Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 2: 303 - 311

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.09.001

Gas production characteristics and physical property limits of deep carbonate gas reservoir

  • Jianxun CHEN , 1, 2 ,
  • Shenglai YANG , 1 ,
  • Hui DENG 3 ,
  • Jiajun LI 4 ,
  • Youjun YAN 3 ,
  • Yan SHEN 3
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum（Beijing），Beijing 102249，China
  • 2. Exploration and Development Research Institute of Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying 257000，China
  • 3. Exploration and Development Research Institute of Southwest Oil & Gas Field Company，PetroChina，Chengdu 610041，China
  • 4. Shale Gas Research Institute of Southwest Oil & Gas Field Company，PetroChina，Chengdu 610056，China

Received date: 2021-07-17

  Revised date: 2021-08-23

  Online published: 2022-02-25

Supported by

The Major National Science and Technology Project of China(2016ZX05015-003)

Fold

Highlights

Accurate evaluation of the physical property limits is one of the key parts for efficient development of deep carbonate gas reservoirs. However， previous studies did not fully consider the influence of formation pressure and water saturation. For this reason， taking the deep carbonate gas reservoir of Longwangmiao Formation in Anyue gas field as the target， the influence of pore structure and irreducible water on gas flow was studied through core experiments under reservoir conditions. Then， a similarity transformation model considering the influence of start-up pressure gradient， stress sensitivity and pressure variation was established； and the physical property limits of dry and irreducible water reservoirs were evaluated. The results showed that pore structure， water saturation and production pressure difference are the main factors affecting reservoir productivity. Under the production pressure difference of 10-50 MPa， the permeability lower limits of reservoirs without water are between 0.420×10-3 μm2 and 0.049×10-3 μm2， the irreducible water greatly reduces the gas production rate， and the permeability lower limits of reservoirs with irreducible water is twice that of reservoirs without water. This study will provide a reference for reservoir evaluation， productivity prediction and scheme adjustment of deep carbonate gas reservoirs.

Cite this article

Jianxun CHEN , Shenglai YANG , Hui DENG , Jiajun LI , Youjun YAN , Yan SHEN . Gas production characteristics and physical property limits of deep carbonate gas reservoir[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(2) : 303 -311 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.09.001

0 引言

储层物性下限是指能够储集和渗滤油气并在现有开采技术条件下具有经济开采价值的最小物性参数。气藏储层物性下限是满足开发效益产气速度的最小孔隙度或渗透率，是气藏开发效益评价和生产方案调整的重要指标之一［1-4］。四川盆地安岳气田是我国最大的碳酸盐岩整装气藏，龙王庙组深层碳酸盐岩气藏埋深超过4 500 m，地层温度和压力极高（120 ℃、75 MPa），孔隙类型多样，孔渗相关性差，非均质性强，急需准确评价储层物性下限以促进气藏的高效开发［5-6］。与储层厚度、含水饱和度、产气速度和生产压差等密切相关，储层物性下限是一个受多因素影响而变化的量［7-9］。产能模拟法是评价不同类型储层物性下限相对准确、应用范围较广的方法之一［10-12］。然而，目前针对气藏储层物性下限的研究以均质砂岩无水储层为主［1，13-14］，对于深层碳酸盐岩气藏复杂孔隙结构储层物性下限的研究相对较少；同时，部分储层处于束缚水或低含水饱和度阶段，地层水的存在会增大气相流动阻力而造成明显的产气速度损失，进而限制了储层物性下限的适用范围。此外，前人建立的由岩心尺度的一维线性流向气藏尺度的平面径向流转换的相似模型［10-12］，并未考虑启动压力梯度、应力敏感性以及孔隙压力大幅度变化对气相黏度和压缩系数的影响，相似模型的准确度有待进一步提高。
为准确评价龙王庙组深层碳酸盐岩气藏的储层物性下限，首先通过地层条件下的气相流动岩心实验研究了不同孔隙结构中的气相流动特征；其次，考虑启动压力梯度、应力敏感性和孔隙压力变化等多种因素的影响，改进了由岩心尺度向气藏尺度转换的相似模型；最后，根据岩心实验的相似转换结果，评价了气藏不同含水条件下的渗透率下限。

