卢 艳 彭小东 高 达 刘 伟 段 策

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0 引言

水溶气是一种重要的非常规天然气资源，在全世界范围内的储量非常丰富，尤其是在高温高压水体中。我国有多个盆地的气藏是水溶气运移成藏，存在有大量的水溶气资源[1-6]。目前，国内学者关于水溶气的研究工作主要集中在水溶气的溶解度特征与溶解机理、水溶气运移的地球化学指标、水溶气聚集成藏的控制因素，以及水溶气资源的开采等方面[7-11]。但是在水溶气对气藏开发指标影响方面的研究较少。范泓澈（2011）通过实验测试对甲烷和二氧化碳两种气体的溶解度与温度、压力及地层水矿化度之间的关系进行研究，表明两种气体的溶解度随温度、压力条件的变化具有不同的演变特征[12]。汤勇（2011）认为CO2在地层水中溶解量随温度升高而降低，随压力升高而升高，并且注气初期考虑CO2溶解时的原油采出程度比不考虑CO2溶解时更低，含水饱和度越高，CO2在地层水中溶解对采出程度和气油比影响越大[13]。生如岩（2004）认为水溶气膨胀以及释放对水侵作用有一定影响[14-15]，但并未明确阐述开发过程中水溶气的释放对气水界面及水侵规律如何影响。沈羞月等（2014）认为气藏开采过程中水溶气的释放会大大提高气田采收率，但并未考虑气田废弃产量以及水溶气从地层水中脱溶时地层水压缩系数的变化，推导的考虑水溶气的物质平衡方程中地层水压缩系数为定值[16]。吴克柳等（2014）推导的具有补给气的异常高压有水凝析气藏物质平衡方程中没有考虑水溶气从地层水中脱溶时地层水压缩系数的变化[17]。马勇新等（2017）通过实验测试和数值模拟研究发现水溶气释放使得气水界面上升加快，并且水溶气含量越高，气水界面越容易上升[18]，但对于水溶气对水侵量的影响并未做系统分析。

在前人研究的基础上，在ECLIPSE 数模软件中采用了黑油模型，用油溶气代替水溶气的方案，针对水溶气对于气田水侵量、水气比、采收率等开发指标的影响进行系统的敏感性分析，并且创新性地分析了水溶气释放对于天然气组分的影响。认为由于水溶气脱溶时地下流体由单相变为两相，地层水压缩系数变大，弹性膨胀能量更大，导致水侵量增加，气井更快见水，从而气田采收率略有降低。因此，水溶气对气藏开发的影响的研究重点应是对产水的影响，而非对产量的贡献。研究成果对于该类气藏的开发有重要的参考借鉴意义。

1 水溶气成藏机制

地层中孔隙水丰富并且天然气在地层水中溶解度较高，有部分天然气以水溶相和混相运移，随着压力温度下降，过饱和时不断脱溶，逐渐变为气相为主，而莺歌海盆地底辟活动及其产生的断裂形成了天然气快速向上运移通道，这是该高温高压气田形成的重要运移机制之一。谢玉洪等（2014）通过高温高压条件下天然气在地层水中的溶解度实验，发现高温高压条件下天然气具有较高溶解度，当温度压力发生变化导致水溶气脱溶成为游离气时，溶解度较大的低碳数烷烃气体会优先大量脱出，而溶解度小的气体析出量逐渐降低[1]。尤其是高温高压气藏，地层水中水溶气量较大，有必要考虑降压开发过程中水溶气释放因素，研究水溶气对气藏开发指标的影响。

2 气田概况及模型建立

2.1 气田概况

D 气田位于莺歌海海域，原始地层压力52.0 ～54.1 MPa，压力系数1.68 ～1.94，地层温度133 ～145℃，属于异常高温高压气田，驱动类型为弹性边底水驱。由于水溶气含量较大，首先通过实验分析得出D 气田水溶气溶解度变化规律，然后通过数值模拟研究水溶气对该气田开发指标的影响。

