高樹生 侯吉瑞 楊洪志 熊 偉 胡志明

1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.中國石油大學(xué)（北京） 3.中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

川中地區(qū)須家河組低滲透砂巖氣藏產(chǎn)水機理

高樹生1，2侯吉瑞2楊洪志3熊 偉1胡志明1

1.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2.中國石油大學(xué)（北京） 3.中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院

產(chǎn)水問題是制約四川盆地川中地區(qū)上三疊統(tǒng)須家河組低滲透砂巖氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵問題。為給生產(chǎn)現(xiàn)場形成有效防水、治水技術(shù)提供理論依據(jù)，開展了儲層產(chǎn)水機理研究，通過壓汞、巖樣氣驅(qū)水實驗及微觀可視模型開發(fā)物理模擬實驗，揭示了儲層高含水及產(chǎn)水機理。結(jié)果表明：須家河組低滲透砂巖氣藏儲層微細孔喉發(fā)育，微細喉道對氣相的毛細管阻力大，成藏過程中，當(dāng)含水飽和度降低到40%～50%后，成藏動力不足以克服毛細管阻力使氣相進入更微細的喉道及其控制的孔隙中，決定了儲層高原始含水飽和度的特征；低滲透儲層氣水呈互封狀態(tài)后，在開發(fā)過程中氣體彈性膨脹推動較大孔喉處及其控制的孔隙內(nèi)水相成為可動水，這就是儲層產(chǎn)水的主要原因；水封氣能量、可動水飽和度及生產(chǎn)壓差控制了儲層的產(chǎn)水特征。該研究成果對于降低氣井產(chǎn)水風(fēng)險，提高單井產(chǎn)量具有重要的指導(dǎo)作用。

四川盆地 川中地區(qū) 晚三疊世 低滲透砂巖氣藏 儲集層 孔隙 結(jié)構(gòu) 產(chǎn)水機理 可動水

四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組低滲透砂巖氣藏儲層含水飽和度高，氣井普遍產(chǎn)水，氣井過量產(chǎn)水導(dǎo)致氣井產(chǎn)能迅速下降［1］。認識氣藏產(chǎn)水機理，建立氣藏產(chǎn)水特征預(yù)測方法和技術(shù)手段，對于合理制訂開發(fā)方案，提高單井產(chǎn)量，增加氣藏開發(fā)效果，降低開發(fā)成本具有重要意義。目前，對于須家河組低滲透砂巖氣藏氣水分布特征及控制因素有了一定的認識［2－5］，但氣藏產(chǎn)水機理及如何預(yù)測氣井產(chǎn)水特征還是一個尚未解決的關(guān)鍵問題。筆者在明確儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征的基礎(chǔ)上，通過巖樣氣驅(qū)水實驗及微觀可視模型開發(fā)物理模擬實驗，揭示了儲層高含水飽和度的機理及產(chǎn)水機理。

1 儲層特征

川中地區(qū)構(gòu)造平緩，一般地層傾角為1°～3°，構(gòu)造受力總體較弱，須家河組氣藏是發(fā)育于平緩構(gòu)造背景下的巖性氣藏，無明顯的邊底水。裂縫總體不發(fā)育，僅在局部井區(qū)和層段見有裂縫，多分布于致密層段。須家河組儲層具有中—低孔隙度、低—特低滲透率、高含水飽和度特征?？紫抖葹?.5%～15.55%，滲透率為0.001～5.0 m D，含水飽和度在40%以上［6－9］。

2 儲層高含水機理

2.1 儲層微細孔喉發(fā)育

巖樣壓汞測試結(jié)果表明，須家河組低滲儲層孔喉細小，微孔喉發(fā)育。儲層滲透率越低，小于0.1μm的微喉道控制的孔隙體積比例越高（圖1）。對于覆壓滲透率為0.1 mD左右的儲層，由小于0.1μm的喉道控制的孔隙體積在30%以上，對滲流能力起主要貢獻作用的是0.5～1μm之間的喉道。覆壓滲透率0.01 mD左右的儲層，由小于0.1μm的喉道控制的孔隙體積在45%～75%之間，對滲流能力起主要貢獻作用的是0.1～0.5μm之間的喉道。

2.2 微細孔喉控制高含水飽和度

成藏中的油氣二次運移過程中，當(dāng)氣泡的直徑大于儲集層的有效喉道直徑時，毛細管阻力的作用使得后續(xù)氣泡逐漸連成氣絲，直到水動力同浮力的合力能夠克服毛細管阻力時，氣絲才開始運移［10］。喉道半徑小于0.2 μm后，隨著喉道半徑的減小，毛細管阻力快速上升。喉道半徑越小，氣相越難以進入其控制的孔隙內(nèi)。

