多层疏松砂岩气藏水平井出水机理及防控对策——以柴达木盆地台南气田为例

杨 云 顾端阳 连运晓 刘国良 韩生梅 常 琳 马元琨 张勇年

1.中国石油青海油田公司勘探开发研究院 2.中国石油青海油田公司采气一厂

0 引言

相对于直井来说，水平井具有采气指数高、生产压差小且无水采气期长等优势，但水平井的生产也暴露出一些问题。由于水平井与地下流体接触面积大，钻遇水层的概率增大，导致水平井投产即见水；随着气藏开发的延续，水平井在投产一段时间后，出现了水气比迅速上升、产气量急剧下降的情况，严重影响了水平井的开发效果。柴达木盆地台南气田于2007年正式投入生产，2009—2017年水平井的年总产气量占气田年产气量的50%左右，目前气田已进入气水同产阶段，水平井出水已成为了影响该气田稳产的主要因素。由于疏松砂岩气藏地质条件特殊，在同一开发层组内井与井之间及同井的不同开采阶段，出水来源都会存在差异且水源类型还会转化[1]，导致水平井出水的机理复杂。为此，笔者首先基于核磁共振测井解释技术，对储层束缚水饱和度分布特征进行研究，并结合台南气田水平井投产初期的生产情况，确定投产即产出层内水的水平井水平段钻遇储层的特征参数；然后，开展岩心气驱水实验对影响束缚水产出的因素进行研究；开展隔夹层击穿实验，对影响隔夹层封隔能力的因素进行研究；采用数值模拟技术研究水平井在不同日产气量下，水平段长度对井底压力的影响；最后，针对水平井出水提出防控对策，以期为该气田的合理、高效开发奠定基础。

1 出水机理

目前台南气田水平井的出水来源主要有以下3种类型：①层内水：由于成藏动力及压实作用弱在储层内部赋存的可动水或大量束缚水[2]；②层间水：在生产中后期由于纵向压差突破某临界值而产生的层间水窜、隔夹层水突破以及固井质量引起的管外窜；③边水：气层压力衰竭或高渗条带的存在导致边水沿渗流优势通道侵入[3]。

1.1 层内水

1.1.1 目的层含水饱和度分布

1.1.1.1 束缚水饱和度

在储层孔隙中含有泥质束缚水、毛细管束缚水以及可动水[4]，为层内水的出水来源，利用核磁共振测井解释技术[5]确定工区内横向弛豫时间（T2）截止值，解释得到束缚水饱和度、孔隙度及泥质含量，并建立这三者的经验关系式，用于预测束缚水饱和度的平面分布情况。

泥质束缚水主要吸附在黏土颗粒表面并形成水膜，其在岩石孔隙中所占比例与黏土含量密切相关,而毛细管束缚水主要存在于粉砂质颗粒间的狭小空间中，与岩石颗粒的粒度中值密切相关，此次采用二元回归分析方法求解束缚水饱和度与泥质含量、孔隙度的经验关系式。首先，对影响束缚水饱和度的泥质含量和孔隙度进行因子分析，得到各因子对束缚水饱和度的影响程度，如图1所示，泥质含量越高，孔隙度越小，束缚水饱和度越高；然后，使用EXCEL 软件进行分析、回归，得到式（1），R2= 0.873 1。

式中Swc表示束缚水饱和度；Vsh表示泥质含量；φ表示孔隙度。

1.1.1.2 可动水饱和度

储层孔隙空间为天然气、可动水和束缚水3个部分所饱和，其中束缚水饱和度的大小取决于储层的岩性、物性和润湿性，纯水层不含天然气，纯气层不含可动水，气水层则含有一定量的可动水和天然气。

