苏西致密砂岩气藏产水机理与渗流规律研究

周迅，蒋瑛，陈龙，雷迅，熊哲，杨勃

（中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗017300）

苏西致密砂岩气藏产水机理与渗流规律研究

周迅，蒋瑛，陈龙，雷迅，熊哲，杨勃

（中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗017300）

苏里格西区低渗致密砂岩气藏具有高压、低产气、高产水的特点，区块自投入生产开发以来目前面临气井产水现象严重，大量生产井积液减产甚至停产的突出问题。本文通过研究目的层微观孔隙结构尺度下的储层产水机理，揭示致密砂岩气藏渗流规律，确定影响储层产水的主控因素，结合研究区储层静动态特征提出有效的生产开发对策。研究结果表明，苏西主产水型为自由水和可动束缚水，渗流规律由生产压差直接控制，区块开发应当保证控压与控水相结合的原则，尽量避免应力敏感性及水锁效应的发生。气井在投产时应合理配产，控制生产压差，防止由于生产压差过大束缚水转变为可动水、产水量增大的情况出现。

苏里格西区；致密砂岩气藏；产水机理；渗流规律；生产压差

苏里格西区位于苏里格气田西侧，主要含气目的层为古生界二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段河流-三角洲沉积砂岩储层，储层具有物性差、非均质性强等特点。地质储量采出程度仅为1%，开发前景巨大。苏西区块自2008年投入生产开发以来，随着开发程度的不断扩大，目前面临的突出问题是气井出水规律不明，产水现象严重，再加上地层压力下降及应对措施不合理，导致大量生产井积液减产甚至停产，气井稳产难度大[1-4]。目前苏西区块液气比、积液井比例及平均积液高度均高于苏里格气田其他区块，复杂的气水关系直接影响了生产井部署和区块高效开发进程。因此，明确苏西气井产水机理，深化气藏产水类型及其形成认识，确定气水分布控制因素，制定合理的生产井管理对策是现阶段迫切需要开展的工作。

1 研究背景

1.1 基础地质特征

苏里格西部地区的主要目的层为石盒子组盒8段和山西组山1地层，盒8段沉积环境主要为辫状河三角洲平原，山1为曲流河三角洲平原，砂体厚度变化大，岩性类型中粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩，石英含量高（70.13%）、其次为岩屑（15.18%），长石含量低（0.10%），填隙物组分主要有高岭石、水云母、硅质以及碳酸盐胶结物。颗粒分选差-中等、胶结类型以次生加大-孔隙式为主，少量孔隙式胶结，结构成熟度中等-较低，储集空间以粒间孔和岩屑溶孔为主，同时发育微裂隙，储层孔隙度在4.0%～10.0%范围内分布，渗透率在0.1×10-3μm2～0.5×10-3μm2分布，储层具物性差、非均质性强等特点（见表1）。

表1 苏西储层基本特征统计

由于苏西储层距物源近、沉积环境水体能量不高、沉积物成分比较复杂、塑性和不稳定碎屑含量较高、结构成熟度较低的特点，在埋藏过程中易受机械压实作用影响，使塑性碎屑变形充填于碎屑颗粒之间，导致储层致密，奠定了其砂岩致密的基础（见图1a）。沉积后期随着自生伊利石等黏土矿物的大量填充以及埋藏深度和上覆地层附加压力的增大，原来松散的岩石结构就进一步变得致密，从而导致原岩的孔隙度、渗透率明显降低（见图1b）。此外，由于方解石和硅质以胶结物的形式析出和结晶，存在于碎屑颗粒之间，使大量原生孔隙被充填，极大地降低了储层的有效空间，形成更为低孔、低渗的致密储层（见图1c）。研究区目的层微裂隙化作用发育，且多见成岩缝，伴生有大量裂隙次生溶蚀孔隙，储层物性得到一定改善（见图1d）。