1 气相流动实验方案

1.1　实验条件

为深入研究深层碳酸盐岩气藏在高温高压地层条件下的气相渗流特征，并准确计算气井产能，气相流动实验在温度、孔隙压力和围压分别为120 ℃、75 MPa、126 MPa的地层条件下进行。同时，考虑储层气—水关系复杂，原始含水饱和度差异大，分别建立不含水和束缚水2种状态，对比束缚水对气相流动和物性下限的影响。其中束缚水岩心实验16组，干岩心实验6组。

1.2　实验材料

实验用水为蒸馏水，实验用气为纯度99.99%的高纯氮气。实验岩心取自安岳气田磨溪和高石井区龙王庙组储层段（埋深>4 500 m），长度和直径分别为4.5 cm、2.5 cm。根据岩心表面特征和孔渗参数，将岩心的孔隙结构分为孔隙型、孔洞型、裂缝—孔隙型和裂缝—孔洞型，具体参数如表1所示。16组束缚水岩心的孔隙度介于2.22%~7.73%之间，平均孔隙度为4.62%；渗透率介于（0.014~2.530）×10-3 μm2之间，平均渗透率为0.478×10-3 μm2；束缚水饱和度介于14.91%~45.07%之间，平均束缚水饱和度为26.07%。6组干岩心P21、C21、FP21、FP22、FC21、FC22与束缚水岩心P11、C11、FP11、FP12、FC11、FC12的孔渗参数一一对应。
表1 部分气相流动实验的岩心参数

Table 1 Core parameters for some gas flow experiments

岩心 编号 岩心类型

孔隙度

/%

渗透率

/（10-3 μm2）

束缚水饱和度

/%
P11 孔隙型 3.26 0.024 16.35
P12 孔隙型 2.59 0.014 14.91
P13 孔隙型 3.70 0.052 20.41
P14 孔隙型 3.16 0.070 22.93
C11 孔洞型 7.27 0.059 17.05
C12 孔洞型 5.40 0.020 20.10
C13 孔洞型 4.60 0.043 20.30
C14 孔洞型 6.01 0.090 22.22
FP11 裂缝—孔隙型 2.22 0.158 17.14
FP12 裂缝—孔隙型 3.88 0.657 32.83
FP13 裂缝—孔隙型 3.18 0.190 27.42
FP14 裂缝—孔隙型 2.50 1.620 45.07
FC11 裂缝—孔洞型 7.63 0.377 30.65
FC12 裂缝—孔洞型 4.22 1.060 30.46
FC13 裂缝—孔洞型 6.55 0.689 35.76
FC14 裂缝—孔洞型 7.73 2.530 43.57
P21 孔隙型 2.96 0.027 0
C21 孔洞型 6.08 0.062 0
FP21 裂缝—孔隙型 2.86 0.152 0
FP22 裂缝—孔隙型 3.26 0.649 0
FC21 裂缝—孔洞型 6.44 0.366 0
FC22 裂缝—孔洞型 5.31 0.970 0

1.3　实验步骤

气相流动实验具体步骤为：①将完全饱和水的岩心装入夹持器，同步升高围压、孔隙压力和温度至地层条件，并稳定6 h；②关闭注水阀门，连通注气阀门，降低出口压力至65 MPa，气驱至无水产出后升高出口压力至75 MPa，并稳定6 h；③保持温度、围压、注气压力恒定，以0.1~1.0 MPa压差逐级降低出口压力至60 MPa，初始阶段加密记录；④记录不同压差下稳定的气相流量；⑤无水状态下的渗流实验步骤与含水岩心的实验步骤类似。

2 气相流动特征影响因素

2.1　孔隙结构对气相流动的影响

在无水条件下，孔隙型和孔洞型岩心中的气相流动能力弱，稳定性差；当压差高于0.4 MPa时，气相流动能力增强并趋于线性流特征；在压差达到10 MPa时，岩心C21中的气相流量达到120 mL/min，未出现明显的高速非达西特征［图1（a）］。在含有裂缝的岩心中，气相流动以线性流为主，不存在低速非达西流动阶段，气相流量大幅提高，气相流量的增速随着压差的增大而逐渐降低；高压差下，气相在裂缝发育的岩心中容易出现高速非达西流特征［图1（b），图1（c）］。
图1 部分岩心中的气相流动特征

