以准确计量，因此不同温压相渗实验对比采用气驱水实验方式。

1.1 常温常压及地层条件相渗实验结果

设计4块岩心气驱水相渗实验，测试之后进行地层条件相渗曲线测试（围压80 MPa、回压64 MPa），实验流体及岩心基础数据见表1，对比2种不同条件测试得到的气水相渗曲线差异，并分析原因，测试结果见图1。从图1可以看出，不同温压条件下相渗曲线均表现出“左高右低”的现象，且地层条件下相渗曲线两相共渗区有所增加，曲线整体下移。

1.2 常温常压及地层条件相渗实验结果差异分析

影响气水相渗的因素有很多，已有研究表明[19-20]，高温高压下储集层孔隙结构、流体性质与常温常压下不同。

表1 实验流体及岩心基础数据Table1 Basic data of fluid and cores

图1 4块岩心不同温压条件相渗曲线对比Fig.1 Comparison of relative permeability curves of four cores under different temperature and pressure

1）流体性质不同导致地层条件下相渗曲线两相共渗区增大，束缚水饱和度减小。

高温高压下大量气体溶解在水中，降低了气水之间的界面张力，同时高温能够加剧分子的运动，降低了可动水的条件，减少了水相在岩石表面的富集，从而导致高温高压相渗束缚水饱和度较常温常压要低，实验表明束缚水饱和度较常温常压降低8%～13%，两相共渗区增加8%～15%（表2）。

表2 不同温压条件下相渗曲线特征值Table2 Characteristic values of relative permeability curves under different temperature and pressure

不同的温压条件，水气黏度比差异较大，常温常压下水气黏度比达58（流体数据见表1），界面张力较大，不利于气驱水，高的黏度比导致气驱水波及效率低，束缚水饱和度高。在高温高压条件下水气黏度比为6，黏度较为接近，界面张力低，气驱水波及效率高，所以束缚水饱和度低。因此，较低的水气黏度比及界面张力是高温高压条件下气水相渗具有更低束缚水饱和度、更宽两相共渗区的根本原因。

2）应力敏感导致渗透率降低，造成地层条件气水相渗曲线整体下移。

常温常压气水相渗曲线一般岩心所受的有效应力约为3～5 MPa，本次常温常压实验围压为约3 MPa，出口压力为大气压，岩心所受有效应力为3 MPa，地层条件下岩心所受有效应力约16 MPa。岩石应力敏感强度通式可用式1表示，有效应力越大，岩石所受的应力敏感程度越强，渗透率降低越明显（已有研究[21-22]表明：高温高压低渗气藏，应力敏感更为显著），表现在相渗曲线上为地层条件下相渗曲线下移。

式（1）中：Kn为有效应力增加过程中不同有效应力下岩心渗透率，mD；Ki为初始渗透率，mD；k为系数；γ为应力敏感系数；Δσ为有效应力变化量，MPa。

利用表2实验结果数据计算束缚水下气相渗透率损失率约为7%～30%，应力敏感程度与岩心物性相关，物性越差应力敏感越强，与靶区已有应力敏感实验结果较为一致。因此，认为应力敏感是地层条件相渗曲线下移的根本原因。

综合分析认为地层条件下气水渗流能力增强，与常温常压实验相比表现为束缚水饱和度降低，两相共渗区增加，驱替效果变好，且物性越好，差异性越小。同时又受应力敏感影响，导致相对渗透率曲线有一定程度下移。

2 不同驱替顺序气水相渗曲线特征

选取岩心物性较为接近的7块岩心，在地层条件下（围压80 MPa、温度135℃）进行气驱水和水驱气相渗实验，其中气驱水相渗实验所用岩心编号为1-2、1-3的2号实验，水驱气相渗实验所用岩心编号为2-1到2-5，流体及岩心基础数据见表1，进而对比分析不同驱替顺序相渗曲线差异。

