高温高压气井产能模拟实验方法

周克明 李 农 刘婷芝 何家欢 余华洁 邹梦文

1. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2. 中国石油天然气集团有限公司碳酸盐岩储层重点实验室

3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

0 引言

自2011年起，中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）在四川盆地中部高石梯—磨溪区块震旦系灯影组和寒武系龙王庙组相继获得重大勘探发现[1-4]，天然气探明储量接近1×1012m3，并且储量规模还在不断增长[5]，目前已建成年产天然气170×108m3的生产能力。近期X-1井和Y-1井分别在德阳—安岳裂陷东侧震旦系灯影组二段测试，日产气量相继超过100×104m3。2012年，在四川盆地西北部中二叠统栖霞组又获得重大勘探突破[6-10]，部署的S-1井测试获气87.6×104m3/d。2020年，在四川盆地西南部部署的P-1井在栖霞组获气66.9×104m3/d。S-1井和P-1井的发现，充分展示出四川盆地栖霞组储层巨大的勘探开发潜力[11-16]，目前已在四川盆地西北部建成年产天然气10×108m3的生产能力，累计产气量已超过10×108m3。

安岳气田高石梯—磨溪区块震旦系灯影组气藏埋深达5 600 m，孔隙压力超过55 MPa，地层温度超过150 ℃，属于古老深层碳酸盐岩气藏[17-20]，储层非均质性强，气水关系复杂，地层水活跃，气藏整体高效开发面临着巨大挑战[21-23]；四川盆地西北部下二叠统栖霞组气藏埋深更是深达8 000 m，孔隙压力达100 MPa，地层温度达160 ℃。上述气藏具有埋藏深、上覆地层压力大、地层温度和孔隙压力高、基质孔隙致密并且缝洞发育、孔隙结构复杂的特点。在投入开发后，随着孔隙压力逐渐下降，引起裂缝闭合、喉道收缩，储层产生不可逆的渗透率应力敏感性，进而影响气井产能。然而，对于高温高压条件下气井产量随压力降的变化规律及气体流动特征尚不清楚，同时国内也缺乏成熟的、商业性的高温高压（地层温度超过160 ℃、孔隙压力超过100 MPa）气井产能模拟实验装置。

为了预测高温高压气藏单井气产量，同时研究高温高压条件下气体的流动特征，笔者建立高温高压气井产能模拟的实验装置和实验方法，利用钻井取心样品开展配套实验研究，以期为四川盆地高温高压气藏的勘探开发和单井气产量预测提供技术支撑。

1 产能模拟实验原理与实验流程

产能模拟实验基本原理是在地层温度和地层孔隙压力条件下，在实验岩心两端建立不同的驱替压差，将不同压差下获得的气体流量转换为地层径向流条件下的天然气产量。在实验室中，允许气体通过岩心的渗流面积是一个圆，而在地层中，不论直井、斜井还是水平井，气体渗流面是一个圆柱面，将其展开后为一个矩形。气体流量转换的理想约束条件为：岩心端面上的孔隙度、渗透率、在一定压差下的气体流速，与地层中直井、斜井或水平井在径向渗流面上的孔隙度、渗透率、气体流速相等，地层条件下与实验室条件下的气产量满足式（1），即

式中qF表示地层条件下气产量，104m3/d；qL表示实验室条件下气产量，m3/d；AL表示实验岩心样品渗流面积，cm2；AF表示产气层完全打开时的渗流面积，cm2。

针对四川盆地栖霞组和灯影组超深层碳酸盐岩气藏的地层温度和孔隙压力条件，所建的产能模拟实验装置要求实验温度达到160 ℃，孔隙压力达到100 MPa。如图1所示，通过气体增压泵将高压气瓶中的气体增压至100 MPa，用于模拟气藏孔隙压力；通过250 MPa的围压泵模拟上覆地层压力，通过100 MPa的回压泵模拟井底流动压力；通过数字式气体质量流量计和高精度电子天平实现气体和液体流量的自动采集与计量。

