Natural Gas Geoscience >

2020 , Vol. 31 >Issue 10: 1355 - 1366

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2020.08.004

Experimental analysis method for water invasion and development performance of gas reservoir

  • Xuan XU , 1, 2 ,
  • Qing-yan MEI 3 ,
  • Ying-li CHEN 3 ,
  • Yong-xin HAN 1, 2 ,
  • Hai-fa TANG 1 ,
  • Chun-yan JIAO 1, 2 ,
  • Chang-min GUO 1, 2
Expand
  • 1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China
  • 2. The Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development，PetroChina，Langfang 065007，China
  • 3. Research Institute of Southwest Oil & Gas Field Company，PetroChina，Chengdu 610041，China

Received date: 2020-05-11

  Revised date: 2020-08-12

  Online published: 2020-09-30

Supported by

The National Natural Science Foundation of China （Grant No. 51704326）;The Major Science and Technology Projects of CNPC （Grant No. 2016E-0607）.

Fold

Highlights

The single-factor analysis is often used in traditional experiments to carry out water invasion and development evaluation. Combined with the development experiment of water drive gas reservoir， the comprehensive analysis method of water invasion and development dynamic experiment of gas reservoir is established. Through the five aspects of gas well production performance， water invasion analysis， dynamic pressure drop profile， water saturation， and residual reserves distribution， this paper comprehensively evaluates the water invasion degree and development performance of gas reservoir. The reason of the error of the single factor analysis method is analyzed through the example， and the advantage and necessity of the experimental comprehensive analysis method are pointed out. The case study shows that： because there is no wellbore effect in laboratory gas wells， the long-term water production of gas wells in fracture zone objectively achieves drainage gas production and restrains water invasion； the pressure gradient in the near well zone in S3 is finally stable at 0.22 MPa/cm， less than 50% of water invasion gas reservoir S1 and S2； the increment of water saturation after water invasion in S3 is only 32.33%， which is about 10% lower than that in the non water production wells； the recovery factor increased by more than 20%； due to the influence of water sealing， the production of water drive gas reservoir is very unbalanced.

Cite this article

Xuan XU , Qing-yan MEI , Ying-li CHEN , Yong-xin HAN , Hai-fa TANG , Chun-yan JIAO , Chang-min GUO . Experimental analysis method for water invasion and development performance of gas reservoir[J]. Natural Gas Geoscience, 2020 , 31(10) : 1355 -1366 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2020.08.004

0 引言

气藏开发动态监测与分析伴随气藏开发整个过程，水侵识别和水侵量动态分析是开发动态分析的主要内容之一［1-5］。由于油气藏开发的不可逆性，对气藏水侵与开发动态分析不准确、不及时将导致对气藏错误认识，从而制定错误的开发对策，引起难以挽回的损失。因此，在油气藏开发过程中，如何综合利用各种动、静态资料及分析方法，对气藏水侵与开发动态进行准确、及时的分析具有重要意义［6-9］。
气藏开发物理模拟实验是研究气藏开发机理，探索并总结开发规律，创新开发理论的重要手段［10-13］。模拟再现气藏开发过程，开展气藏水侵程度及开发动态的综合分析，既能够最大限度地发挥物理模拟实验的作用，也能为检验气藏开发动态分析技术适用性，创新气藏工程理论方法提供支撑。本文利用自主研发的一套测试气藏内部动态参数的实验装置，开展水驱气藏开发实验，结合实例分析，建立了一套气藏水侵与开发动态实验室综合分析方法。