根据物性、岩心特征及成岩作用特征综合分析，苏里格气田西区储层整体属于致密气藏范畴，仅是在致密储层背景上局部地区和个别层段分布有少量低渗储层。

1.2 产水情况

据统计苏里格西区产水井数占投产直井数的45.4%，苏a、苏b、苏c三个区块的产水井比例分别为37.2%、44.6%和47.7%。对比苏里格地区各区块气井生产情况（见图2），苏西区块平均单井产量为0.71× 104m3/d，低于其他区块0.99×104m3/d的平均产量，而平均水气比为1.14 m3/104m3，远高于其他区块0.46 m3/104m3的平均水气比，气井较其他区块整体表现为高压、低产气、高产水的特点[5，6]。

图1 苏西致密砂岩镜下特征

图2 苏西产水情况分析

2 产水机理

2.1 主产水类型分析

可将苏里格气田西区盒8、山1段产水类型划分为地层水和凝析水两大类[7-9]。苏里格气田西区气藏平均中深为3 612 m，平均中深压力为32.23 MPa，平均中深温度为115℃。针对气藏特点，选择khaled公式计算苏西所产凝析水的含量。

式中：（i=1，2，…，5）为特定系数值。

计算结果显示，苏里格西区凝析水水气比分布在0.067 m3/104m3～0.102 m3/104m3，平均0.076 9 m3/104m3。而西区平均水气比高达1.14 m3/104m3，可以说产水中凝析水占比极低，凝析水占整个苏里格西区产水量极少部分，不是气井产水的主要原因。同时结合气井产出水分析结果，Cl-含量在18.06 g/L～45.34 g/L，平均含量30.24 g/L，平均占阴离子总量的95.43%，矿化度较高，水型为CaCl2型，可以判定苏西产出水主要为地层水，仅在个别单井中可见较高凝析水气比（见图3）。

图3 苏西凝析水饱和度分布柱状图

2.2 地层水的赋存及产出

苏里格气田上古生界致密砂岩气藏具有先致密后成藏的过程，储层先致密，而后天然气充注到储层中，天然气充注成藏是一个运移动力克服阻力的过程[10-12]。对于气藏来讲，水相一般为润湿相，主要分布在微细喉道内及岩石表面，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（见图4）。

图4 苏西微观砂岩饱和水模型

图4黄圈所示，在开发过程中，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，对孔隙表面束缚水相进行挤压，并对孔喉处的自由水相产生推动力，这种推动力只要大于某一孔喉处的毛细管力束缚，则这部分孔喉处及其控制的孔隙内的自由水就会被推动，从而运移产出。

在天然气运移动力不充足的情况下，天然气不可能把岩石孔隙中的水完全驱替出去，会有一定量的水残存在岩石孔隙中。图4红圈所示，这些水多数分布和残存在岩石颗粒接触处角隅、微细孔隙中或吸附在岩石骨架颗粒表面。由于特殊的分布和存在状态，这一部分地层水在一般油气层条件下的压力梯度不能自由移动，故被称为束缚水。

图5 束缚水受力分析图

对于在开发过程中形成的，吸附在岩石骨架颗粒表面的毛细管束缚水来说，其并非严格意义上的被束缚，将致密砂岩气藏储层看做为一个管束状模型，毛细管束缚水膜的受力状态（见图5）。在地层未打开之前，气体和液体都是处于一个相对静止的状态，束缚水膜只在垂直方向上承受岩石界面吸附力F与自身的重力G，F=G。当储层被打开以后，在压差的作用下，气体开始流动，气体在流动的同时，对束缚水膜产生一个与其流动方向同向的拖曳力Ft，Ft的大小与气体的流速有关，关系式如下：