2.1 不同驱替顺序气水相渗实验结果

依据实验行业标准，分别开展气驱水、水驱气相渗实验，实验结果见图2。从图中可以看出气驱水（虚线，岩心1-2、1-3）相渗曲线整体偏右，残余气下水相相对渗透率较低；水驱气（实线，岩心2-1到2-5）相渗曲线整体偏左，残余气下水相相对渗透率较高。

图2 不同驱替顺序气水相渗曲线对比Fig.2 Contrast of gas-water relative permeability curves for different displacement sequences

2.2 不同驱替顺序相渗实验结果差异分析

驱替顺序的不同是气驱水、水驱气相渗实验差异的根本原因。气驱水实验为非润湿相驱替润湿相，所以相渗曲线整体偏右，有利于气相的渗流，水相渗流能力较差，导致残余气下水相相对渗透率较低（0.11）。水驱气实验相渗曲线整体偏左，等渗点处含水饱和度约为0.55，较气驱水实验降低0.22，效果较为明显，有利于水相的渗流，导致残余气下水相相对渗透率较高（0.503），约为气驱水实验的5倍。

不同驱替顺序代表着气藏不同阶段，气驱水实验模拟的是气藏成藏过程，水驱气实验模拟的是气藏开发过程，水驱气实验代表性更强，更能反映气藏开发过程中气水渗流规律。因此，推荐地层条件下采用水驱气实验，模拟气藏开发过程中气水渗流规律。

3 不同有效应力气水相渗曲线特征

南海西部气田均采用衰竭方式开发，开发过程中地层压力逐渐下降，有效应力增加，储层会产生不同程度的应力敏感，导致渗流能力降低。因此，需要研究气水相渗随地层压力下降过程中的变化规律。

3.1 不同有效应力气水相渗实验结果

依据南海西部东方F气田地质油藏特征，选取物性代表性较强的3-1号岩心，开展不同有效应力下水驱气相渗实验规律研究，流体及岩心基础数据见表1，实验温度为地层温度135℃，围压80 MPa，初始回压为地层压力64 MPa，岩心有效应力16 MPa，之后降低回压，分别模拟有效应力20、30、40 MPa下气水相渗规律，实验结果见图3。从图中可以看出，有效应力增大时（衰竭开发过程中），气水相对渗透率曲线整体下移，渗透率降低，驱替效果变差。

图3 不同有效应力下气水相渗曲线对比Fig.3 Contrast of gas-water relative rermeability curves under different effective stresses

3.2 不同有效应力相渗实验结果差异分析

应力敏感是不同有效应力条件下气水相渗曲线差异的根本原因，随着有效应力的增加，应力敏感效应逐渐增强，导致相渗曲线下移。有效应力从16 MPa增加到40 MPa，束缚水下气相渗透率从4.57 mD下降到2.7 mD，残余气下水相渗透率从2.54 mD下降到0.89 mD；等渗点处相对渗透率不断降低，从0.109逐渐下降到0.019；残余气饱和度随压力下降不断增加，从13.8%逐渐增大到15.74%，驱替效果变差，驱替效率降低约3.5%。

不同有效应力条件气水相渗实验随着有效应力的增加，代表气藏衰竭开发过程，实验结果可以很好地模拟气藏实际开发过程渗流规律。

4 衰竭开发过程气水相渗变化规律

用不同有效应力下气水相渗实验模拟实际气藏衰竭开发过程，以实验结果为基础，推导相渗曲线特征值、形态参数随有效应力变化规律，建立气藏衰竭开发过程气水相渗变化图版，进而应用到数值模拟中，指导气藏合理开发。

4.1 相渗曲线特征值变化规律

以已获得的不同有效应力下的4条相渗曲线及其特征值数据为基础（表3），分析相渗曲线特征值及表征曲线形态的水相系数、气相系数变化规律，建立其与有效应力关系式，用于表征预测不同有效应力下相渗曲线，研究流程见图4。

表3 不同有效应力相渗曲线特征值Table3 Characteristic values of relative permeability curves with different effective stresses

图4 不同有效应力气水相渗变化规律研究流程Fig.4 Study progress on time-varying law of gas-water relative permea-bility curves with different effective stresses

