东坪基岩气藏气水相对渗透率的确定方法

罗 沛，杨 云，柴小颖，杨会洁，王 炯

1.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 沙坪坝 401331；2.中国石油青海油田公司勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736202

引言

东坪气藏是中国发现的首个大型整装构造底水基岩气藏。投产初期单井产能高，但气井见水时间早，水侵规律复杂，导致气井产量大幅度下降，大量气井因水淹而停产。气水相对渗透率曲线是气藏产量预测、生产动态分析、开发指标计算和制定治水稳产对策的基础资料，通常采用稳态法或非稳态法实验测试得到。但该气藏储层非均质性极为严重，裂缝和局部溶蚀孔洞发育，表现为低孔、高渗、大渗透率级差的特点[1-2]。取芯资料表明，储层岩性复杂多变，风化破碎带岩芯松散，难以成形，而致密带几乎不渗透。岩芯无法进行驱替实验，至今尚无气水相对渗透率数据，成为困扰气田认识与决策的关键难题。此外，对于此类非均质性极强的储层，岩芯测试得到的相对渗透率曲线很难代表整个气藏的相渗特征。一般是通过相渗曲线的归一化处理获得储层的相渗曲线[3]。但归一化的相渗曲线同样受制于取芯位置和数量的限制，也不一定能够反映整个储层的整体渗流特征。两相相对渗透率曲线也可以通过理论计算得到。

由于压汞实验比稳态或非稳态驱替实验容易，因此，基于压汞曲线计算两相相对渗透率曲线方面的研究成果较多，计算模型就有10 多种。唐永强等[4]基于特定的实验数据，对各种计算模型进行了评价。……