2 高温高压条件下氮气黏度计算

美国Core Lab公司和《岩心分析方法：GB/T 29172—2012》给出了温度在25 ℃左右及压力小于25 MPa条件下的氮气黏度计算公式[24-25]，而此次实验温度和岩心孔隙压力将达到160 ℃和100 MPa，氮气黏度计算式为：

3 高温高压条件下产能模拟实验步骤与实验结果

气藏开发过程是孔隙压力逐渐下降的过程，而传统的应力敏感性实验方法或覆压渗透率测定方法没有考虑这一过程，同时也没有考虑地层温度和孔隙压力条件。

3.1 实验步骤

高温高压产能模拟实验步骤如下：①根据气藏埋深和测试资料确定产能模拟的实验温度和孔隙压力。如四川盆地西北部栖霞组气藏地层温度约160 ℃，孔隙压力约100 MPa，上覆地层压力约200 MPa；四川盆地中部震旦系灯影组气藏地层温度约155 ℃，孔隙压力约60 MPa，上覆地层压力约150 MPa。②将实验岩心样品装入岩心夹持器后，预先给样品施加一个较低的上覆地层压力，然后再给样品两端建立驱替压差，等压力稳定后测定样品的常规渗透率和克氏渗透率。③将样品升温到地层温度条件，再同步逐级提高上覆地层压力和样品两端的驱替压差，直至孔隙压力条件。④等待温度和压力稳定后，测定地层条件下的样品渗透率和克氏渗透率。⑤在地层温度和地层孔隙压力条件下进行产能模拟实验，考虑以下4种压力变化方式：方式A保持有效净围压不变（即上覆地层压力和孔隙压力之差不变），逐渐升高上覆地层压力和孔隙压力，模拟单井气产量随孔隙压力的变化关系；方式B保持上覆地层压力不变，将孔隙压力从大气压力逐渐增加到地层孔隙压力，模拟单井气产量随孔隙压力的变化关系；方式C保持上覆地层压力和地层孔隙压力不变，将样品出口端压力从孔隙压力逐渐下降至废弃压力，模拟单井气产量随井底压力下降的变化关系；方式D保持上覆地层压力不变，样品进口端无能量供给，模拟气藏自然衰竭过程中单井气产量与孔隙压力之间的变化关系。

3.2 实验结果

3.2.1 四川盆地西北部栖霞组气藏

钻井、测试资料显示，四川盆地西北部栖霞组气藏产层中部温度为154.25 ℃，产层中部孔隙压力为95.74 MPa，属于高温高压气藏。栖霞组气藏储层岩石主要以白云岩为主、其次是颗粒（砂屑、生屑）灰岩，储层孔洞缝发育。以S-1井9个岩心样品为例，根据钻井、测试资料，考虑模拟气藏孔隙压力为100 MPa，模拟地层温度为160 ℃，按前述产能模拟实验步骤的第④步测定岩心在地层条件下的克氏渗透率，再按照第⑤步的方式B进行产能模拟实验。在井眼半径为0.08 m且井眼完全打开的条件下，得到单井气产量与气藏压力、有效储层厚度之间的关系。当孔隙压力为100 MPa时，9个岩心样品的产能模拟实验数据如表1所示，不同孔隙压力、有效储层厚度条件下单井气产量实验数据如表2所示。储层渗透率随孔隙压力的变化而变化，而渗透率的变化又将影响单井气产量。无论是实际生产过程中还是在实验模拟过程中，压力变化可以直接监测和采集，而渗透率需通过气体流量和气体压力进行计算。基于产能模拟实验，得到四川盆地西北部栖霞组气藏S-1井在地层条件下克氏渗透率为0.022 mD时，单井气产量与气藏孔隙压力之间的关系式为：

表2 不同孔隙压力、有效储层厚度下单井气产量统计表

式中q表示单井气产量，104m3/d；p表示孔隙压力，MPa。

3.2.2 四川盆地中部震旦系灯影组气藏

四川盆地中部震旦系灯影组气藏X-1井产层中部温度为160.21 ℃，产层中部压力为57.60 MPa，储层岩石主要以灰色白云岩、灰褐色溶孔白云岩为主。根据钻井、测试资料，考虑模拟气藏孔隙压力为58 MPa，模拟地层温度为160 ℃，选取X-1井、Y-1井两口井岩心样品进行产能模拟实验，其物性参数如表3所示。

