楊志興，許馨月，陳自立，郭平，汪周華

不同壓力梯度下氣水相滲曲線的實驗和產能研究＊

楊志興1，許馨月2，陳自立1，郭平3，汪周華3

（1.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200030；2.西南油氣田勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610000； 3.“油氣藏地質及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學，四川 成都 610500）

現已有采用不同速度下的氣驅水測試束縛水的速度敏感性實驗，實驗得到了速度與束縛水的關系曲線，而開發(fā)過程中需要不同壓力梯度下的氣驅水相滲完整曲線，針對目標區(qū)塊的儲層特點，采用非穩(wěn)態(tài)氣驅水實驗研究方法，用氮氣和地層水測試4塊巖心在常溫不同壓力梯度下的氣驅水兩相滲流，得到對應條件下的非均質巖心氣驅水相對滲透率曲線。使用eclipse建立單井模型，采用不同壓力梯度下氣驅水相滲實驗得到并經處理后的實驗數據對單井開發(fā)動態(tài)進行預測。研究結果表明，0.4 mD的致密巖心因絕對滲透率太低，在束縛水條件下氣水相相對滲透率較低，幾乎沒有滲流能力，開發(fā)潛力??；滲透率7～11 mD巖心，兩相共滲區(qū)范圍較大，隨氣驅水壓力梯度增加，束縛水下降2%～3%，相滲曲線整體向右移動，在低壓力梯度下，氣相滲透率提升，而壓力梯度過高會引起非線性滲流阻力，氣相滲透率反而有所下降，合理確定生產壓差是開發(fā)時應當仔細考慮的問題。

氣驅水；相滲曲線；壓力梯度；生產動態(tài)

目前，國內外學者已經對相對滲透率曲線的影響因素作了大量研究。然而，關于壓力梯度對氣水相對滲透率曲線的研究并不多。方建龍等[1]指出高壓下會獲得更高的氣驅水波及效率，更寬的氣水兩相共滲區(qū)；鄧英爾[2]揭示了隨著壓力梯度的增加，氣驅水線性滲流會轉變?yōu)榉蔷€性滲流。

本文針對某井位，取得A、B兩層位4塊不同絕對滲透率巖心（滲透率大小分別為0.403 mD、0.421 mD、6.95 mD、10.98 mD），采用非穩(wěn)態(tài)法對這4塊巖心在常溫、不同驅替壓差下進行氣驅水相滲曲線測試，得到4塊巖心不同壓力梯度下完整的氣水相對滲透率曲線，對儲層的實際開發(fā)具有明確的指導意義。

1 實驗

1.1 實驗裝置和流程

本實驗根據巖石中兩相流體相對滲透率測定方法GB/T 28912—2012，采用美國巖心公司103型氣水相滲測定儀對4塊巖心進行常規(guī)氣驅水相滲測試。

1.2 實驗樣品

本次實驗選取了實際儲層巖樣4塊，其中A層2塊，B層2塊。

實驗采用的被驅替相飽和水的配制按照地層水礦物質含量配制，總礦化度6 739 mg/L，驅替相為商用氮氣。

2 實驗結果與分析

將不同壓力梯度非穩(wěn)態(tài)氣驅水實驗記錄的實驗數據按照GB/T 28912—2012進行計算處理，得到4塊巖心不同驅替壓差下的氣水相對滲透率數據圖。

2.1 相對滲透率曲線圖形

2.1.1 特低滲巖心

因為8號和201號巖心的絕對滲透率較低，為0.4 mD。當驅替相剛剛進入孔隙時，驅出了部分游離態(tài)水相。說明這類儲層開發(fā)非常困難，氣水滲透率均低，生產時產水產氣量均很小，開發(fā)潛力較小。

2.1.2 相對較高滲透率巖心

50號和112號巖心滲透率為6 mD和10 mD，歸為相對較高滲透率巖心，整體趨勢為：隨著巖心含氣飽和度的增加，氣相相對滲透率上升，水相相對滲透率下降。且整體呈現出穩(wěn)定的形交叉曲線，兩相共滲區(qū)范圍較大，巖心絕對滲透率較好。

