鄂尔多斯盆地东部上古生界致密砂岩超低含水饱和度气藏形成机理

姚泾利 王怀厂 裴 戈 袁晓明 张 辉

1.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院 2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 3.中国石油长庆油田公司勘探部

鄂尔多斯盆地东部上古生界石盒子组8段、太原组是该区天然气勘探的主要目的层，其渗透率普遍小于1mD，储集层孔喉特征为中、小孔—细、微喉型组合，为低孔隙度、低渗透率的致密砂岩储层［1－6］，单井产量低，制约着该区规模储量的提交和气田的大规模有效开发。研究发现，该区盒8段、太原组致密砂岩气藏普遍存在超低含水饱和度现象（指储层原始含水饱和度低于束缚水饱和度的状态［7］）。气藏存在低含水饱和度现象会导致在钻井、压裂等各种作业过程中工作液、滤液侵入量和侵入速度增加，水锁伤害加重。因此深化对超低含水饱和度气藏的成藏机理研究，对制订合理的储层保护和压裂改造的工艺措施、提高相同储层物性条件的储层气相渗透率、提高单井产量和促进该地区天然气规模储量的提交有着重要意义。

1 致密砂岩气藏的超低含水饱和度现象

1.1 储层的原始含水饱和度

储层原始含水饱和度由密闭取心井确定。通过统计、分析盆地东部3口密闭取心井盒8段、太原组的138个原始含水饱和度数据，结果表明，盒8段、太原组的原始含水饱和度主要分布在40%以下，累计频率可达83.1%，平均含水饱和度为26.7%（图1），具有较低的原始含水饱和度特征。

图1 盒8段、太原组原始含水饱和度频率分布图（样品数为138个）

1.2 储层的束缚水饱和度

应用气水相渗和核磁共振2种实验技术方法测试束缚水饱和度。气水相对渗透率曲线在水相渗透率为0处对应的含水饱和度即为束缚水饱和度，图2为Sh16井太原组砂岩储层的气水相对渗透率曲线，可以确定该砂岩储层的束缚水饱和度为29.73%。

图2 Sh16井太原组砂岩储层气水相对渗透率曲线图（井深为2 790.6m）

核磁共振可动流体实验原理是通过对储层孔隙流体中氢核信号的观测，可以直接测量岩石中流体特性，并能获得储层有效孔隙度、自由流体和束缚流体体积、孔隙结构等地质信息［8－12］。岩心样品饱和流体后置于均匀分布的静磁场中，流体中的氢核（1H）会被磁场极化，产生磁化矢量，此时对样品施加一定频率的射频场，就会产生核磁共振；撤掉射频场就会接收到氢核在孔隙中做弛豫运动幅度随时间以指数函数衰减的信号。核磁共振信号衰减的快慢采用横向弛豫时间T2来描述，饱和流体的岩样进行核磁共振T2测试时，T2弛豫时间的大小取决于流体分子受孔隙固体表面作用力的强弱，因此利用核磁共振T2谱可对岩样孔隙内流体的赋存状态进行分析，能够定量测试出可动流体饱和度及束缚流体饱和度。图3为Sh16井太原组砂岩储层核磁共振实验的T2弛豫时间谱图，可以确定，该砂岩储层的束缚水饱和度为28.33%。

图3 Sh16井太原组砂岩储层T2弛豫时间谱图（井深为2 790.6m，1psi＝6.895kPa）

1.3 储层原始含水饱和度与束缚水饱和度的比较

选取鄂尔多斯盆地东部的Sh16、Sh60井和M41井盒8段、太原组的10块密闭取心样品，开展气水相渗、核磁共振实验测试，将密闭取心所测试的储层原始含水饱和度与采用气水相渗、核磁共振实验所确定的束缚水饱和度进行了对比。

对比结果显示，10块密闭取心样品的原始含水饱和度值平均为18.3%（表1），针对同一块样品，应用核磁共振法测试出的束缚水饱和度和应用相渗法测试出的束缚水饱和度均大于原始含水饱和度，应用核磁共振法测试出的平均束缚水饱和度为47.9%，应用相渗法测试出的平均束缚水饱和度为38.0%，原始含水饱和度比应用相渗法测试出束缚水饱和度低6.9%～37.0%，平均要低19.7%，表明该区盒8段、太原组致密砂岩气藏存在超低含水饱和度现象。

