采气速度对不同储集空间类型碳酸盐岩气藏水侵动态的影响——以四川盆地震旦系灯影组为例

doi:10.11743/ogg20250221

Abstract

Abstract:

This study explores the relationship between gas recovery and water invasion dynamics in carbonate gas reservoirs with varying storage spaces to achieve their efficient exploitation. Using physical simulation experiments on vuggy， fractured， and fractured-vuggy carbonate rock samples taken from gas reservoirs in the Sinian Dengying Formation， Sichuan Basin， we comparatively analyze the water invasion dynamics of these reservoirs， and propose a novel equation for predicting water invasion dynamics： $ω = A R B$ . The results indicate that the proposed method is highly effective in predicting water invasion in rock samples with different 3D storage space structures， and applicable for both heterogeneous gas reservoirs with bottom water and carbonate gas reservoirs. Furthermore， it provides encouraging prediction results of apparent relative pressure and fitted water invasion volume for both vuggy cores with strong homogeneity and fractured-vuggy cores with extreme heterogeneity. Under identical experimental conditions， carbonate gas reservoirs with varying degrees of heterogeneity exhibit distinct variation in coefficient A （related to gas production rate） and constant B （associated with water invasion intensity） values. For the cores of carbonate gas reservoirs， the extent and connectivity of pores are positively correlated with the producing reserves through water drive. Higer reservoir heterogeneity is associated with a more significant reduction in formation energy and a steeper decline in actual apparent relative pressure during the late stage of reservoir exploitation. Notably， among the tested cores， water body energy produces the least impact on the experimental results of the vuggy cores compared to the fractured and fractured-vuggy cores.

Key words: storage space type, large-scale rock sample, gas production rate, 3D physical simulation experiment on water invasion, water invasion prediction, carbonate gas reservoir

CLC Number:

TE122.3

Yu XIONG, Quanfeng NIU, Zewei SUN, Jun JIANG, Chun ZHANG. Impact of gas production rate on water invasion dynamics in carbonate gas reservoirs with varying storage spaceson： A case study of the Sinian Dengying Formation in the Sichuan Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2025, 46(2): 654-669.

Figures/Tables 26

Table 1

Fig.1

Fig.2

Fig.3

Fig.4

Table 2

Fig.5

Table 3

Fig.6

Table 4

Fig.7

Table 5

Fitted equations for fractured rock samples from the Dengying Formation， Sichuan Basin under different gas production rates in an injection pore volume multiple of two"

采气速度/（mL/min）	拟合公式
100	$ω = 0.000 273 32 R 1.947$
200	$ω = 0.000 210 2 R 1.725$
300	$ω = 0.000 162 5 R 1.583$
400	$ω = 0.000 101 3 R 1.416$

Table 5

Fig.8

Table 6

Fitted equations for fractured rock samples from the Dengying Formation， Sichuan Basin under different gas production rates in an injection pore volume multiple of four"

采气速度/（mL/min）	拟合公式
100	$ω = 0.000 245 21 R 1.821$
200	$ω = 0.000 198 5 R 1.601$
300	$ω = 0.000 141 2 R 1.373$
400	$ω = 0.000 081 3 R 1.226$

Table 6

Table 7

Fig. 9

Table 8

Comparison of fitted equations for fractured and fractured-vuggy rock samples from the Dengying Formation， Sichuan Basin in an injection pore volume multiple of two and at a gas production rate of 400 mL/minn"

岩样类型	拟合公式
裂缝型	$ω = 0.000 101 3 R 1.416$
缝洞型	$ω = 0.000 092 8 R 1.321$

Table 8

Table 9

Fig.10

Table 10

Fig.11

Table 11

Fig.12

Table 12

Table 13

Table 14

Assessment index （B） value ranges for both experimental and on-site water invasion activities"

测试条件	活跃型	中等活跃型	不活跃型
模拟实验	1.1 ~ 1.5	1.5 ~ 2.5	$> 2.5$
现场	1.0 ~ 1.7	1.7 ~ 2.4	$>$ 2.4

Table 14

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岩样类型	总孔隙度/%	孔隙体积/cm³	小孔占比/%	裂缝占比/%	溶洞占比/%	连通孔隙占比/%	岩样储量/mL
孔洞型	2.05	368	69	13	18	0.21	41 352.1
裂缝型	9.32	1 678	18	73	9	0.37	162 023.9
缝洞型	18.35	3 303	22	47	31	0.57	380 130.8

水体倍数	采气速度/（mL/min）	计算水侵量/mL	膨胀体积/mL
2	100	32.83	33.28
2	400	19.25	20.13
4	100	57.62	59.46
4	400	33.81	35.51

水体倍数	采气速度/（mL/min）	计算水侵量/mL	膨胀体积/mL
2	100	164.27	170.68
2	400	189.70	197.35
4	100	311.52	328.42
4	400	376.54	385.90

水体倍数	采气速度/（mL/min）	计算水侵量/mL	膨胀体积/mL
2	100	477.83	498.21
2	400	548.62	564.73
4	100	509.33	528.42
4	400	656.24	685.90

采气速度/（mL/min）	2倍水体				4倍水体
采气速度/（mL/min）	A	B	水侵量/mL	水驱动用储量/mL	A	B	水侵量/mL	水驱动用储量/mL
100	0.000 27	1.95	170.68	155 904	0.000 25	1.82	328.42	152 197
200	0.000 21	1.73	178.34	156 170	0.000 19	1.60	345.86	147 850
300	0.000 16	1.58	188.72	155 211	0.000 14	1.37	362.21	149 986
400	0.000 10	1.42	197.68	154 121	0.000 08	1.23	385.90	147 485

Impact of gas production rate on water invasion dynamics in carbonate gas reservoirs with varying storage spaceson： A case study of the Sinian Dengying Formation in the Sichuan Basin

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岩样类型	A	B	水侵量/mL	水驱动用储量/mL
裂缝型	0.000 101 3	1.42	197.68	154 121
缝洞型	0.000 062 8	1.32	564.73	383 810

水体倍数	采气速度/（mL/min）	A	B	封隔气量/mL	实际水侵量/mL	拟合水侵量/mL	水驱动用储量/mL
2	100	0.032 0	4.80	2 352.72	32.83	30.28	41 811
2	400	0.037 0	2.10	1 689.79	19.15	17.59	46 320
4	100	0.028 0	4.01	2 428.41	57.62	54.47	42 098
4	400	0.036 0	1.87	1 613.44	33.81	31.63	46 176

水体倍数	采气速度/（mL/min）	A	B	封隔气量/mL	实际水侵量/mL	拟合水侵量/mL	水驱动用储量/mL
2	100	0.007 5	2.75	12 066.27	164.27	171.42	155 904
2	400	0.006 9	1.84	22 459.85	189.7	196.52	141 121
4	100	0.005 5	2.44	15 575.01	311.52	325.11	152 197
4	400	0.004 1	1.40	38 068.33	376.54	383.92	147 485

水体倍数	采气速度/（mL/min）	A	B	封隔气量/mL	实际水侵量/mL	拟合水侵量/mL	水驱动用储量/mL
2	100	0.006 5	1.79	21 584.37	477.83	496.52	377 603
2	400	0.002 0	1.48	32 548.75	548.62	567.88	360 810
4	100	0.003 0	1.62	29 154.32	509.33	525.36	365 981
4	400	0.001 2	1.25	51 247.68	656.24	674.29	350 481

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