一种海上深层高温超压气藏开发方法与流程

本发明属于天然气开发技术领域，尤其涉及一种海上深层高温超压气藏开发方法。

背景技术：

目前，异常高压气藏是指气藏压力高于静水压力，并且压力系数大于1.2的气藏。因异常高压气藏压力系数高，部分气藏压力系数甚至达到2.0以上，为了安全开发异常高压气藏，现有开采方法的生产井需采用多套管层序、高材质管材及采气设备，井口及地面设备安全等级也需大大提高，单井投资是常规井的3倍左右，大幅度增加了开发投资，使得部分异常高压天然气资源难以经济有效动用。由于(1)储层温度压力极高，还未有模拟如此高温高压条件进行物理模拟实验的相关研究；(2)天然气组分中高含co2，还未有考虑气组分中co2含量对微观渗流机理和宏观生产特征的影响；(3)该类气藏气井测试初期部分气井即产水，且生产过程中多口气井均不同程度的产水，导致水侵机理十分复杂，气井水源类型多样且来源不明，还未有针对水源识别进行相应模拟实验的研究，然而现有技术并没有针对海上深层海上深层高温超压气藏开发方法。

通过上述分析，现有技术存在的问题及缺陷为：现有技术并没有针对海上海上深层高温超压气藏开发方法。

解决以上问题及缺陷的难度为：

(1)深层油气藏储层埋藏深(＞4500m)，温度和压力条件极高，常规实验装置及实验方法难以完全模拟实际储层的温压条件，这会使得实验结果与实际情况存在差异。

(2)深层油气藏储层含水饱和度和天然气组分中co2含量差异大，导致该类气藏渗流机理十分复杂，模拟不同含水饱和度条件和不同co2含量条件进行物理模拟实验研究难度较大。

(3)深层高温超压气藏部分气井生产过程中见水特征差异大，见水机理不明确，且见水后对气井产能和采收率的影响难以确定，不同类型气井水源识别难度大。

(4)深层高温超压气藏长期气水同产会诱发复杂的水岩反应，且高含量的co2会改变地层水的物理化学性质，评价储层见水后的多重伤害机理及其对气井产能的影响难度大。

(5)针对该类气藏的高温、高压、低渗及含水饱和度和co2含量差异大等特点，确定有效开发关键参数，并制定相应的高效开发技术政策和方案难度大。

解决以上问题及缺陷的意义为：(1)从机理方面是揭示深层高温超压气藏的复杂渗流机理；(2)从应用方面是指导该类气藏的高效开发方案的制定。

技术实现要素：

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种海上深层高温超压气藏开发方法。

本发明是这样实现的，一种海上深层高温超压气藏开发方法，所述海上深层高温超压气藏开发方法包括：

步骤一，通过设置不同的初始含水饱和度、不同的co2含量，分别对岩心设置不同的驱替压差，根据岩心出口端稳定后的气体流量确定各个岩心的渗流能力，对比分析初始含水饱和度差异、气组分中co2含量差异对气体单相渗流能力和渗流规律的影响，确定靶区气藏的产气能力与影响因素；

步骤二，通过衰竭开发渗流实验模拟无边底水且含水饱和度较低储层作为参照标准，分别进行边底水储层见水机理实验和高含水储层见水机理实验，通过分析实验过程中的压力、产气量、产水量、水气比和采出程度等生产参数的动态变化规律，确定不同类型水源在不同生产条件下对气藏开发的影响，判断靶区气藏不同见水气井受何种水源的影响；

步骤三，对天然岩心进行不同程度的水驱实验，模拟气井带水生产的不同阶段，并在每次水驱实验结束后分别进行矿物含量、孔隙结构特征及渗透率的测量，通过分析实验结果确定气藏见水后储层特征参数的变化规律；

步骤四，基于步骤一至步骤三确定的影响因素以及参数变化规律，确定气藏的开发策略以及有效开发关键参数的界限，并生成开发方案，进行海上深层高温超压气藏开发。

进一步，所述步骤一包括：

(1)进行不同含水条件下渗流实验；

(1.1)将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，测量岩心包括长度、直径、孔隙度和渗透率的基础物性参数；

(1.2)将干岩心放入超高温高压多功能岩心驱替实验装置中进行密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h；

(1.3)用围压泵对岩心加围压至5mpa，开启驱替泵驱替气中间容器，同时同步增加岩心系统的围压和流压；当中间容器内气体用完时，对中间容器补充气体，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

(1.4)待围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，保持上游和下游压力达到稳定，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的驱替压差进行驱替实验，待出口端气流稳定后测量不同驱替压差下的气体流量，绘制气体流量-实验压差曲线图；

(1.5)根据靶区气藏地层水成分分析资料配置及相关矿化度的标准盐水，将盐水加入中间容器中加压至90mpa后，连入实验装置；

(1.6)利用双柱塞驱替泵的两个泵分别控制气中间容器和水中间容器，根据岩心渗透率，设置不同的驱替流量，采用稳态法将气、水按照设置的比例即30％、40％、50％、60％和70％注入岩样，当流动达到稳定后测量进出、口压差和气体流量，绘制气体流量-实验压差曲线图；

(2)进行不同co2含量下渗流实验；

(2.1)将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，测量岩心包括长度、直径、孔隙度和渗透率的基础物性参数，；

