王雯娟 鲁瑞彬 雷 霄 张乔良 胡 琳

(中海石油(中国)有限公司海南分公司 海南海口 570311)

近年来随着中国油气对外依存度的不断攀升[1]，南海西部油田不断加大勘探开发力度，在莺琼盆地发现大量(超)高温高压、低渗天然气藏，气藏最高温度达220 ℃，最高压力达100 MPa(压力系数1.7～2.3)，渗透率0.3～33.7 mD，高温高压低渗气藏是南海西部未来产能接替的主力[2-4]。南海西部高温高压低渗气藏探井测试及生产井生产过程中产水现象普遍，严重影响开发效果[5-6]。该类气藏初始含水饱和度高，可动水是该类气藏气井产水的主要来源之一[7-9]。高温高压低渗气井可动水饱和度及其水气比的定量计算，对指导该类气藏合理开发具有重要意义[10-13]。

常用的可动水饱和度评价方法多是基于室内驱替、离心和核磁共振等实验数据，建立靶区经验公式(图版)，进而评价靶区可动水饱和度，具有较强的靶区适用性，在南海西部油田使用受限，且如何利用可动水饱和度计算结果，评价气井生产过程中由于可动水造成的生产水气比变化，相关研究较少，在南海西部高温高压低渗气藏难以应用借鉴[14-16]。

依据靶区核磁共振实验结果，建立南海西部高温高压低渗气藏不同压力梯度下可动水饱和度预测模型，结合气水相渗曲线及渗流理论，建立生产水气比和可动水饱和度关系，实现可动水饱和度到生产水气比的精细计算，进而指导高温高压低渗气藏合理开发。

1 可动水饱和度评价实验

依据GB/T29172—2012《岩心分析方法》、SY/T5345—2007《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》，通过室内驱替、离心和核磁共振实验，分析可动水产出机理，研究可动水饱和度变化规律。

1.1 可动水产出机理

随着气藏压力的降低，压力降传导到孔隙内的气体时会导致气体膨胀，对孔隙表面水相进行挤压并产生推动力，当推动力大于某一细孔喉处的毛细管力时，这部分毛细管处及其控制的孔隙内的残余水就会被推动，变为可动水，随气体一起产出。另一方面，由于开发过程中的压力梯度远大于成藏过程，故成藏过程中的部分未被驱替出的残余水可以在开发过程被驱替出来，成为可动水随气体一起产出[17-20]。

气藏开发过程中可动水饱和度通常用以下公式计算：

Sw动=Swi储-Swi

(1)

式(1)中：Sw动为可动水饱和度，%；Swi储为储层原始含水饱和度，%；Swi为束缚水饱和度(某一驱替压力下岩心含水饱和度，通常通过驱替实验、核磁共振实验等确定。本文利用核磁共振实验方法确定)，%。

1.2 可动水评价实验原理

可动水实验评价主要是测试不同驱替压力下岩心含水饱和度的变化，进而计算不同驱替压力下岩心的可动流体饱和度。一般利用核磁共振实验结合气驱水、离心实验完成。

1) 不同驱替压力岩心实验。

不同驱替压力岩心实验主要是通过驱替实验和离心实验来实现，驱替实验可以实现高驱替压差，但在低压差下计量误差较大，而离心实验在低压差下精度较高，高压差对设备要求高，实现难度大。本次通过离心和驱替实验相结合的方式，模拟生产过程中的不同生产压差。

2) 可动水饱和度实验。

核磁共振实验是利用原子核和磁场之间的相互作用原理，核磁共振技术已广泛应用于油气田储层参数的研究，应用核磁共振技术结合离心技术、驱替技术可测量岩心可动水饱和度。测量不同离心力P(驱替压力)后的岩心T2谱曲线(图1)。

图1 低渗透储层岩样的T2弛豫时间示意图Fig.1 T2 relaxation time diagram of low permeability reservoir rock sample

