气水相渗特征与高温高压实验研究

钟晓 杜建芬

(西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都 610500)

1 气水相渗研究现状

国外对气水相渗特征的研究较早。Cloud和Gardescu等人通过实验得出，两相流体在多孔介质中同时流动时，由于贾敏效应的存在，每一相的渗透性都会大大降低。1937年，Muskat等人首次发现同一岩心的气测渗透率值比水测渗透率值高，且岩心的渗透率越低，这种差异越明显。Klinkenberg提出了气体在微管流动中的滑脱效应。Leverett等人的研究表明，水相和气相的相对渗透率仅仅是它们各自的饱和度的函数。

国内对气水相渗特征的研究较晚［1-9］。近些年，很多学者开始关注这一领域并开展了一系列的研究，也取得了一些实质性的成果。任晓娟和阎庆来通过岩心实验发现，低渗岩心中存在残余水时，岩心中气体的渗流形态与岩心渗透率、含水饱和度以及压力梯度大小有关。同年，江义容等人对气水相对渗透率特征的研究表明，基准渗透率不准确或失真是导致气相相对渗透率大于1的原因之一。周克明等人建立了孔隙结构的分形模型，从而可以快速准确地获得气水相对渗透率。张凤东等人利用逾渗模型求取气水相对渗透率，为致密气藏开发中流体渗流的理论计算提供了一条新的途径。朱光亚等人针对低渗砂岩气藏建立了符合气水耦合渗流特征的广义达西渗流模型，推导了气水两相稳态径向渗流问题的半解析解。王星等人根据Thomas模型，并考虑启动压力梯度，建立了低渗裂缝性气藏三维气水两相全隐式渗流数学模型。

国内外关于气水相渗的研究基本上停留在常温常压条件下，针对高温高压条件下的气水相渗特征的研究相对较少。Edmondson，Weinbrandt等人早期的研究表明，温度对气水相对渗透率有一定影响，尤其在界面张力较低时，作用更加明显。辛诺克罗特研究了高温对灰岩和砂岩的气水相渗曲线的影响，当温度增加时，水的相对渗透率降低，而气的相对渗透率增加。Chowdiah使用Mesaverde地层的砂岩研究了在实验室测定高压条件下岩心气水相渗的方法，通过该方法绘制出的驱替和渗析过程的气水相对渗透率曲线结果理想。易敏等人设计了一套回压装置进行高温高压非稳态水驱气相对渗透率的测定，突破了水驱气相对渗透率曲线只能用稳态法实现的局限，使气水相对渗透率的测定具有快速、准确的特点。董平川等人研究了地层温度和压力条件下的多相渗流特征，得到了气水两相渗流的相渗曲线，结果表明:地层条件下低孔低渗岩石的气水两相共渗能力较弱，而含裂缝或孔洞的高孔高渗岩石的气水两相共渗区较宽，驱替效率较高。

国内外关于气水相渗特征和相渗模型的研究基本上都只针对常温常压条件，也有涉及到高温或高压的情况，但没有同时考虑高温和高压条件，且压力最高也只有45 MPa，远远不能达到实际气田的开发环境(如塔里木克深井区的温度压力分别为160℃、110 MPa)。

2 气水相对渗透率特征及影响因素

低渗气藏的核磁共振和增压气驱水实验结果表明，岩心孔隙中存在可动水和残余水，随着气驱压力增加，小孔隙中的部分残余水会被驱出。当岩心中含水时，气体由单相渗流变成气、水两相渗流，水对气体渗流产生了影响，增加了气体渗流的阻力，气体渗流时存在启动压力［10-12］。

双重介质中的气水流动有2个过程:一是气体的吸附过程，二是气体通过原生孔隙的运移过程。裂缝性地层中的气水流动分为3种:水窜、绕流和卡断;4个流动阶段:静止、运动、卡住和卡断。

研究表明［13］，影响气水相对渗透率的因素主要有流体饱和度、初始润湿相饱和度、岩石物性、流体润湿性、饱和历史(滞后效应)、黏度、表面张力及毛细管出口现象。

2.1 润湿性

润湿性是控制储层岩石中流体的位置、流动和空间分布的主要因素。它决定了储层中气水两相的相对位置，由于它影响了气水相的分布，也就影响了气水两相的相对渗透率。

2.2 滞后效应(饱和历史)