1）相渗曲线特征值变化规律。

以获得的不同有效应力下的4条相渗曲线及其特征值数据为基础（表3），统计不同压力下束缚水饱和度、残余气饱和度以及残余气下水相相对渗透率数据，利用数学回归的方法推导建立其与有效应力关系（图5），分别得到束缚水饱和度、残余气饱和度及残余气下水相相对渗透率和有效应力对数关系式，即式（2）～（4），相关系数均在0.9以上，可用于不同有效应力下相渗曲线特征值预测。

图5 Swi、Sgr、Krw（Sgr）随有效应力变化规律Fig.5 Variation of Swi，Sgr and Krw（Sgr）with effective stress

式（2～4）中：Swi为束缚水饱和度，%；Sgr为残余气饱和度，%；Krw（Sgr）为残余气下水相相对渗透率，f；p为有效应力，MPa。

2）相渗曲线形态参数变化规律。

以获得的不同有效应力下的4条相渗曲线为基础，采用气水相对渗透率与饱和度指数式经验公式（式（5）～（9））对相渗曲线进行标准化处理，获取不同有效应力下相渗曲线的水相系数和气相系数（表3），利用数学回归的方法推导建立其与有效应力关系（图6），得到水相系数a、气相系数b与有效应力线性关系式，即式（10）、（11），相关系数均在0.95以上，可用于不同有效应力下相渗曲线形态预测。

其中

式（5）～（9）中：K*rw为标准化水相相对渗透率，f；S*w为标准化含水饱和度，f；K*rg为标准化气相相对渗透率，f；Krw为水相相对渗透率，f；Krg为气相相对渗透率，f；Krg（Swi）为束缚水下气相相对渗透率，f；Sw为含水饱和度，f；Swi为束缚水饱和度，f；Sgr为残余气饱和度，f。

图6 水相系数a、气相系数b随有效应力变化规律Fig.6 Variation of coefficients a and b with effective stress

4.2 相渗曲线变化图版

得到相渗曲线特征值及相渗曲线形态参数a、b随有效应力变化预测公式后，即可利用式（10）、（11）计算不同地层压力下水相系数和气相系数，进而计算标准化相渗曲线式（5）、（6）；利用式（2）～（4）计算不同地层压力下相渗曲线特征值，进而对相渗曲线进行端点标定，得到真实气水相渗曲线。

利用得到的预测公式，计算靶区有效应力在16～40 MPa时相渗曲线变化规律见图7。从图中可以看出，在气藏衰竭开发过程中气相、水相相对渗透率均有不同程度降低，两相共渗区降低约4%，驱替效率降低约3.5%。

图7 衰竭开发过程中气水相渗变化图版Fig.7 Change chart of gas-water relative permeability in depletion development process

将得到的气水相渗曲线变化规律应用到东方F气田历史拟合及乐东K气田前期方案研究中，使数值模拟考虑因素更为全面，模拟结果更能代表真实气藏开发过程，指标预测更加科学合理。

南海西部有水气藏储量规模大，部分高温高压低渗气藏探井测试出水，生产过程气水同出。考虑气水相渗时变的数值模拟技术对气藏后期气井见水预测更加精准，在此数模基础上提出防水措施，效果较好。高温高压气藏衰竭开发过程气水相渗曲线变化规律在南海西部气田有较好的应用前景。

5 结论

1）与地面条件相比，地层条件下气驱水可使束缚水饱和度降低8%～13%，两相共渗区增加8%～15%，地层条件水驱气相渗实验结果更能代表气藏实际开发过程。

2）利用不同有效应力水驱气相渗实验模拟高温高压气藏衰竭开发过程，开发过程中相渗曲线整体下移，驱替效率降低约3.5%。统计得到相渗曲线特征值、形态参数随有效应力变化规律，建立了靶区高温高压气藏衰竭开发过程气水相渗变化图版。

3）考虑高温高压气藏衰竭开发过程气水相渗变化规律，可以提高数值模拟精度，更加准确地预测气井见水时间及见水规律，提出防水措施。