其中：τi-气液界面的剪切力；ρL-束缚水的密度；δ-气水界面张力。

从式（1）-（2）中可以看出，气体的流速越快，其对束缚流体的拖曳力越大。而束缚水膜的沿程阻力Fy的大小则与束缚水的黏度、界面张力和岩石表面特征有关系，可以看作是一个常量。那么一旦气体流速达到某个数值，使气体对束缚水膜的拖曳力大于水膜最外层的沿程阻力，束缚水膜的外层将变的可动。通过对比岩样离心前后核磁共振T2谱分布，当离心压力达到2.07 MPa后，束缚流体区域明显变小，束缚流体饱和度较离心前明显降低，阴影面积代表了离心前后由束缚流体变为可动流体的那部分流体含量（见图6）。所以束缚水是一个相对的概念，超过一定的条件，束缚水也会变成可动水。

对于低渗致密气藏，由于微细孔喉发育，束缚水饱和度较高，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 可动水和自由水的定量分析

通过气水两相相渗实验，可以得到不同含水饱和度条件下的相渗变化曲线以及对应的压汞曲线（见图7）。由图7可知，随着毛细管压力（Pwg）的变化，对应的相渗透率（Kg、Kw）以及含水饱和度（Sw）也均发生相应改变。

图6 苏西砂岩样品离心前后核磁T2谱（2.07 MPa）

图7 苏西储层样品相渗曲线与压汞曲线Sw对应图

要计算自由水饱和度，首先要确定地层含水饱和度。利用恒速压汞实验中附带进行的恒压气驱水实验对苏西样品进行岩心分析，并根据公式（3）计算原始含水饱和度Sw。

式中：Sw－含水饱和度，%；W－含水岩样的总质量，g；Wd－岩样干重，g；Vp－岩样总孔隙体积，cm3；ρw、ρg－水、气密度，g/cm3。

由计算结果储层原始含水饱和度分布在37.27% ～69.55%，平均含水饱和度为57.98%。其次，要确定自由水饱和度的界限，用含水饱和度减去临界水饱和度Sw1（水相开始流动时的含水饱和度）即为自由水。统计了苏西12口井气水相渗曲线束缚水处的含水饱和度，平均值为42.64%（见图8）。这样可得到苏西平均自由水饱和度为15.34%。

图8 水相开始流动时含水饱和度

图9 试气压差对应束缚水饱和度

可动水饱和度为一定生产压差下可以驱动的除了自由水以外的束缚水饱和度，算法是水相刚开始流动的饱和度Sw1减去生产压差对应的不可动束缚水饱和度Sw2。统计苏里格西区产水井的平均试气压差为11.7 MPa，所以在高压压汞曲线上得到相应每个样品对应的不可动束缚水饱和度（见图9），平均值为34.52%。这样计算得到苏西平均可动水饱和度为8.12%。说明在试气条件下苏西储层不但产凝析水和自由水，还可产8.12%的可动水。

3 高压差对致密气藏渗流的影响

3.1 压敏效应

在气藏的开发过程中，如果以天然能量进行衰竭式开采，通过增大生产压差的方式获得最高产量，对储层渗流将会产生较大影响，本次研究分别测定每块岩心在围压为10 MPa、20 MPa、30 MPa下气-水两相渗流过程中气-水的相对渗透率曲线，按照气驱水相渗曲线归一化方法，将岩心数据进行归一化处理，得到有代表性的气驱水相渗曲线及归一化相渗曲线特征参数（见图10）。

图10 苏西储层样品气-水相渗归一化曲线

从图10看，不同围压下气水相对渗透率有一定的变化，随着围压的增加，岩心的水相相对渗透率下降速度增大，同时气相相对渗透率也降低；残余水饱和度增大。这说明，随着围压增加，岩心的喉道和较大孔隙受到压缩而发生变形，甚至闭合，导致气水相对渗透率值整体下降。

分别开展孔隙度和渗透率应力敏感实验可知（见图11，图12），渗透率随围压增大而下降的幅度远大于孔隙度，渗透率的应力敏感性大于孔隙度应力敏感性。由砂岩的孔、喉变形理论，孔隙体为拱形结构，抗挤能力较强，变形较小；而喉道为反拱形结构，其在有效应力下极易变形，使喉道半径急剧减小，甚至闭合。因此致密岩石受压时，首先被压缩的是喉道，并非孔隙，而苏西致密砂岩储层微细喉道发育，影响岩心渗透率的平均孔喉半径较小，在有效应力的作用下闭合的主要是微细喉道，所以有效应力对低渗岩心渗透率的影响比较明显。