表1 鄂尔多斯盆地东部盒8段、太原组束缚水饱和度与原始含水饱和度对比结果表

2 超低含水饱和度气藏的形成机理

2.1 温度、压力影响

气藏形成跨越相当长的地质时间，地层条件下气藏中天然气中的含水量取决于地层的温度和压力。在气藏形成初期，温度和压力较低，但随着埋藏深度增加，温度压力升高，天然气携水的能力不断增强（表2），据Bennion［13］等研究，27.57MPa、100℃时天然气蒸发和携带水的能力为1 136.7g／m3，而在1.013 MPa、15.6℃时的能力仅为14.0g／m3，随着温度、压力的增大，天然气携水的能力显著增加。

表2 不同温度、压力条件下天然气的携水能力表

储层流体包裹体均一温度分布显示（图4），鄂尔多斯盆地东部上古生界天然气藏具有2期充注成藏的特征：第Ⅰ期充注储层流体包裹体均一温度介于95～120℃，包裹体形成古压力介于20～28MPa，第Ⅱ期充注储层流体包裹体均一温度介于135～160℃，包裹体形成古压力介于50～60MPa。

图4 盒8段储层流体包裹体均一温度分布图（样品数为210个）

将2期充注成藏期的温度、压力投影至不同温压条件下天然气饱和水蒸气含量图版上发现（图5），在第Ⅰ充注期天然气的携水量介于5 000～7 000g／km3，在第Ⅱ充注期天然气的携水量介于10 000～12 000g／km3，第Ⅱ期充注的天然气携水量是第Ⅰ期的近2倍，表明随着温度、压力的增大天然气携水的能力显著增加，储层中有更多的束缚水被蒸发气化，不断随着天然气的运移携带出储层，增大了地层水被携带到上覆地层的可能性［14］，有利于超低含水饱和度气藏的形成。

图5 不同温压条件下天然气饱和水蒸气含量图（1atm、15.5 ℃，1atm＝0.101 3MPa）

2.2 干气的充注

水在煤中的赋存状态分为外在水分、内在水分以及同煤中矿物质结合的结晶水。煤层工业分析水分含量是指煤层中的内在水分，内在水分是指吸附或凝聚在煤颗粒内部毛细孔中的水。通过对鄂尔多斯盆地东部煤层工业分析水分含量与有机质成熟度（Ro）关系时发现（表3），在Ro＞1.2%时，煤中水分含量明显降低，预示着后期烃源岩中生成的天然气中水蒸气的含量越少，并处在欠饱和状态，而该区上古生界煤系烃源岩演化程度普遍达到高成熟和过成熟阶段，在天然气成藏后期会有更多的干气注入储层，导致储层中的束缚水蒸发迁移，有利于形成超低含水饱和度气藏。

2.3 气藏的泄露逸散

晚白垩世，鄂尔多斯盆地大面积回返抬升，强烈的构造抬升导致上覆地层发生剥蚀，破坏了盒8段、太原组气藏早期存在的运聚平衡［15］；同时强烈的构造抬升过程会产生一定的断裂活动，在上古生界形成断层和裂缝，盒8段、太原组气藏中先期成藏的天然气必然沿着地层剥蚀厚度大、应力释放大以及断层和裂缝发育区向上发生泄露逸散，束缚水被蒸发汽化后随着气藏泄露逸散而带出储层，有利于超低含水饱和度气藏的形成。

2.4 超低含水饱和度气藏的成藏过程

致密砂岩超低含水饱和度的形成过程如图6所示，图6－a为储层早成岩期的机械压实阶段，此时干酪根未成熟，储层孔喉中100%饱含地层水；图6－b为储层的可动水排出阶段，此时随着干酪根成熟度的增加，生成的天然气注入储集层，驱替储层的可动水，储层的含水饱和度接近于储层的束缚水饱和度；图6－c为束缚水蒸发气化阶段，此时随着温度压力的增大和干气的注入，使储层的束缚水被蒸发气化，不断随着天然气的运移携带出储层，从而形成超低含水饱和度气藏。

3 超低含水饱和度气藏存在的地质意义

3.1 超低含水饱和度储层易产生水锁伤害

在气层勘探开发过程中，由于钻井液、压裂液等外来流体侵入储层，使储层含水饱和度增加，导致气相渗透率降低的现象，称为水锁伤害，亦称为水锁效应［16－18］，致密砂岩储层中水锁效应尤为突出［19］。