應(yīng)用離心機對飽和地層水的巖樣進行離心實驗，得到不同離心力下的殘余水飽和度，模擬成藏過程中不同成藏動力下的束縛水飽和度，揭示不同尺寸孔喉對水相的束縛作用。實驗過程中，離心力大小從50 psi（1 psi＝6.895 k Pa）逐步增大到300 psi。不同離心力離心后的巖樣含水飽和度如圖2所示。在飽和水狀態(tài)下，50 psi離心力能讓含水飽和度降低5%～50%。這是由于較大喉道及其控制的孔隙內(nèi)的水相更容易被驅(qū)替出。隨著含水飽和度的降低，相同離心力增加幅度下含水飽和度的降低幅度越來越小。從毛細管力計算公式可看出，孔喉半徑越小，控制的束縛水飽和度越高，0.1μm的孔喉控制的含水飽和度高達50%，而且滲透率小于0.05 mD的巖心，0.1μm的喉道控制的含水飽和度均高于50%。這表明儲層微孔喉發(fā)育是該區(qū)須家河組儲層原始含水飽和度高的主要原因。

圖1 不同巖樣中微細孔喉所占體積百分數(shù)圖

圖2 不同孔喉半徑控制的含水飽和度圖

3 儲層產(chǎn)水機理

3.1 微觀機理

微觀模型含水狀態(tài)下開發(fā)物理模擬實驗表明，對于低滲透砂巖氣藏來講，由于水相一般為潤濕相，主要分布在微細孔喉內(nèi)及巖石表面，氣體賦存在孔隙內(nèi)，含水微細孔喉包圍控制孔隙體，形成氣水互封的狀態(tài)（圖3）。開發(fā)過程中，氣相產(chǎn)出要突破孔喉處水相的束縛作用。

圖3 微觀模型中氣水互封狀態(tài)圖

氣藏開發(fā)過程中，隨著儲層壓力逐步下降，壓力降傳導(dǎo)到孔隙內(nèi)的氣體時，氣體體積迅速膨脹，對孔隙表面水相進行擠壓，并對微細孔喉處的水相產(chǎn)生推動力，這種推動力只要大于某一微細孔喉處的毛細管力束縛，則這部分微細孔喉處及其控制的孔隙內(nèi)的殘余水就會被推動，從而運移產(chǎn)出成為可動水（圖4）。另一方面，開發(fā)過程遠遠快于成藏過程，因而開發(fā)過程中驅(qū)替壓力梯度大于成藏過程中的驅(qū)替壓力梯度，故成藏過程中部分未被驅(qū)出的水相可以在開發(fā)過程被驅(qū)替出，成為可動水。對于須家河組氣藏而言，由于微細孔喉發(fā)育，殘余水飽和度較高，衰竭式開發(fā)過程中壓力梯度大，因而可動水產(chǎn)出量較大，嚴重影響氣藏產(chǎn)能。

圖4 開發(fā)過程中孔隙內(nèi)氣體膨脹驅(qū)替水相流動過程圖

3.2 宏觀機理

對須家河組2塊低滲透巖樣進行了不同壓力梯度下氣驅(qū)飽和水巖樣實驗，在初始高含水飽和度階段，隨著驅(qū)替壓力梯度的增大，殘余水飽和度降低緩慢，主要是由于氣相飽和度小于20%，不能產(chǎn)生連續(xù)氣相運移。隨著驅(qū)替壓力梯度的進一步增大，氣相飽和度逐步增加，達到臨界含氣飽和度20%后，形成連續(xù)運移，這時氣相運移進入大喉道及其控制的孔隙中，使得含水飽和度快速降低。當(dāng)含水飽和度降低到50%后，氣相進入更細小的喉道及孔隙的難度加大，驅(qū)替壓力梯度的增加導(dǎo)致含水飽和度緩慢降低（圖5）。須家河組低滲透砂巖氣藏儲層含水飽和度在40%～60%之間，高于束縛水飽和度，存在0～20%的可動水飽和度。驅(qū)替壓力梯度越大，水相越容易動用。