滞后效应是指孔隙介质对一种流体在一定饱和度下的相对渗透率依赖于该饱和度是从高值达到的还是从低值达到的。滞后现象与岩石的孔隙大小分布和胶结性有关。

2.3 温度

随着温度的升高，气水两相渗流区变宽，同时随着含水饱和度的减小，气相相对渗透率增大的越来越快，束缚水饱和度所对应的气相相对渗透率值随温度增大而增大;水相相对渗透率随含水饱和度的降低而减小的趋势较为缓慢。由此可知，高温对气驱水是有利的。但温度过高对渗流是不利的，较理想的温度应该是低于且接近140℃。

2.4 压力

在岩心温度为140℃时，排驱压力越高，对气水两相渗流越有利。高压下气相和水相的相对渗透率比低压情况下的大，两相渗流区也比低压情况下的宽;同时压力越高，气相相对渗透率随含水饱和度的降低而增大的幅度也较大，水相相对渗透率随含水饱和度的降低而减小的幅度也变得较缓慢，束缚水饱和度所对应的气相相对渗透率值也越高。因此可知，高压对气驱水有利，较理想的排驱压力在40 MPa左右。

3 高温高压气水相渗实验研究

测定气水相对渗透率的方法一般分为稳态法和非稳态法。稳态法的优点是相对准确，数据处理简单;缺点是在实验过程中达到稳态条件非常耗时。非稳态法的优点是测试速度相对较快;缺点是末端效应明显，驱替压力较高，产出液计量难度大。

目前，国内外对气水相渗实验的研究绝大多数在常温常压条件下实现，本文重点介绍4种在高温高压条件下的气水相渗实验流程。

低渗透非均质样品稳态气水相对渗透率的试验流程见图1。模拟地层温度130℃，地层压力45 MPa。与常规稳态法测试流程相比，该流程增加了的高压加湿器，保证进入岩心的气体是高压气体，压力传感器可以时刻监测岩心入口端的压力。

图1 低渗透非均质样品稳态气水相对渗透率试验流程图

用稳态法对Berea砂岩进行气水相渗的实验装置见图2，实验测定的温度分别是120.1℃，150.8℃和170.2℃。流程中的平衡室用来监测岩样中水的饱和度，岩样进出口处的气体流速可以用水的注入或产出速度、气体的温度和实验测定的压力来综合计算。监测进出口处气体的流速是否相同，要看岩心夹持器密封性的好坏。

图2 用稳态法对Berea砂岩进行气水相渗的实验装置图

在高围压储层支撑剂充填层中用新稳态技术测定气水相渗实验流程见图3。其中，时域反射仪(TDR)装置［14］能够及时高效地测出支撑剂充填层内部的饱和度。在一定围压下，将脱气水和氮气同时注入到支撑剂充填层中，当达到稳定条件时，测定压力降和饱和度。实验测试的最高围压是28 MPa。

图3 在高围压储层支撑剂充填层中用新稳态技术测定气水相渗的实验流程图

非稳态气水相渗实验流程图见图4，该体系用于实验的最高压力为 34.5 MPa，最高温度为93.3℃［15］。回压控制器(BPR)和岩心夹持器放置在恒温的空气浴装置中。体系有2个圆顶的回压控制器:一个在岩心的出口端控制岩心内流体的流出压力，另一个在岩心的进口端维持在恒压下注入流体的累积量。

图4 非稳态气水相渗实验流程图

上述4种气水相渗的实验流程特点对比见表1。主要存在以下几点不足:

(1)气体比较单一，主要是用N2，基本上没有用天然气做气水相渗实验的。

(2)实验多是采用稳态法，采用非稳态法的相对较少。

(3)实验压力比较局限，最高也只有45 MPa，远远低于实际气藏的开发环境。

表1 气水相渗的实验流程特点对比

4 结论

(1)国内外关于气水相渗性质的研究不多，尤其是在高温高压条件下对其研究的更少。

(2)气水两相在不同的介质中有不同的流动状态。

(3)影响气水相对渗透率的因素主要有:流体饱和度，初始润湿相饱和度，岩石物性，流体润湿性，饱和历史，黏度，表面张力及毛细管出口现象。

(4)气水相渗实验的压力最高只有45 MPa，针对高温高压的气水相渗实验流程还有待改进。

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