高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试方法

方建龙，郭平，肖香姣，杜建芬，董超，熊燏铭，龙芳

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（西南石油大学）；2.中国石油塔里木油田公司）

高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试方法

方建龙1，郭平1，肖香姣2，杜建芬1，董超1，熊燏铭1，龙芳1

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（西南石油大学）；2.中国石油塔里木油田公司）

致密气气水相渗曲线一般在常温常压下应用非稳态气水相渗测试方法通过实验测得，所得结果与高温高压下气水相渗曲线相差很大。采用常规标准方法，用氮气和地层水测试3块岩心在常温常压下的气驱水相渗曲线，之后将3块岩心按照实验流程处理，采用自研全直径渗流装置（200 ℃，200 MPa）对这3块岩心在地层条件下（温度160 ℃，116 MPa）进行气驱水相渗曲线测试。结果表明，高温高压相渗曲线具有更大的两相共渗区，且束缚水饱和度更低；在相同含气饱和度下，高温高压气相相对渗透率比常温常压的高，说明地层条件下致密气气水两相的渗流能力更强，实际束缚水含量更低。高温高压下，气水黏度比、密度比以及界面张力更低，气驱水波及效率更高。图2表2参10

高温；高压；致密气藏；非稳态；气水相渗曲线；全直径岩心

0 引言

致密气是指储存在低孔（孔隙度小于10%）、低渗（覆压渗透率小于0.1×10-3μm2）储集层中的天然气，是非常规气的重要组成部分。2010年以来，我国致密砂岩气勘探开发得到迅速发展，其探明地质储量达30 109.2×108m3[1]，产量占全国天然气总产量的1/4[2]。为了高效开采致密气藏，需要对其渗流规律进行深入研究。由于致密气藏孔渗结构复杂，因此其流体规律更为复杂，虽然目前针对致密气藏渗流规律已有一些研究，但是还没有对地层温度压力条件下致密气的气水相渗进行测试，所以研究地层条件下气驱水相渗及束缚水饱和度有重要意义。

常规的气水相渗测试标准（SY/T 5345-2007“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”）[3]是在常温、常压条件下采用氮气和水进行测试，测试结果与高温高压下气水相渗相差很大。

国内外高温高压气水相渗实验研究[4-7]多局限于高温或者高压等单一地层条件，即使是高温高压下的研究其压力也远低于目前高压气藏的地层压力，并且还没有文章对相同岩心常规相渗和高温高压相渗的差异进行定量对比分析。

目前见诸报道的高温高压气水相渗实验流程主要有4种[8-10]，虽具有一定的参考价值，但是也存在一些不足：①注入气体比较单一，主要是用压缩空气或氮气；②一般都在常温下测试，未在地层温度下测试；③实验压力不够，最高45 MPa；④用CT扫描仪直接测试饱和度的方法在地层温度和压力下并不适用，目前具备最高测试条件为150 ℃、70 MPa。

本文在常规气水相渗测试基础上进行流程改进，建立了高温高压下气水相渗测试方法：首先采用常规标准方法在常温常压下用氮气和地层水对3块岩心进行气驱水相渗曲线测试；常温常压气水相渗测试之后将3块岩心按照实验流程处理，采用自研全直径渗流装置（200 ℃、200 MPa）对这3块岩心在地层条件下（160 ℃、116 MPa）进行气驱水相渗曲线测试，流体样品为地层水和天然气。对比两种不同测试条件下测得的气水相渗曲线的差异并分析其原因。

1 实验

1.1 实验装置和流程

根据行业标准SY/T 5345-2007[3]，采用美国岩心公司103型气水相渗测定仪对全直径岩心进行常规相渗测试。

高温高压条件下气水相渗测试采用自主研制的超高压高温全直径岩心驱替装置（200 MPa、200 ℃）。该装置主要由注入泵、中间容器、加湿器、过滤器、压力表、出入口观察窗、岩心夹持器、回压调节器、冷凝器、气水计量器等组成（见图1）。