只要进入储层的水相流体的饱和度超过储层水相流体的原始饱和度，就会引起储层水锁伤害。通过密闭取心含水饱和度与常规取心含水饱和度对比发现：太原组和盒8段密闭取心含水饱和度一般低于40%（图7、图8）；在不同渗透率区间，密闭取心含水饱和度均小于常规取心含水饱和度，表明鄂尔多斯盆地东部致密储层普遍存在吸水现象及水基钻井液的伤害，钻井过程就已普遍存在着水锁伤害。

图6 致密砂岩气藏超低含水饱和度的形成过程图

图7 盒8段渗透率与含水饱和度关系图

图8 太原组渗透率与含水饱和度关系图

3.2 永久性水锁伤害评价

对于超低含水饱和度储层由于储层吸水，一部分外来流体成为储层的束缚水，地层条件下难以用压差驱替的方式解除，而形成永久性水锁［20－21］。

外来流体侵入储层后使储层的含水饱和度增大，在地层压力下天然气驱替水使储层含水饱和度逐渐下降，以至于到达束缚水饱和度（Swir），这部分水锁称为暂时性水锁［20－21］，可以用压差驱替的方式解除；但对于超低含水饱和度储层，由于储层吸水，一部分外来流体成为储层的束缚水，地层条件下不能用压差驱替的方式解除，这部分水锁称其为永久性水锁。

在通常所做的气水相渗实验中，最大只作到束缚水饱和度下的气相渗透率，在认识到超低含水饱和度现象和形成机理后，笔者利用密闭取心岩样，在气水相渗实验中做出束缚水饱和度下的气相渗透率后（该岩样原始含水饱和度为10.19%，束缚水饱和度为44.71%），应用加热（蒸发部分束缚水）、称重的方法，做出了原始含水饱和度下的气相渗透率（图9），并根据下式评价了永久性水锁伤害。

图9 Mi41井盒8段气水相对渗透率曲线图（井深：2 459.8m）

式中DR永久为永久性水锁引起的渗透率损害率（永久性水锁指数）；Kwi为原始含水饱和度下岩样的气测渗透率，mD；Kwir为束缚水饱和度下岩样的气测渗透率，mD。

10块岩心样品的评价结果显示（表4），永久性水锁渗透率伤害率最小为26.6%，最大为47.8%，平均为35.4%；原始含水饱和度下气相渗透率是束缚水饱和度下气相渗透率的1.4～1.9倍，平均为1.6倍。因此设法预防和解除永久性水锁伤害，恢复原始含水饱和度下的气相渗透率，对提高相同储层物性条件的储层气相渗透率和提高单井产量有着重要的意义。

3.3 水锁伤害的预防与补救措施

对于致密砂岩超低含水饱和度气藏，为降低和解除永久性水锁伤害，建议采取以下储层保护和补救措施：

1）尽量避免使用水基工作液：使用无水的气体类流体作为工作液，如空气、N2、CO2、气态烃。使用含水量低的泡沫也可以减轻水锁损害。

2）尽量减少、甚至避免水基工作液侵入：屏蔽暂堵技术、非渗透泥浆体系和成膜技术。

3）采用欠平衡作业：可以减缓滤液进入地层，降低滤失量。

4）注入醇：降低体系的表面张力，降低毛细管阻力。易于气化排除，有助于携带地层水一起排出，易于返排，降低含水饱和度。

5）注入干气［22］：通过较长时间的干气（已脱水）或氮气注入，可使圈闭带的水蒸发迁移。

表4 鄂尔多斯盆地东部主要层系储层永久水锁伤害评价结果表

6）地层热处理：将热气注入地层，可以使圈闭带的水产生超临界干燥萃取。

4 结论

1）鄂尔多斯盆地东部上古生界盒8段、太原组砂岩为普遍低孔隙度、低渗透率的致密砂岩。应用气水相渗、核磁共振2种实验技术方法所测定的束缚水饱和度均高于密闭取心测定的原始含水饱和度值，表明盒8段、太原组致密砂岩气藏存在超低含水和度现象。

2）气藏形成过程中由于温度、压力增大，随着烃源岩在过成熟演化阶段干气的注入，天然气的携水能力不断增加，束缚水不断蒸发气化，并随着天然气的大规模运移及气藏后期的泄漏散失而带出储层，从而形成超低含水饱和度气藏。

3）超低含水饱和度储层由于储层吸水，易形成永久性水锁，制订合理水锁伤害的预防与补救措施，对提高相同储层物性条件的储层气相渗透率和提高单井产量有着重要意义。

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