1 建立实验综合分析方法的意义及思路

1.1 建立实验综合分析方法的意义

气藏开发实践中，水侵与开发动态分析的及时性和准确性受到多方面影响和制约［14-16］。而且从本质上说，气藏动态分析属于反问题求解，本身具有多解性，这也是开发动态分析需要综合动、静态数据及多种分析方法，以约束多解性的主要原因。以上因素增大了现场气藏开发动态分析难度，为气藏开发动态分析及气藏工程理论发展带来了挑战。
室内物理模拟实验能够模拟不同气藏地质及开发条件，再现气藏开发过程。相对于现场开发动态分析，实验室分析具有如下优势：首先，实验中动态参数测试准确、及时，排除了现场误差影响；其次，实验室模拟地层及开发条件明确，排除了求解反问题多解性的影响；第三，物理模拟具有可重复性，能够检验、对比不同分析方法的准确性和适用性。
然而，传统的开发实验，由于受实验设备限制，通常采用一维常规尺度岩心模拟采气，实验中只能获取气井（夹持器出口）气、水产出数据，无法获得气藏内部压力分布等动态参数，难以应用物质平衡等现场动态分析方法。即使部分实验测试了压力或饱和度等动态参数，也多止步于单因素分析，较少将气藏工程分析方法应用到实验中，忽视了对来之不易的实验数据的进一步挖掘，制约了开发实验作用的发挥［17-18］。

1.2 主要研究思路

随着开发实验技术的发展，模型制备及测试手段得到全方位的提升。一方面，物理模型从一维常规尺度向二维、三维大尺度模型跨越发展，模拟的地质及开发条件更为全面；另一方面，压力场动态监测、核磁共振及电阻率测饱和度等技术的应用，使得实验中获取的动态参数更加丰富。实验技术的进步为发展气藏水侵与开发动态实验综合分析方法奠定了基础［19-20］。
主要思路为通过研发物理模拟装置及测试技术，在充分模拟气藏地质及开发条件的基础上，开展气藏开发物理模拟实验。实验过程中，实时监测气井气、水产量的同时，尽可能多地测试气藏动态参数，包括气藏内部压力，气、水饱和度分布等，在此基础上，发挥实验室储层及开发条件明确，动静态参数测试准确、及时等优势，结合多种气藏工程分析方法，对气藏进行多角度水侵与开发动态综合分析。从而为实验数据的充分挖掘与利用，为开发技术政策制定，动态分析技术发展提供实验和理论支撑。

2 水驱气藏开发实验实例

为阐述上述综合分析方法，选取一组水驱气藏开发物理模拟实验开展实例研究。结合静态地质模型、气井气水产量、剩余压力及饱和度等动静态参数开展开发动态综合分析。

2.1 地质模型与实验设计

裂缝性气藏开发普遍受水侵影响，以川东地区石炭系龙吊气藏为例，水驱裂缝性气藏地质及生产特征参见文献［21-22］。龙吊气藏具层状裂缝—孔隙性气藏特点，整个构造被多条大断层切割，区域内断层及裂缝极为发育。如图1所示，池39井是位于吊钟坝高点北端的一口高产气井，气井单井控制储量为26.5×108 m3，于1992年3月投产，初期日产气量35.0×104 m3/d，1994年3月突然产出地层水，日产水3 m3/d，日产气量迅速降至7.3×104 m3/d。研究表明池39井属典型的大裂缝导通型水侵，2条大断裂导通了水体和39井区，断裂带试井渗透率达 60 × 10 - 3   μ m 2以上。
图1 典型裂缝水驱气藏地质模式（3种地质模型）

Fig. 1 Geological model of typical fractured water drive gas reservoir (three geological models)

实验以龙吊气藏池39井区地质及开发实例为原型，抽提出典型裂缝水驱气藏3种地质模型，设计并开展水侵与治水物理模拟实验。如图1所示，模型左端连接水体，右侧为具有非均质性的，由不同物性裂缝区和基质区组合而成的储层。裂缝区（高渗区）位于基质区的上下两侧，基质区根据物性不同，分为基质区1和基质区2（图中用不同填充色表示）。3种地质模型主要区别在于右侧基质区2的范围（图中所示3种模型边界）和气井位置：模型1和模型2中气井位于基质区2，代表了具有低渗基质区遮挡，裂缝没有完全连通气井和水体的气藏；模型3中气井通过高导断裂带直接与裂缝区相连，代表了气井通过裂缝或高渗区直接连通水体的气藏。
对应地质模型，建立裂缝水驱气藏开发动态物理模拟实验装置及方法。
实验采用单个长50 cm，总长达200 cm的大尺度岩心模型模拟图中气藏不同区域。模型岩心夹持器采用自主研发的新型多测压点长岩心夹持器［23］，可布设多个测压探头实时监测气藏内部压力。
如图2、表1所示，实验储层主要由4组不同物性的岩心构成。
图2 裂缝水驱气藏实验装置流程（3种地质模型）