表3 X-1井、Y-1井岩心样品物性参数统计表

依据《岩心分析方法：GB/T 29172—2012》，在地面条件下测定岩心样品的常规孔隙度和渗透率后，分别按前述产能模拟实验步骤，完成8个样品的产能模拟实验。以地面条件和地层条件下克氏渗透率为基础，分别得到不同渗透率下单井气产量。以X-1井4个岩心样品的实验数据为例，在孔隙压力58 MPa、地层温度160 ℃条件下，假设井眼半径为0.08 m，储层有效产气长度为130 m，且井眼完全打开，得到不同压力变化方式下单井气产量—地面或地层条件下克氏渗透率关系曲线。如图2所示，不论是地面条件还是地层条件下的克氏渗透率，在压力变化方式A下（有效净围压恒定）得到的单井气产量明显大于其他3种压力变化方式下的单井气产量。有效净围压恒定的产能模拟实验过程是将岩心样品逐渐恢复到地层条件的过程，而其他3种压力变化方式下的实验过程均是在样品恢复到地层条件下进行的，而地层条件下渗透率远小于地面条件下渗透率。在岩心样品恢复到地层条件后，在3种压力变化方式下（方式B、C、D）通过产能实验模拟得到的单井气产量—克氏渗透率变化曲线基本重合。由此可见，进行产能模拟实验时必须将岩心样品恢复至地层条件，然后选择这3种压力变化方式中任意一种即可。通过产能模拟实验，Y-1井的气产量—克氏渗透率关系曲线的变化规律与X-1井相似。根据产能模拟曲线（图2），可得到不同压力变化方式下单井气产量与地面或地层克氏渗透率之间的数学关系式。

在压力变化方式A下，有

式中q地面表示以地面条件下克氏渗透率为基础的单井气产量，104m3/d；K地面表示地面条件下克氏渗透率，mD；q地下表示以地层条件下克氏渗透率为基础的单井气产量，104m3/d；K地下表示地层条件下克氏渗透率，mD。

3.3 实验结果与现场测试资料的对比与分析

以四川盆地西北部栖霞组气藏S-1井为例，在孔隙压力98 MPa，地层温度160 ℃，假设井眼半径为0.08 m，当储层有效厚度为23 m并且井眼完全打开时，基于产能模拟实验得到的单井气产量为133.18×104m3/d，该结果与王俊杰等[26]建立的理论模型计算结果（136.07×104m3/d）相比较，相对误差为2.12%，两者结果较一致。

以四川盆地中部震旦系灯影组气藏为例，在孔隙压力58 MPa、地层温度160 ℃条件下，开展产能模拟实验，得到不同渗透率岩心样品在不同压力变化方式、不同有效储层厚度下单井气产量，再根据气井实钻有效储层厚度或有效产气长度计算单井实际气产量（表4）；根据表4中数据建立单井气产量与克氏渗透率的关系式；最后，根据所建立的数学关系式，预测不同渗透率对应的单井气产量。基于X-1井岩心样品，通过产能模拟实验，计算得到不同渗透率对应的单井气产量（表5），以及在克氏渗透率10 mD、不同压力变化方式下单井气产量（图3）。

表4 X-1井岩心样品产能模拟实验结果统计表

现场测试资料表明，X-1井在地层孔隙压力58 MPa以及地层温度154 ℃条件下的现场测试产量为71×104m3/d，无阻流量为123×104m3/d。通过有效净围压恒定并且将岩心样品恢复到地层条件后，在压力变化方式B、C、D下分别开展产能模拟实验。如表5所示，以地面克氏渗透率10 mD为基础，计算得到单井气产量分别为83.44×104m3/d、81.37×104m3/d和80.66×104m3/d，该结果与测试产量较接近；以地层克氏渗透率10 mD为基础，计算得到单井气产量分别为124.12×104m3/d、119.47×104m3/d和118.40×104m3/d，该结果与无阻流量很接近。将现场测试产量、无阻流量与产能模拟实验得到的单井气产量对比，可以确定X-1井经过储层改造后地层克氏渗透率约为10 mD。