2.2 实验分析

根据D 气田实际组分数据进行天然气复配。由于重质组分在高压下是液态，无法混合到气相中，因此在复配过程中，降低了重质组分含量。利用复配天然气（组分为78%CO2，17%CH4，5%N2）及模拟地层水，通过可视化PVT 仪配制高温高压样品，从PVT 仪下端取样，样品在取样器中进行降温及析出水溶气，通过电子天平测试地层水量，通过流量计测试水溶气量，对D 气田地层水水溶气含量变化规律进行了研究，实验仪器及流程见图1。

图1 实验仪器及流程图

水溶气含量随压力升高而逐渐增大（图2），在地层温压条件下，D 气田天然气溶解度为22.5 m3/m3左右。

水溶气含量随温度的升高先下降后上升，转折点为80 ～90℃，地层压力条件下，水溶气含量—温度曲线变化剧烈，说明受温度影响较大（图3）。

2.3 模型建立

图2 D 气田地层水水溶气含量与压力关系图

图3 D 气田地层水水溶气含量与温度关系图

以D 气田基础参数建立机理模型，网格数为40×40×100，网格尺寸50 m×50 m×1 m。模型孔隙度17.3%，水平渗透率13.5 mD，垂向渗透率1.3 mD，地层深度3 000 m，原始地层压力53 MPa，含气饱和度50.5%。采用底水气藏模型，气藏厚度为40 m，水体厚度60 m。部署3 口直井，井距500 m，单井控制面积1.33 km2。相渗曲线如图4 所示，地层水中水溶气溶解度及地层水体积系数随压力变化曲线见图5。

图4 D 气田岩心相渗曲线图

图5 水溶气溶解度及地层水体积系数随地层压力变化曲线图

在数值模拟中相对于组分模型，黑油模型所需参数较少，操作过程更简洁，计算时间更快，因此采用E100 模拟器中的黑油模型近似模拟。由于黑油模型不能直接模拟计算某一气体组分在水中的溶解，因此用油溶气代替水溶气。其中油的体积系数、压缩系数、气油比、相渗、流体性质等参数都采用水的相应参数，从而保证油溶气代替水溶气时二者体积变化、溶解气量、相渗都是相同的，使模拟计算结果更准确。考虑水溶气方案中的气藏产量混合了自由气和水溶气，在数模中可以通过虚拟示踪剂来实现水溶气的产量劈分。主要通过在runspec，props，solution 等模块添加虚拟示踪剂相关关键字，把自由气定义为示踪剂，得出自由气的产量，从而实现自由气和水溶气的产量劈分。

3 水溶气对开发指标的影响

分别对2、5、10、20 倍水体及3%、4%、5%、6%、7%采气速度的方案进行开发指标预测，将考虑水溶气与不考虑水溶气方案的开发指标进行对比，得到水溶气对水侵量、水气比、采收率、组分等开发指标的影响[16]。

3.1 水侵量

对水体倍数进行敏感性分析，图6 为2 倍、5 倍、10 倍、20 倍水体下有无水溶气方案的水侵量对比，采气速度为5%。发现考虑水溶气方案的水侵量高于不考虑水溶气方案，并且随水体倍数增大，水侵量增量先逐渐增大，后略有降低。

图6 不同水体倍数下有无水溶气方案的水侵量对比图

数模模型中也可以看出考虑水溶气的方案底水上升更快，原因主要是水溶气脱溶时地下流体由单相变为两相，地层水压缩系数变大，底水弹性膨胀能量更大，更容易发生水侵。而水体倍数超过一定范围后，不考虑水溶气方案的底水能量也逐渐增大，因此水侵量增量略有降低。原因主要是水溶气的降压膨胀作用使得气水界面逐渐上升，最终导致气井更快见水。

对采气速度进行敏感性分析（图7），方案采用5 倍水体，发现考虑水溶气方案的水侵量高于不考虑水溶气方案，并且采气速度越大，水侵量增量越大。

图7 不同采气速度下有无水溶气方案的水侵量对比图

3.2 水气比

用同样方法分析水溶气对水气比的影响，基本具有跟水侵量一样的规律。在5%采气速度下，对比2 倍、5 倍、10 倍、20 倍水体下有无水溶气方案的水气比，发现考虑水溶气方案的水气比高于不考虑水溶气方案，并且水体倍数越大，水气比增量越大。对采气速度进行敏感性分析，方案采用5 倍水体，发现考虑水溶气方案的水气比高于不考虑水溶气方案，并且采气速度越大，水气比增量越大。

