异常高压气藏在衰竭开发过程中,由于孔隙流体压力大幅度下降而造成储层应力大幅度变化,导致储层物性、流体物性变化显著,从而对气藏渗流机理、气井产能和气藏采收率等产生重大影响,主要包括:投入开发后地层流体压力下降从而引起储层有效应力增加,孔喉半径及孔隙度减小,储层绝对渗透率产生不可逆的影响,同时,异常高压气藏的边底水中水溶气的含量高,降压开发过程中水溶气释放并驱替边底水运动,对气藏水侵动态和采收率产生明显的影响。莺歌海盆地东方X气田黄流组主要储层为中孔中低渗砂岩储层,气藏原始压力系数接近2.0,是较为典型的异常高压边底水的气藏,在含水层段中测试得到的水溶气含量达到25.6 m3/m3,有水溶气含量高的特征。目前国内外在异常高压气藏开发方面关注的重点包括:应力敏感特征分析,水溶气的溶解度及其对开发的影响,异常高压气藏考虑应力敏感时的产能计算方法、合理采气速度及开发方案优化设计、防水控水和提高采收率等。本研究选择莺歌海盆地东方X气田异常高压气藏为研究对象,通过实验研究、理论分析和数值模拟等多种手段,建立储层应力及其对储层物性影响的关系模型、气藏流体高压物性与压力关系、流体固体耦合渗流机理和油藏数值模拟技术,定性和定量分析各类储层渗流相关的压力敏感性的大小,以及对单井产能和气藏采收率的影响,从而指导含水高压气藏的开发策略制定、提高采收率和开发方案优化。(1)东方X气田地层高压成因及衰竭开发规律研究。由于盆地新近系断层不发育,缺少流体垂向运移与释放的通道,且盆地沉降沉积速率高,多充填以泥页岩及粉细砂岩为主的细粒沉积物。因此,在这种特定的区域地质背景与沉积环境的共同作用下,造成了该区新近系及第四系巨厚海相泥页岩压实与排出流体极不均衡,加之盆地大地热流高,导致水热增压和生烃的作用特别强,在莺歌海盆地中部坳陷区形成了强烈的大规模欠压实超压区带,深度2800m处的储层压力达55MPa左右。气田开发中的变化,主要利用物质平衡法和数值模拟方法分析压力变化,通过建立考虑应力敏感效应的单井数模模型,分析井底附近压降漏斗的动态变化过程,结果表明在气井生产初期,生产压差3-5MPa,井周局部压力随地层压力同步下降,压降漏斗较深,应力敏感对井底附近和远井区的影响差异较大;在生产后期,气井井口压力逐渐接近最低限,气井进入定压降产阶段,生产压差逐渐减小,压降漏斗逐渐变浅;地层平均压力下降幅度可达35MPa,而气井周围局部压力下降幅度可达40MPa。(2)气藏降压开发过程中储层物性的变化规律分析。依据Anderson的断层形态与地应力相对大小的关系理论,通过分析东方X气田地应力大小和方位,判断上覆地层压力为气田最大地应力,水平地应力之间存在一定的差值,气田最大水平地应力方位为N120°E。由于存在异常高压,水平地应力值较大。根据气藏压力下降预测值,分析了储层段地应力变化规律,气藏压力衰减对孔隙度、渗透率和储层强度的影响。当气藏孔隙压力下降时,上覆主应力不变,水平主应力减小,地层强度增加。分析了储层应力变化对开发井的影响,以及应力敏感的机理及影响因素。储层中的流体、储层岩石和周围的地层形成一个紧密耦合的系统,储层应力变化对气藏渗流机理产生的改变,影响气井产能、气井见水时间和采收率等。(3)开展储层应力敏感性实验。本研究对传统的实验方法和设备进行改进,采用固定围压改变流体压力的实验方法,以更接近实际地模拟研究地下储层应力变化情况下的储层敏感性。通过开展接近地下实际条件的储层应力敏感实验,得到了有代表性的观察结果:气田的中孔中渗Ⅱ气藏随有效应力增加,渗透率降低早期快,后期慢,在净有效上覆压力从15Mpa增加到45MPa的过程中表现尤为明显,当净有效上覆压力升高到65MPa时,渗透率与原始地层条件下的渗透率相比下降最多,损失率为10%~40%,表现出弱~中等应力敏感性。即使压力恢复到原始地层压力(净有效上覆压力降低过程),渗透率也不能恢复到原始地层渗透率值,渗透率不可逆损失率均在5%左右。岩石的孔隙体积压缩系数随着净有效上覆压力的上升呈下降趋势,应力上升初期岩石压缩系数变化较大,应力上升后期由于岩石可压缩性减小,岩石压缩系数减小;孔隙度的降低率只有千分之几,变化非常小,且随着净有效上覆压力的不断升高,孔隙度降低的速率越来越慢;研究表明影响储层岩心应力敏感的主要矿物成分为石英、长石、粘土矿物,硬度低矿物含量越高岩心在外部应力变化条件下越易发生变形、而且变形越明显,粘土矿物含量对岩石应力敏感影响程度最大。