(2.2)将干岩心放入实验装置中密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h；先用围压泵对岩心加围压至5mpa，开启驱替泵驱替装有水的中间容器，同时同步增加岩心系统的围压和流压；

(2.3)当中间容器内盐水用完时，对中间容器补充盐水，利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

(2.4)当围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，保持上游和下游压力达到稳定，采用气驱水的方式建立高温超压条件下的束缚水饱和度，以出口端不再产水为止，驱替过程中正方向对岩心进行驱替；

(2.5)保持上游压力不变，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的驱替压差进行驱替实验，待出口端气流稳定后测量不同驱替压差下的气体流量，绘制气体流量-实验压差曲线图；

(2.6)把n2和co2按照实验设计中的比例即14％、28％、42％、56％和70％加入中间容器中，加压至90mpa后连入实验装置；

(2.7)进行驱替前要先关闭上、下游端阀门，令岩心内束缚水与co2充分接触后再进行不同驱替压差下的驱替实验，绘制气体流量-实验压差曲线图。

进一步，所述步骤二包括：

1)进行衰竭开发渗流实验；

2)进行边底水储层见水机理实验

3)进行高含水储层见水机理实验

4)确定临界可动水饱和度；

5)基于步骤1)至步骤4)获取压力、产气量、产水量、水气比和采出程度生产参数的动态变化规律；分析压差对衰竭开采动态规律的影响；分析压差和水体溶解co2对见水及生产特征的影响；分析压差和初始含水条件对见水及生产特征的影响；预测靶区气藏的临界可动水饱和度；确定靶区气藏不同见水气井的见水机理。

进一步，步骤1)中，所述进行衰竭开发渗流实验包括：

1.1)将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，测量岩心的长度、直径、孔隙度和渗透率相关基础物性参数，并计算拼接长岩心的总体物性；

1.2)将饱和束缚水的长岩心放入全模拟实验装置密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h；

1.3)用围压泵对岩心加围压至5mpa，开启驱替泵驱替气中间容器，同时且同步增加岩心系统的围压和流压；当中间容器内气体用完时，对中间容器补充气体，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

1.5)当围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，待上游和下游压力达到稳定时，岩心系统达到初始地层温压系统；关闭上游进气口阀门，打开下游出气口阀门，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的衰竭压差进行衰竭开发实验，并实时记录上、下游压力和产气量变化数据。

进一步，步骤2)中，所述进行边底水储层见水机理实验包括：

2.1)将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，然后测量岩心的长度、直径、孔隙度和渗透率，并计算拼接长岩心的总体物性；

2.2)将饱和束缚水的长岩心放入全模拟实验装置中密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h；将配置好的盐水注入高压中间容器中，再将配置的co2含量35％和70％的气样过量注入高压中间容器中；

2.3)为中间容器包裹电加热套，升温至190℃，并将中间容器连接到增压泵，使用恒压模式加压至90mpa，维持压力静置24h，使水与co2充分接触；

2.4)待体系稳定后，打开顶部阀门，排空中间容器内未溶的多余气体，待有地层水流出时关闭阀门，再用增压泵将中间容器的压力加压至90mpa，接入实验装置中作为模拟边底水体；

2.5)用围压泵对岩心加围压至5mpa，然后开启驱替泵驱替气中间容器，同时同步增加岩心系统的围压和流压，当中间容器内气体用完时，对中间容器补充气体，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

2.6)当围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，待上游和下游压力达到稳定时，关闭上游进气口阀门，打开上游进水口阀门和下游出液口阀门，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的衰竭压差进行边底水条件下的衰竭开发实验，实时记录上、下游压力和产气量、产水量变化数据。

进一步，步骤3)中，所述进行高含水储层见水机理实验包括：

3.1)将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，测量岩心的长度、直径、孔隙度和渗透率，并计算拼接长岩心的总体物性；

3.2)将未饱和水的长岩心放入实验装置密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h；

3.3)用围压泵对岩心加围压至5mpa，开启驱替泵驱替装有水的中间容器，同时且同步增加岩心系统的围压和流压；当中间容器内盐水用完时，对中间容器补充盐水，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

3.4)待围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，待上游和下游压力达到稳定时，利用双柱塞驱替泵的两个泵分别控制气中间容器和水中间容器，按照设计的气水比例即35％和70％，设置相应的驱替流量进行驱替，待出口端气水比例达到设计的比例时停止；

3.5)关闭上游进气口阀门，打开下游出气口阀门，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的衰竭压差进行衰竭开发实验，实时记录上、下游压力和产气量、产水量变化数据。

进一步，步骤4)中，所述确定临界可动水饱和度包括：

4.1)获取不同驱替实验下的核磁共振t2谱图，结合进行核磁共振测试的岩心的基础物性，绘制不同物性储层可动水识别图版；

4.2)结合靶区储层的物性参数范围，确定储层临界含水饱和度范围；

4.3)结合单井测井解释成果确定每个小层的原始含水饱和度和物性，判断储层是否含有可动水。

进一步，所述步骤三包括：

(一)确定见水后微观储层关键参数变化；

首先，将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重；在岩心上切取约50g的样本，研磨至小于40μm的粒径后称重；采用悬浮液等方法分离出粒径小于10μm的黏土矿物，再采用称量法得到黏土矿物的总量；