Fig. 2 Schematic diagram of fractured water drive gas reservoir (three geological models)

表1 实验中4组岩心基础物性参数

Table 1 Basic physical property parameters of four groups of cores in the experiment

岩心编号 储层类型 长度/cm 直径/cm 孔隙度/% 30 MPa下渗透率/ ( 10 - 3   μ m 2 )
1 贯通缝 50 2.52 5.42 9.68
2 孔隙型 50 2.51 4.54 0.67
3 贯通缝 50 2.53 5.63 18.08
4 孔隙型 50/25/0 2.51 5.91 2.54
长岩心1和岩心3采用基质岩心定向造缝获得沿岩心长轴方向的贯通缝，加围压后裂缝开度减小，裂缝规模主要由渗透率体现。经压裂造缝后岩心1覆压30 MPa下渗透率达到9.68 × 10 - 3    μ m 2，代表小裂缝带；岩心3覆压渗透率18.08 × 10 - 3   μ m 2，代表大裂缝带。长岩心2和岩心4模拟基质区。岩心4根据所模拟的地质模型选取不同长度：模型1取50 cm，模型2取25 cm，模型3取0 cm，对应于气井模型1—模型3的裂缝穿透率分别为50%、67%及100%（具体参数见表1）。
针对影响气藏水侵及开发效果的主要地质及生产条件，设计4组实验，实验目的、特点、模型及水体参数如表2所示，详述如下：
表2 不同组次实验内容及参数

Table 2 Experiment content and parameters

编号 实验目的 实验特点 地质模型 水体
S1 气井与裂缝区位置关系

水驱气藏

气井与裂缝区距离不同

 模型1 有限水体（15倍）
S2 模型2
S3 模型3
S4 对比实验 无水体封闭气藏 模型2 无
实验S1—S3分别采用模型1—模型3研究气井与裂缝区/水体位置关系对水驱气藏开发的影响，气藏均为单井生产。
实验S4为对比实验，采用模型2模拟无水体的定容封闭气藏，目的在于与水驱气藏进行对比分析。
考虑到模拟对象川东石炭系气藏含气储层含气饱和度普遍达80%以上，水侵前气井基本不产水，为气相单相流动，实验中采用干岩心模拟气藏。
实验S1—S3中气藏连通有限水体，考虑实际气藏岩石及水体均释放弹性能，实验中统一设置等效15倍水体。所有实验气井均配产400 mL/min生产，气井废弃产量设为10 mL/min。

2.2 实验流程及步骤

第一步：根据实验方案准备岩心模型，将全部岩心装入岩心夹持器并加围压至35 MPa。
第二步：对岩心模型从两端缓慢饱和气至30 MPa。
第三步：将模拟地层水装入耐高压中间容器，加压至30 MPa，根据需要设置15倍水体。
第四步：将中间容器水体与饱和气后的岩心模型连通，根据实验方案，气井按配产400 mL/min生产，模拟气藏开采。
第五步：开采过程中，通过夹持器上设置的测压探头实时记录岩心沿程压力剖面；通过出口流量计和气水分离器记录瞬时气、水产量，累积气、水产量，见水时间等参数。当气井达到废弃产量或出口端检测不到气流量时，继续观察30 min以上，看是否复产气，否则停止实验。
第六步：实验结束后，取出岩心称重，获得不同位置处岩心含水饱和度。

3 气藏水侵与开发动态综合分析

结合上述水驱气藏开发物理模拟实例，开展气藏水侵与开发动态的实验综合分析，阐述实验综合分析的具体方法及意义。

3.1 气藏动态生产参数分析

绘制水驱气藏S1—气藏S3及定容封闭气藏S4的生产曲线于图3，主要生产参数见表3。
图3 实验中不同气藏生产曲线

Fig. 3 Production curves of different gas reservoirs in the experiments

表3 实验中不同气藏生产参数统计

Table 3 Statistics of production parameters of different gas reservoirs in the experiment

