裂缝性气藏水侵机理物理模拟

沈伟军^{1, 2}，李熙喆³，刘晓华³，陆家亮³，焦春艳³

(1. 中国科学院渗流流体力学研究所，河北 廊坊，065007；

2. 中国科学院大学，北京，100190；

3. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊，065007)

摘要：为研究裂缝性气藏水侵动态规律及其影响因素，并为此类气藏开发方案设计提供科学依据，通过设计3种不同全直径长岩心组合模型，建立裂缝性气藏水侵动态物理模拟实验系统，对3种不同模型在不同底水、配产、压力条件下进行物理模拟，分析不同模型在不同底水、配产、压力条件下的水侵机理。研究结果认为：底水锥进速度受裂缝渗透率影响，渗透率越大，底水侵入速度越快，气藏最终采收率降低；底水对裂缝性气藏影响很大，但底水大小超过一定程度，对气井生产变化幅度不大；在裂缝性底水气藏中，气藏压力越大，底水锥进速度越快，从而对应水气体积比越高，最终采收率越低；底水锥进速度受单井配产的影响，单井配产增加，底水锥进速度加强，气藏采收率降低但变化幅度不大。

关键词：裂缝性气藏；物理模拟；水侵；水气体积比；采收率

中图分类号：TE371               文献标志码：A         文章编号：1672-7207(2014)09-3283-05

Physical simulation of water influx mechanism in fractured gas reservoirs

SHEN Weijun^{1, 2}, LI Xizhe³, LIU Xiaohua³, LU Jialiang³, JIAO Chunyan³

(1. Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics, Chinese Academy of Science, Langfang 065007, China;

2. University of Chinese Academy of Science, Beijing 100190, China;

3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Langfang, Langfang 065007, China)

Abstract: To study the water invasion performance and the influencing factors in the fractured gas reservoirs and provide a scientific basis for the design of development plan of the gas reservoirs, three kinds of full diameter long-core combination models were designed and an experimental system of the water invasion performance in fractured gas reservoirs was established. Three different models were employed in the physical simulation of the different bottom waters, productions and pressures in gas reservoirs, and their water invasion mechanisms in different conditions were analyzed. The results show that the size of fracture permeability influences water coning rate. The bigger permeability is, the greater water coning rate would be. Thus, it can reduce gas ultimate recovery. Bottom-water has a great effect upon fractured gas reservoirs, but gas well has little change if bottom-water size exceeded a certain extent. The higher gas pressure in fractured bottom-water gas reservoirs is, the greater coning rate would be. Thus, the higher the water-gas rate is, the lower gas ultimate recovery would be. Single well production influences water coning rate. With the increase of the single well production, water coning rate strengthens, then gas recovery decreases but there is little change.

Key words: fractured gas reservoirs; physical simulation; water influx; volume rate of water and gas water-gas; gas recovery factor

裂缝性气藏作为一种特殊复杂气藏，在国内外已发现的气藏中占有相当大的比例，在世界天然气中起着非常重要的作用^[1-3]。随着我国天然气勘探开发不断加深，裂缝性气藏的探明储量和产量也在逐年增加。裂缝性气藏因其复杂结构比非裂缝气藏的开发更为复杂。若存在边底水，则一旦水沿裂缝通道向气井窜流，造成部分气体被水封隔，使气井产量大幅降低甚至停产，这将严重影响气藏的采收率和开发效益，给气藏开发带来极大的困难^[4-9]。因此，为有效、合理地开发此类气田，需研究裂缝性气藏水侵机理。这对于提高气藏采收率和开发效益具有重要的意义。近几十年来， 国内外不少学者在裂缝性气藏水侵机理方面做了不少工作。Persoff等^[10-13]采用激光刻蚀技术制成透明微观玻璃板物理模型来观察气水两相在裂缝性地层中的水窜、绕流和卡断等3种微观渗流现象，分析裂缝性地层中气水两相的渗流机理，证明裂缝性地层中气水两相的渗流具有不连续性的特征，但对裂缝性气藏水侵机理认识尚不清楚，且研究主要通过微观玻璃模型来认识，这与宏观真实岩心存在一定差别。因此，为更好地认识裂缝性底水气藏水侵机理，本文通过设计3种不同全直径长岩心组合模型，采用建立的裂缝性气藏水侵动态物理模拟实验系统进行底水气藏水侵动态规律及其影响因素模拟，研究不同模型在不同底水、配产、压力条件下的水侵机理，分析裂缝大小、水体大小、单井配产等因素对气井生产的影响。通过分析认为裂缝宽度、底水大小、单井配产等因素均对气井生产产生了不同程度的影响，在开发过程中应充分考虑各种因素的影响，以达到科学、高效开发的目的。