图1 超高压高温全直径岩心驱替装置

1.2 实验样品

本次实验对3块岩心先后进行常规标准方法和高温高压非稳态气驱水相渗测试。

为了减小岩心体积太小产生的计量误差，本次实验选用全直径岩心（直径6.5 cm，长度6 cm左右）。该岩心样品取自KS气田的致密褐色细砂岩，岩心中石英含量59%，斜长石含量19.6%，黏土矿物含量6.4%，钾长石含量8.2%，方解石含量4.2%，岩心气测孔渗参数见表1。KS气田地层温度160 ℃，地层压力116 MPa。地层水为氯化钙水型，矿化度22×104mg/L。实验用气取自中国石化川西采气厂，天然气中CH4体积含量为95.53%，C2H6为2.88%，CO2为0.74%，C3+以及氧、氮和氦含量为0.85%。

表1 岩心孔渗数据

1.3 常温常压下气水相渗测试过程

首先将烘干的岩心饱和地层水，然后测试其水相渗透率，所测值作为水-气相对渗透率的基础值；调整出口水、气体积计量系统，进行气驱水，记录各个时刻的驱替压力、产水量和产气量，建立束缚水饱和度，测试束缚水饱和度下气相有效渗透率。

1.4 高温高压下气水相渗测试过程

首先将上述实验后的岩心用甲醇洗净烘干并称重，抽空后在常温及高压下用配制的地层水饱和，取出再次称重，确定岩心饱和水量；然后将岩心装入岩心夹持器，采用天然气加压到116 MPa，并同时加温至160 ℃并保持恒温，加压过程中保持围压高于内部压力，待温度压力稳定；再采用气驱恒压方式进行气驱水相渗测试，驱替到不出水，并逐级降回压直到大气压，收集降压过程中产出的气和水，驱替后控制围压5 MPa以上，关闭岩心进出口闸门，保证水不会蒸发，待温度降到室温后，取出岩心称重，以确定气驱后平均饱和度。

该实验装置入口安装加湿器，保证水驱和气驱时处于气水平衡状态，气中含水，水中含气，出口加冰水槽冷凝，以防止由于出口压力下降后气中溶解水量增加而导致水量被带走，其他过程的记录与标准方法相同；记录的数据包括时间、累计产水量、累计产气量、围压、入口和出口压力。

2 实验数据处理与分析

2.1 实验数据处理方法

常规气水相渗数据按照行业标准SY/T 5345-2007“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”[3]进行处理。由于高温高压下要考虑天然气在水中的溶解，以及水和天然气体积随温度压力的变化，将常温常压下产水量和产气量校正到高温高压条件下。

首先将常温常压条件下累计产水量及累计产气量转化到高温高压条件下：

然后计算各时刻的水相相对渗透率和气相相对渗透率以及岩样出口端面含气饱和度：

2.2 实验结果

3块岩心常温常压和高温高压气水相渗曲线见图2。据此可得出岩心束缚水饱和度及其对应的气相相对渗透率、等渗点含水饱和度和等渗点相对渗透率（见表2）。

图2 1号、2号、3号岩心气水相渗曲线

表2 气驱水相渗测试结果

与常温常压条件下相比，高温高压相渗曲线具有以下特点：①1号岩心两相共渗区增大23%；气相相对渗透率上升更快、更早；束缚水饱和度比常温常压下的低11.75%，高温高压气相渗透率是常温常压下的2倍。②2号岩心两相共渗区增大55%；气相相对渗透率上升更快、更早；束缚水饱和度比常温常压下的低36.30%，气相相对渗透率是常温常压下的3.9倍。③3号岩心两相共渗区增大38%；高温高压气相渗透率上升更早、更快；束缚水饱和度比常温常压下低24.40%，气相相对渗透率是常温常压下的2.4倍。

综上，高温高压相渗曲线具有更大的两相共渗区，且束缚水饱和度更低；在相同含气饱和度下，高温高压气相相对渗透率比常温常压高（见图2），说明地层条件下致密气藏气水两相的渗流能力更强，实际束缚水含量更低，常规常温常压标准气水相渗曲线不能代表储集层实际情况。