(a) K<0.1×10-3 μm2; (b) 0.1×10-3 μm2<K<0.5×10-3 μm2; (c) K>0.5×10-3 μm2; (d) 干岩心

Fig.1 Gas phase flow characteristics in some cores

6组干岩心中的气相流动特征如图1（d）所示，气相流量与渗透率接近幂函数关系，在2~10 MPa之间，气相流量与渗透率之间的斜率随着压差的增大逐渐提高。实验证明，在低压差条件下，整体的气相流动能力弱，裂缝导流能力强的优势不明显；随着压差的增大，气相流动能力增强，裂缝的优势导流能力提高，含有裂缝或强连通孔隙的岩心内气相流量大幅提高，渗透率低于0.1×10-3 μm2的岩心内气相流量变化相对较小，整体上大幅低于含裂缝的高渗岩心；当压差过高时，受应力敏感和高速非达西特征的影响，增大压差对于提高含裂缝岩心产气速度的效率逐渐降低。
由此可见，渗透率是影响深层碳酸盐岩气藏气相流动的关键因素，孔隙度对气相流动的影响程度略低［图1（d）］。在不含裂缝储层中，连通孔隙和喉道是气相流动的主要通道，储层渗透率低，气相流动能力较弱；裂缝发育储层中的气相流动连续性强，裂缝大幅提高了气相流动能力。

2.2　束缚水对气相流动的影响

在束缚水饱和度下，孔隙型和孔洞型岩心中的气相流动启动压力介于0.4~2.4 MPa之间，整体的气相流量相对极低；在10 MPa压差下，岩心C11的气相流量仅为60 mL/min［图1（a）］。在裂缝—孔隙型和裂缝—孔洞型岩心中，启动压力低于0.8 MPa，气相流动以线性流为主；虽然束缚水饱和度更高，含裂缝岩心的气相流量仍大幅高于不含裂缝岩心［图1（b），图1（c）］。由于束缚水的存在，气相流动必须克服毛细管阻力，气相流动能力大幅降低。分析认为，在低压差下，气相流动能力弱，毛细管阻力影响程度高，气相流动处于低速非达西流阶段；而干岩心中的低速非达西流阶段较短，不含裂缝岩心的气相流量损失程度高于70%［图1（a）］；压差增加后，气相流动能力增强，毛细管阻力的影响程度降低，气相流量损失逐渐降低；当压差达到一定值时，含裂缝的无水岩心中气相流量增速放缓，而束缚水岩心中的气相流动仍处于线性流阶段，因而气相流量损失略有降低。
整体上，随着岩心裂缝发育程度和渗透率的提高，束缚水对气相流量的影响程度逐渐降低（图1）。较高的毛细管阻力导致孔隙型和孔洞型储层内的气相流动能力损失程度高；在孔隙连通性强或裂缝发育的岩心中，束缚水多存在于连通性弱或孤立的孔喉结构中，流动通道中的束缚水饱和度低，气相流动能力损失程度相对较低。实验证明，裂缝不仅能够提高气相流动能力，还能够降低束缚水对气相流动的不利影响。