1  实验装置与实验方法

1.1  实验装置

实验装置由围压泵、水泵、实验模型、配产或生产压差控制装置等部分组成，如图1所示。流程中全直径岩心夹持器可放入不同实验模型，气源用来饱和岩心样品，模拟气藏初始状态，水泵用来模拟底水，三通阀来切换气水通道，压力传感器记录各处压力，围压泵模拟围压，控制流量计能够控制气体的流量，模拟不同气井产量，整个过程的数据采集可以通过计算机来完成。

1.2  实验方法

1.2.1  实验模型制备

为研究不同条件下裂缝性底水气藏的水侵动态规律及其影响因素，制作了3种不同条件下全直径岩心组合模型(见图2)。模型1(无裂缝)由3块不同岩心组合而成；模型2(小裂缝)由3块不同岩心经过岩心开缝进行组合；模型3(大裂缝)由3块不同岩心经过岩心开缝后局部加沙填充再进行组合。单块岩心样品直径为9.92~10.01 cm，长度为18.76~20.78 cm， 孔隙度为9.8%~12.9%，渗透率为0.14~0.19 mD之间。以实验模型3为例，样品选自某地区天然全直径岩心，岩心经过开缝(局部加沙填充)后进行组合，其处理效果见图3。

图1  裂缝性气藏水侵物理模拟实验系统

Fig. 1  Experimental system of water invasion mechanism in fractured gas reservoirs

1.2.2  实验方法

首先，模拟定容封闭气藏开发，岩心饱和氮气至25 MPa，关闭气源，打开可控气体流量计定流量生产模拟，记录进出口压力的变化过程至该气藏生产枯竭停止。

图2  不同模型示意图

Fig. 2  Schemes of different models

图3  经过开缝处理组合成的实验模型

Fig. 3  Experimental model after slotted and combined

其次，模拟不同底水气藏开发，重新饱和氮气至初始状态25 MPa，关闭气源，打开水泵，设定模拟存在20倍、无限大底水，打开可控气体流量计定流量生产模拟，记录进出口压力变化及泵的泵液量(水侵量)至该气藏生产枯竭停止，结束实验。

最后，通过更换不同实验模型及不同压力大小来模拟不同性质的气藏开发，改变可控气体流量计的流量来模拟不同采气速度等条件来开发气藏。

2  结果与讨论

2.1  不同裂缝模型对气井生产的影响

不同裂缝模型对气井生产的影响模拟结果分别如图4和图5所示。由图4可见：在相同采收率下，裂缝渗透率大的模型，对应的水气比高，气藏最终采收率低。由图5可见：随着生产的进行，裂缝大的模型对应的累积产气量远远小于小裂缝、无裂缝模型的累积产气量。这说明随着裂缝增大，储层渗流系统更加畅通，流体的导流能力随之提高，底水的活动也相应增强，气井的水侵速度随之加快，气井无水生产和稳产期随之缩短，导致最终采收率降低。因此，裂缝渗透率对气井生产影响很大。

