方建龍，郭平，肖香姣，杜建芬，董超，熊燏銘，龍芳

（1.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（西南石油大學(xué)）；2.中國(guó)石油塔里木油田公司）

高溫高壓致密砂巖儲(chǔ)集層氣水相滲曲線測(cè)試方法

方建龍1，郭平1，肖香姣2，杜建芬1，董超1，熊燏銘1，龍芳1

（1.油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（西南石油大學(xué)）；2.中國(guó)石油塔里木油田公司）

致密氣氣水相滲曲線一般在常溫常壓下應(yīng)用非穩(wěn)態(tài)氣水相滲測(cè)試方法通過(guò)實(shí)驗(yàn)測(cè)得，所得結(jié)果與高溫高壓下氣水相滲曲線相差很大。采用常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)方法，用氮?dú)夂偷貙铀疁y(cè)試3塊巖心在常溫常壓下的氣驅(qū)水相滲曲線，之后將3塊巖心按照實(shí)驗(yàn)流程處理，采用自研全直徑滲流裝置（200 ℃，200 MPa）對(duì)這3塊巖心在地層條件下（溫度160 ℃，116 MPa）進(jìn)行氣驅(qū)水相滲曲線測(cè)試。結(jié)果表明，高溫高壓相滲曲線具有更大的兩相共滲區(qū)，且束縛水飽和度更低；在相同含氣飽和度下，高溫高壓氣相相對(duì)滲透率比常溫常壓的高，說(shuō)明地層條件下致密氣氣水兩相的滲流能力更強(qiáng)，實(shí)際束縛水含量更低。高溫高壓下，氣水黏度比、密度比以及界面張力更低，氣驅(qū)水波及效率更高。圖2表2參10

高溫；高壓；致密氣藏；非穩(wěn)態(tài)；氣水相滲曲線；全直徑巖心

0 引言

致密氣是指儲(chǔ)存在低孔（孔隙度小于10%）、低滲（覆壓滲透率小于0.1×10-3μm2）儲(chǔ)集層中的天然氣，是非常規(guī)氣的重要組成部分。2010年以來(lái)，我國(guó)致密砂巖氣勘探開(kāi)發(fā)得到迅速發(fā)展，其探明地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)30 109.2×108m3[1]，產(chǎn)量占全國(guó)天然氣總產(chǎn)量的1/4[2]。為了高效開(kāi)采致密氣藏，需要對(duì)其滲流規(guī)律進(jìn)行深入研究。由于致密氣藏孔滲結(jié)構(gòu)復(fù)雜，因此其流體規(guī)律更為復(fù)雜，雖然目前針對(duì)致密氣藏滲流規(guī)律已有一些研究，但是還沒(méi)有對(duì)地層溫度壓力條件下致密氣的氣水相滲進(jìn)行測(cè)試，所以研究地層條件下氣驅(qū)水相滲及束縛水飽和度有重要意義。

常規(guī)的氣水相滲測(cè)試標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 5345-2007“巖石中兩相流體相對(duì)滲透率測(cè)定方法”）[3]是在常溫、常壓條件下采用氮?dú)夂退M(jìn)行測(cè)試，測(cè)試結(jié)果與高溫高壓下氣水相滲相差很大。

國(guó)內(nèi)外高溫高壓氣水相滲實(shí)驗(yàn)研究[4-7]多局限于高溫或者高壓等單一地層條件，即使是高溫高壓下的研究其壓力也遠(yuǎn)低于目前高壓氣藏的地層壓力，并且還沒(méi)有文章對(duì)相同巖心常規(guī)相滲和高溫高壓相滲的差異進(jìn)行定量對(duì)比分析。

目前見(jiàn)諸報(bào)道的高溫高壓氣水相滲實(shí)驗(yàn)流程主要有4種[8-10]，雖具有一定的參考價(jià)值，但是也存在一些不足：①注入氣體比較單一，主要是用壓縮空氣或氮?dú)?；②一般都在常溫下測(cè)試，未在地層溫度下測(cè)試；③實(shí)驗(yàn)壓力不夠，最高45 MPa；④用CT掃描儀直接測(cè)試飽和度的方法在地層溫度和壓力下并不適用，目前具備最高測(cè)試條件為150 ℃、70 MPa。