圖5 不同驅(qū)替壓力梯度下的殘余水飽和度圖

為了進一步研究儲層產(chǎn)水的宏觀機理，開展了兩種氣水狀態(tài)下的物理模擬實驗和數(shù)值計算。一種是氣水分異明顯的儲層，一種是氣水互封狀態(tài)下的儲層，對比分析水封氣狀態(tài)及氣、水能量對儲層產(chǎn)水的影響規(guī)律。結(jié)果表明，對于氣水分異明顯的低滲儲層，由于水相彈性膨脹能力小，且儲層滲透率低，儲層產(chǎn)水量很小，而且水體倍數(shù)對其影響也很小，對于氣體產(chǎn)能影響不大，可以忽略不計。對于氣水互封的儲層，采氣過程中巖心的水侵量達到了0.2 PV，會嚴重影響氣體產(chǎn)能，可見氣水存在關(guān)系對于氣井產(chǎn)水有重要影響。圖6是不同水封氣量下氣井開發(fā)過程中的水侵動態(tài)數(shù)值計算結(jié)果，發(fā)現(xiàn)水封氣能量越高，儲層越容易產(chǎn)水；隨可動水飽和度增加（對于束縛水飽和度一定的儲層，即原始含水飽和度增加），氣井開發(fā)過程中的水侵量顯著增加，由不含水封氣到0.1 PV水封氣，對應(yīng)的水侵量由0增加到近0.12 PV，嚴重影響氣井產(chǎn)能。由此可見，低滲儲層產(chǎn)水量主要受到兩方面的宏觀因素控制：一是水封氣能量大小，二是可動水飽和度高低。

圖6 低滲透砂巖氣藏的水侵規(guī)律數(shù)值模擬結(jié)果圖

4 結(jié)論

1）須家河組低滲透砂巖儲層孔喉細小，微孔喉發(fā)育，小于0.1μm的微孔喉控制的孔隙體積比在30%以上；微孔喉毛細管阻力大，氣相難以進入其控制的孔隙內(nèi)，導(dǎo)致儲層高原始含水飽和度。

2）低滲透砂巖儲層氣水成互封狀態(tài)，衰竭式開發(fā)過程中，驅(qū)替壓力梯度大，氣體膨脹推動較大孔喉處及其控制的孔隙內(nèi)水相成為可動水，是產(chǎn)水的主要原因。

3）儲層產(chǎn)水特征主要受控于水封氣能量、可動水飽和度及生產(chǎn)壓差。

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Water production mechanism of Xujiahe low－permeability sandstone gas reservoirs in Middle Sichuan Basin

Gao Shusheng1，2，Hou Jirui2，Yang Hongzhi3，Xiong Wei1，Hu Zhiming1
（1.Langfang Branch of Petroleum Exploration and Development Research Institute，PetroChina，Langfang，Hebei 065007，China；2.China University of Petroleum，Beijing 102249，China；3.Research Institute of Petroleum Exploration and Development of Southwest Oil ＆Gasfield Company，PetroChina，Chengdu，Sichuan 610051，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 11，pp.40－42，11／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Water production is the key issue constraining the efficient development of Xujiahe low－permeability sandstone gas reservoirs in Middle Sichuan Basin.To find out the theoretical foundation for effective prevention and control over the water production on site，a research is conducted on water production mechanism of the gas reservoir.Particularly，the mercury injection test，gas－drivewater test for the rock specimen，and the visual model development physical simulation test are performed to reveal the high water cut and water production mechanism of the reservoir.The following results are achieved.（1）Micro pore throats develop in Xujiahe low－permeability sandstone gas reservoirs and have a large capillary resistance to the gas；when the water saturation is decreased to 40%－50%in the process of reservoir formation，the reservoir－forming dynamics will become too insufficient to overcome the capillary resistance，thereby the gas is driven into smaller pore throats or the controlled pores，which leads to high original water saturation in the reservoir.（2）Gas and water are mutually sealed in low－permeability reservoirs，and in the development process，gas elastic expansion turns water in larger throats and pores into movable water，which is the main reason for water production of oil and gas reservoirs.Water－sealed gas energy，movable water saturation and production pressure difference define the water production characteristics of the reservoir.In conclusion，this study plays an important guiding role not only in mitigating the risk of water production in a gas well but in increasing the well yield.

Middle Sichuan Basin，low－permeability sandstone gas reservoir，late Triassic Epoch，reservoir stratum，pores，structure，water production mechanism，movable water

高樹生等.川中地區(qū)須家河組低滲透砂巖氣藏產(chǎn)水機理.天然氣工業(yè)，2012，32（11）：40－42.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.11.009

國家科技重大專項“致密砂巖氣有效開發(fā)評價技術(shù)”（編號：2011ZX05013－002）。

高樹生，1969年生，高級工程師，博士；主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市44號信箱。電話：（010）69213752。E－mail：gaoshusheng69＠petrochina.com.cn

2012－08－08 編輯 韓曉渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.11.009

Gao Shusheng，senior engineer，born in 1969，holds a Ph.D degree and is mainly engaged in research on development of oil ＆gas fields.

Add：Mail Box 44，Wanzhuang，Langfang，Hebei 065007，P.R.China

E－mail：gaoshusheng69＠petrochina.com.cn