摘要：气藏剩余压力分布能够直接反映其储量动用情况，采用长岩心多点测压实验装置，选择渗透率分布区间分别为（1．38～1．71）×10^-3μm2、（0．41～0．73）×10μm2、（0．049～0．084）×10-3μm2的多块砂岩岩心组合形成长度超过50cm的3组长岩心，模拟含水砂岩气藏衰竭开采。实验过程中实时记录气藏边界至气并不同位置处压力剖面变化，研究含水气藏储量动用特征。研究表明：致密砂岩储层产气特征、压力剖面形态、压降过程、废弃时剩余压力分布均与渗透率较高的储层（I类）差异显著，明显受渗透率和含水饱和度控制。含水相同（约35％），生产至废弃条件时，I类储层的压力剖面整体几乎降为0，而致密砂岩、剩余压力仍维持在原始压力的50％以上，且压力梯度大，表明含水气藏，渗透率越低储量动用越困难，动用均衡性越差；考虑含水，随含水饱和度增加，I类储层压力剖面形态及下降过程变化不大；渗透率更低的储层（Ⅱ类）尤其是致密储层（Ⅲ类），其压力剖面形态变化极为显著，含水较高时，压力难以向外波及，储量难以有效动用，且非均衡性极强。

关键词：含水气藏 致密砂岩 长岩心实验装置 剩余压力剖面 储量动用 

单位：中国矿业大学北京 北京100083 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊065007 中国石油新疆油田公司采油一厂地质所 新疆克拉玛依834000 中国石油天然气管道工程有限公司 河北廊坊065000 辽河油田市场管理部 辽宁盘锦124010