其次，采用粉末xrd的k值法测量各非黏土矿物的含量；记录黏土矿物总量和各非黏土矿物的含量，计算黏土矿物和常见非黏土矿物的相对含量；采用离心法提取粒径小于2μm的黏土矿物，黏土样品涂片试样，依次进行自然xrd测定、eg饱和片xrd测定和高温片xrd测定，确定非常见各黏土矿物的相对含量；

再者，在岩心上切取一块样本，切割成10mm×10mm×5mm，把具有代表性、平整的新鲜端面作为分析面；将样本在室温下自然干燥，期间用洗耳球吹掉样本表面碎屑及灰尘，保持试样新鲜端面清洁；样本用真空镀膜仪在端面上镀一层薄金层后，放入干燥器待分析；

然后，扫面电镜开机后稳定30min以上，仪器稳定性应达到jjg550的标准后再进行扫描电镜观察；待岩心初始条件下的两项测试结束后，将岩心抽真空，饱和地层水，采用气驱法建立束缚水，以出口端不出水为止；按照实验流程图连接实验装置，把含束缚水的岩心放入全模拟实验流程密封，加围压至5mpa，下游端连通大气；

最后，打开上游端阀门，利用驱替泵控制水中间容器，采用恒流量的驱替方式进行水驱实验；通过驱替泵计量注入水量，当注入量达到30pv时停止实验，取出岩心进行x射线衍射和扫描电镜测试，重复上述步骤；

(二)确定见水后宏观储层关键参数变化

(a)将事先准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，测量岩心的长度、直径、孔隙度和渗透率；

(b)将岩心抽真空，饱和地层水，采用气驱法建立束缚水，以出口端不出水为止；

(c)将岩心放入实验装置并加温压至初始地层温压条件；

(d)打开上游端阀门，利用驱替泵控制水中间容器，采用恒流量的驱替方式进行水驱实验；

(e)通过驱替泵计量注入水量，每当注入量达到5、15、30pv时停止实验，取出岩心进行渗透率的测量，绘制水驱前后渗透率变化曲线。

结合上述的所有技术方案，本发明所具备的优点及积极效果为：本发明通过深入研究气藏的渗流机理及衰竭规律、见水机理、见水后储层关键参数变化研究，并基于以上物理模拟实验及数学模型研究结果，确定研究区块有效开发策略及关键参数界限，实现了气藏的高效开发与长期稳产的目标。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例的技术方案，下面将对本申请实施例中所需要使用的附图做简单的介绍，显而易见地，下面所描述的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例提供的海上深层高温超压气藏开发方法流程图。

图2是本发明实施例提供的超高温高压多功能岩心驱替实验装置示意图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种海上深层高温超压气藏开发方法，下面结合附图对本发明作详细的描述。

如图1所示，本发明实施例提供的海上深层高温超压气藏开发方法包括以下步骤：

s101：通过设置不同的初始含水饱和度、不同的co2含量，分别对岩心设置不同的驱替压差，根据岩心出口端稳定后的气体流量确定各个岩心的渗流能力，对比分析初始含水饱和度差异、气组分中co2含量差异对气体单相渗流能力和渗流规律的影响，确定靶区气藏的产气能力与影响因素；

s102：通过衰竭开发渗流实验模拟无边底水且含水饱和度较低储层作为参照标准，分别进行边底水储层见水机理实验和高含水储层见水机理实验，通过分析实验过程中的压力、产气量、产水量、水气比和采出程度等生产参数的动态变化规律，确定不同类型水源在不同生产条件下对气藏开发的影响，判断靶区气藏不同见水气井受何种水源的影响；

s103：对天然岩心进行不同程度的水驱实验，模拟气井带水生产的不同阶段，并在每次水驱实验结束后分别进行矿物含量、孔隙结构特征及渗透率的测量，通过分析实验结果确定气藏见水后储层特征参数的变化规律；

s104：基于s101至s103确定的影响因素以及参数变化规律，确定气藏的开发策略以及有效开发关键参数的界限，并生成开发方案，进行海上深层高温超压气藏开发。

本发明实施例提供的步骤s101包括：

(1)进行不同含水条件下渗流实验；

(1.1)将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，测量岩心包括长度、直径、孔隙度和渗透率的基础物性参数；

(1.2)将干岩心放入超高温高压多功能岩心驱替实验装置中进行密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h；

(1.3)用围压泵对岩心加围压至5mpa，开启驱替泵驱替气中间容器，同时同步增加岩心系统的围压和流压；当中间容器内气体用完时，对中间容器补充气体，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

(1.4)待围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，保持上游和下游压力达到稳定，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的驱替压差进行驱替实验，待出口端气流稳定后测量不同驱替压差下的气体流量，绘制气体流量-实验压差曲线图；

(1.5)根据靶区气藏地层水成分分析资料配置及相关矿化度的标准盐水，将盐水加入中间容器中加压至90mpa后，连入实验装置；

(1.6)利用双柱塞驱替泵的两个泵分别控制气中间容器和水中间容器，根据岩心渗透率，设置不同的驱替流量，采用稳态法将气、水按照设置的比例即30％、40％、50％、60％和70％注入岩样，当流动达到稳定后测量进出、口压差和气体流量，绘制气体流量-实验压差曲线图；

