大型低渗致密含水气藏渗流机理及开发对策

高树生

叶礼友，熊伟 （中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊065007）

钟兵，杨洪志 （中石油西南油气田分公司勘探开发研究院，四川 成都610041）

胡志明，刘华勋，薛蕙 （中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊065007）

中国在四川、鄂尔多斯、柴达木、塔里木、松辽等地区先后发现了大量低渗致密气田，资源评估量达到16×1012m3。预计2030年中国低渗致密气藏年产量将达到约600×108m3[1]。低渗致密气藏的有效开发存在诸多问题，迫切需要解决。如单井产量低，储量动用程度差，采收率低，且气井产水现象严重，稳产难度大等[2，3]。因此，需要从气藏储层特征出发，认清低渗致密气藏渗流机理，建立相应的气藏工程方法，针对瓶颈问题研究关键解决技术，提出有效开发对策。

1 储层特征

1.1 大面积分布，低构造，低丰度

以鄂尔多斯盆地苏里格气田、四川盆地川中地区须家河组气藏为代表的大型低渗致密砂岩气藏以构造－岩性气藏为主，具有平缓构造背景，储层大面积广泛分布的特征。沉积相有河流相、三角洲相、滨浅湖相等多种类型。层状储层往往沉积于滨海环境，包括三角洲前缘和陆盆沉积。大多数透镜体低孔隙度储层沉积在河流相环境中[4～6]。

中国低渗致密砂岩气藏储量丰度较低，苏里格气田储量丰度仅为1.32×108m3/km2，为低丰度气田[7]。川中须家河组气藏储量丰度为1×108～3×108m3/km2，为中低丰度天然气藏[8]。

1.2 低孔渗、强非均质性

苏里格气田和川中须家河组储层渗透率0.0001～5mD，孔隙度一般为2%～15%。目前得到有效开发的致密砂岩层，孔隙度一般都在8%以上，8%～12%多见。

储层具有严重的非均质性，储层物性在纵、横向上各向异性明显，产层厚度和岩性都很不稳定。气藏低渗致密，丰度低，导致开发动用难度大。

1.3 透镜状砂体发育，连续性差

透镜状砂岩主要为河流相沉积，在纵向上呈叠置状，整体上叠置连片分布，其基质渗透率极低。受河流相沉积控制，各砂体规模大小不一，连通性较差。我国低渗致密气藏中透镜状储层储量占比高达72% （美国约为43%），加剧了开发动用难度。

1.4 次生孔隙发育

压实 （压溶）和胶结作用使低渗致密砂岩储层孔隙度减少，次生孔隙是最主要的孔隙类型，占孔隙总体积的70%～80%[9]。溶蚀作用是次生孔隙的主要来源，次生孔隙中最有意义的是粒间溶蚀孔。

1.5 孔喉细小、毛细管压力高

毛细管压力特别高，排驱压力1～2MPa，在50%的润湿相饱和度下，毛细管压力达到7.0MPa。微细孔喉发育，小于0.1μm喉道控制孔隙比例超过50%，且随渗透率的降低，其控制比例升高，最高达到90%。储层渗流能力主要受喉道控制，大孔喉不发育，微细孔喉发育，导致储层渗流能力低，储量动用难。

1.6 无明显的气/水界面，气水关系复杂

由于储层渗透性差，天然气单靠浮力不能产生长距离运移和大规模聚集，因此天然气往往呈区域性广泛分布于致密层中，一般无明显的气/水界面[10]。在低渗储层内部有一定气水分异，而致密储层内气水分异困难。所以低渗致密交互共存的气藏，储层气水关系十分复杂。因此，整体上，气藏气水分布不受构造控制，只在单个连通体内，受构造和岩性共同控制。

1.7 含水饱和度高

由于岩样喉道细小，毛细管压力高，导致储层含水饱和度高，含水饱和度一般为30%～70%。渗透率越低，残余水饱和度越高。由小于0.072μm的孔喉控制的水相为难以动用的束缚水。储层高含水给气藏开发带来了一系列难题，如何防水、治水是气藏有效开发迫切需要解决的关键问题。