本文在常規(guī)氣水相滲測(cè)試基礎(chǔ)上進(jìn)行流程改進(jìn)，建立了高溫高壓下氣水相滲測(cè)試方法：首先采用常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)方法在常溫常壓下用氮?dú)夂偷貙铀畬?duì)3塊巖心進(jìn)行氣驅(qū)水相滲曲線測(cè)試；常溫常壓氣水相滲測(cè)試之后將3塊巖心按照實(shí)驗(yàn)流程處理，采用自研全直徑滲流裝置（200 ℃、200 MPa）對(duì)這3塊巖心在地層條件下（160 ℃、116 MPa）進(jìn)行氣驅(qū)水相滲曲線測(cè)試，流體樣品為地層水和天然氣。對(duì)比兩種不同測(cè)試條件下測(cè)得的氣水相滲曲線的差異并分析其原因。

1 實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置和流程

根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5345-2007[3]，采用美國(guó)巖心公司103型氣水相滲測(cè)定儀對(duì)全直徑巖心進(jìn)行常規(guī)相滲測(cè)試。

高溫高壓條件下氣水相滲測(cè)試采用自主研制的超高壓高溫全直徑巖心驅(qū)替裝置（200 MPa、200 ℃）。該裝置主要由注入泵、中間容器、加濕器、過(guò)濾器、壓力表、出入口觀察窗、巖心夾持器、回壓調(diào)節(jié)器、冷凝器、氣水計(jì)量器等組成（見(jiàn)圖1）。

圖1 超高壓高溫全直徑巖心驅(qū)替裝置

1.2 實(shí)驗(yàn)樣品

本次實(shí)驗(yàn)對(duì)3塊巖心先后進(jìn)行常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)方法和高溫高壓非穩(wěn)態(tài)氣驅(qū)水相滲測(cè)試。

為了減小巖心體積太小產(chǎn)生的計(jì)量誤差，本次實(shí)驗(yàn)選用全直徑巖心（直徑6.5 cm，長(zhǎng)度6 cm左右）。該巖心樣品取自KS氣田的致密褐色細(xì)砂巖，巖心中石英含量59%，斜長(zhǎng)石含量19.6%，黏土礦物含量6.4%，鉀長(zhǎng)石含量8.2%，方解石含量4.2%，巖心氣測(cè)孔滲參數(shù)見(jiàn)表1。KS氣田地層溫度160 ℃，地層壓力116 MPa。地層水為氯化鈣水型，礦化度22×104mg/L。實(shí)驗(yàn)用氣取自中國(guó)石化川西采氣廠，天然氣中CH4體積含量為95.53%，C2H6為2.88%，CO2為0.74%，C3+以及氧、氮和氦含量為0.85%。

表1 巖心孔滲數(shù)據(jù)

1.3 常溫常壓下氣水相滲測(cè)試過(guò)程

首先將烘干的巖心飽和地層水，然后測(cè)試其水相滲透率，所測(cè)值作為水-氣相對(duì)滲透率的基礎(chǔ)值；調(diào)整出口水、氣體積計(jì)量系統(tǒng)，進(jìn)行氣驅(qū)水，記錄各個(gè)時(shí)刻的驅(qū)替壓力、產(chǎn)水量和產(chǎn)氣量，建立束縛水飽和度，測(cè)試束縛水飽和度下氣相有效滲透率。

1.4 高溫高壓下氣水相滲測(cè)試過(guò)程

首先將上述實(shí)驗(yàn)后的巖心用甲醇洗凈烘干并稱(chēng)重，抽空后在常溫及高壓下用配制的地層水飽和，取出再次稱(chēng)重，確定巖心飽和水量；然后將巖心裝入巖心夾持器，采用天然氣加壓到116 MPa，并同時(shí)加溫至160 ℃并保持恒溫，加壓過(guò)程中保持圍壓高于內(nèi)部壓力，待溫度壓力穩(wěn)定；再采用氣驅(qū)恒壓方式進(jìn)行氣驅(qū)水相滲測(cè)試，驅(qū)替到不出水，并逐級(jí)降回壓直到大氣壓，收集降壓過(guò)程中產(chǎn)出的氣和水，驅(qū)替后控制圍壓5 MPa以上，關(guān)閉巖心進(jìn)出口閘門(mén)，保證水不會(huì)蒸發(fā)，待溫度降到室溫后，取出巖心稱(chēng)重，以確定氣驅(qū)后平均飽和度。

該實(shí)驗(yàn)裝置入口安裝加濕器，保證水驅(qū)和氣驅(qū)時(shí)處于氣水平衡狀態(tài)，氣中含水，水中含氣，出口加冰水槽冷凝，以防止由于出口壓力下降后氣中溶解水量增加而導(dǎo)致水量被帶走，其他過(guò)程的記錄與標(biāo)準(zhǔn)方法相同；記錄的數(shù)據(jù)包括時(shí)間、累計(jì)產(chǎn)水量、累計(jì)產(chǎn)氣量、圍壓、入口和出口壓力。

