含水饱和度对川西致密气藏水平井开发效果和经济效益的影响*

刘 露，刘成川，卜 淘，杨 建，漆国权

（1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041；2.中国石化西南油气分公司采气一厂，四川 德阳 618000）

水平井作为致密砂岩气藏提高采收率的主要手段之一，以有效井段长，控制储量高，渗流面积大，渗流阻力小的特点达到有效提高气藏采收率的目的［1-3］。但随着优质储层的逐渐动用，致密砂岩气藏剩余未动用储量储层物性差、含水饱和度高、储量丰度低，即便是水平井也面临产水量大、排水困难、经济效益差的问题。在此情况下，高含水饱和度成为水平井进一步提高致密砂岩气藏采收率的关键制约因素［4-6］。对于水平井的研究，现有成果多是关于砂体分布、气层厚度、气层孔隙度、渗透率、水平段长度、水平井偏心距、压裂裂缝泄气半径、压裂条数、井眼尺寸等地质或工程因素对产能的影响分析［7-10］，而含水饱和度对水平井开发效果的影响以及水平井经济效益开采的研究较少。本文以川西坳陷致密砂岩气藏新场JS气藏为研究对象，将岩心实验、数值模拟及经济评价相结合，研究了含水饱和度对水平井技术效果及经济效果的影响，为水平井下一步高效经济部署提供有力的理论依据，达到进一步提高致密砂岩气藏高含水饱和度储量区采收率的目的［11-14］。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

氮气（N2），99%，成都化学试剂厂；模拟地层水矿化度174853 mg/L，水型CaCl2型；致密砂岩气藏岩心，中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，相渗和恒速压汞实验所用岩心参数见表1。

SCMS-E 型高温高压岩心多参数仪、ASPE-730恒速孔隙仪，西南石油大学；Eclipse数模软件，法国斯伦贝谢公司。

表1 相渗及恒速压汞实验所用岩心参数*

1.2 流体及气层参数

新场沙溪庙组气藏埋深2350 m，原始地层压力40.11 MPa，地压系数1.64数 2.09，地层温度 60数75℃，地温梯度2.02数2.37℃/100 m，压力系数1.8数2.0，常温具异常高压特征，平均孔隙度9.69%，有效渗透率0.15×10-3μm2，平均含水饱和度54%。不同储层气水两相相对渗透率如表2所示。

表2 不同储层气水两相相对渗透率*

1.3 地质模型及参数

模型平面采用均匀网格，纵向采用不等距网格，其值决定于气层有效厚度，平面网格步长50×50（m）。模型中设置水平井有效水平段长700 m、压裂10段、裂缝间距100 m、裂缝半长30 m。数值模拟模型根据表2及表3建立不同储层类型的两相流及单相流单井模型预测采收率，日产量0.05×104m3为废弃条件。

表3 不同储层物性参数及采收率

2 结果与讨论

2.1 含水饱和度对开发效果的影响

2.1.1 孔隙结构与储层物性的关系

根据压汞实验建立岩石孔喉结构参数与储层物性的相关性曲线（图1）。孔隙半径越大，孔隙越发育，孔隙度越高；渗流能力受孔隙发育、连通性、喉道特征综合影响，孔喉差异越明显、渗流通道越弯曲，渗流阻力越大，流体流动越困难；渗透率越小，渗流能力越差。孔隙度和渗透率受岩石孔隙结构特征参数影响明显。为此，根据孔隙度（Φ）和渗透率（K）划分储层类型为Ⅰ类优质储层（Φ≥11.5%、K≥0.25×10-3μm2）、Ⅱ类较好储层（Φ：11%数 12%，K：0.16×10-3数 0.25×10-3μm2）和Ⅲ类差储层（Φ：8%数 11%，K：0.1×10-3数 0.2×10-3μm2）。研究含水饱和度对Ⅰ数Ⅲ类储层开发效果的影响。

图1 孔隙度及渗透率与岩石孔喉结构参数的关系

2.1.2 气水两相渗流特征

根据石油天然气行业标准SY/T 5345—2007《岩石中两相相对渗透率测定方法》得到Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类储层的相对渗透率曲线，如图2所示。虽然不同储层物性差异大，但其曲线形状一致，说明不同储层的孔隙结构特征一致，均表现为高束缚水饱和度（46%数55%），高残余气饱和度（25%数29%），低等渗点（0.008数0.05），窄两相共渗区（20%数24%）。Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类束缚水饱和度分别为46%、50%、55%，对应的等渗点相渗分别为0.05、0.023 和0.008。随着储层物性变差，束缚水含水饱和度增加，等渗点相渗降低，气水两相相对渗透率均降低。当Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类储层含水饱和度分别超过59.5%、58.5%和57%时，气相渗流能力显著下降，水相渗流能力显著增加。储层物性越差，渗流能力越差，气相渗流能力受含水饱和度的影响越大。