2 储层渗流机理

2.1 含水对气相渗流能力影响大

不同渗透率岩样在不同含水饱和度下的气相渗流能力测试结果表明，随着含水饱和度的增大，气相渗透率急剧降低；当含水饱和度达到60%～80%时，气相渗透率就基本降为零；储层气相渗流能力发生突变的临界含水饱和度为40%[11]。

2.2 储层束缚水可转化为可动水

对于气藏来讲，水相一般为润湿相，主要分布在微细孔喉内及岩石表面，气体赋存在孔隙内，微细孔喉包围、控制孔隙体，形成气水互封的状态。开发过程中，气相产出要突破孔喉处水相的束缚。气藏开发过程中，随着储层压力逐步下降，压力降传导到孔隙内的气体中时，气体体积迅速膨胀，对孔隙表面水相进行挤压，并对微细孔喉处的水相产生推动力，这种推动力只要大于某一微细孔喉处的毛细管力束缚，则这部分微细孔喉处及其控制的孔隙内的残余水就会被推动，从而运移产出，成为可动水。对于低渗致密气藏，由于微细孔喉发育，残余水饱和度较高，衰竭式开发过程中压力梯度大，因而可动水产出量较大，严重影响气藏产能。

2.3 储层产水主控因素影响

储层不同水封气量和可动水饱和度下气井开发过程中的水侵动态数值计算结果表明，水封气量和可动水饱和度共同影响储层产水特征 （见图1）。在水封气量不足时，即使可动水饱和度较高，由于储层水相渗透率极低，也难以产水。如川中安岳气田部分高含水储层，既不产气也不产水。在水封气量充足时，随可动水饱和度增加，气井开发过程中的产水量显著增加。由此可见，水封气和可动水是低渗致密储层产水的两个必要条件，二者相互作用，可动水越多，水封气量越大，气井生产过程中的产水量就越大，对于产能的影响就越显著。

储层产水还受驱替压力梯度影响，驱替压力梯度越大，储层越容易产水。在高含水饱和度阶段，驱替压力梯度对产水的影响更大，在低含水饱和度阶段，影响逐渐降低 （图2）。因而，对于高含水储层，在早中期阶段，需要适当控制生产压差，避免短时间内大量产水，导致气井暴性水淹。

图1 不同水封气量及可动水饱和度下的水侵量

图2 不同驱替压力梯度下的残余水饱和度

2.4 气水渗流能力受压力梯度影响

低渗岩样在不同压力梯度下的气、水两相相对渗透率曲线表明，压力梯度能显著地影响气、水相相对渗透率曲线特征 （见图3）[12]。随着压力梯度的增大，气相相对渗透率曲线存在左移的特点，即在相同含水饱和度下，压力梯度越大，气相相对渗透率越低。在较小的压力梯度下这种影响程度较大，压力梯度增大到一定范围后，这种影响减弱。而水相相对渗透率随压力梯度的增大而增大，尤其在较高含水饱和度下这种情况更明显。随着压力梯度的增大，束缚水饱和度点和残余气饱和度点都逐渐左移，等渗点也逐渐左移并降低。这说明压力梯度的增大降低了气相的渗流能力，提高了水相的渗流能力，导致开发过程中压力梯度越大，气井生产水气比越高 （图4）[12]。

图3 不同压力梯度下的气水两相渗流曲线

图4 不同驱替压力梯度下的生产水气比

2.5 储层极易伤害

在钻井和压裂时，高毛细管压力使得储层极易吸收泥浆滤液或压裂夜，造成储层污染。各种作业过程中侵入的流体及在生产过程中因近井地带温度、压力降低由于凝析作用产生的液体 （包括油和水），由于地层能量的不足不能采出而滞留在近井地带，形成液相滞留伤害，使近井地带的气相渗透率降低。含凝析油条件下的相渗测试对比结果表明，储层内含凝析油后，液相渗流能力降低，液相排出难度加大；液相饱和度增加，大幅降低气相渗流能力。在束缚液相饱和度的基础上，液相饱和度增加10%，气相渗透率降低50%左右。其他类型的储层伤害有泥浆颗粒侵入、岩石－流体反应 （黏土膨胀）、微粒运移和润湿反转等。