(4)气藏降压开发过程中流体物性的变化规律。实验分析了降压过程中天然气凝析水含量变化。东方X气田受高温高压环境的影响,天然气中饱和有一定量的水,随着衰竭式开发过程中天然气压力下降,天然气中饱和水蒸汽含量发生变化,产生凝析水,导致气井井筒积液,进而导致气井产能降低甚至关井。地层水中水溶气含量变化规律的定量分析表明,水溶气含量主要与地层压力、温度、矿化度和气体组分相关,随温度的升高先下降后上升,转折点为80-90℃左右,温度高于100℃以后,溶解气量随压力的增大而增大,地层温压条件下,东方X气藏地层水的水溶气含量为22.5m3/m3左右。分析了地层水两相体积系数。高压气藏地层水中会溶解大量的天然气,水溶气的存在会增大地层水的体积系数。分析计算东方X气田Ⅱ气藏地层水两相体积系数可达22.8,相比不含水溶气的地层水高出近22倍,大大增加了水侵的能量。(5)气藏降压开发过程中流固耦合渗流机理研究。分析降压对束缚水饱和度的影响。气藏储层在衰竭开采过程中,净有效应力不断增加,岩石不断被压缩,造成束缚水的饱和度和赋存状态发生变化。分析了降压后孔隙体积缩小,对孔隙中束缚水的水膜的影响。随着储层孔喉半径与水膜厚度之差减少,使储层气相有效渗透率大幅减少,借鉴Carman-Kozeny公式建立的思路,建立低渗储层有效渗透率的计算新模型,推算出气藏孔隙水膜厚度为0.05μm~0.09μm,理想束缚水饱和度为25.54%~36.11%,为推算压降过程中气相有效渗透率变化提供参考。建立“水溶气驱替”机理实验方法。通过设计多孔介质中水溶气降压释放可视化实验,观察多孔介质中边底水中溶解气驱动的渗流机理。观察边底水降压过程中地层水的膨胀、溶解气的脱出、溶解气的流动,以及驱替孔隙水流动和推动气、水界面的变化规律等。在实验的基础上,结合数值模拟技术,建立了异常高压含水气藏水溶气释放对气藏开发影响的评价技术。阐述了水溶气释放对气藏开采动态的影响,比不考虑水溶气的地层水降压膨胀引起的水侵量有显著增加,预测气井的见水时间将大大提前,为高温高压边底水气藏防水策略的制定奠定了理论基础。研究了储层应力敏感对单井产能的影响。结合储层岩心应力敏感实验测试结果,建立考虑应力敏感影响的大斜度井、水平井单井数值模拟模型,研究无阻流量随时间变化;并定量分析应力敏感对大斜度井、水平井井型产能的影响。(6)压力敏感性对开发指标的影响研究。考虑储层应力敏感的数模研究表明,考虑应力敏感影响,储层渗透率降低了10%,气藏最终采收率降低了2.6%。水溶气释放对气藏采收率影响的研究表明:由于压力下降和水中溶解气释放和膨胀,气在未形成连续相时,脱出的溶解气驱替孔隙水,推动边底水流至低压生产区,导致气藏气水界面上升快。水溶气的溶解系数越大,井筒附近的气、水界面上升越快,同等压降条件下边底水提前达到气井。气藏在边底水体积倍数为4,水溶气的溶解度为22.5m3/m3的情况下,气、水界面上升比不考虑无溶解情况下升高幅度大,见水时间提前,不同气井见水时间提前90-1710天。(7)提高气藏采收率的策略和方法研究。建立了异常高压气藏“自喷排水”控水稳气提高采收技术。根据含水气藏高水溶气的释放对气藏边底水驱替机理物理实验模拟结果,通过物质平衡计算和数值模拟,提出在气藏边水区域钻排水井,利用异常高压气藏的天然能量自喷排水。在开发早期实施“自喷排水”控水稳气策略,可经济有效防止气藏边底水的侵入,提高气藏采收率。建立机理模型的模拟结果表明,在开发早期在边水区域钻一口自喷排水井的技术方案,气井有效生产时间延长,气藏采收率提高5%以上,同时提高排水井的伴生气量(水溶气释放部分)。(8)提出高温高压气田开发技术发展的方向。针对高压异常气藏开发面临诸多挑战,认为未来重点研究方向是高温高压岩石力学岩芯实验、一维岩石力学精细建模、三维岩石力学建模和四维岩石力学耦合模拟;综合分析在生产过程中岩石骨架的应力场和气藏流体压力场的变化和相互作用,将气藏数值模拟嵌入到气田大尺寸范围的应力场模拟中,提高流固耦合预测结果的精度和可靠性,规避气田开发风险,指导优化气田开发方案和安全生产管理。