3.3 采收率

同样分析对采收率的影响，在数模中对单井定产气量生产，废弃产量1×104m3/d。对水体倍数进行敏感性分析，采气速度5%，发现考虑水溶气方案的采收率基本低于不考虑方案。并且水体倍数越大，采收率差值越大。原因主要是考虑水溶气时水侵量更大，气井更快见水，从而导致采收率有所降低。对采气速度进行敏感性分析，采用5 倍水体，发现考虑水溶气时采收率偏低。

3.4 压降

对水体倍数进行敏感性分析，采气速度5%，发现考虑水溶气时压降小于不考虑水溶气的压降，并且水体倍数越大，压降差值越大。对采气速度进行敏感性分析，采用5 倍水体，发现考虑水溶气时压降小于不考虑水溶气的压降，但是压降差值的变化对于采气速度不敏感。

3.5 组分

水溶气对天然气组分变化也有一定影响。由水溶气和自由气产量，结合二者的不同组分（水溶气中CO2含量78%，CH4含量17%；自由气中CO2含量3.18%，CH4含量84.88%），分别对水体倍数和采气速度进行敏感性分析，可以得到天然气中CO2和CH4的含量变化（图8 ～图9）。发现考虑水溶气时天然气中CH4含量随生产时间逐渐降低、CO2升高。并且水体倍数越小，CO2上升量越大。原因主要是对于水体倍数大的气藏，压力保持水平高，水溶气脱溶少。另外发现采气速度越大，CO2上升量越大。

图8 不同水体倍数下天然气组分随时间变化图

4 实例分析

图9 不同采气速度下天然气组分随时间变化图

图10 Y1 气田有无水溶气方案的水气比曲线对比图

Y1 气田主力气组孔隙度12.9%，渗透率370 mD，气藏中深3 810 m，原始地层压力38 MPa，压力系数为1.03，气藏温度176℃，属正常的温压系统，含气饱和度67.9%，驱动类型主要为弹性驱动及边水驱动。生产过程中天然气组分中CO2含量逐渐上升，而相似物性、水体倍数更大的底水驱Y4 气田CO2含量则基本保持不变。通过同样的研究方法分析得出，考虑水溶气时水气比更高（图10），边水推进更快，水区含气饱和度达11%（图11）。同时考虑水溶气时压降更慢，原因主要是地层水压缩系数变大；3 倍水体的Y1 气田天然气组分中CO2含量随生产时间逐渐升高，后期上升速度逐渐减缓，而150 倍水体的Y4 气田天然气组分中CO2含量则基本保持不变（图12），符合气田动态认识。通过气田实例可以论证：考虑水溶气时水气比更大，压降更小；生产过程中天然气组分中CO2含量逐渐上升，并且水体倍数越小，CO2上升量越大。

5 结论

图11 Y1 气田有无水溶气方案的水气比模型对比图

图12 考虑水溶气时Y1 和Y4 气田天然气中CO2 含量变化图

1）考虑水溶气时地层水弹性膨胀能量更大，水侵量增加，水气比变大。水体倍数越大，采气速度越高，水侵量增量越大；考虑水溶气时压降更小，并且水体倍数越大，压降差值越大；生产过程中天然气组分中的CO2含量逐渐上升，对于水驱气藏水体倍数越小，采气速度越高，CO2上升量越大。

2）在数值模拟中采用计算速度更快的黑油模型，用油溶气代替水溶气，油的流体性质等参数都采用水的相应参数，在数模操作中可以通过虚拟示踪剂来实现水溶气的产量劈分。

3）水溶气对水驱气田开发指标的影响不可忽略，尤其是高温高压气田，水体能量不足时，应尽量保压生产，减少水溶气析出，从而降低水气比，同时减少天然气组分中CO2含量，来满足下游用户需求。研究成果对于该类气藏的开发有重要的参考借鉴意义，具有矿场推广应用价值。