表5 不同渗透率、不同压力变化方式下单井气产量统计表

4 高温高压条件下气体流动特征

气体流动特征在宏观上是通过单井气产量和压力的变化来反映，但实质上是由储层渗透性来决定的。因此，研究高温高压条件下的气体流动特征，就是研究单井气产量与储层岩石渗透率之间的关系。

4.1 渗透率的温度敏感性和应力敏感性

以四川盆地西北部栖霞组气藏储层岩心样品为例，随着实验温度升高，岩石骨架膨胀，孔隙空间受到挤压，渗流通道逐渐变小，岩石的平均渗透率和克氏渗透率逐渐降低。实验温度从室温升高到160 ℃时，温度上升对平均渗透率的损害介于23.4%～67.6%，对克氏渗透率的损害介于27.2%～75.7%。当渗透率介于0.010～1.000 mD时，温度上升对平均渗透率的损害介于23.4%～34.0%，对克氏渗透率的损害介于22.0%～36.0%，渗透率的温度敏感性属于弱敏感；当渗透率大于1.000 mD时，温度上升引起岩石骨架发生热膨胀，进而对裂缝渗透率产生较大影响，对平均渗透率和克氏渗透率的损害均在70%左右，渗透率的温度敏感性表现为中等—中等偏强；当渗透率小于0.010 mD时，温度上升对平均渗透率的损害在45%左右，对克氏渗透率的损害在60%左右，渗透率的温度敏感性属于中等敏感。

四川盆地西北部栖霞组储层埋深达8 000 m，假设岩石密度取2.60 g/cm3，上覆地层压力将超过200 MPa。实验研究发现，在保持岩心样品孔隙压力不变的条件下逐渐增加上覆地层压力，应力敏感性对渗透率的影响主要发生在低于20 MPa的范围。当上覆地层压力达到120 MPa时，渗透率损害几乎达到100%；当上覆地层压力从120 MPa逐渐降低到大气压力时，渗透率最高能恢复19.7%。进一步研究发现，保持孔隙压力不变条件下，增加上覆地层压力得到的渗透率应力敏感性测定结果[27-28]不能直接用于气藏工程评价。正确的渗透率应力敏感性实验方法应该是：首先，将岩心样品恢复到地层条件并进行老化；然后，在保持上覆地层压力不变的条件下，模拟孔隙压力或井底压力逐渐衰竭过程中渗透率的变化情况。

4.2 有效净围压保持不变条件下气体流动特征

以四川盆地中部震旦系灯影组气藏储层岩心样品为例，在保持有效净围压不变的条件下，同步将上覆地层压力和孔隙压力恢复到地层条件，得到X-1井和Y-1井岩心样品在地层条件下的克氏渗透率损害分别介于75.3%～93.9%和78.2%～94.5%，平均损害分别为87.8%和84.1%，显示出储层岩石渗透率具有极强的应力敏感性特征。由于这种压力变化方式与气藏的衰竭开发过程不一致，实验结果不能直接用于气藏工程评价，典型的渗透率—孔隙压力变化曲线如图4所示。

4.3 孔隙压力增加条件下气体流动特征

以四川盆地中部震旦系灯影组气藏储层岩心样品为例，在保持上覆地层压力不变，逐渐增加孔隙压力条件下，得到X-1井和Y-1井的克氏渗透率损害分别介于25.4%～47.5%和11.2%～53.9%，平均损害分别为39.6%和34.6%，均表现出中等偏弱的应力敏感性特征。由于实验过程中岩心样品已经恢复到地层条件，符合气藏实际情况，典型的渗透率—孔隙压力变化曲线如图5所示 。

4.4 井底压力下降过程中气体流动特征

以四川盆地中部震旦系灯影组气藏储层岩心样品为例，在保持上覆地层压力和孔隙压力不变条件下，模拟井底压力从地层孔隙压力逐渐下降到接近大气压力，得到X-1井和Y-1井的克氏渗透率损害分别介于20.5%～75.7%和9.1%～45.9%，平均损害分别为48.3%和26.3%，均表现出中等或中等偏弱的应力敏感性特征。由于实验过程中岩心样品已经恢复到地层条件，且实验过程与气藏开发过程一致，其实验结果符合气藏开发实际，典型的渗透率—井底压力变化曲线如图6所示。

