高温高压气藏衰竭开发气水相渗变化规律探讨*

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司 广东湛江 524057）

气水相对渗透率曲线是气藏开发过程中非常重要的参数之一，是气藏开发方案设计、动态分析、指标预测及气井见水规律研究的基础[1-4]。近年来，随着勘探开发力度的不断加大，在南海西部莺琼盆地发现了大量高温高压、低渗天然气藏，压力系数1.7～2.3，温度150～220℃，渗透率0.3～33.7 mD，高温高压低渗气藏的发现与开发给南海西部增储上产带来了重大机遇[5-8]。高温高压、低渗气藏孔喉结构复杂，开发过程中易见水，且易发生应力敏感[9-10]，受见水、应力敏感影响，渗流规律复杂[11-13]，需要对该类气藏地层条件下气水相渗曲线进行测试，研究其在衰竭开发过程中气水相渗曲线的变化规律。

常规气水相渗测试标准（SY/T 5345-2007“岩石中两相流体相对渗透率测定方法”[14]）是采用氮气在常温常压的条件下进行测试的，常温常压测试的相渗曲线与地层条件下测试结果相差较大[15-16]，难以直接应用到气藏开发实践中。国内外对高温高压气水相渗研究较少，或多局限于高温、高压单一条件，即使是在高温高压条件下的研究，也多以70 MPa、100℃以下为主，很少同时达到南海西部储层极限温压条件（95 MPa、220℃）[17-18]，且缺少对不同温压条件、不同驱替顺序及气藏衰竭开发过程中气水相渗变化规律的研究。

本文在常规气水相渗实验的基础上，设计常温常压、高温高压相渗对比实验，气驱水、水驱气对比实验，不同有效应力下相渗对比实验，综合考虑应力敏感对气水渗流规律的影响，评价高温高压气藏气水相渗特征，表征开发过程中气水相渗变化规律。……