鄧勇　何巍　康博　徐兵

（振華石油成都北方石油勘探開發(fā)技術有限公司，四川　成都　610081）

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疏松砂巖氣藏層內原生可動水流動臨界條件研究

鄧勇何巍康博徐兵

（振華石油成都北方石油勘探開發(fā)技術有限公司，四川成都610081）

摘要疏松砂巖氣藏由于巖心疏松、泥質含量及束縛水含量較高，導致在開采過程中易出水。通過對疏松砂巖氣藏出水水源分析認為，層內原生可動水是疏松砂巖氣藏重要的出水來源之一。在對層內原生可動水形成機制分析的基礎上，從該類可動水流動機理分析入手，利用測井參數(shù)自然電位計算出泥質含量，通過泥質含量與排驅壓力之間的關系計算排驅壓力，根據原生可動水流動臨界條件得到流動臨界井底流壓，再結合氣井產量公式計算出原生可動水流動的臨界產量，從而得到了層內原生可動水流動的臨界條件以及計算方法，以澀北氣田為例，實例計算了氣藏層內原生可動水流動產出的臨界條件。

關鍵詞疏松砂巖層內原生可動水臨界條件排驅壓力泥質含量

修訂回稿日期：2015－10－23

0　引言

疏松砂巖氣藏屬于全球范圍內比較典型的一類難開采天然氣資源，該類氣藏在天然氣儲量結構中所占比例較小，由于巖心疏松，泥質含量及束縛水飽和度較高，使得該類氣田存在易出水、易出砂、產量遞減快、儲量動用程度不均衡等開發(fā)技術難題［1］。開發(fā)實踐證明，由于氣井大量出水，導致流體有效滲透率不斷降低，加之出水導致井筒內壓降梯度增大，井口壓力下降，為保證外輸壓力，采取井口增壓措施，致使生產壓差減小，降低了單井產量，同時出水也加劇了疏松砂巖氣藏的出砂，因此出水已成為威脅氣井產量、降低采收率的最主要的矛盾［2］。通過對疏松砂巖氣藏出水水源分析認為，層內原生可動水是疏松砂巖氣藏重要的出水來源，筆者在層內原生可動水形成機制分析的基礎上，從該類可動水流動機理分析入手，利用測井參數(shù)自然電位、排驅壓力以及氣井產量公式提出了層內原生可動水流動的臨界條件以及計算方法，并以澀北氣田為例，實例計算氣藏層內原生可動水流動產出的臨界條件，為該氣藏單井初期合理配產提供了依據。

1　層內原生可動水形成機制

層內原生可動水是在疏松砂巖氣藏成藏過程中，由于充氣不足或泥巖質隔斷而在氣藏原始條件下以層內小水體的形式分布于氣層中或以單水層分布于各氣層組的底部形成的（圖1），在通常情況下由于未與氣井底部連通而不參與流動，對于該類型水體而言，主要是氣體在排驅儲層孔隙中的地層水時，由于毛細管阻力的作用，無法充分驅替，從而殘余大部分地層水，并相互連通形成“共存水”。這些“共存水”在一定的壓差下，就會參與流動，在開井生產后，地層壓力的下降促使“共存水”的流動，因此被稱之為層內原生可動水。層內原生可動水是疏松砂巖氣藏重要的出水來源［3-4］，該類型水體在氣藏打開后，當層內壓差達到臨界值時，將參與氣藏流體運動，從氣井中產出，其出水量相對較大，對氣井的產量有一定的波動影響。

圖1　層內原生可動水原始分布圖

2　層內原生可動水流動條件分析

層內原生可動水主要是由于毛管力的作用，使得氣體無法完全驅替孔隙中的地層水而殘存下來的，其流動的基本條件就是要克服掉毛管力，因此，其臨界流動的條件就是克服孔喉系統(tǒng)中最大連通孔隙所對應的毛管力，即儲層門閥壓力pcd，根據受力分析得出該類型水體流動的臨界方程：

假設地層壓力為pe，該水體開始流動時的井底流壓為pwf，代入（1）式得到：

式中，Dp為可動水流動臨界生產壓差，MPa；pwf為臨界井底流壓，MPa；pcd為儲層排驅壓力，MPa；pe為地層壓力，MPa。

通過（2）式可以看出，當生產壓差超過儲層門閥壓力時，水就會開始流動，（2）式即為層內原生可動水的臨界流動條件。因此確定儲層門閥壓力是計算層內原生可動水臨界流動條件的關鍵，通過回歸某疏松砂巖氣藏泥質含量與門閥壓力之間的關系［5-6］，利用儲層中的泥質含量計算出排驅壓力，代入到（2）式就可計算出臨界流動的井底流壓，從而利用產量公式得到氣井臨界產量，計算步驟如下：

1）計算泥質含量Vsh

采用泥質含量的通用解釋模型，使用自然電位曲線計算泥質含量：

2） 計算排驅壓力pcd

利用該氣田巖心分析資料，回歸建立泥質含量與排驅壓力擬合關系式：

3）計算地層壓力

4）計算臨界井底流壓pwf

由原生可動水流動的臨界條件可知，將（3）式－（8）式代入（2）式得到：

5）計算臨界產量qsc

再根據氣井穩(wěn)定生產條件下的產量公式可以求出各井射孔層位原生可動水流動的臨界產量，即：

式中，Vsh為儲層的泥質含量，%；SP，SPmin，SPmax為自然電位測量數(shù)值、極小值及極大值，mV；Gp為地層壓力梯度，MPa／m；H為地層深度，m；qsc為氣井臨界產量，m3／s；K為地層滲透率，mD；Krg為氣相相對滲透率；h為氣層厚度，m；Tsc、T為標準狀況溫度及目前地層溫度，K；psc為標準狀況壓力，MPa；Zsc為標準狀況下氣體的偏差系數(shù)；μi為原始地層壓力下的氣體黏度，mPa·s；Zi為原始地層壓力下的偏差因子；re，rw為氣井控制半徑及井半徑，m。

作者簡介：鄧勇（1981－），高級工程師，從事油氣藏工程理論及技術方法應用研究工作。E-mail：dyswpi@126.com。

doi：10.3969／j.issn.2095-1132.2016.01.012

文獻標識碼：B

文章編號：2095-1132（2016）01-0040-03