摘要：为了揭示东海盆地不同区域气藏气井初始产水特征存在差异的原因,以便于筛选有利的低渗透储层改造目标,应用气水两相毛细管压力及J函数定义式、幂函数型相渗模型、分流量方程,建立不同气柱高度下初始生产水气比的计算方法,再以东海气区标准毛细管压力、标准相渗实验数据为基础,计算并建立东海区域气藏不同气柱高度下初始生产水气比评价图版。在此基础上,由东海区域气藏已测试或投产井的数据对所建立的评价图版进行验证,并依据评价图版确定东海区域低渗透气藏适合储层改造的气藏物性条件。研究结果表明:①所建立的评价图版反映出各参数间的相关性与实际生产表现出的规律相似,且与实际数据匹配较好,验证了该图版建立方法及关键参数求取方法的正确性与可靠性;②以生产水气比小于1 m^3/10^4 m^3作为筛选条件,东海盆地西次凹、中央隆起带及裙边的低渗透气藏(气柱高度一般在50 m左右)适合进行储层改造的储层渗透率应大于0.65 mD,中央隆起带中北部大型低渗透气藏(气柱高度一般大于100m)适合储层改造的储层渗透率应大于0.26 mD;③在原位油气藏成藏条件下,气藏中不存在气水界面,所提出的方法及建立的评价图版则不适用。结论认为,所提出的初始产水评价图版建立及关键参数求取方法可以为国内其他气区的开发评价提供借鉴。

关键词：中国 东海盆地 气藏 毛细管压力 相渗模型 

单位：中海石油(中国)有限公司上海分公司勘探开发研究院