3 有效开发对策

3.1 富集区优选

低渗致密砂岩气藏有效开发的前提是准确优选富集有效开发区。低渗致密气藏储量动用性差，需要从储量大小、储量动用性和动用速度三个方面出发，结合储层静、动态特征，形成相应的储层评价方法，在该基础上结合地质特征，进一步优选有效开发区，优先开发 “甜点”，技术成熟后，再逐步开发致密区，实现有序、滚动开发。

从储量大小、可动用性及动用速度3个方面筛选了7个储层评价参数：孔隙度、渗透率、含气饱和度、储层有效厚度、主流喉道半径、阈压梯度和可动水饱和度[13，14]，构建了低渗砂岩含水气藏储层综合分类评价参数体系。该参数体系能综合反映低渗砂岩含水气藏储层渗流及开发的静、动态特征。应用模糊分析法和灰色关联度分析法对川中须家河组部分储层进行了分类评价，所得的储层分类评价标准如表1所示[12]。

广安地区须家河组自下而上划分为六段，分别为须一段～须六段。图5和图6是广安2井区须六段120km2储层和广安106井区须四段400km2储层评价图，在此基础上优选了须六段中南部和须四段西北翼和南部为局部有效富集开发区。在富集区优选时应注重地质与地震 （二维、三维地震、微地震）相结合，静态资料与动态资料相结合。

表1 储层分类评价标准

图5 广安2井区须六段储层区块评价图

图6 广安106井区须四段储层区块评价图

3.2 井位优选

对于低渗致密产水气藏，需要绘制储层可动水饱和度平面和垂向分布图，优先选择可动水饱和度低的区域布井，然后再根据可动水饱和度的垂向分布规律，选择低产水层位射孔，确保射孔的有效性，提高气层产气能力，降低产水风险；对于可动水饱和度较高的区域，如需布井，应当提前考虑配套的防水和排水工艺措施，在气井完井阶段实施相关措施，为后期有效排水提供方便。图7和图8是广安气田2井区须六段和广安106井区须四段储层可动水饱和度平面分布图。广安2井区须六段储层总体可动水饱和度分布在5.8%～10%之间，储层中南部可动水饱和度较低，为低产水风险区块。广安106井区须四段可动水饱和度总体较高，分布在8%～13%之间，中部储层可动水饱和度较低 （8%～10%），为较低产水区，西南和东南两翼可动水饱和度高，产水风险大。

图7 广安2井区须六层可动水饱和度分布图

图8 广安106井区须四层可动水饱和度分布图

3.3 开发方式优化 （直井与水平井）

水平井开发低渗致密气藏能有效增加井控储量，提高单井产量，减少气井井数，降低开发成本，便于气田开发管理，具有明显的优势[15，16]。但并非所有的储层都适合水平井开发，存在临界储层厚度。当储层厚度小于临界厚度时更适合水平井开采，反之更适合直井开采。储层渗透率不同，则对应的适合水平井开发的临界储层厚度不同 （见图9）。

3.4 密井网

低渗致密含水储层存在阈压梯度，井控储量低，开发一般采用逐渐加密方法。钻加密井是低渗致密砂岩气藏提高产量和采收率的重要手段，加密钻井后，可增加气田产量约56%～100%，增加整体井控储量10%～60%。一个气藏的最终井网密度，要经过几年的生产动态资料积累，并逐渐将井网加密到适度才能确定下来。苏里格气田苏6加密区 （生产时间超过6a）实施20口加密井，井距已加密到400～600m。苏14加密区实施加密井10口，与原有8口老井配合，最小井距300m。

3.5 控压开采

合理制定气井生产制度，对于提高单井产量至关重要。低渗致密砂岩高含水气藏放压和控压开采条件下的气藏开发动态物理模拟试验结果表明，放压开发采气速度快，采气时间短，但累计产气量和采收率相对较低 （见图10）。控压开采能更加有效地利用地层压力，单位压降采气量更高，采收率也更高。在5MPa的相同废弃压力下，控压开采比放压开采的采收率更高。这主要是由于放压开采过程中，储层内压差更大，更易产生气水两相渗流，导致气相渗流阻力加大。

