东海西湖凹陷致密砂岩气藏高含水特征及产水机理探讨

钟 韬 夏 瑜 刘创新 单理军 高红艳

中海石油（中国）有限公司上海分公司

关键字 西湖凹陷 致密砂岩气藏 高含水特征 产水特征 产水机理

0 引言

致密砂岩气藏几乎遍布世界所有产气盆地，我国致密砂岩气藏也具有分布范围广、地质储量大的特点。目前国内通常将绝对渗透率小于或等于1 mD，孔隙度小于或等于12%，含水饱和度大于等于40%的气藏定义为致密气藏[1]。近年来西湖凹陷已成为东海陆架盆地油气勘探开发的主战场，古近系始新统平湖组和渐新统花港组是主要目的层系。三角洲沉积体系的普遍发育使得砂岩储层分布广泛[2]，但由于储层埋深大，成岩演化程度高，导致储层致密化，气藏类型以致密气藏为主，并且探井压裂测试以及开发阶段气藏产水现象普遍，产水问题严重制约着西湖凹陷致密砂岩气藏的经济有效开发，气藏高含水特征及地质成因机理不清，产水机理尚不明确。鄂尔多斯盆地、四川盆地致密砂岩气藏开发均存在出水问题，不少学者针对致密砂岩气藏孔隙水的赋存状态及产水特征进行了研究[3-6]。本文从岩心核磁共振实验和“双饱和度”测井评价方法入手，分析气藏高含水特征，并明确气藏高含水地质成因，最后探讨气藏产水机理，为西湖凹陷致密气藏经济有效开发和有效防水治水提供依据。

1 气藏基本特征

西湖凹陷致密砂岩气藏储层沉积微相以辫状河三角洲平原分流河道为主，砂岩纵向多期叠置，横向连片分布，砂岩厚度20～60 m，岩石类型主要为长石岩屑质石英砂岩。气藏储层孔隙度8%～12%，地面空气渗透率0.1～1.0 mD。气藏类型主要为背斜型边水气藏，气藏压力系数1.1～1.5，天然气组分以甲烷为主，不含凝析油，气井自然产能一般＜0.5h104m3/d，绝大多数气井需要经过压裂改造才能获得工业气流。

2 气藏高含水特征

致密砂岩气藏储层孔隙中的原生水由束缚水和可动水组成，束缚水包含黏土矿物吸附水以及微细孔喉内由毛细管力束缚的毛细管水，可动水则主要赋存于较大孔喉内。利用核磁共振实验评价储层束缚水饱和度已经得到广泛应用，一般而言致密砂岩孔隙结构复杂且喉道细小，从而具有较高的束缚水饱和度[7]。西湖凹陷致密砂岩岩芯样品饱含水核磁共振实验T2谱具有明显的“双峰”分布特征（图1），左峰面积代表束缚流体含量，右峰面积代表可动流体含量，左峰和右峰面积相当，表明致密砂岩微细孔喉比例较高，且经离心后左峰的分布范围及面积变化较小，说明被微细孔喉所控制的流体难以流动，造成束缚水含量高，而离心后右峰面积减小明显，说明赋存于大孔喉中的流体可流动性强。根据26个样品核磁共振实验分析数据统计（图2），显示致密砂岩束缚水饱和度均大于40%，说明西湖凹陷致密砂岩气藏储层中具有高束缚水饱和度特征。束缚水饱和度随着渗透率降低而明显升高，绝对渗透率＜0.1 mD的样品，束缚水饱和度普遍＞60%，含气饱和度上限值最高仅为40%，基本无开发价值；绝对渗透率介于0.1～1.0 mD的样品，束缚水饱和度介于40%～61%，含气饱和度上限值最高为60%，具有开发价值。

图1 西湖凹陷致密砂岩典型核磁共振分布特征

图2 核磁共振实验分析致密砂岩渗透率与束缚水饱和度关系

在利用核磁共振实验确定束缚水饱和的基础上，再利用“双饱和度”方法评价致密气藏的可动水饱和度，其原理为：①根据核磁共振技术测定的束缚水饱和度建立其与孔隙度和渗透率之间的关系模型；②根据建立的模型结合常规测井计算的物性参数得出束缚水饱和度曲线；③将常规测井解释出的原始含水饱和度与束缚水饱和度叠合，如果两条曲线出现分异则表明存在可动水，其差值为可动水饱和度。通过“双饱和度”模型计算，西湖凹陷致密砂岩气藏具有高可动水饱和度特征（表1），可动水饱和度普遍大于10%，某些气藏可动水饱和度甚至超过20%。

表1 西湖凹陷典型组致密砂岩气藏测井计算含水饱和度结果

因此，西湖凹陷致密砂岩气藏高含水特征主要体现为“双高”特征，即高束缚水饱和度和高可动水饱和度。参考国内陆上致密砂岩气藏产水量与可动水饱和度的关系[8]，含有可动水是造成气藏出水的主要原因，当可动水饱和度大于6%，气藏会不同程度产水（图3）。据此分析认为，西湖凹陷致密气藏较高的可动水饱和度是造成气藏产水的重要原因。

图3 可动水饱和度与气井产水量关系（引自文献[7]）

3 气藏高含水地质成因

前人研究认为当孔喉半径小于0.2 μm后，毛细管阻力会快速增大，天然气充注时气相难以进入其控制的孔隙内[4]。压汞实验分析表明，西湖凹陷致密砂岩储层孔喉结构具有孔喉总体细小、微细孔喉发育的特征， 3个典型样品的孔喉半径均＜1 μm，并且以＜0.5 μm的微细孔喉为主，其中孔喉半径＜0.2 μm的微细孔喉占总孔喉的比例为30%～45%，微细孔喉保存了大量的原生地层水不能被后期天然气驱替而形成束缚水（图4）。因此，储层微细孔喉发育决定了西湖凹陷致密砂岩气藏高束缚水饱和度的特征。