(2)进行不同co2含量下渗流实验；

(2.1)将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，测量岩心包括长度、直径、孔隙度和渗透率的基础物性参数，；

(2.2)将干岩心放入实验装置中密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h；先用围压泵对岩心加围压至5mpa，开启驱替泵驱替装有水的中间容器，同时同步增加岩心系统的围压和流压；

(2.3)当中间容器内盐水用完时，对中间容器补充盐水，利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

(2.4)当围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，保持上游和下游压力达到稳定，采用气驱水的方式建立高温超压条件下的束缚水饱和度，以出口端不再产水为止，驱替过程中正方向对岩心进行驱替；

(2.5)保持上游压力不变，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的驱替压差进行驱替实验，待出口端气流稳定后测量不同驱替压差下的气体流量，绘制气体流量-实验压差曲线图；

(2.6)把n2和co2按照实验设计中的比例即14％、28％、42％、56％和70％加入中间容器中，加压至90mpa后连入实验装置；

(2.7)进行驱替前要先关闭上、下游端阀门，令岩心内束缚水与co2充分接触后再进行不同驱替压差下的驱替实验，绘制气体流量-实验压差曲线图。

本发明实施例提供的步骤s102包括：

1)进行衰竭开发渗流实验；

2)进行边底水储层见水机理实验

3)进行高含水储层见水机理实验

4)确定临界可动水饱和度；

5)基于步骤1)至步骤4)获取压力、产气量、产水量、水气比和采出程度生产参数的动态变化规律；分析压差对衰竭开采动态规律的影响；分析压差和水体溶解co2对见水及生产特征的影响；分析压差和初始含水条件对见水及生产特征的影响；预测靶区气藏的临界可动水饱和度；确定靶区气藏不同见水气井的见水机理。

步骤1)中，本发明实施例提供的进行衰竭开发渗流实验包括：

1.1)将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，测量岩心的长度、直径、孔隙度和渗透率相关基础物性参数，并计算拼接长岩心的总体物性；

1.2)将饱和束缚水的长岩心放入全模拟实验装置密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h；

1.3)用围压泵对岩心加围压至5mpa，开启驱替泵驱替气中间容器，同时且同步增加岩心系统的围压和流压；当中间容器内气体用完时，对中间容器补充气体，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

1.5)当围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，待上游和下游压力达到稳定时，岩心系统达到初始地层温压系统；关闭上游进气口阀门，打开下游出气口阀门，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的衰竭压差进行衰竭开发实验，并实时记录上、下游压力和产气量变化数据。

步骤2)中，本发明实施例提供的进行边底水储层见水机理实验包括：

2.1)将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，然后测量岩心的长度、直径、孔隙度和渗透率，并计算拼接长岩心的总体物性；

2.2)将饱和束缚水的长岩心放入全模拟实验装置中密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h；将配置好的盐水注入高压中间容器中，再将配置的co2含量35％和70％的气样过量注入高压中间容器中；

2.3)为中间容器包裹电加热套，升温至190℃，并将中间容器连接到增压泵，使用恒压模式加压至90mpa，维持压力静置24h，使水与co2充分接触；

2.4)待体系稳定后，打开顶部阀门，排空中间容器内未溶的多余气体，待有地层水流出时关闭阀门，再用增压泵将中间容器的压力加压至90mpa，接入实验装置中作为模拟边底水体；

2.5)用围压泵对岩心加围压至5mpa，然后开启驱替泵驱替气中间容器，同时同步增加岩心系统的围压和流压，当中间容器内气体用完时，对中间容器补充气体，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

2.6)当围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，待上游和下游压力达到稳定时，关闭上游进气口阀门，打开上游进水口阀门和下游出液口阀门，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的衰竭压差进行边底水条件下的衰竭开发实验，实时记录上、下游压力和产气量、产水量变化数据。

步骤3)中，本发明实施例提供的进行高含水储层见水机理实验包括：

3.1)将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，测量岩心的长度、直径、孔隙度和渗透率，并计算拼接长岩心的总体物性；

3.2)将未饱和水的长岩心放入实验装置密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h；

3.3)用围压泵对岩心加围压至5mpa，开启驱替泵驱替装有水的中间容器，同时且同步增加岩心系统的围压和流压；当中间容器内盐水用完时，对中间容器补充盐水，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

3.4)待围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，待上游和下游压力达到稳定时，利用双柱塞驱替泵的两个泵分别控制气中间容器和水中间容器，按照设计的气水比例即35％和70％，设置相应的驱替流量进行驱替，待出口端气水比例达到设计的比例时停止；

3.5)关闭上游进气口阀门，打开下游出气口阀门，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的衰竭压差进行衰竭开发实验，实时记录上、下游压力和产气量、产水量变化数据。

步骤4)中，本发明实施例提供的确定临界可动水饱和度包括：

4.1)获取不同驱替实验下的核磁共振t2谱图，结合进行核磁共振测试的岩心的基础物性，绘制不同物性储层可动水识别图版；

4.2)结合靶区储层的物性参数范围，确定储层临界含水饱和度范围；

4.3)结合单井测井解释成果确定每个小层的原始含水饱和度和物性，判断储层是否含有可动水。

本发明实施例提供的步骤s103包括：

(一)确定见水后微观储层关键参数变化；

首先，将准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重；在岩心上切取约50g的样本，研磨至小于40μm的粒径后称重；采用悬浮液等方法分离出粒径小于10μm的黏土矿物，再采用称量法得到黏土矿物的总量；