2 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理與分析

2.1 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理方法

常規(guī)氣水相滲數(shù)據(jù)按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5345-2007“巖石中兩相流體相對(duì)滲透率測(cè)定方法”[3]進(jìn)行處理。由于高溫高壓下要考慮天然氣在水中的溶解，以及水和天然氣體積隨溫度壓力的變化，將常溫常壓下產(chǎn)水量和產(chǎn)氣量校正到高溫高壓條件下。

首先將常溫常壓條件下累計(jì)產(chǎn)水量及累計(jì)產(chǎn)氣量轉(zhuǎn)化到高溫高壓條件下：

然后計(jì)算各時(shí)刻的水相相對(duì)滲透率和氣相相對(duì)滲透率以及巖樣出口端面含氣飽和度：

2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3塊巖心常溫常壓和高溫高壓氣水相滲曲線見(jiàn)圖2。據(jù)此可得出巖心束縛水飽和度及其對(duì)應(yīng)的氣相相對(duì)滲透率、等滲點(diǎn)含水飽和度和等滲點(diǎn)相對(duì)滲透率（見(jiàn)表2）。

圖2 1號(hào)、2號(hào)、3號(hào)巖心氣水相滲曲線

表2 氣驅(qū)水相滲測(cè)試結(jié)果

與常溫常壓條件下相比，高溫高壓相滲曲線具有以下特點(diǎn)：①1號(hào)巖心兩相共滲區(qū)增大23%；氣相相對(duì)滲透率上升更快、更早；束縛水飽和度比常溫常壓下的低11.75%，高溫高壓氣相滲透率是常溫常壓下的2倍。②2號(hào)巖心兩相共滲區(qū)增大55%；氣相相對(duì)滲透率上升更快、更早；束縛水飽和度比常溫常壓下的低36.30%，氣相相對(duì)滲透率是常溫常壓下的3.9倍。③3號(hào)巖心兩相共滲區(qū)增大38%；高溫高壓氣相滲透率上升更早、更快；束縛水飽和度比常溫常壓下低24.40%，氣相相對(duì)滲透率是常溫常壓下的2.4倍。

綜上，高溫高壓相滲曲線具有更大的兩相共滲區(qū)，且束縛水飽和度更低；在相同含氣飽和度下，高溫高壓氣相相對(duì)滲透率比常溫常壓高（見(jiàn)圖2），說(shuō)明地層條件下致密氣藏氣水兩相的滲流能力更強(qiáng)，實(shí)際束縛水含量更低，常規(guī)常溫常壓標(biāo)準(zhǔn)氣水相滲曲線不能代表儲(chǔ)集層實(shí)際情況。

2.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

影響氣水相滲的因素很多，很多學(xué)者研究證實(shí)[4-7]，高溫高壓下儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)、流體性質(zhì)與常規(guī)條件下不同。本文實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，相同巖心高溫高壓氣水相滲曲線與常規(guī)條件相比，束縛水飽和度更小，兩相共滲區(qū)增大。高溫高壓下氣藏氣水相滲受溫度、壓力、孔隙結(jié)構(gòu)以及流體的綜合作用，高壓下氣體大量溶解在水中，同時(shí)高溫能夠加劇分子運(yùn)動(dòng)，促進(jìn)氣體的溶解，降低氣水之間的界面張力，從而減少水相在孔隙中的捕集以及巖石表面的附著，所以得到的束縛水飽和度較常規(guī)條件驅(qū)替得到的要低。

忽略溫度和壓力變化對(duì)巖心骨架的影響，氣驅(qū)水過(guò)程中流體在高溫高壓（160 ℃，116 MPa）和常溫常壓下差異主要表現(xiàn)為：常溫常壓下水氣黏度比達(dá)到111，水氣密度比達(dá)到12，同時(shí)界面張力較大，不利于氣驅(qū)水，氣驅(qū)水波及效率差，束縛水飽和度高；而高溫高壓下水氣黏度比為5，兩者黏度相近，水氣密度比為2，界面張力更低，氣驅(qū)水波及效率高，束縛水飽和度低。因此相較于常溫常壓，高溫高壓下具有更低的水氣黏度比和密度比以及界面張力，能夠獲得更高的氣驅(qū)水波及效率。

3 結(jié)論

建立了高溫高壓條件下氣驅(qū)水相滲測(cè)試流程與方法。高溫高壓下氣驅(qū)水相滲測(cè)試得到的束縛水飽和度比常規(guī)相滲測(cè)試結(jié)果更低，具有更寬的氣水兩相共滲區(qū)，該測(cè)試方法為確定致密氣束縛水飽和度提供了一條新途徑；在相同含水飽和度下，高溫高壓下氣相相對(duì)滲透率比常溫常壓下高，表明高溫高壓下氣相更易流動(dòng)，因此常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)方法不適用于致密氣氣水相滲測(cè)試。