3 岩心实验与气藏生产的相似转换

3.1　实验压差与生产压差的转换

在气藏尺度下研究生产压差及其对应的产气速度是准确评价气藏储层物性下限的重要前提，因此首先需要对实验压差与生产压差进行相似转换。以直井生产为例，在平面径向流中，气藏的产气速度为［15-16］：
d p d r = μ 1 K v 1 + β ρ v 1 2
龙王庙组气藏开发的高速非达西特征不明显，只有在足够高压差下才能出现高速非达西效应［17］，实际气藏开发的压力梯度小于高压差下岩心实验的压力梯度，将高速非达西系数 β取值为0。因地层水的存在，考虑气相流动启动压力梯度λ，代入式（1），得：
d p d r - λ = μ 1 K v 1
考虑孔隙压力大幅度变化对渗透率的影响，建立渗透率应力敏感性方程，得：
K K i = σ s - p σ s - p e - α
气藏的产气速度公式为：
v 1 = Q 1 2 π r h Z 1 T 1 p 0 T 0 p 1
将式（3）和式（4）代入式（2），整理得：
∫ p 1 p e p σ s - p σ s - p e - α d p - λ ∫ r 1 r e p σ s - p σ s - p e - α d r p 1 r 1 L n r e r 1 = μ 1 K i Q 1 2 π r 1 h Z 1 T 1 p 0 T 0 p 1
岩心实验的产气速度为：
d p d x = μ 2 K v 2
岩心出口端的气相流速为：
v 2 = Q 2 π d / 2 2 Z 2 T 2 p 0 T 0 p 2
将式（3）和式（7）代入式（6），整理得：
∫ p 2 p e p σ s - p σ s - p e - α d p p 2 L = μ 2 K i Q 2 π d / 2 2 Z 2 T 2 p 0 T 0 p 2
假设岩心出口端的气相流速等于近井地带的产气速度，联合整理式（5）和式（8），得：
∫ p 1 p e p σ s - p σ s - p e - α d p - λ ∫ r 1 r e p σ s - p σ s - p e - α d r μ 1 p 1 r 1 L n   r e r 1 = ∫ p 2 p e p σ s - p σ s - p e - α d p μ 2 p 2 L
龙王庙组深层碳酸盐岩气藏储层温度达到120 ℃以上，孔隙压力超过75 MPa，假设气藏温度不变，气相黏度与孔隙压力的匹配关系如图2所示；由于地层温度高，孔隙压力变化大，气相黏度变化明显高于常规气藏。因此，在常规模型的基础上，考虑孔隙压力变化对深层碳酸盐岩气藏气相黏度的影响，将气相黏度变化方程代入式（9）对前人的模型进行改进，整理得：
∫ p 1 p e p σ s - p σ s - p e - α d p - λ ∫ r 1 r e p σ s - p σ s - p e - α d r 0.000   24 p e + p 1 + 0.020   5 p 1 r 1 L n r e r 1 = ∫ p 2 p e p σ s - p σ s - p e - α d p 0.000   24 p e + p 2 + 0.020   5 p 2 L
式中：v 1 、v 2分别为产气速度和气相流速，m/s；Q 1为矿场产气流量，104 m3/d；Q 2为实验气相流量，m3/s；T 0、T 1、T 2分别为标准温度、地层温度和实验温度，K；p 0、p e、p 1、p 2分别为大气压力、原始地层压力、井底压力和实验出口压力，MPa；σ s为上覆地层压力，MPa；K、Ki分别为不同孔隙压力对应的渗透率和标准渗透率，10-3 μm2；r e、r 1、d、L分别为井控半径、井筒半径、岩心直径和岩心长度，m；h为储层厚度，m；Z 1、Z 2分别为生产压差和实验压差下的压缩因子；μ 1、μ 2分别为生产压差和实验压差下的气相黏度，mPa·s；λ为启动压力系数，MPa/m；α为应力敏感系数，MPa-1。
图2 孔隙压力对气相黏度的影响

Fig.2 Effect of pore pressure on gas phase viscosity

针对低压无水气藏，不考虑孔隙压力变化对气相黏度的影响，即μ 1和μ 2均为同一值；忽略启动压力和应力敏感性的影响，即λ和α均为0，式（9）简化后即为前人建立的压差转换模型［2，12］。改进的模型考虑了启动压力梯度、应力敏感性以及压力变化对气相黏度的影响，实验压差和生产压差之间的相似转换结果更为准确。
根据目标区块龙王庙组气藏的地质资料和实验结果，上覆地层压力为126 MPa，地层压力为75 MPa，井控半径为800 m，井筒半径为0.06 m，储层厚度为40 m，实验温度为120 ℃，岩心长度和直径分别为0.045 m、0.025 m。考虑不同孔隙类型的应力敏感性特征，含有裂缝和不含裂缝储层的应力敏感系数分别为0.78 MPa-1、0.48 MPa-1。考虑孔隙类型和束缚水对启动压力的影响，无水储层、含束缚水的裂缝储层中的启动压力系数为0，含束缚水的孔隙型和孔洞型储层的启动压力系数为0.005 MPa/m。将以上参数代入式（10），即可得到井底压力和出口压力的相互关系，得到不同气藏生产压差对应的实验压差（图3）。
图3 实验压差与生产压差转换图

Fig.3 Chart of experimental differential pressure and production differential pressure conversion

3.2　气相流量与产气速度的转换

为了保证产能计算的准确性，需要将岩心尺度的气相流速转换为气藏尺度的地面标准状况的产气速度。假设岩心出口端的气相流速等于近井地带的产气速度，联合整理式（4）和式（7），得：
Q 1 = Z 2 p 1 Z 1 p 2 69.12 r 1 h Q 2 d 2
令：
a = Z 2 p 1 Z 1 p 2
a为气相流量与产气速度的转换系数，与压缩因子和孔隙压力相关（图4）。根据式（11）、储层参数、孔隙压力等参数可以实现岩心尺度气相流速与气藏尺度产气速度之间的相似转换。对于常规低压气藏，孔隙压力变化小，通常忽略孔隙压力对压缩因子的影响［图4（a）］，即转换系数为1，式（11）则简化为常用的速度相似转换模型［8］。深层碳酸盐岩气藏开发过程中，孔隙压力和压缩因子变化较大，转换系数a明显小于1，忽略转换系数的影响会导致产气速度的计算值偏高，因此改进后的模型转换得到气藏产气速度值更低。
图4 孔隙压力对压缩因子(a)和产气速度转换系数(b)的影响