图2 不同储层类型相渗曲线

2.1.3 对采收率的影响

根据数模预测的不同储层类型的两相流及单相流单井采收率可知，不管是单相流还是两相流，均是物性越差，采收率越低。单相流时，相比Ⅰ类储层井，Ⅱ类储层井采收率仅降低10.72%，Ⅲ类储层井采收率降低28.91%。两相流时，相比Ⅰ类储层井，Ⅱ类储层井采收率降低17.18%，比单相流降幅增加60.26%；Ⅲ类储层井采收率降低高达49.63%，比单相流降幅增加71.67%。相同储层条件下，两相流采收率明显低于单相流。进一步表明含水饱和度对采收率影响明显，物性越差，影响越大。Ⅰ类储层孔喉发育、连通性好，原始地层水占据的孔隙空间小，驱替结束后残余气饱和度低，气相渗流能力强，受含水饱和度影响较小，生产能力强，采收率高。Ⅲ类储层孔喉欠发育、喉道狭小，可动水饱和度低，渗流能力差，受含水饱和度影响明显，气井产量低，采收率低。

2.2 经济极限含水饱和度

2.2.1 水平井经济极限可采储量

为评价不同储层类型水平井在不同含水饱和度条件下是否具有经济效益，根据中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY 180—2006《石油天然气经济可采储量评价方法》中的现金流法，以单井经济界限为依据，根据式（1）和式（2）计算在目前开发技术和经济条件下，新钻井能收回全部投资和采气操作费并获得最低收益率时所应达到的最低初期产量。并以建设期1年、稳产期2年、综合递减率16%和评价期15年预测不同气价下的平均单井经济可采储量，结果见表4。

在当前气价1291 元/103m3条件下，以井深表征水平井钻井进尺，井深2550数3800 m 的单井经济可采储量为3168×104数 4235×104m3。且经济可采储量随井深的增加而增加，随气价的升高而降低。

式中：Qc—新井初期产量下限，107m3；Pt—油气价格，元/103m3；n—商品率，小数；rc—税金及附加比率；PT—投资回收期，年；It—单井新增投资，万元；Covt—单位变动成本，元/103m3；Soft—固定费用，万元/年；ic—基准收益率，%；t—经济评价期，年；ηt—无因次产量变化系数；Tr—资源税，元/103m3。

表4 不同埋深气藏不同气价下的经济极限可采储量

2.2.2 单井经济含水饱和度

针对新场沙溪庙组气藏井深2519.8数3546.7 m，根据容积法［15］及各储层物性参数，得到各类储层在不同气价和不同井深条件下的经济含水饱和度，如图3所示。根据气藏含水饱和度上限67.5%，得到新场沙溪庙组气藏在当前气价条件下的经济极限含水饱和度为26.35%数67.50%。其中，Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层井经济极限含水饱和度分别为63.56%数67.50%、52.01%数62.20%和26.35%数41.98%。不论物性差异，经济极限含水饱和度与井深均成线性关系。井深越深，经济极限含水饱和度越低，物性越差，井深对经济极限含水饱和度要求越严苛。而相同井深条件下，储层物性越差，经济极限含水饱和度越低。在当前气价及井深2550 m时，Ⅲ类储层部署水平井能获得经济效益的的极限含水饱和度为41.98%，II类储层在含水饱和度高达62.20%时部署水平井仍能获得经济效益。因此，对于Ⅰ类优质储层，在高含水饱和度区，水平井可获得较好的经济效果；对于Ⅱ类一般储层，在含水饱和度52%数55%的较高区使用水平井或者在55%数62%高含水饱和度区使用短半轴水平井均可获得较好经济效果；而对于Ⅲ类差储层，在目前经济技术条件下，部署水平井均不能获得经济效益，不建议部署。

图3 不同气价Ⅰ类（a）、Ⅱ类（b）、Ⅲ类（c）储层井的经济极限含水饱和度

3 结论及建议

水平井可采储量受含水饱和度影响明显，受储层物性条件制约；不同物性条件下，含水饱和度对可采储量的影响程度不同。Ⅰ类优质储层孔喉发育、连通性好，原始地层水占据的孔隙空间小，驱替结束后残余气饱和度低，气相渗流能力强，受含水饱和度影响较小，生产能力强，采收率高；Ⅲ类差储层孔喉欠发育、喉道狭小，可动水饱和度低，渗流能力差，受含水饱和度影响明显，气井产量低，采收率低。在当前经济技术条件下，新场沙溪庙组气藏水平井经济极限含水饱和度26.35%数67.5%。Ⅰ类储层部署水平井具有较好的经济效益；Ⅱ类储层在含水饱和度52%数55%范围内部署水平井可获得较好的经济效益，在含水饱和度55%数62%范围内部署短轴水平井可获得经济利益；Ⅲ类储层在目前技术条件下部署水平井无任何经济效益。