实验组次

4号岩心

长度/cm

稳产时间

/min

稳产期采出

程度/%

累计生产时间

/min

采收率

/%

见水时间

/min

累计产水量

/mL
S1 50 30 34.2 76 37.9 74 0.2
S2 25 30 41.4 49 41.4 47 0.05
S3 0 32 51.7 115 62.5 22 51.7
S4 25 55 91.7 88 98.6 无 无
实验结果表明气井与裂缝区距离不同，生产动态和采收率差异显著。
气藏S1和气藏S2中气井均位于低渗基质区2，与裂缝区存在遮挡。两气藏气井一旦见水，产量即急速下降至废弃产量：气藏S1在74 min见水，76 min后即水淹至停产；气藏S2在47 min见水，49 min后废弃停产［由于S1及S2见水即停产，图3（b）中仅绘制S3的产水曲线］。而气井直接连通裂缝区的气藏S3，见水后气井仍能较长时间带水生产。分析原因是由于实验中气井能及时、充分排水，虽然气井开井22 min后即见水，但见水后仍具有稳产能力，稳产至32 min，此后气水同产至115 min，气水同产期采收率达到25.6%。
从见水时间上看，气井距连通水体的裂缝区越近，见水越快。气井与裂缝区距离不同，生产受水侵影响程度不同，带水生产能力迥异。3个气藏虽累积产气量接近，但由于气藏储量差异较大，气藏S1采收率仅为37.9%，气藏S2采收率为41.4%，而直接连通裂缝区的气藏S3采收率则达到了62.5%。而不受水侵影响的定容封闭气藏S4，其稳产期采收率就达到了91.7%，最终采收率达98.6%，远高于水驱气藏S1—气藏S3，说明水侵对气藏采收率影响巨大。
实验表明，虽然裂缝区连通水体，但气井距裂缝区越近，采收率仍然越高。分析认为：首先，裂缝作为高速供气通道供气能力强，使得气藏稳产能力强，储量动用快，即使气藏S3见水快，但裂缝依然具备较强渗流能力，见水后依然能向气井供气，使得气井见水后持续稳产，并长期气、水同产。其次，由于实验室条件下，气藏S3裂缝区气井不需要排水采气工艺即能够长时间带水生产，客观实现了排水采气，抑制了水体向基质区侵入。第三，实验模型S1和S2中，气井位于基质区2（岩心4），由于近井带渗透率较低，虽能一定程度延缓水体侵入气井，但也导致远端高渗区向气井供气速度远低于S3，而一旦水体侵入基质区，形成两相流，近井带基质区渗流阻力将极剧增加，气井迅速达到废弃产量。
需要指出上述水驱气藏S1—气藏S3的生产动态、采收率以及基于此进行的分析均基于文中特定的实验条件。裂缝和基质渗透率比值、水体规模、气井位置和配产等具体配置关系、参数变化均将导致开发效果迥异。有研究即指出虽然适当的裂缝能够提高采收率，但裂缝规模过大反而会导致水沿着裂缝快速流动，导致采收率急剧下降［24-25］。因此，本文实验结论具有前提条件，并不意味着裂缝区部署开发井的开发效果一定优于基质区。
以上分析基于实验室气藏地质模型与水体规模均已知的基础上进行。然而，在实际气藏开发动态分析中，如果不结合地质背景和其他动静态资料综合分析，仅根据气藏S1及气藏S2生产参数进行分析，由于气藏S1、气藏S2生产过程中几乎不产水，很难判断气藏S1和气藏S2为水驱气藏，更难以对其水侵程度和开发动态进行正确的分析和评价。这充分说明了气藏动态分析的复杂性，以及开展综合分析研究的必要性。

3.2 气藏水侵程度分析

气藏水侵程度分析是开发动态分析的重要手段，结合气井生产曲线和其他动态分析方法，可在开发早期进行水侵识别，并分析气藏水侵程度。目前主要的水侵识别及水侵程度判别方法均基于气藏物质平衡原理，可细分为压降曲线法、水侵体积系数法和视地质储量法3种主要方法［26-27］。文章以压降曲线法和水侵体积系数法为例，对实验中气藏水侵程度及开发特征进行分析。