图11 不同应力下的孔隙度变化

图12 不同应力下的渗透率变化

3.2 水锁效应

从归一化相渗曲线上看，随着围压增大，两相渗流区变小，等渗点含水饱和度增加，气驱水效率降低，原因在于储层产生了水锁效应，直观展示了水锁效应的发生机理（见图13，图14）。原始气层岩石为亲水多孔介质，从未发生水锁时的储层截面上可以看出，地层水以液膜环的形式赋存于管壁，而气相则被水相包围在毛管体中，毛细管自吸作用使得地层水总是先侵入较小的孔喉。当生产压差不断增大，储层大量产出地层水，这部分可动水使得孔喉半径的液环厚度增加，造成气相流动的有效截面积明显减小，水相的有效流动截面积则增大，当较小孔喉彻底被地层水充满后，若无法克服其毛管压力，那么这部分孔喉则被封闭，气水两相的共渗区范围减少，气层发生了一定程度的水锁伤害[13-18]。

图13 未发生水锁时的储层截面

图14 发生水锁后的储层截面

在气井的开采过程中，由于井的投产造成地层压力下降，从泄流边界到井筒方向，气体的流动状态服从达西定律的气体平面径向流，其气体流量的基本微分表达式为：

上式表明，压力梯度与流量成正比，相同有效流动截面下，流量又与流速成正比。事实上，由气井开采所引起的压力降落在井眼周围是漏斗型的（见图15），越靠近井筒位置，压差呈现出一个逐渐增大的趋势，气体流速越高，气体对于地层水的拖曳力也越大，使得邻井地层岩石中含水饱和度逐渐增大，最终导致储层水锁伤害程度逐渐加重，因此越靠近井筒附近，水锁伤害越严重。

为了定量表征高压差与水锁伤害程度的关系，引入水锁伤害率公式：

水锁伤害率越高则表示水锁效应对储层气相渗流能力的伤害程度越高。从公式上可以看出水锁伤害率是有关气相渗透率的函数，而在相渗实验中可以得到气相渗透率和含水饱和度的关系曲线，因此可以建立储层含水饱和度与水锁伤害率的关系曲线（见图16）。由图可知含水饱和度与水锁伤害率呈良好的指数关系，随着含水饱和度的升高，水锁效应越加明显，对储层的伤害程度也越高。

图15 气体平面径向流水锁程度示意图

图16 水锁伤害率与生产压差对应关系

高压压汞实验所反映出的压力与流体饱和度的关系一定程度上可以视为真实气层中生产压差与水相饱和度的关系。经过换算后，在实际气藏中，地层水的毛管压力值约是压汞法测得毛管压力的1/5。选取同样的7块样品进行拟合发现压力P与含水饱和度Sw呈指数关系，平均拟合曲线（见图16），据此可以建立苏西储层水锁伤害率与生产压差的对应关系。

综合以上分析研究，可以定量划分不同生产压差下的苏西致密砂岩储层产水区间范围：根据图16和表2，当水锁伤害率为5.05%时（自由水开始流动），对应压差为1.05 MPa；水锁伤害率58.3%时（可动束缚水开始流动），对应压差为4.26 MPa。对于苏里格西区，如果控制生产压差小于1.05 MPa，地层只产少量凝析水；如果生产压差控制为1.05 MPa～4.26 MPa，地层既产凝析水，也产自由水；如果生产压差大于4.26 MPa，地层产出凝析水、自由水及可动水。因此，控制生产压差可以控制地层产出水。