图1中从上到下依次为饱和水岩心T2谱图、P1、P2、P3离心力(驱替压力)后的T2谱图，各压力下对应的T2谱与横轴包围的面积代表岩心含水饱和度信息，两次驱替压力下的T2谱与横轴围成的面积差即代表该驱替压力下岩心可动水饱和度信息，由此可计算出实验岩心可动水饱和度[21-23]。

1.3 靶区实验设计及实验结果

依据南海西部高温高压低渗气藏物性分布范围，充分考虑离心、驱替实验设备能力，设计26块岩心不同压差下驱替实验(140 ℃、50 MPa)，岩心基础数据见表1。依据物性可将其分为3组，第1组岩心渗透率小于1 mD，共5块岩心，平均渗透率为0.21 mD；第2组岩心渗透率在1～10 mD，共有13块岩心，平均渗透率为6.12 mD；第3组岩心渗透率大于10 mD，共有8块岩心，平均渗透率为14.95 mD。

表1 实验岩心基础数据及实验结果Table 1 Basic data and experimental results of experimental core

离心实验设计的离心机转速依次为500、1 000、2 000、5 000 r/min，对应的驱替压差依次为0.032、0.130、0.510、3.20 MPa，受限于离心机能力，在高压差实验时采取渗流驱替实验，设计驱替压差为5 MPa，因此本次实验对应的压差共计5组，岩心长度约为5 cm，计算得到本次驱替实验对应的压力梯度为0.64、2.60、10.20、64、100 MPa/m，驱替压力梯度范围较大，足以涵盖实际气藏生产压力梯度，实验设计较为合理。由于矿场尺度和岩心尺度差异较大，采用驱替压力进行对比分析指导意义不强，为了使实验结果更好地指导矿场应用，在结果分析等方面均采用驱替压力梯度数据。

利用核磁共振实验测试不同驱替压力下岩心含水饱和度，结果见表1，从表中可以看出，随着驱替压力的增加，岩心含水饱和度逐渐降低。

2 可动水饱和度及水气比精细计算

依据靶区核磁共振实验结果，建立不同物性岩心可动水饱和度随压力梯度计算模型，结合气水相渗曲线及渗流理论，建立生产水气比和可动水饱和度关系，实现可动水饱和度到生产水气比的精细计算。

2.1 可动水饱和度计算模型建立

依据核磁共振实验结果，将3组不同物性岩心做平均化处理，得到实验结果(图2)。从图2中可以看出，在同一物性下，随着驱替压力梯度(驱替压力)的增加，条件束缚水饱和度(含水饱和度)逐渐降低；随着岩心渗透率K增加，相同驱替压力梯度下条件束缚水饱和度逐渐降低。

图2 靶区岩心实验结果Fig.2 Experimental results of target core

进一步分析可以看出，在某一物性下，条件束缚水饱和度与驱替压力梯度呈现对数关系，可以用如下通式表示。

Swit=mlnPm+n

(2)

式(2)中：m、n为系数，无量纲；Pm为驱替压力梯度，MPa/m。

对于靶区3组不同物性的岩心，其条件束缚水饱和度与驱替压力梯度关系式见式(3)。

(3)

式(3)中：K为渗透率，mD。

利用式(1)和式(3)，考虑气藏开发实践，可得到南海西部高温高压低渗气藏可动水饱和度计算公式，即

(4)

从式(4)可以看出，当在某一生产压力梯度下，利用式(3)计算出来的条件束缚水饱和度大于储层原始含水饱和度时，说明该生产压力梯度下，储层没有可动水，即此时可动水饱和度为0；随着生产压力梯度的增大，当在某一生产压力梯度下，利用式(3)计算出来的条件束缚水饱和度小于储层原始含水饱和度时，此时储层部分束缚水转变为可动水，随气体一起被采出，此时可动水饱和度为原始含水饱和度与计算得到的条件束缚水饱和度之差(可用式(4)计算)。

利用式(4)对南海西部高温高压低渗气藏不同物性储层可动水饱和度进行计算，得到可动水饱和度在25%以内。

2.2 可动水水气比计算方法

水气比(WGR)定义为气井每产出104m3天然气所产出的水量，井底含水率定义为井底产出自由水量与井底总流量之比。通过气井水气比及井底含水率的定义，可得到如下水气比与井底含水率关系式[24-25]。