3.2.1 压降曲线法

压降曲线法又称为压降动态法和视地层压力法。常压水驱气藏的物质平衡方程可表示为：
P Z = P i Z i [ G - G p G - W e - W p B w / B g i ]
对于定容封闭气藏， W e = 0、   W p = 0，其平衡方程可表示为：
P Z = P i Z i ( 1 - G p G )
实际生产中获取准确平均地层压力较困难，因此基于平均地层压力的气藏工程分析方法具有一定的局限性和误差。实验中，通过20余个测压点，实时精确测量了气藏储层内部压力，为准确获取全气藏平均地层压力提供了基础。
模型模拟裂缝发育的非均质气藏，开发过程中不同区域压力及储层物性参数各异，故需采用与储量有关的物性参数加权平均的方法计算气藏平均地层压力：
P ¯ = ∑ k = 1 n p k L k A k Φ k ∑ k = 1 n L k A k Φ k
同时，由于气藏开发过程中，气藏各处压力变化范围较大，计算视地层压力（ P / Z）时需考虑氮气偏差因子在不同压力下的取值。
采用上述方法，绘制实验水驱气藏S1—气藏S3及定容气藏S4的 P / Z— G p曲线（图4）。为便于分析将气藏S3累计产水量（ W p）与累计产气量（ G p）关系也绘制于图中。
图4 实验中不同气藏视地层压力与累产气关系

Fig.4 Relationship between apparent formation pressure and cumulative gas production of different gas reservoirs in the experiments

实验中，由于地质模型和水体条件已知，据图4可进行以下分析判断：①气藏S1—气藏S3早期 P / Z— G p关系曲线都上翘，均表现出水驱气藏特征。由于气藏S1和气藏S2始终未产水，压力曲线较气藏S3上倾，表明净水侵量有持续增强趋势。②气藏S3在气井带水生产后压降曲线开始下倾，显示出强排水特征。图4中累积产水曲线与压降曲线斜率具有较强的对应关系，说明一旦气井开始产水，累积净水侵量即快速变化。③视地层压力图4还揭示出水侵对水驱气藏储量动用影响严重，水侵入气藏导致大量剩余气无法采出，气藏S1和气藏S2剩余视地层压力高达15 MPa以上，与之对比，定容封闭气藏S4，采出程度高，剩余视地层压力不到0.5 MPa。
结合生产参数（图3）及水侵程度分析（图4），无疑能更准确地分析气藏水侵程度及动态储量。但实际上由于气藏地质和水侵模型的多解性（同一生产动态可解释为不同地质及水体组合），如果不了解气藏类型及水体背景，仅采用上述方法分析水侵程度、推算气藏储量仍有误判风险。如气藏S1及气藏S2初期气井均未产水，根据这种生产动态，易将气藏视为定容封闭气藏，在初期（ G p < 10   L前），如果根据 P / Z— G p关系外推气藏储量，仍有极大可能高估气藏动储量。实例进一步说明在水侵程度判断和气藏储量分析中，应尽量了解气藏地质背景，包括气藏类型（水驱气藏/定容气藏）、水体大小、生产历史等，并随着开发的深入，紧密结合气藏生产动态，多因素综合分析，滚动评价，逐步落实对气藏储量和水侵的认识。

3.2.2 水侵体积系数法

水侵体积系数法是陈元千［26］基于物质平衡方法提出的，相对于压降曲线法，水侵体积系数法采用采出程度与地层相对视压力作为横纵坐标，相当于规整化的压降曲线法，更适合对比分析不同储量和地层压力的气藏水侵。
相对于压降曲线法，水侵体积系数法除需获取准确平均地层压力外，还需有较为准确、可靠的气藏原始地质储量以计算气藏采出程度，这也为气藏开发工作者带来了更多挑战。实验中，储层孔隙体积和原始压力已知，故原始储量可准确获取。根据原始地质储量将图4中 P / Z— G p关系曲线转化为 θ—R关系曲线（图5）。
图5 实验中气藏地层相对视压力与采出程度关系

Fig. 5 Relationship between relative apparent pressure and recovery degree of gas reservoir in the experiments

由于各项实验地质模型不同，原始储量也不同，转化后的 θ—R曲线与图4中 P / Z— G p曲线形态具有明显差异。
由图5可见，与理论一致，无水体定容气藏S4，其 θ—R关系曲线基本符合45°线。而水驱气藏S1—气藏S3，生产初期 θ—R曲线即上倾，均显示出水驱气藏特征。后期3种气藏的 θ—R关系曲线显示出水侵程度差异：气藏S1和气藏S2， θ — R曲线斜率变化不大，始终位于45°线上方，表明地层水持续侵入，未实现有效排水。气井直接连接裂缝区的气藏S3，在R=0.37左右时相对压降曲线开始向下偏移，对应气井开始产水。随着气藏S3累产水量增加，相对压降曲线在采出程度R为0.4左右时穿过45°线，并继续下倾，表明此阶段水体净侵入量持续减小，并由侵入逐渐转化为产出。