表2 苏里格西区生产压差对应产水区间划分表

4 气井产水主控因素分析

4.1 气井产水与生产压差的关系

由前文研究可知，生产压差一旦增大到产可动水压差的下限，微观上可使部分束缚水变为可动束缚水，进而导致产水量升高。另外，当储层周围存在水层时，放大压差生产容易连通周围水层，使气井过早见水，从而严重影响产气量。苏X1井生产初期不产水，但随生产制度的调整，气井产水量与生产压差呈明显的正相关性，宏观上看，该气井储层上下存在水层，因水平井压裂形成纵向裂缝，当生产压差过大容易连通上下水层，从而导致日产液上升，可达10 m3。但该井产水不能完全用宏观因素解释，因为生产压差一旦降低，该井日产液量立即减少，不符合连通水体连续产水的特点，这说明该井主要受微观产水机理影响，当生产压差低于产可动水平均下限压差（4.26 MPa）时，储层只产自由水。该类井应该适当降低配产，控制压差生产，注意不要超过产可动水的压差下限，生产后期进行排水采气。

4.2 气井产水与生产时间的关系

苏里格气田存在透镜状水体，单透镜状水体水量有限，随着生产时间延长，水量逐步被采出、日产液量呈逐步下降趋势。苏X2井随着生产时间的延长，日产气量与生产压差保持平稳的情况下，日产液量由初期的4.0 m3降至目前的0.8 m3。分析认为该井储层存在孤立水体，在排液到一定程度后，水体减小，产液量下降。而当生产中期的生产压差增大且始终低于苏西产可动水的平均下限压差（4.26 MPa）时，日产气量增大，日产液量持续降低，说明该井生产压差范围始终控制在产自由水的范围内，随着自由水量的逐渐减少，日产液量逐步下降。该类井应在投产初期放大压差排液，注意不要超过可动水的压差下限，同时采取排水采气措施防止井筒积液，待产液量降至平缓后控制压差生产。

4.3 气井产水与携液能力的关系

苏里格气田单井产量低，气井携液能力有限，当产液量过大时，气井无法连续携液，表现出间歇性携液的特征。苏X3井生产中期开展放大压差排水采气水实验，产液量波动较大，压力随产液变化明显，液大时压力下降、液小时压力恢复，生产后期套压频繁波动，表现出间歇性积液、排液特征。分析认为该井主要因为地层产液量大，气井携液能力不足，无法连续排液，导致井筒内表现出积液-排液-积液的动态特征。针对这种携液能力不足需放大压差生产的气井应重点开展排水采气工艺措施，或者辅以间歇制度进行生产。

5 结论

（1）苏里格西区具有高压、低产气、高产水的特点，产水类型一般以自由水、束缚水和凝析水三种形态存在。受强烈晚期成岩作用的影响，苏西低渗透砂岩储层岩性致密，微细喉道发育，孔喉配置关系复杂，形成气水互封的状态，衰竭式开发过程中压力梯度大，因而自由水和可动束缚水产出量较大，严重影响气藏产能。定量计算苏西平均自由水饱和度为15.34%，试气条件下（11.7 MPa）可产8.12%的可动水。

（2）受物性条件和含水饱和度的影响，苏西致密砂岩气藏渗流规律由生产压差直接控制。生产压差过低，气相达不到运移启动压力，导致单井控制范围减小，储量动用程度降低；生产压差越大，储层发生应力敏感，束缚水饱和度升高，水锁效应越加明显，储层水锁伤害率也越高。

（3）通过实验数据计算，对于苏里格西区，如果控制生产压差小于1.05 MPa，地层只产少量凝析水；如果生产压差控制为1.05 MPa～4.26 MPa，地层既产凝析水，也产自由水；如果生产压差大于4.26 MPa，地层产出凝析水、自由水及可动水。合理的控制气井生产压差对于气井产水有着重要意义。

（4）苏西应当保证控压与控水相结合的开发原则，尽量避免应力敏感性及水锁效应的发生。气井在投产时应合理配产，控制生产压差，防止由于生产压差过大束缚水转变为可动水、产水量增大的情况出现。

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2016－10-21