Fig.4 Influence of pore pressure on compression factor (a) and gas production velocity conversion factor (b)

综合而言，因充分考虑了应力敏感、启动压力梯度和孔隙压力变化大的影响，在相同生产压差下，改进的压差转换模型计算得到的实验压差略低［式（10）］；在气相流量一定的条件下，改进的速度转换模型计算气藏产气速度相对更低［式（11）］。因此，在生产压差和产气速度一定时，改进的转换模型计算得到的储层渗透率偏高，即渗透率下限值提高，计算结果相对保守。虽然物性下限值提高会使无效储层的厚度增加，但也有利于提高产能分析的准确度，降低无效储层的影响。

4 储层物性下限评价

4.1　产气速度分析

相似转化结果与气相流动特征相吻合，产气速度随着渗透率或生产压差的提高逐渐提高。如图5（a）所示，在无水储层中，低渗储层的产气速度极低，在50 MPa生产压差下渗透率低于0.1×10-3 μm2的储层的产气速度仍低于4×104 m3/d；含有裂缝的储层产气速度较高，在20 MPa生产压差下，渗透率分别为0.366×10-3 μm2和0.970×10-3 μm2的储层的产气速度达到4.06×104 m3/d、11.44×104 m3/d。如图5（b）所示，束缚水条件下，因气相流动阻力提高，储层的产气速度大幅降低；50 MPa生产压差下，渗透率低于0.1×10-3 μm2储层的产气速度低于2×104 m3/d，部分储层的产气速度甚至低于1×104 m3/d；渗透率为0.158×10-3 μm2、0.689×10-3 μm2、2.530×10-3 μm2的储层产气速度达到2×104 m3/d所需的压差分别约为40.4 MPa、9.96 MPa、1.30 MPa，渗透率越高的储层达到目标产气速度所需的生产压差越小。因此，对于产气速度极低的孔隙型储层或是“高孔低渗”储层，提高生产压差对产气速度的效果不明显，提高渗透率是提高该类储层产气速度的关键。在保证经济效益或目标产气速度时，控制高渗储层的生产压差有利于降低储层伤害并实现长期稳产。
图5 不同渗透率储层的产气率特征

(a)无水储层;(b)束缚水储层

Fig.5 Gas production rate characteristics of reservoirs with different permeability

4.2　束缚水对产气速度的影响程度

根据表2和束缚水对气相流动的影响机理分析，束缚水造成的产气速度损失程度与孔隙结构和生产压差密切相关。产气速度损失率随着生产压差的提高而逐渐降低；生产压差提高到50 MPa时产气速度损失率仍高于31.36%。对于不同孔隙类型的储层，裂缝或连通性强的孔隙结构有利于降低束缚水的影响；生产压差为50 MPa时，含有裂缝储层的产气速度损失介于31.36%~52.27%之间，而孔隙型与孔洞型储层的产气速度损失率接近60%，因此忽略含水饱和度对产气速度的不利影响将导致产能预测结果偏高。
表2 束缚水对产气速度的影响程度

Table 2 Influence of irreducible water on gas production rate

储层类型 束缚水岩心 储层渗透率 /（10-3 μm2） 不同生产压差下的产气速度损失率/%
10 MPa 20 MPa 30 MPa 40 MPa 50 MPa
孔隙型 P11 0.024 88.90 81.01 80.92 71.96 62.73
孔洞型 C11 0.059 79.18 77.22 75.71 67.10 59.25
裂缝—孔隙型 FP11 0.158 66.91 66.13 60.72 56.39 52.27
裂缝—孔隙型 FP12 0.659 61.84 65.07 62.01 50.42 43.67
裂缝—孔洞型 FC11 0.377 48.25 41.84 38.69 34.16 36.00
裂缝—孔洞型 FC12 1.060 53.60 59.03 51.89 43.71 31.36
平均值 0.390 66.45 65.05 61.66 53.96 47.55
实验证明，孔隙结构和含水饱和度不同是造成气藏产气速度差异大的主要原因；孔洞对产气速度的提高有积极影响，但孔洞型储层产气速度仍有待提高。束缚水对于气藏产气速度的不利影响是极为明显的，含水饱和度的升高使储层的产气速度大幅降低，降低水侵作用对于气藏的长期稳产是十分必要的。在相同压差下，无水储层的产气速度大幅高于含水储层，忽略地层含水饱和度的影响而评价储层的物性下限，会导致储层物性下限偏低。