4.5 孔隙压力自然衰竭过程中气体流动特征

以四川盆地中部震旦系灯影组气藏储层岩心样品为例，在保持上覆地层压力不变的条件下，模拟气藏孔隙压力自然衰竭的过程，将孔隙压力逐渐衰竭到废弃压力。实验结果表明，随着孔隙压力逐渐降低，岩心样品的渗透率逐渐增加。为什么出现了这种反常现象？通过对实验过程进行实时监测和对实验数据变化规律的研究，发现孔隙压力的自然衰竭过程是一个不稳定过程。在不稳定过程中采集的实验压力和气体流量不满足达西定律的稳态渗流条件，因此不能用稳态达西公式来计算岩石渗透率，也就是说，利用孔隙压力自然衰竭过程中的实验数据来计算气体渗透率是错误的。四川盆地中部灯影组气藏X-1井和Y-1井岩心样品在模拟孔隙压力自然衰竭过程中，典型的错误渗透率曲线如图7所示。

4.6 不同压力变化方式下单井气产量变化特征

如图8所示，地层条件下产能模拟实验结果表明，单井气产量不仅随孔隙压力的增加而增加，而且还与孔隙压力的变化方式有关。保持有效净围压不变、上覆地层压力和孔隙压力同步增加时，单井气产量—孔隙压力关系曲线呈下凹型，部分岩心样品获得了完整的渗流曲线，包括低速渗流段、线性渗流段和高速渗流段；保持上覆地层压力不变、孔隙压力增加时，单井气产量—孔隙压力关系曲线呈上凹型；保持上覆地层压力不变、气藏孔隙压力自然衰竭时，单井气产量—孔隙压力关系曲线呈上凹型；保持上覆地层压力不变、井底压力下降时，单井气产量—孔隙压力关系曲线呈下凹型，该曲线即是典型的IPR曲线，可以用于气井无阻流量的预测。如X-1井47号岩心样品，当地层条件下克氏渗透率为0.007 8 mD、有效产气长度为130 m、原始地层孔隙压力为58 MPa时，气井无阻流量约为35×104m3/d。

将岩心样品的孔隙压力和上覆地层压力逐渐加载到原始地层条件，此时岩心经历了第一次应力变化过程。随后，将岩心孔隙压力卸压至大气压力，再逐渐将孔隙压力加载到地层孔隙压力，最后将孔隙压力衰竭至废弃压力，此时的两条单井气产量—孔隙压力关系曲线基本重合。如图8所示，实验岩心在经历第一次压力变化后已出现了明显的应力敏感性效应，随后压力加载过程对气体流动影响较小，因此，在进行产能模拟实验时（包括应力敏感实验）应将岩心样品恢复到地层原始条件。

5 结论

1）采用所建立的适用于160 ℃地层温度、100 MPa孔隙压力条件下的产能模拟实验装置和实验方法，预测四川盆地西北部栖霞组气藏S-1井的无阻流量，与理论模型计算结果较一致，相对误差仅为2.12%。

2）以地面克氏渗透率为基础，由产能模拟实验计算得到的单井气产量与现场完井测试气产量具有较好的一致性，而以地层克氏渗透率为基础，由产能模拟实验计算得到的单井气产量结果与无阻流量具有较好的一致性。

3）地层温度和孔隙压力变化对岩石渗透率的影响显著，并且渗透率的应力敏感性明显强于温度敏感性。

4）进行储层应力敏感性实验和产能模拟实验，需要将岩心样品恢复到地层条件并且进行老化，否则实验结果将具有强烈的应力敏感性特征，不能直接用于气藏工程评价。

5）利用钻井取心样品，通过开展产能模拟实验，可以准确预测高温高压井气产量和无阻流量，同时，利用地面或地层克氏渗透率与单井气产量的关系式，结合气井测试数据，又可以评价地层克氏渗透率。