大庆徐深气田气藏相态与渗流机理研究

2015-12-04曲立才中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院黑龙江大庆163712

长江大学学报(自科版) 2015年23期

曲立才（中石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712）

针对大庆徐深气田属于低渗透砾岩、火成岩气田特点［1～6］，该次流体相态［7］及物理化学性质试验研究所用样品是兴城、升平、汪家屯和昌德等气藏15口井（其中包括2口高含CO2气井）的天然气气样，研究了其压力、体积、温度、饱和水气量和地层水高压物性等性质。长井段取心全直径特殊分析所用样品取自大庆油田徐深气田不同区块，共17个，全直径岩样75个，包括火成岩、砂岩以及含砂砾岩。所有岩样孔隙度为2.15%～18.39%，空气渗透率是0.0102～27.81mD。全直径分析主要研究了水气相对渗透率、流速敏感性、应力敏感性［8］、束缚水条件下气的启动压力梯度和覆压下的孔隙度、压缩系数、渗透率变化情况等［9，10］。

1 气田流体相态及物理化学性质研究

1.1 天然气PVT性质

对升平区块、昌德区块、汪家屯区块共15口井进行PVT（压力、体积、温度）测试。这15口井的地层温度在105～140oC之间，地层压力在22～42MPa之间。

1）组成及分子量 15口井PVT测试与现场提供的天然气组成较为一致，双方测试结果对比性好；15口井中，天然气组成中CO2含量高的井对应的天然气分子量也高；B9井和B701井均为高含CO2气井，CO2体积分数分别高达81.95%、86.88%，其次是A8井、B6井，CO2体积分数分别为25.07%、14.96%，分子量随CO2含量的增加而增加。

2）偏差系数天然气偏差系数的大小主要受地层温度、压力、天然气组成（包括重烃含量和非烃含量）的影响。对15口井进行了3个不同温度（地层温度、地层温度－30℃、地层温度－60℃）下的压力体积关系测试，得到15口井天然气偏差系数对比（见图1）。由图1可见，常规天然气偏差系数和酸性天然气偏差系数随压力的降低，其变化趋势是一致的，即偏差系数都是先降低后增加，当压力趋于0时，均有收敛为1的趋势。同时，天然气偏差系数受温度、压力、天然气组成的共同作用，CO2体积分数越高，对应的偏差系数越低，而温度越高，偏差系数则越大。由于B9井和B701井天然气组成中CO2体积分数远远高于其他13口井，因此这2口井对应的天然气偏差系数明显低于其他井（见图1）。

1.2 饱和含水、气量测试

对兴城、升平、汪家屯和昌德等气藏8口井，即C2－1井、A1－1井、A902井、A8井、B6井、B5井、D1井、A6－2井进行了天然气饱和含水、气量的测试。

在原始地层温度、压力下，8口井中天然气饱和含水量最高的是A902井为5.88g／m3；其次为 A6－2井、B6井，分别为5.74、5.32g／m3；最低的是 D1 井为3.60g／m3。这主要是因为A902井在这8口井中地层温度最高为151℃，地层水矿化度最低。8口井天然气饱和含水量均随着压力的升高而降低。同时，笔者还采用基于水蒸汽的饱和蒸汽压法和基于算图的计算机化方法计算得到天然气饱和含水量，与实际产生数据存在较大偏差，因此在条件允许的情况下应尽可能进行试验测试。

地层水中天然气含量受储层温度、压力、天然气组成、地层水含盐量等因素的综合影响，徐深气田地层水矿化度较低，饱和含气量均相对较高，在3.68～11.61m3／m3之间，CO2含量高的井，水中溶解气量也相对较高。

图1 15口井天然气偏差系数的对比

2 长井段取心全直径特殊分析

2.1 水气相对渗透率

砾岩和火成岩主要相渗特征基本相似，束缚水饱和度26%～53%，水驱气束缚气饱和度11%～25%；束缚水下的气相相对渗透率较低，为0.1～0.2mD，束缚气下的水相相对渗透率0.2～0.6mD；等渗点含水饱和度59%～81%；两相区范围28%～52%；水驱气效率58%～79%。

2.2 流速敏感性

通过对各井岩样进行速敏试验，可以得出：岩样驱替速度增加到一定值以后，渗透率都呈现下降趋势。总体上，各井岩样速敏效应不明显，由速敏造成的渗透率损害率范围为1.29%～19.73%，渗透率损失较小，因此速敏性弱。

2.3 空气渗透率与启动压力梯度关系

由50块全直径岩样试验研究表明，储层渗透率对启动压力梯度有明显的影响。随着岩石空气渗透率的降低，启动压力梯度增大；随着岩石空气渗透率越小，启动压力梯度越大，空气渗透率与启动压力梯度呈幂函数关系。

2.4 启动压力梯度与束缚水饱和度关系

全直径岩样试验研究表明，束缚水饱和度对启动压力梯度有明显的影响。随着岩石束缚水饱和度增大，启动压力梯度增大；随着岩石束缚水饱和度减小，启动压力梯度也减小；由试验研究可以得到束缚水饱和度与启动压力梯度的幂函数关系（见图2）。

2.5 应力敏感性研究

随着净上覆岩层压力的增加，岩样的渗透率明显下降，特别是在净上覆岩层压力变化初始阶段，渗透率下降的速度很快，渗透率应力敏感性强；而在净上覆岩层压力变化后期，渗透率的下降趋于平缓，渗透率应力敏感性弱；应力敏感性与井深没有直接关系。总之，该次试验所用岩样的渗透率应力敏感性均较强（见图3）。

图2 全直径岩样束缚水饱和度与启动压力梯度的关系

1）改变围压当净上覆岩压第2次达到40MPa时，53号火成岩岩样渗透率降到第1次加压时的4.1%～67.3%。所有岩样试验结果主体表现为两类：一类是渗透率越高者越敏感，说明高渗的主要原因是裂缝；另一类渗透率越高者越不敏感，说明主要是孔隙大造成的。均表现为随升降压次数的增加，应力敏感性变弱，30MPa以上变化更小。因此在开发过程中可以不考虑裂缝的影响，但是渗透率的值应当选用试井渗透率的值，即在原始条件下已有30MPa以上的净上覆压力对应的渗透率值。

2）改变内压当净上覆岩压第2次达到40MPa时，17号样品砂砾岩岩样渗透率降到第1次降内压40MPa时的39.8%～53.5%；当净上覆岩压第2次达到58MPa时，17号样品砂砾岩岩样渗透率降到第1次降内压40MPa时的29.16%～46.32%。所有岩样试验结果主体表现为两类：一类是渗透率越高者越敏感，说明高渗的主要原因是孔隙发育，颗粒小而均匀；另一类渗透率越高者越不敏感，说明主要是颗粒大而存在大孔洞造成的。