4.3　储层物性下限评价

经过相似转换后得到不同渗透率的储层在不同压差下的产气速度如图6所示，产气速度与渗透率接近幂函数拟合关系，孔隙度对产气速度影响程度较低。高渗层是气藏的主力产气层，部分气井产能达到40×104 m3/d；因孔渗物性差，低渗储层的产气速度相对较低。此外，根据储层物性参数和目标产气速度，可以参照转换结果初步确定合适生产压差以提高气藏的开发效益；对于渗透率小于0.1×10-3 μm2的储层则需要通过必要的储层改造提高气井产能。
图6 不同生产压差下产气速度特征

(a)无水储层;(b)束缚水储层

Fig.6 Gas production rate characteristics under different production pressure differences

目标区块经济产气速度下限约为2×104 m3/d，根据岩心实验相似转换结果，10~50 MPa的生产压差内，满足产气速度的无水储层渗透率下限值介于（0.420~0.049）×10-3 μm2之间；束缚水储层的渗透率下限值介于（0.830~0.094）×10-3 μm2之间，约为无水储层渗透率下限值的2倍（图7）。实验证明，提高生产压差能够有效降低储层的物性下限；因产气速度损失较为明显，束缚水造成气藏物性下限大幅提高，需要适当提高含水储层的生产压差或者渗透率下限值才能满足生产需求。如果不考虑地层水对产气速度的影响，将会使部分无效储层被视为有效储层，严重干扰了产能预测的准确度和生产方案的针对性。此外，改进后的转换模型计算得到的产气速度偏低，因而渗透率下限值略高于前人的分析结果。
图7 不同含水饱和度下的渗透率下限

Fig.7 Lower limits of permeability under different water saturation

常规储层的孔隙度和渗透率的相关性较强，根据渗透率下限值即可计算得到孔隙度下限值。但是，深层碳酸盐岩气藏储层具有“高孔低渗”或者“低孔高渗”的特征，孔隙度与渗透率之间的相关性较弱，并且孔隙度与产气速度之间的相关性极低。根据渗透率下限计算得到的孔隙度下限会将部分“高孔低渗”储层视为有效储层，但该类储层难以完全满足生产需求。所以，采用渗透率下限判断深层碳酸盐岩气藏的产气速度更为准确。

5 结论

根据四川盆地安岳气田龙王庙组深层碳酸盐岩气藏不同孔隙结构中的气相流动特征、实验尺度与气藏尺度的相似转换以及不同条件下的储层物性下限评价等相关研究，所得结论具体如下：
（1）渗透率是影响深层碳酸盐岩气藏产气速度的关键因素，孔隙度对气相流动的影响相对较低，孔隙结构、含水饱和度和生产压差不同是造成储层产能差异大的主要原因。孔隙型和孔洞型储层内气相流动以低速线性流为主，提高生产压差的方式难以有效提高产气速度，有必要通过储层改造提高开发效益；裂缝发育或渗透率较高的储层是主要的供气储层，气相流动以高速线性流为主，控制生产压差有利于降低气藏开发的非同步性并促进长期稳产。
（2）束缚水增加了气相流动的阻力，大幅降低了深层碳酸盐岩气藏储层的产气速度，不含裂缝储层的产气速度损失率高于60%；裂缝和强连通性的孔隙结构有效降低了束缚水的影响，含有裂缝储层的产气速度损失率超过30%；低生产压差下束缚水的影响程度相对更高。
（3）考虑储层厚度、启动压力梯度、渗透率应力敏感性、孔隙压力变化对气相黏度和压缩系数的影响，改进和完善了相似转换的理论模型。深层碳酸盐岩气藏孔隙度和渗透率相关性较差，采用渗透率下限判断气藏的产气速度是更为准确的。以2×104 m3/d为产气速度下限，10~50 MPa的生产压差下，无水储层的渗透率下限介于（0.420~0.049）×10-3 μm2之间；含束缚水储层的渗透率下限值是无水储层的2倍。高渗储层是气藏的主要产气层，提高生产压差能够降低储层的渗透率下限并增加有效储层的厚度。

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