其次，采用粉末xrd的k值法测量各非黏土矿物的含量；记录黏土矿物总量和各非黏土矿物的含量，计算黏土矿物和常见非黏土矿物的相对含量；采用离心法提取粒径小于2μm的黏土矿物，黏土样品涂片试样，依次进行自然xrd测定、eg饱和片xrd测定和高温片xrd测定，确定非常见各黏土矿物的相对含量；

再者，在岩心上切取一块样本，切割成10mm×10mm×5mm，把具有代表性、平整的新鲜端面作为分析面；将样本在室温下自然干燥，期间用洗耳球吹掉样本表面碎屑及灰尘，保持试样新鲜端面清洁；样本用真空镀膜仪在端面上镀一层薄金层后，放入干燥器待分析；

然后，扫面电镜开机后稳定30min以上，仪器稳定性应达到jjg550的标准后再进行扫描电镜观察；待岩心初始条件下的两项测试结束后，将岩心抽真空，饱和地层水，采用气驱法建立束缚水，以出口端不出水为止；按照实验流程图连接实验装置，把含束缚水的岩心放入全模拟实验流程密封，加围压至5mpa，下游端连通大气；

最后，打开上游端阀门，利用驱替泵控制水中间容器，采用恒流量的驱替方式进行水驱实验；通过驱替泵计量注入水量，当注入量达到30pv时停止实验，取出岩心进行x射线衍射和扫描电镜测试，重复上述步骤；

(二)确定见水后宏观储层关键参数变化

(a)将事先准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，测量岩心的长度、直径、孔隙度和渗透率；

(b)将岩心抽真空，饱和地层水，采用气驱法建立束缚水，以出口端不出水为止；

(c)将岩心放入实验装置并加温压至初始地层温压条件；

(d)打开上游端阀门，利用驱替泵控制水中间容器，采用恒流量的驱替方式进行水驱实验；

(e)通过驱替泵计量注入水量，每当注入量达到5、15、30pv时停止实验，取出岩心进行渗透率的测量，绘制水驱前后渗透率变化曲线。

下面结合具体实施例对本发明的技术效果作进一步描述。

实施例1：

乐东10区位于莺歌海盆地莺东斜坡带南段近凹处，水深87.0m～90.5m，属于构造+岩性气藏，受岩性控制，平面和纵向上分为多个气水系统，各个系统具有不同的压力系统。乐东10区原始地层压力系数高(压力系数2.174～2.306)，压力84.1mpa～92.5mpa，正常地温度系统(地温梯度3.97℃/100m)，地层温度为190℃左右。储层主要为黄流组、梅山组，属于低孔、低渗～特低渗储层，局部发育中渗储层。天然气纯烃含量26％～86％，属于干气气藏。乐东10区的多口探井在测试过程中出现产水的现象，测试水气比达到2.1～138.0m3/104m3，出水机理复杂，后续开发评价和相关研究难度大。

目前我国海上海上深层高温超压气藏(地层温度大于180℃，地层压力系数大于2.1，储层平均渗透率1.1md)评价无经验可借鉴，乐东10区在开发评价研究过程中面临诸多瓶颈：(1)海上深层高温超压气藏渗流机理，包括不同含水饱和度及不同co2含量下的渗流特征；(2)海上深层高温超压气藏测试过程中出现产水现象，见水机理及产水特征不明确，见水后对产能的影响；(3)海上深层高温超压气藏生产见水后对储层特征参数的影响；(4)针对该类气藏高温超压、低渗、产水等特点，对该类气藏如何制定可行的开发策略，有效开发关键参数的界限如何确定，并形成可行性研究开发方案。因此，需要通过本发明的研究解决上述瓶颈问题。

2、课题的实验设置方案

2.1海上深层高温超压气藏渗流规律实验

2.1.1实验原理

实验基于达西定律，通过设置不同的初始含水饱和度、不同的co2含量，分别对岩心设置不同的驱替压差，根据岩心出口端稳定后的气体流量来确定各个岩心的渗流能力，对比分析初始含水饱和度差异、气组分中co2含量差异对气体单相渗流能力和渗流规律的影响，进而研究靶区气藏的产气能力与影响因素。

2.2.2实验条件

(1)根据ld10-1区块储层物性的分布规律，选取黄流组层段渗透率范围在0.3-3.0md的天然岩心；

(2)实验过程完全模拟储层的高温超压(温度190℃、压力95mpa)条件；

(3)实验过程中采用99.9％的高纯氮气模拟天然气，根据甲方提供的《水全分析检测报告》，配置符合目标储层矿化度的标准盐水(矿化度：12800mg/l)来模拟地层水；

(4)根据ld10-1-1井的测井数据，储层初始含水饱和度在31.1％～68.7％，因此实验过程设置0、30％、40％、50％、60％和70％共6种初始含水饱和度；

(5)根据ld10-1区块的测试数据，气组分中co2含量在6.18％-69.10％，因此实验过程配置0、14％、28％、42％、56％和70％共6种co2含量的模拟气体。

2.2.3实验装置和流程图

实验采用自主研发的超高温高压多功能岩心驱替实验装置，该实验装置的配置和实验流程如表3和图2所示。该套实验设备可应用于本项目的渗流规律实验、见水机理实验和见水后特征参数变化实验，后续实验方案中不再赘述。