图1 束缚水饱和度与泥质含量、孔隙度关系曲线图

可动水饱和度（Swm）的计算式为：

式中Sg表示含气饱和度。

台南气田水平井钻遇砂体的束缚水饱和度介于22.77%～44.26%，可动水饱和度低于24.56%，在部分砂体中水体较为发育。

1.1.2 生产初期可动水的采出

受井身结构的影响，水平井携液能力仅为直井的1/3～1/2[6]。对于水平井而言，即使产气量高于临界携液流量，即液体以液滴形式能够被高速气流夹带着沿水平井筒流动，但由于井筒内液膜受到重力的影响将沿着管壁流动，并聚集于水平段底部而形成积液[7-9]，从而对水平井的生产造成不良影响。水平井多部署在中高部位，对单砂体进行开采，为判断水平井是否采出层内水，及时开展排水采气措施，研究储层原始气/水饱和度的分布对于判断水平井投产初期是否产出层内水十分重要。

统计台南气田59口水平井投产初期的生产情况，其中产水井有27口，占比为45.8%，储层中水体较为发育。结合气水分布特征，绘制出气井水平段钻遇储层的可动水饱和度、含气饱和度和投产后的前3个月日产水量的关系图版，如图2所示，平均日产水量大于1 m3的水平井，其水平段钻遇储层的可动水饱和度主要处于大于7.2%的区间，含气饱和度主要处于小于63.5%的区间。可动水虽然在气井投产初期即产出，但产水量较小，最大值为6.07 m3/d，平均值为1.85 m3/d。准确判断水平井出水来源并及时排出水平段中存在的积液，是保证水平井高产、稳产的有效手段[10-11]。

如表1所示，台H1-1井与台H1-2井射孔层位、投产时间与工作制度均相同，但台H1-2井在投产后第1周即产层内水，原因在于该井水平段钻遇储层的可动水饱和度高达13.0%，位于图2中可动水饱和度的高值区间。同样可动水饱和度较高的台H1-3、台H1-13井也在投产后第1周出现产水现象。

图2 水平井平均日产水量、水平段钻遇储层的可动水、含气饱和度关系图版

1.1.3 束缚水的转化

通过对台试 5 井 1 345.98 ～ 1 346.34 m 井段的岩心开展气驱水实验，结果显示，岩心束缚水饱和度较高，达52%左右，储层表现出强亲水性；层内水流动时大孔隙中可动水首先采出，小孔隙中部分束缚水在较大驱替压差下开始流动（图3）。

1.1.3.1 不同围压下束缚水的流动

如表2所示，在驱替压力一定的条件下，围压不同岩心中残余水量则不同，围压增大可使部分束缚水转化为可动水。在生产过程中，随地层压力下降，储层孔隙内气、水发生膨胀，同时由于岩石骨架受到的有效应力增大，使得岩石孔隙体积缩小，当驱替压差超过某值后部分束缚水开始流动[12-13]。因此，成藏时在小孔隙中未被驱替出的束缚水随地层压力下降可以转化为可动水而被采出[14]。

表1 台南气田部分水平井生产数据统计表

图3 气驱水实验出水速度变化曲线图

1.1.3.2 不同岩性岩心中束缚水的流动

对饱合水以后的岩心进行气驱水实验，增大驱替压力（最大为5.0 MPa）直到驱不出水为止，通过称重求得从岩样中驱替出的水量，计算岩样的束缚水饱和度。前文已提及，研究工区内的束缚水除了泥质粉砂岩孔隙中的毛细管束缚水以外，还有部分存在于黏土中的泥质束缚水，如表3所示，气驱后测得的泥岩束缚水饱和度大于未饱和水前岩心的束缚水饱和度。与砂岩相比，泥岩孔隙中毛细管力更高，亲水性更强，即使增大围压，在泥岩中仍会有束缚水附着在黏土颗粒表面难以被采出[15-16]。可以看出，泥质含量越低、渗透率越高、生产压差越大则越有利于束缚水的采出，若储层平面非均质性较强，随生产的持续进行，束缚水的采出也是一个持续的过程。