3.3 气藏动态压降剖面分析

气藏物质平衡法可对气藏整体水侵程度和采收率进行判断，然而要了解气藏内部不同区域储量动用程度和剩余气位置，需进一步了解气藏不同部位剩余压力情况，应用气藏压力等值线图等方法研究气藏水封状况。实验过程中实时监测了气藏内部动态压力，可实时、直观反映气藏内部剩余封存气的位置和储量动用情况。
图6为定容封闭气藏S4不同时刻压降剖面，图7—图9为水驱气藏S1、气藏S2和气藏S3不同时刻压降剖面。为便于分析，根据压力参数，还统计并绘制上述4种气藏不同时刻近井地带（气藏S1、气藏S2和气藏S4为岩心4两端，气藏S3为裂缝区/气藏两端）平均压力梯度于图10。
图6 实验中气藏S4生产不同阶段压力分布

Fig.6 Pressure distribution in different stages of reservoir S4 in the experiment

图7 实验中气藏S1生产不同阶段压力分布

Fig.7 Pressure distribution in different stages of reservoir S1 in the experiment

图8 实验中气藏S2生产不同阶段压力分布

Fig.8 Pressure distribution in different stages of reservoir S2 in the experiment

图9 实验中气藏S3生产不同阶段压力分布

Fig.9 Pressure distribution in different stages of reservoir S3 in the experiment

图10 实验中气藏近井带平均压力梯度变化曲线

Fig.10 Average pressure gradient curve of near well zone of gas reservoir in the experiment

实验结果表明，定容封闭气藏和水驱气藏压降动态剖面差异显著，反映出丰富的气藏内部信息。
压降剖面（图6）显示定容气藏S4生产过程中各部位压力均匀下降，稳产期结束，储量基本均衡动用，至88 min停产时，各部位剩余压力基本为0，对应气藏采收率98%以上。
气藏S1基质2范围最大，气井距裂缝区最远（50 cm）。图7中气藏动态压降过程显示，在采气前20 min，整个气藏压力降落相对较同步，表明初期储量动用均衡，储层能向气井持续稳定供气。此阶段气藏供气路径上最大压力梯度区——近井带低渗基质区2（岩心4）的压力梯度仅为0.007 MPa/cm（图10）。此后气井虽能维持稳产，但近井地带压力梯度开始迅速增加，在25 min时达到0.18 MPa/cm，30 min时达到高峰0.34 MPa/cm，稳产随即结束。据此，可以断定，应该是25 min后地层水开始侵入基质区2，形成气水两相流，导致流动阻力急剧增加，气井周围形成巨大压降漏斗。大量地层能量损耗在近井带基质区，使得储层中的气体无法流入井底，产量因而急速衰减至配产的10%左右。至气井废弃停产时，近井带压力梯度最终稳定在0.38 MPa/cm，外围裂缝区和基质区1（岩心2）剩余压力高达19.6~21.6 MPa，大量剩余储量被水封无法动用，对应气藏采收率仅为37.9%。
气藏S2中气井距裂缝区25 cm，是气藏S1距裂缝距离的50%。如图8和图10所示，与气藏S1类似，初期S2压力降落较同步，后期由于地层水侵入近井带基质区2，使得近井带压力梯度迅速增加，在气井产量递减过程中，近井带平均压力梯度稳定在0.74 MPa/cm左右，约为气藏S1的2倍，为3种水驱气藏中最高。外围裂缝区和基质区（岩心2）虽贯通水体，但各区域压力较接近，维持在17.9~23.2 MPa之间，表明地层能量主要消耗在近井带低渗基质区，外围大量剩余储量无法动用，对应采收率仅为41.4%。
气藏S3中气井直接连通裂缝区。图9显示压降剖面与气藏S1和气藏S2差异显著，无论是开发初期还是后期，气藏S3整体储量动用均较均衡，近井带及外围压力能平缓、同步下降。图10也显示，气藏压力梯度仅为0.22 MPa/cm，远小于气藏S1和气藏S2。可见由于气藏S3裂缝的高导流作用，气井气、水同产，水体能量消耗的同时，客观降低了水侵危害，气体得以通过裂缝流向气井。最终，气井停产时，水体连同整个气藏压力大幅下降，剩余地层相对视压力仅为0.25，对应采收率达62.5%。
气藏压降剖面图还表明，气井生产时，气井远端被裂缝区包围的低渗透基质区1（岩心2）储量动用程度取决于外围裂缝区（岩心1和岩心3）。裂缝区动用程度低（气藏S1和气藏S2），则基质区1储量被封闭，无法动用；裂缝区动用程度高（气藏S3），则基质区1通过裂缝区向气井供气，其动用程度也较高。
显然，动态压降剖面与上文3.1和3.2节中生产参数、水侵程度分析可互相验证，有效约束气藏工程反问题求解的多解性。