表3超高温高压多功能岩心驱替实验装置配置

2.2.4实验步骤——不同含水条件下渗流实验

(1)将事先准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，然后测量岩心的基础物性参数，包括长度、直径、孔隙度和渗透率；

(2)按照实验流程图连接实验装置，把干岩心放入全模拟实验流程密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h，保证岩心内部温度达到要求；

(3)先用围压泵对岩心加围压至5mpa，然后开启驱替泵驱替气中间容器，同时且同步增加岩心系统的围压和流压，防止应力敏感效应对实验结果的影响；

(4)每当中间容器内气体用完时，对中间容器补充气体，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

(5)待围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，待上游和下游压力达到稳定时，此刻岩心系统已经达到初始地层温压系统；

(6)保持上游压力不变，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的驱替压差(0.1-10mpa)进行驱替实验，待出口端气流稳定后测量不同驱替压差下的气体流量，绘制气体流量-实验压差曲线图；

(7)根据靶区气藏地层水成分分析资料配置等矿化度的标准盐水，并将盐水加入中间容器中加压至90mpa后，连入实验装置；

(8)利用双柱塞驱替泵的两个泵分别控制气中间容器和水中间容器，根据岩心渗透率，设置不同的驱替流量(根据步骤6中的测试结果进行设置)，采用稳态法将气、水按照设置的比例(30％、40％、50％、60％和70％)注入岩样，等流动达到稳定后测量进出、口压差和气体流量，绘制气体流量-实验压差曲线图。

2.2.5实验步骤——不同co2含量下渗流实验

(1)将事先准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，然后测量岩心的基础物性参数，包括长度、直径、孔隙度和渗透率；

(2)按照实验流程图连接实验装置，把干岩心放入全模拟实验流程密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h，保证岩心内部温度达到要求；

(3)先用围压泵对岩心加围压至5mpa，然后开启驱替泵驱替装有水的中间容器，同时且同步增加岩心系统的围压和流压，防止应力敏感效应对实验结果的影响；

(4)每当中间容器内盐水用完时，对中间容器补充盐水，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

(5)待围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，待上游和下游压力达到稳定时，此刻岩心系统已经达到初始地层温压系统，且100％饱和地层水；

(6)采用气驱水的方式建立高温超压条件下的束缚水饱和度，以出口端不再产水为止，驱替过程中需要正方向对岩心进行驱替，以使束缚水均匀分布；

(7)保持上游压力不变，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的驱替压差(0.1-10mpa)进行驱替实验，待出口端气流稳定后测量不同驱替压差下的气体流量，绘制气体流量-实验压差曲线图；

(8)把n2和co2按照实验设计中的比例(14％、28％、42％、56％和70％)加入中间容器中，加压至90mpa后连入实验装置；

(9)每次进行驱替前要先关闭上、下游端阀门，使岩心内束缚水与co2充分接触后再进行不同驱替压差(0.1-10mpa)下的驱替实验，绘制气体流量-实验压差曲线图。

2.2.6实验明细

2.2.7实验记录表

2.2.8预期成果

(1)获得高温超压条件下单相气体渗流特征曲线；

(2)分析不同含水饱和度、不同co2含量对气体渗流能力的影响；

(3)预测不同含水条件、不同co2含量条件下的储层的产气能力；

(4)实验结果可为产能模拟法确定有效储层物性下限提供数据支持。

2.2海上深层高温超压气藏见水机理实验

2.2.1实验原理

实验以国家行业标准(gb/t28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法)为基础，对实验设备和实验方法进行改进，设备上搭建高温超压多功能驱替实验装置，引入增压泵、电加热套和耐高温高压材料等新仪器；方法上通过衰竭开发渗流实验模拟无边底水且含水饱和度较低储层作为参照标准，再分别进行边底水储层见水机理实验和高含水储层见水机理实验，通过分析实验过程中的压力、产气量和采出程度的动态变化规律，研究不同类型水源对气藏开发的影响，进而判断靶区气藏不同见水气井受何种水源的影响。

2.2.2实验条件

(1)根据ld10-1区块储层物性的分布规律，选取黄流组层段相同渗透率范围(0.3-3.0md)的岩心3块，拼接成长岩心，降低单一柱塞岩心的边界效应；

(2)实验过程完全模拟储层的高温超压(温度190℃、压力95mpa)条件；

(3)实验过程中采用99.9％的高纯氮气模拟天然气，根据甲方提供的《水全分析检测报告》，配置符合目标储层矿化度的标准盐水(矿化度：12800mg/l)来模拟地层水；

(4)根据ld10-1-1井的测井数据，储层初始含水饱和度在31.1％～68.7％，因此实验过程设置含水饱和度35％和70％分别代表较低含水和较高含水层；

(5)根据ld10-1区块的测试数据，气组分中co2含量在6.18％-69.10％，因此实验过程分别将co2含量35％和70％的模拟气体注入水中间容器中，充分静置使co2和盐水充分接触，然后将水排出中间容器，以模拟较低含co2和较高含co2边底水体。

(6)根据ld10-1区块的测试数据，3井4层次的压差分别为12.2mpa、32.6mpa、62.7mpa和62.9mpa，因此设置实验压差5、10、15和30mpa分别代表不同的生产压差(15、30、45和60mpa)。