图4 西湖凹陷典型致密砂岩样品压汞孔喉分布特征

根据天然气成藏时间与储层成岩演化关系分析，花港组主成藏期为中成岩阶段A期末至中成岩阶段B期，而此时储层已较致密。天然气成藏时，首先进入大喉道控制的孔隙中，如果气源充足，天然气将逐渐进入较小喉道控制的孔隙。应用储层中含烃包裹体丰度（GOI）值可以反映油气在储层中的运聚范围和充注强度[9]， GOI大于5%为充注强度大的油气层，GOI介于2%～5%为充注强度相对较低的油气层，GOI小于2%则为充注强度弱的油（气）水同层或水层。包裹体分析测得西湖凹陷致密砂岩中含烃包裹体丰度（GOI）为1%～4%，说明致密砂岩成藏时，由于储层较致密，天然气充注程度不高，仅能充注进入大孔喉中并以以分散状气泡的形式分布于其中，大孔喉中未被驱替的地层水由于所受毛管力较小而成为可动水，与天然气形成气水互封状态。

4 气藏产水特征及机理讨论

4.1 气藏产水特征

近年来西湖凹陷针对致密砂岩气层的探井压裂测试除一口井外，均不同程度出水，单井压后出水量14～205 m3/d不等。另外，大多数探井压裂效果并不理想，除了H-2气田H-2-1井压裂后获得了较好的产能，其他井压裂后产能并未获得明显提高。该井H8气藏压裂测试段利用“双饱和度”模型解释的可动水饱和度曲线图5，计算可动水饱和度为4.1%～15.2%，平均10.9%，类比图3可动水饱和度与产水量关系，可动水饱和度在10%左右应该有25～40 m3的日产水量，这与该井H8层压裂后产气量5.33h104m3/d，产水量达到41 m3/d的实际情况相吻合。

图5 H2-1井H8层 双饱和度 测井解释结果

而致密气藏开发阶段具有压裂后即见水、气水同出、产水量长时间保持稳定的特征。以T-5井H5气藏为例，气藏平均孔隙度10.3%，平均渗透率0.78 mD，由于储层致密，该井加砂压裂前常规射孔完井不能生产，2009年11月加砂压裂，初期产气量可达7.3h104m3/d，但压裂后立即见水，平均产水量＜10 m3/d，生产压差6～8 MPa，稳产时间较短，稳产时间不到1年（图6）。

4.2 产水机理探讨

西湖凹陷致密储层较大孔喉中可动水与天然气呈互封状态，在测试及生产过程中，由于气藏和井筒形成压差，天然气会急剧膨胀并推动与之共存的可动水流通并向井筒流动，形成气水同出的生产特征，而且压差越大，可动水越容易流动。从H-2气田H8气藏相对渗透率曲线可以看出（图7），样品a渗透率0.647 mD，其临界水饱和度为53.2%，样品b渗透率0.453 mD，其临界水饱和度为55.3%，而该气藏含水饱和度为59.8%，含水饱和度高于临界水饱和度，在压差的驱动下，气藏内的可动水随天然气一起流动，形成气水同出。另外，浮力是天然气成藏的主要动力，而测试及开发过程中生产压差远大于成藏时的浮力，比如通过浮力计算公式算得H-2气田H8气藏成藏时天然气浮力仅为0.35 MPa，因而成藏时浮力无法驱替的微细孔喉中的部分束缚水在测试及生产过程中转化为可动水，而且生产压差越大，束缚水转化为可动水的比例越大，加剧气井产水程度。

图6 T-5井H5气藏生产曲线特征

图7 西湖凹陷H-2气田H8气藏相对渗透率曲线

西湖凹陷目前的致密气藏开发井生产压差普遍为6～12 MPa，而且生产压差越大，气井水气比越高（表2）。叶礼友等[10]通过对致密砂岩气藏渗流规律研究认为，气、水两相渗透率受压力梯度影响，随着压力梯度的增加，水相渗流能力升高，气相渗流能力降低。张伟等[11]通过对鄂尔多斯盆地苏东致密气藏产水原因及控水生产研究，认为随着生产压差增大，水气比逐渐增大，如果生产压差大于7 MPa，气井产水量会迅速增大，稳产期缩短，调整生产压差为5～7 MPa后气井稳产期明显延长。西湖凹陷致密砂岩气藏与苏里格气田东部致密砂岩气藏有相似的地质特征（表2），因此借鉴国内含水致密砂岩气藏的研究认识及生产经验[10-11]，认为控制合理的生产压差能有效降低高含水致密砂岩气藏大量产水的风险并提高气井稳产期，建议针对西湖凹陷部分生产压差较大且水气比高的井，可适当降低生产压差，合理配产，尽可能延长气井稳产期。

5 结论

西湖凹陷致密砂岩气藏高含水特征主要表现为高束缚水饱和度以及高可动水饱和度，储层微细孔喉发育以及成藏时天然气充注程度低是造成气藏高含水的主要地质成因。目前西湖凹陷致密砂岩气藏生产压差过大是导致气藏大量产水的重要原因，建议适当降低生产压差，降低产水对气井稳产的影响，延长气井稳产期。

表2 西湖凹陷致密气藏与苏里格气田东区气藏特征对比