2.2  不同底水大小对气井生产的影响

不同底水大小对气井生产的影响模拟结果分别如图6和图7所示。由图6可见：有无底水对气藏采收率影响很大，无底水气藏采收率很高，有水体气藏采收率较低，而底水大小超过一定程度，底水大小影响幅度不大(也就是20倍底水与100倍无限大底水生产差别不大)。由图7可见：随着气藏水体的增大，在单井配产产能不变的情况下，模拟前期气井累积产量趋于一致；随着生产进行，气藏水体越大，底水能量越充足，气井产水上升相对较快，水气比较高，累积产气量逐渐变缓，导致最终采收率降低。

图4  不同裂缝水气体积比与采出程度关系

Fig. 4  Relation between water-gas volume ratio and gas recovery factor for different fractured models

图5  不同裂缝累积产气量与时间关系

Fig. 5  Relation between cumulative gas production and time for different fractured models

图6  不同底水水气体积比与采出程度关系

Fig. 6  Relation between water-gas volume ratio and gas recovery factor for different bottom water sizes

图7  不同底水累积产气量与时间关系

Fig. 7  Relation between cumulative gas production and time for different bottom water sizes

2.3  不同压力(P)大小对气井生产的影响

不同压力对气井生产的影响模拟结果分别如图8和图9所示。由图8可见：在裂缝性底水气藏中，气藏压力越大，最终采收率越低，在相同采收率下，气藏压力大的模型，对应的水气比高。由图9可见：模拟前期，不同压力气藏累计产气量趋于一致，但随着生产进行，累积产气量差异大。说明气藏压力对气井生产影响很大，气藏压力大，对应水气比较高，最终采收率低。

图8  不同压力水气体积比与采出程度关系

Fig. 8  Relation between water-gas volume ratio and gas recovery factor for different reservoir pressures

图9  不同压力累积产气量与时间关系

Fig. 9  Relation between cumulative gas production and time for different reservoir pressures

2.4  不同单井配产(Q)对气井生产的影响

不同单井配产对气井生产的影响模拟结果分别如图10和图11所示。由图10可见：随着单井配产增加，底水的活动能力随之加强，底水锥进的速度相应加强，无水生产时间、最终采收率等开发指标均有所下降，但变化幅度不大。由图11可见：模拟前期，单井配产高的模型累积产气量大，但随着生产进行，当配产Q=4 000 mL/min时，累积产量逐渐变缓。这主要是由于配产过大导致底水沿着裂缝锥进速度加大，气井开始大量产水，从而累积产量逐渐变缓，最终气藏采收率降低。

图10  不同配产水气体积比与采出程度关系

Fig.10  Relation between water-gas volume ratio and gas recovery factor for different gas productions

图11  不同配产累积产气量与时间关系

Fig. 11  Relation between cumulative gas production and time for different gas productions

3  结论

1) 裂缝性底水气藏开发中，裂缝渗透率影响气井稳产期、采收率等开发指标。裂缝渗透率越大，底水侵入气井速度越快，从而气井无水生产和稳产期缩短，造成气藏最终采收率大幅降低。

2) 有无底水对裂缝性气藏气井生产影响很大，而底水大小超过一定程度(20倍底水)，底水大小对气井生产变化幅度不大。

3) 气藏压力对气井生产影响很大，气藏压力大，水侵速度越快，从而对应水气比越高，最终采收率越低。

4) 底水锥进速度受单井配产的影响，单井配产增加，底水锥进速度加强，气藏采收率降低但整体变化幅度不大。

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(编辑  邓履翔)

收稿日期：2013-07-30；修回日期：2013-10-26

基金项目：国家科技重大专项(50150503-12)；塔里木油田勘探开发关键技术研究(2010E-2103)

通信作者：沈伟军(1987-)，男，福建南靖人，博士研究生，从事渗流力学与气藏数值模拟研究；电话：18810454192；E-mail: wjshen763@gmail.com