(5)

式(5)中：Bw为地层条件下水的体积系数，m3/m3；WGR为气井水气比，m3/104m3；Bg为天然气体积系数，m3/m3。

另外，根据相对渗透率曲线中的相对渗透率与含水率关系，可以得到含水率的另外一种表达式，如式(6)所示。

(6)

式(6)中：Krg为气相相对渗透率，小数；Krw为水相相对渗透率，小数；μw为水相黏度，mPa·s；μg为气相黏度，mPa·s。

联立式(5)和式(6)，即可得到可动水水气比计算公式为

(7)

利用式(4)即可得到南海西部高温高压低渗气藏可动水饱和度，结合地层条件下水驱气相渗曲线，即可得到式(7)中各参数值，进而计算可动水饱和度造成的气井水气比。

3 实例应用

南海西部F气田位于莺歌海盆地中央泥底辟构造带，主力气组为黄流组一段Ⅱ气组，地层温度为140 ℃，地层压力为54 MPa，压力系数为1.9，渗透率在10 mD以下，是一个高温高压低渗气藏。按照气水相渗测试行业标准，开展地层条件下水驱气相渗实验，结果如图3所示。

图3 靶区相渗实验结果Fig.3 Experimental results of target phase permeability curve

结合实验结果，采用气水相对渗透率与饱和度指数式经验公式(式(8)～(12))对相渗曲线进行标准化处理，获取相渗曲线的水相系数和气相系数(表2)。

(8)

(9)

其中

(10)

(11)

(12)

利用式(3)和式(4)计算结果，得到南海西部高温高压低渗气藏可动水饱和度，代入下式即可得到该驱替压力梯度下含水饱和度。

Sw=Swi+Sw动

(13)

利用式(13)得到任意驱替压力梯度下的含水饱和度后，结合相渗曲线水相系数a和气相系数b后，即可利用式(8)～(12)计算任意含水饱和度下的水相相对渗透率和气相相对渗透率，利用式(7)即可得到此时水气比。经计算得到南海西部高温高压低渗气藏开发过程中可动水饱和度在25%以内变化，可动水造成的水气比在2.3 m3/104m3以下(表2)。以F气田探井4井DST测试数据为基础对计算结果进行了验证，该井在井底流压14.238 MPa，生产压差39.562 MPa时(外推压力53.8 MPa)，测试日产气为8.306 5×104m3，日产水为17.3 m3，水气比为2.07 m3/104m3，与计算相比误差仅为8.47%(计算水气比为2.26 m3/104m3)，本文计算结果与生产实践认识较为一致。

表2 南海西部高温高压低渗气藏不同可动水饱和度下水气比计算结果Table 2 Calculation results of water gas ratio caused by movable water in high temperature, high pressure and low permeability gas reservoirs in western South China Sea

高温高压低渗气藏由于可动水造成的气井水气比的计算受可动水饱和度、气水相渗实验结果影响较大，具体靶区可参考该方法，结合靶区实际参数进行计算。

4 结论

1) 利用室内驱替、离心和核磁共振实验，明确了南海西部高温高压低渗气藏可动水饱和度变化规律，并建立了可动水饱和度随驱替压力梯度变化计算公式；南海西部高温高压低渗气藏开发过程中层内可动水饱和度在25%以内变化。

2) 基于可动水饱和度研究成果，结合水驱气相渗实验，建立可动水饱和度造成水气比变化预测模拟，得到高温高压低渗气藏在25%以内的可动水造成的水气比变化在2.3 m3/104m3以内。

3) 建立的高温高压低渗气藏可动水饱和度及水气比计算模型，实现了可动水及水气比的精细评价，评价结果与生产实践认识较为一致，同时为气藏开发过程中产能、废弃压力、采收率等的研究奠定了理论基础，在南海西部高温高压低渗气藏应用效果较好。