3.4 气藏含水饱和度分析

如前文所述，目前的含水饱和度动态测试手段逐渐趋于丰富，采用X-射线，电阻率法和核磁共振等方法能够实时检测气藏开发过程中储层内部含水饱和度变化，为研究气藏水侵及开发规律，动用剩余储量提供关键依据。由于实验设备限制，本文实验仅在水驱气藏采气实验结束后通过岩心称重方法获得气藏不同部位岩心平均含水饱和度。
表4中气藏不同区域含水饱和度增量统计结果表明气藏S1和气藏S2生产结束后整体平均含水饱和度增量差异不大，均达到了40%以上。气井连通裂缝区的气藏S3由于气井见水后能够长期带水生产，排水效果好，含水饱和度仅为32.33%，较气藏S1和气藏S2降低约10%，这与上文3.2节中水侵程度分析一致。
表4 实验结束后水驱气藏不同区域含水饱和度增量（%）

Table 4 Increment of water saturation in different regions after experiment（%）

实验组次 小缝区1—岩心1 基质区1—岩心2 大缝区2—岩心3 基质区2—岩心4 平均
S1 46.34 27.60 47.47 44.43 41.46
S2 53.11 21.45 50.73 45.65 42.74
S3 45.86 9.56 41.56 无 32.33
分区域比较，3个水驱气藏均表现出直接连通水体的裂缝区水侵最严重，含水饱和度最高，达到 40%~55%；近井带基质区2虽离水体最远，但含水饱和度也达到45%左右；而被裂缝区包围的基质区1在各方案中平均含水都最低，气藏S1、气藏S2和气藏S3分别为27.60%、21.45%和9.56%，远低于其他区域。分析认为，基质区1水侵机理与其他区域不同，主要为渗吸作用，理由在于：首先，基质区1外围具备高导流能力的裂缝区为气、水主要渗流通道，气、水主要流动方向与基质区1垂直；其次，由于基质区1渗透率为0.67 × 10 - 3   μ m 2，远低于外围裂缝区储层，其供气速度缓慢，储量动用滞后，同期压力始终略高于相连裂缝区（压力剖面可证实）。从渗流力学分析，气、水不可能由低压裂缝区向高压基质区流动。因此，基质区1水侵入的动力只能是毛管力引起的渗吸作用。
可见不同地质条件气藏，相同气藏不同区域，气藏水侵机理也可能完全不同，含水饱和度与剩余气分布也差异显著。同时也说明联合气藏压力剖面及气、水饱和度动态分布开展综合分析，对于研究气藏水侵机理，制定控水、治水对策意义重大。

3.5 剩余储量分析

剩余储量分析是开发动态分析的关键环节，是气藏后期挖潜，调整开发对策的关键依据。
根据含水饱和度换算剩余气饱和度，再考虑气藏各区域剩余压力及孔隙度，可计算不同区域相对剩余储量（或剩余储量占全气藏比例），具体计算方法为：
f = P r k S g k Φ k ∑ k = 1 4 P r k S g k Φ k
采用上式计算3种水驱气藏生产结束后不同区域剩余储量占比见表5。
表5 实验结束后水驱气藏不同区域剩余储量占比（%）