(7)根据水的三相相态图，在190℃时水从液体汽化为气体时所需要的压力在1.5mpa左右，而岩心中压力始终高于1.5mpa，因此实验中不需要考虑水的汽化现象；而在实验出口端水的计量系统里面设置有冷凝装置，可将汽化的水冷凝为液体进行计量。

2.2.3实验步骤——衰竭开发渗流实验

(1)将事先准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，然后测量岩心的基础物性参数，包括长度、直径、孔隙度和渗透率，并计算拼接长岩心的总体物性；

(2)按照实验流程图连接实验装置，把饱和束缚水的长岩心放入全模拟实验流程密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h，保证岩心内部温度达到要求；

(3)先用围压泵对岩心加围压至5mpa，然后开启驱替泵驱替气中间容器，同时且同步增加岩心系统的围压和流压，防止应力敏感效应对实验结果的影响；

(4)每当中间容器内气体用完时，对中间容器补充气体，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

(5)待围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，待上游和下游压力达到稳定时，此刻岩心系统已经达到初始地层温压系统；

(6)关闭上游进气口阀门，打开下游出气口阀门，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的衰竭压差(5、10、15和30mpa)进行衰竭开发实验，实验过程中实时记录上、下游压力和产气量变化数据。

2.2.4实验步骤——边底水储层见水机理实验

(1)将事先准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，然后测量岩心的基础物性参数，包括长度、直径、孔隙度和渗透率，并计算拼接长岩心的总体物性；

(2)按照实验流程图连接实验装置，把饱和束缚水的长岩心放入全模拟实验流程密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h，保证岩心内部温度达到要求；

(3)将配置好的盐水注入高压中间容器中，再将配置的co2含量35％和70％的气样过量注入高压中间容器中；

(4)为中间容器包裹电加热套，升温至190℃，并将中间容器连接到增压泵，使用恒压模式加压至90mpa，维持压力静置24h，使水与co2充分接触；

(5)待体系稳定后，此时地层水位于中间容器的底部。打开顶部阀门，排空中间容器内未溶的多余气体，待有地层水流出时关闭阀门，再用增压泵将中间容器的压力加压至90mpa，接入实验装置中作为模拟边底水体；

(6)先用围压泵对岩心加围压至5mpa，然后开启驱替泵驱替气中间容器，同时且同步增加岩心系统的围压和流压，防止应力敏感效应对实验结果的影响；

(7)每当中间容器内气体用完时，对中间容器补充气体，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

(8)待围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，待上游和下游压力达到稳定时，此刻岩心系统已经达到初始地层温压系统；

(9)关闭上游进气口阀门，打开上游进水口阀门和下游出液口阀门，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的衰竭压差(5、10、15和30mpa)进行边底水条件下的衰竭开发实验，实验过程中实时记录上、下游压力和产气量、产水量变化数据。

2.2.5实验步骤——高含水储层见水机理实验

(1)将事先准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，然后测量岩心的基础物性参数，包括长度、直径、孔隙度和渗透率，并计算拼接长岩心的总体物性；

(2)按照实验流程图连接实验装置，把未饱和水的长岩心放入全模拟实验流程密封，利用加热带对岩心夹持器进行加热，待加热到190℃后稳定8h，保证岩心内部温度达到要求；

(3)先用围压泵对岩心加围压至5mpa，然后开启驱替泵驱替装有水的中间容器，同时且同步增加岩心系统的围压和流压，防止应力敏感效应对实验结果的影响；

(5)每当中间容器内盐水用完时，对中间容器补充盐水，并利用增压系统对中间容器进行加压，加压至流压后再次接入实验装置；

(6)待围压增加至95mpa时，流压增加至90mpa，待上游和下游压力达到稳定时，此刻岩心系统已经达到初始地层温压系统，且100％饱和地层水；

(7)利用双柱塞驱替泵的两个泵分别控制气中间容器和水中间容器，按照设计的气水比例(35％和70％)，设置相应的驱替流量进行驱替，待出口端气水比例达到设计的比例时停止，此刻岩心系统已经达到不同的初始含水条件；

(8)关闭上游进气口阀门，打开下游出气口阀门，通过回压泵和回压阀分别设置不同的回压，模拟不同的衰竭压差(5、10、15和30mpa)进行衰竭开发实验，实验过程中实时记录上、下游压力和产气量、产水量变化数据。

2.2.6实验步骤——临界可动水饱和度研究

(1)获取不同驱替实验下的核磁共振t2谱图，由甲方提供(西南石油大学外协项目)