3.6 合理配产

在气藏合理配产过程中，需要根据储层渗流特征，选择合适理论方法计算无阻流量和配产。苏里格储层具有较强的压敏效应，考虑压敏效应与否，无阻流量计算结果差别较大。在配产时，应当考虑压敏效应的影响。对于苏里格气田，配产越低，对储层的伤害越小；但另一方面，产量要能满足携液要求。综合考虑，确定苏里格气田合理配产为无阻流量的1/5～1/6。

3.7 压裂、酸化

目前国内外比较成功的几种压裂、酸化工艺主要有：①大型水力压裂；②大型再压裂 （二次压裂）；③限流量压裂；④泡沫压裂；⑤醇处理。通过醇处理近井地带，可减少滤液对地层的伤害。其作用为：一是降低液相的界面张力，从而降低毛细管阻力；二是醇与滤液混合后可有较低的共沸点，返排时易于成为气态物排出；此外，醇还有使膨胀黏土收缩的作用，从而使地层渗透率得以恢复。

图9 适合水平井开发的临界厚度图版

图10 气藏放压和控压开采物模结果 （累计产气量）

低渗致密气藏孔喉微细，固液作用强，极易受到外来液伤害，需要进一步提升压裂酸化增产改造水平，开发低伤害压裂液，实现人工裂缝与井网的合理匹配，改善近井地带的渗流能力，解除近井地带污染，提高低渗气藏的产量和采收率。

3.8 加强储层保护

低渗致密储层极易受伤害，且伤害具有不可恢复性，因而需要更加重视对储层的保护。降低钻井和完井过程中对地层的损害，正确地鉴定和封隔气藏，提高水力压裂设计和质量水平，可更好地开采低渗致密砂岩气藏。国内外实践表明，采用空气钻井或负压钻井和新的压裂液有助于降低地层损害[17，18]。

3.9 强化排水采气

低渗致密气藏的有效开发在很大程度上取决于如何将储层压力有效释放，使得更多的天然气依靠弹性膨胀能量采出。储层中水相的存在，使得地层压力难以整体下降，压力降在近井地带呈现。另外，水相在近井地带和井筒聚集严重降低气相渗流能力，严重的还会导致气井水淹。需要进一步转变思想，建立 “要采气先排水”的开发思路。川中须家河组气藏排水采气实践表明，泡沫排水采气和优选管柱的排水采气工艺对增产具有显著效果，已累计增产天然气约2400×104m3。

3.10 增压开采

开发动态物理模拟试验表明，开发后期气藏采出程度与废弃压力呈反比，废弃压力越低，采收率越高。气藏开发过程中，应最大限度地降低气藏废弃压力。在地面管线入口压力一定的条件下，通过增压开采能有效降低气藏废弃压力。西南油气田2011年气区增压处理量已经占年产气量比例的46%。

4 结论

1）低渗致密砂岩含水气藏具有大面积分布、低构造、低孔渗、强非均质性，次生孔隙发育，孔喉细小，毛细管压力高，无明显的气/水界面，气水关系复杂，含水饱和度高等储层特征。

2）储层水相对气相渗流能力影响显著；在气水互封状态下，气体弹性膨胀导致部分束缚水转化为可动水；气、水两相渗流能力受压力梯度影响，压力梯度增大，气相渗流能力降低，水相渗流能力升高。

3）基于储层特征及渗流机理认识，提出了针对性的开发对策：①加强富集区优选，从储量大小、储量动用性和动用速度三个角度出发，结合储层静、动态特征，形成相应的储层评价方法，在此基础上结合地质特征，优选富集区，实现有序、滚动开发；②根据储层可动水饱和度分布，优选井位、射孔层位，降低产水风险；③依据临界储层厚度图版，选择合适井型；④采用密井网开发；⑤控压开采；⑥根据储层性质，合理配产；⑦提升压裂酸化增产改造水平，开发低伤害压裂液；⑧采用空气钻井或负压钻井，降低地层损害；⑨强化排水采气，建立 “要采气，先排水”的开发思路；⑩增压开采，提高采收率。

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