Table 5 Proportion of remaining reserves in different areas after the experiment（%）

实验组次 小缝区1—岩心1 基质区1—岩心2 大缝区2—岩心3 基质区2—岩心4
S1 27.93 32.08 28.51 11.48
S2 26.93 38.05 29.56 5.46
S3 29.48 39.69 30.83 无
表5显示，气藏不同区域剩余储量分布并不均匀。3个气藏中基质区1虽孔隙度不高，但由于剩余气饱和度较高，其剩余储量占比均达到30%以上，明显高于其他区域，提示其为气藏后期挖潜的重点区域；气藏S1和气藏S2中近井带基质区2剩余储量最少，储量集中在外围裂缝区和基质区1，气藏储量动用不均衡；气藏S3不同区域剩余储量占比差异不超过10%，气藏储量动用最均衡。
结合上文采收率和剩余储量量化分析可进一步量化得到气藏内部不同区域剩余储量（文中未详细列出），为确定气藏开发挖潜目标，制定开发调整对策提供重要决策依据。

4 典型气藏开发动态

上文分析表明水驱气藏开发过程中，对于强非均质性气藏，水易沿裂缝或高渗带侵入井底，从而形成水封气，使得外围大量剩余储量无法动用（图7—图10）。现实中水侵分割气藏，形成死气区并导致采收率降低的典型实例如威远震旦系灯影组气藏。该气藏1994年由于气藏非均质性及地层水纵窜横侵，被分割成6个互不连通的区块，与实验揭示的机理一致。气井出水后产能下降幅度介于5%~50%之间，对气藏高效开发带来极大危害［27］。
实验条件下，由于不存在井筒积液，气井位于裂缝带的气藏S3不需要排水工艺即能带水生产，实现了气藏整体排水采气，降低了水侵危害，采收率较未实现排水采气的气藏S1和气藏S2分别提高24.6%、21.1%。以四川盆地石炭系气藏为例，中坝气田须二段裂缝—孔隙型边水气藏是排水采气成功开发的典型，自1978年4月中4井开始产地层水， 相继有多口井出水， 一些井出水后被水淹不能恢复生产， 气井产量、压力快速下降， 气藏生产受到严重威胁，为扭转这一被动局面1982年实施整体排水采气，以气举为主的多种排水采气工艺取得了显著的成效［28］。

5 结论

气藏物理模拟实验具有可重复性高、数据测量准确、动静态资料齐全、可有效规避多解性等优势。发展气藏水侵与开发动态的实验综合分析方法对于发挥开发实验优势，发展气藏工程分析理论均具有重要意义。
文章结合水驱气藏动态物理模拟实验进行了实例分析，运用动态生产参数、水侵程度分析、动态压降剖面、含水饱和度及剩余储量分布5种不同方法对气藏水侵与开发动态进行了综合分析和对比。研究表明建立的综合分析方法可操作性强，可有效避免单因素分析可能对气藏储量及水侵程度等造成的误判。综合分析方法能够更为准确、全面和精细地分析水侵及开发动态。
文章对开发动态实验综合分析方法进行了有益的探索，结合实例，列举了多种分析方法。在实际操作中，并不局限于文章所述方法。在动静态参数支持的情况下，可探索将现场众多动态分析及气藏工程方法，如现代产量递减分析、试井分析、物质平衡理论等应用于实验分析中。
符号注释： A k为各测点所测岩心横截面积， c m 2； B W为地层水体积系数； B g i为原始天然气体积系数； G为天然气储量， 10 4 m 3； G p为累积产气量， 10 4 m 3； L k为各测量点测得的岩心长度，cm； P为当前地层压力，MPa； P i为初始地层压力，MPa； P r k为各测点测得的岩心剩余压力，MPa； P ¯为气藏平均地层压力，MPa； P k为各测点测得的岩心平均地层压力，MPa； R为地层相对视压力； S g k为岩心测量的剩余气饱和度，%； W e为累积水侵量， 10 4 m 3； W p为累计产水量， 10 4 m 3； Z为压力 P下的天然气偏差系数； Z i为压力 P i下的天然气偏差系数； θ为各测点测得的岩心孔隙度，%； ω为水侵系数； Φ k为各测点测得的岩心孔隙度，%。

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