2.2 壓力梯度和氣相相對滲透率Krg端點值

壓力梯度與氣相對滲透率rg端點值如圖1所示。

圖1 壓力梯度與氣相對滲透率Krg端點值

由圖1知，特低滲巖心8號和201號氣相滲透率緩慢上升，且趨于一個穩(wěn)定值，巖心50號和112號卻呈現出先增加后下降的趨勢。分析可能是非達西滲流產生的影響，為此，計算4塊巖心滲流過程中的雷諾數大于臨界雷諾數0.2[3]，證明實驗過程中發(fā)生了達西滲流向非達西滲流的轉變。

3 模型建立及分析

3.1 單井模型建立

為研究生產過程中不同速度相滲曲線對氣井生產動態(tài)的影響，以DH氣藏A區(qū)塊A－1井X3層為參考，使用數模軟件Eclipse建立單井模型，并用巖心不同壓力梯度下氣驅水相滲實驗經處理后的數據進行預測。

3.1.1 模型描述

將模型網格劃分為20×20×9，方向網格步長為 100 m，方向網格步長為100 m，平面大小為2 km×2 km，方向有9個小層，總厚度為113.1 m。直井P1位于模型中心，9個小層全部射開。

3.1.2 基礎模型的建立

基礎模型相滲曲線來自于標準相滲測試實驗。X3層包含9個小層，小層滲透率在縱向上的非均質性比較強，因此在Eclipse相滲部分將模型分為3個區(qū)。其中第1、4、7、9層劃為分區(qū)1，使用第6號滲透率為0.301 mD的巖心相滲曲線；第2層和第6層劃為分區(qū)2，使用第42號滲透率為1.47 mD的巖心相滲曲線；第3、5、8層劃分為分區(qū)3，使用第44號滲透率為3.16 mD的巖心相滲曲線。

3.2 生產方案

結合現場生產需求及文獻調研，生產方式采用定產量生產，分別以基礎模型全井段絕對無阻流量的1/3、1/4、1/5、1/6進行配產，當井底壓力降至8.5 MPa時，改為定壓生產，生產時間為30年。

3.3 相滲曲線差異對氣井生產動態(tài)的影響

考慮高速相滲曲線后，氣井的穩(wěn)產時間由5 113 d下降到了4 018 d，下降了21.42%，穩(wěn)產時間隨著配產的增大快速減小，當配產為700 000 m3/d時，兩者的穩(wěn)產時間均不到800 d[4]。

4 結論

本文采用非穩(wěn)態(tài)法選取具有代表性的2塊特低滲巖心（0.4 mD）和2塊較高滲透率巖心（6 mD、10 mD）進行不同壓力梯度下的氣驅水實驗，并且通過eclipse模擬了4塊巖心不同壓力梯度下的氣驅水相滲曲線對氣井生產動態(tài)的影響情況，對現場儲層的開發(fā)提出以下指導意見。

滲透率小于0.4 mD的氣藏，隨著壓力梯度越大，束縛水下降2%～6%，氣水滲流能力均較差，開發(fā)潛力較小。滲透率7～11 mD的低滲氣藏，隨氣驅水壓力梯度增加，束縛水下降2%～3%，相滲曲線整體向右移動，在低壓力梯度下，氣相滲透率提升，而壓力梯度過高會引起非線性滲流阻力，氣相滲透率反而有所下降，因此合理確定生產壓差是開發(fā)應當仔細考慮的問題。氣井動態(tài)模擬預測中考慮高速相滲后，氣井產能減小，穩(wěn)產時間大幅減小，氣藏采出程度、采收率均下降。

［1］方建龍，郭平，肖香姣，等.高溫高壓致密砂巖儲集層氣水相滲曲線測試方法［J］.2015（2）：84-89.

［2］鄧英爾.含束縛水低滲透介質其體非線性滲流定律［J］.天然氣工業(yè)，2004，24（11）：88-91.

［3］朱光亞，劉先貴，高樹生.低滲透氣藏氣水兩相滲流特征及其產能分析［J］.天然氣工業(yè)，2009，29（9）：67-69.

［4］郭平，徐永高，陳召佑，等.對低滲氣藏滲流機理實驗研究的新認識［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（7）：86-88.

TE312

A

10.15913/j.cnki.kjycx.2019.23.015

2095－6835（2019）23－0039－02

楊志興（1987—），男，油藏總師，國家重大專項的副課題長，現工作于中海石油（中國）有限公司上海分公司，特長為氣田開發(fā)。

國家重大專項資助（編號：2016ZX05027-004-005）

〔編輯：嚴麗琴〕