(2)结合进行核磁共振测试的岩心的基础物性，绘制不同物性储层可动水识别图版；

(3)结合靶区储层的物性参数范围，确定储层临界含水饱和度范围；

(4)结合单井测井解释成果确定每个小层的原始含水饱和度和物性，判断储层是否含有可动水。

2.2.7实验明细

2.2.8实验记录表

2.2.9预期成果

(1)获取压力、产量和采收率在衰竭开采过程中的动态变化规律；

(2)分析压差对衰竭开采动态规律的影响；

(3)分析压差和水体溶解co2对见水及生产特征的影响；

(4)分析压差和初始含水条件对见水及生产特征的影响；

(5)预测靶区气藏的临界可动水饱和度；

(6)揭示靶区气藏不同见水气井的见水机理。

2.3海上深层高温超压气藏见水后储层关键参数变化

2.3.1实验原理

实验以石油与天然气行业标准(sy/t5163-2010沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物x衍射分析方法、sy/t6103-2004岩石孔隙结构特征的测定图像分析法和gb/t17361-2013微束分析沉积岩中自生粘土矿物鉴定扫描电子显微镜及能谱仪方法)为基础，对天然岩心进行不同程度的水驱实验，模拟气井带水生产的不同阶段。每次水驱实验结束后分别进行矿物含量、孔隙结构特征及渗透率的测量，通过分析实验结果从微观和宏观两个层面研究气藏见水后储层特征参数的变化规律，判断储层是否可以长期带水生产。

2.3.2实验条件

(1)根据ld10-1区块储层物性的分布规律，选取黄流组层段渗透率范围在0.3-3.0md的天然岩心；

(2)测量宏观参数的水驱实验在高温超压条件下进行，测量微观参数的x射线衍射和电镜扫描在室内温压条件下进行，分别测量水驱前后水驱后的微观参数特征；

(3)实验过程中采用99.9％的高纯氮气模拟天然气，根据甲方提供的《水全分析检测报告》，配置符合目标储层矿化度的标准盐水(矿化度：12800mg/l)来模拟地层水；

(4)实验中设计5、15和30pv共3个水体倍数进行恒压差(10和20mpa)水驱实验，分别模拟短期、中期和长期水侵过程。

2.3.3实验步骤——见水后微观储层关键参数变化

(1)将事先准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重；

(2)在岩心上切取约50g的样本，研磨至小于40μm的粒径后称重；

(3)采用悬浮液等方法分离出粒径小于10μm的黏土矿物，再采用称量法得到黏土矿物的总量；

(4)采用粉末xrd“k值法”测量各非黏土矿物的含量；

(5)记录黏土矿物总量和各非黏土矿物的含量，计算黏土矿物和常见非黏土矿物的相对含量；

(6)然后采用离心法提取粒径小于2μm的黏土矿物，黏土样品涂片试样，依次进行自然xrd测定、eg饱和片xrd测定和高温片xrd测定，确定非常见各黏土矿物的相对含量；

(7)再在岩心上切取一块样本，切割成10mm×10mm×5mm，把具有代表性、平整的新鲜端面作为分析面；

(8)将样本在室温下自然干燥，期间用洗耳球吹掉样本表面碎屑及灰尘，保持试样新鲜端面清洁；

(9)样本用真空镀膜仪在端面上镀一层薄金层后，放入干燥器待分析；

(10)扫面电镜开机后要稳定30min以上，仪器稳定性应达到jjg550的标准后再进行扫描电镜观察；

(11)待岩心初始条件下的两项测试结束后，将岩心抽真空，饱和地层水，采用气驱法建立束缚水，以出口端不出水为止；

(12)按照实验流程图连接实验装置，把含束缚水的岩心放入全模拟实验流程密封，加围压至5mpa，下游端连通大气；

(13)打开上游端阀门，利用驱替泵控制水中间容器，采用恒流量的驱替方式进行水驱实验；

(14)通过驱替泵计量注入水量，当注入量达到30pv时停止实验，取出岩心进行x射线衍射和扫描电镜测试，重复上述步骤(1)～(10)。

2.3.4实验步骤——见水后宏观储层关键参数变化

(1)将事先准备好的岩心进行清洗、烘干8h称干重，然后测量岩心的基础物性参数，包括长度、直径、孔隙度和渗透率；

(2)将岩心抽真空，饱和地层水，采用气驱法建立束缚水，以出口端不出水为止；

(3)按照实验流程图连接实验装置，放入岩心并加温压至初始地层温压条件；

(4)打开上游端阀门，利用驱替泵控制水中间容器，采用恒流量的驱替方式进行水驱实验；

(5)通过驱替泵计量注入水量，每当注入量达到5、15、30pv时停止实验，取出岩心进行渗透率的测量，绘制水驱前后渗透率变化曲线。

2.3.5实验明细

2.3.6实验记录表

2.3.7预期成果

(1)揭示不同水侵程度下储层黏土矿物和孔隙结构的变化特征；

(2)揭示不同水侵程度下的储层渗透率变化规律；

(3)从宏观和微观两个层面分析气井见水后储层关键参数变化及对生产的影响。

3、实验研究进度安排

3.1实验周期

高温超压实验周期长，实验准备(加压、稳定、泄压)和数据处理需要更长的时间，在保证100％成功率的前提下需要188天的工作时长。高温超压实验成功率较低，以往项目实验成功率在70％左右。具体实验周期如下表所示。

表4实验周期

3.2实验进度

综合考虑实验周期和实验成功率，实验研究部分预期在2020年9月底完成；在保证完成计划实验数量的前提下，增加实验数量，力求超额完成项目要求。

表5实验进度安排

3.3岩心需求

由于高温超压实验失败率较高，岩心容易损坏，因此需要准备备用岩心，岩心损坏后及时更换，以免影响实验进度，总共需要16块岩心；其他课题已使用完毕的岩心在保障完整性和渗透率要求的前提下也可使用。

表6岩心需求安排

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，都应涵盖在本发明的保护范围之内。