2.3 实验结果分析

影响气水相渗的因素很多，很多学者研究证实[4-7]，高温高压下储集层孔隙结构、流体性质与常规条件下不同。本文实验结果表明，相同岩心高温高压气水相渗曲线与常规条件相比，束缚水饱和度更小，两相共渗区增大。高温高压下气藏气水相渗受温度、压力、孔隙结构以及流体的综合作用，高压下气体大量溶解在水中，同时高温能够加剧分子运动，促进气体的溶解，降低气水之间的界面张力，从而减少水相在孔隙中的捕集以及岩石表面的附着，所以得到的束缚水饱和度较常规条件驱替得到的要低。

忽略温度和压力变化对岩心骨架的影响，气驱水过程中流体在高温高压（160 ℃，116 MPa）和常温常压下差异主要表现为：常温常压下水气黏度比达到111，水气密度比达到12，同时界面张力较大，不利于气驱水，气驱水波及效率差，束缚水饱和度高；而高温高压下水气黏度比为5，两者黏度相近，水气密度比为2，界面张力更低，气驱水波及效率高，束缚水饱和度低。因此相较于常温常压，高温高压下具有更低的水气黏度比和密度比以及界面张力，能够获得更高的气驱水波及效率。

3 结论

建立了高温高压条件下气驱水相渗测试流程与方法。高温高压下气驱水相渗测试得到的束缚水饱和度比常规相渗测试结果更低，具有更宽的气水两相共渗区，该测试方法为确定致密气束缚水饱和度提供了一条新途径；在相同含水饱和度下，高温高压下气相相对渗透率比常温常压下高，表明高温高压下气相更易流动，因此常规标准方法不适用于致密气气水相渗测试。

影响气水相渗的因素很多，由于实验难度大，时间长，本次测试样品数量较少，高温高压下气驱水相渗测试结果与常规标准方法测试结果差异较大，其原因还有待于开展大量深入研究。

符号注释：

W(t)，W′(t)——校正前、后的累计产水量，cm3；Bw，Bg——水、气的体积系数，cm3/cm3；G(t)，G′(t)——校正前、后的累计产气量，cm3；GWR——平衡水相的气水比，cm3/cm3；fw(Sg)——含水率（为含气饱和度的函数），f；Sg——含气饱和度，f；Vw(t)——无因次累计产水量；V(t)——无因次累计水气总产量；Krw——水相相对渗透率，f；Krg——气相相对渗透率，f；I——流动能力比，无因次；μw——地层水黏度，mPa·s；μg——天然气黏度，mPa·s；Q0——初始时刻岩样出口端面水流量，cm3/s；Q(t)——t时刻岩样出口端面水气流量，cm3/s；Δp0——初始驱替压差，MPa；Δp(t)——t时刻驱替压差，MPa；Δt——时间差，s；Sge——岩样出口端面含气饱和度，f；Vp——岩样有效孔隙体积，cm3；t——时间，s。

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（编辑 郭海莉 绘图 刘方方）

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

国家油气重大专项“塔里木盆地库车前陆冲断带油气开发示范工程”（2011ZX05046）

TE37

A

1000-0747(2015)01-0084-04

10.11698/PED.2015.01.10

方建龙（1977-），男，甘肃酒泉人，中国石油天然气股份有限公司高级工程师，现为西南石油大学在读博士研究生，主要从事天然气开发技术管理。地址：北京市东城区东直门北大街9号，石油大厦B1510，邮政编码：100007。E-mail: fangjianlong@petrochina.com.cn

联系作者：郭平（1965-），男，四川射洪人，博士，西南石油大学教授，现从事油气田流体相态、特殊岩心分析、气田及凝析气田开发等研究。地址：四川省成都市新都区新都大道8号，西南石油大学设备管理处，邮政编码：610500。E-mail:guopingswpi@vip.sina.com

2014-03-31

2014-12-22