影響氣水相滲的因素很多，由于實(shí)驗(yàn)難度大，時(shí)間長(zhǎng)，本次測(cè)試樣品數(shù)量較少，高溫高壓下氣驅(qū)水相滲測(cè)試結(jié)果與常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)方法測(cè)試結(jié)果差異較大，其原因還有待于開(kāi)展大量深入研究。

符號(hào)注釋?zhuān)?/p>

W(t)，W′(t)——校正前、后的累計(jì)產(chǎn)水量，cm3；Bw，Bg——水、氣的體積系數(shù)，cm3/cm3；G(t)，G′(t)——校正前、后的累計(jì)產(chǎn)氣量，cm3；GWR——平衡水相的氣水比，cm3/cm3；fw(Sg)——含水率（為含氣飽和度的函數(shù)），f；Sg——含氣飽和度，f；Vw(t)——無(wú)因次累計(jì)產(chǎn)水量；V(t)——無(wú)因次累計(jì)水氣總產(chǎn)量；Krw——水相相對(duì)滲透率，f；Krg——?dú)庀嘞鄬?duì)滲透率，f；I——流動(dòng)能力比，無(wú)因次；μw——地層水黏度，mPa·s；μg——天然氣黏度，mPa·s；Q0——初始時(shí)刻巖樣出口端面水流量，cm3/s；Q(t)——t時(shí)刻巖樣出口端面水氣流量，cm3/s；Δp0——初始驅(qū)替壓差，MPa；Δp(t)——t時(shí)刻驅(qū)替壓差，MPa；Δt——時(shí)間差，s；Sge——巖樣出口端面含氣飽和度，f；Vp——巖樣有效孔隙體積，cm3；t——時(shí)間，s。

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（編輯 郭海莉 繪圖 劉方方）

Gas-water relative permeability measurement of high temperature and high pressure tight gas reservoirs

Fang Jianlong1,Guo Ping1,Xiao Xiangjiao2,Du Jianfen1,Dong Chao1,Xiong Yuming1,Long Fang1
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;2.PetroChina Tarim Oilfield Company,Korla 841000,China)

Generally,gas-water relative permeability curves of tight gas reservoirs are obtained from unsteady experiment under room temperature and normal pressure,which greatly differs from the curves under high temperature and high pressure.In this research,the relative permeability curves of three cores were firstly measured using conventional standard method by displacing formation water with nitrogen under room temperature and normal pressure.Then the relative permeability curves of the same cores were measured by displacing formation water with natural gas on one self-developed full-diameter seepage flow equipment (200 ℃,200 MPa) under reservoir conditions (160 ℃,116 MPa) after several processing of the cores.Difference between the relative permeability curves obtained by the two methods shows that,under high temperature and high pressure,there exists a larger two-phase seepage zone and lower irreducible water saturation.At the same gas saturation,gas relative permeability under high temperature and high pressure is higher than that under room temperature and normal pressure,which means,under reservoir situation,the two-phase flow ability of gas and water is stronger and the irreducible water saturation is lower in tight gas reservoirs.The gas-water viscosity ratio,gas-water density ratio and interfacial tension are lower under this situation,which leads to higher sweep efficiency.

high temperature;high pressure;tight gas reservoir;unsteady state;gas-water relative permeability;full-diameter core

國(guó)家油氣重大專(zhuān)項(xiàng)“塔里木盆地庫(kù)車(chē)前陸沖斷帶油氣開(kāi)發(fā)示范工程”（2011ZX05046）

TE37

A

1000-0747(2015)01-0084-04

10.11698/PED.2015.01.10

方建龍（1977-），男，甘肅酒泉人，中國(guó)石油天然氣股份有限公司高級(jí)工程師，現(xiàn)為西南石油大學(xué)在讀博士研究生，主要從事天然氣開(kāi)發(fā)技術(shù)管理。地址：北京市東城區(qū)東直門(mén)北大街9號(hào)，石油大廈B1510，郵政編碼：100007。E-mail: fangjianlong@petrochina.com.cn

聯(lián)系作者：郭平（1965-），男，四川射洪人，博士，西南石油大學(xué)教授，現(xiàn)從事油氣田流體相態(tài)、特殊巖心分析、氣田及凝析氣田開(kāi)發(fā)等研究。地址：四川省成都市新都區(qū)新都大道8號(hào)，西南石油大學(xué)設(shè)備管理處，郵政編碼：610500。E-mail:guopingswpi@vip.sina.com

2014-03-31

2014-12-22