表2 台5-7井岩心在不同围压下气驱水实验的残余水体积统计表

表 3 台5-7井岩样饱和水前、后的束缚水饱和度统计表

1.2 层间水

1.2.1 隔夹层出水

台南气田隔夹层泥质含量高、物性差，但仍具有一定的渗透性能，且局部还发育有微裂缝，同时赋存有一定量的天然气（含气饱和度约10%）[17]。随着气井延续生产，地层压力不断下降，隔夹层与气层的层间压差增大，部分隔夹层中地层水将流入气层，导致气井产水。同时，由于台南气田薄互层发育及水平井地质导向技术的限制，在水平井钻井过程中水平段轨迹会出现一定偏差而钻遇含有地层水且具有一定渗透性的隔夹层，加上水平井完井方式多为筛管完井，导致水平井易采出地层水。

1.2.2 层间突破的影响因素

1.2.2.1 垂向渗透率

垂向渗透率的大小是隔夹层封隔性好坏的直接体现和重要指标。由于台南气田的隔夹层本身具有一定的渗透性，且含有地层水，当隔夹层和气层的层间压差导致层间压力突破时，隔夹层中的地层水将进入气层。

通过开展台5-13、台6-28井20块岩样的隔夹层击穿实验，发现突破压力（实验时逐渐增大驱替压力，直到开始驱替出岩样中饱和的液体，此时的驱替压力即为突破压力）与岩性并没有明显的相关性。表4中台6-28井的48、53号岩样，同属于3-2-1砂层与3-2-2砂层间的隔夹层，两块岩样岩性均为灰褐色粉砂岩，孔隙度接近，垂向渗透率分别为0.21 mD、 0.59 mD，对应突破压力分别为 9.6 MPa、2.9 MPa。可以看出，同一隔夹层内不同位置的渗透性亦存在差异，对应突破压力亦不同，且渗透率越大，突破压力越小。

1.2.2.2 泥质含量

由于台南气田大量的隔夹层为物性较差的砂质泥岩或泥质砂岩，为了研究泥质含量对隔夹层的影响，岩心实验样品取自台5-13井钻遇的较纯泥岩段，取来的新鲜岩样已具有较高含水饱和度（大于90%），开展击穿实验后，将岩样烘干，测试常规孔隙度和渗透率，然后再将岩样抽空并饱和地层水（或煤油），重复上述实验再次测定突破压力。

如表5所示，泥质含量越高、渗透率越低，水流动所要求的突破压力越高；泥质含量大于90%的Ⅰ类泥岩，突破压力约为4 MPa；泥质含量介于80%～90%的Ⅱ类泥岩，突破压力约为2 MPa；泥质含量介于60%～80%的Ⅲ类泥岩，突破压力约为1.5 MPa。并且，同一块岩样在饱和地层水之后，突破压力变低，即隔夹层含水饱和度越大，突破压力越低。

1.2.2.3 隔夹层厚度

隔夹层可起到隔挡水层的作用，因此对隔夹层的厚度、规模进行研究十分必要。受沉积环境的影响，15个小层中均有隔夹层发育，且厚度较薄，介于0.88～1.74 m，平均为1.31 m，孔隙度平均为26.94%，水平渗透率平均为10.82 mD。在小层内部，隔夹层的封隔能力有限，且在平面上分布不稳定，厚度差异较大。如图4所示，2-17小层的隔夹层厚度分布不稳定，腰部位置的部分区域厚度超过1.5 m，而部分高部位区域厚度小于0.6 m，小层间有连通的可能。

表4 台5-13、台6-28井岩样隔夹层击穿实验数据统计表

表5 台5-13井岩样泥岩击穿实验数据表

图4 2-17小层的隔夹层厚度展布图

总体来说，垂向渗透率越小、泥质含量越高、含水饱和度越低、厚度越大，所需要的层间突破压力越高，隔夹层封隔能力越强。在气井的生产过程中，直井井底附近的压降漏斗呈对数分布，而水平井水平段附近的压降呈线性分布，直井较水平井更易发生层窜，所以直井部署的位置要求储层物性需更好。

在边水气藏开发的中后期，在储量未动用的区域部署水平井进行开采，部署井位时需考虑目标砂体相邻的隔夹层的物性参数，并适当调整采速、及时开展排水采气措施[18-19]，最大程度地防止层窜的发生，降低层间水采出的风险。

1.3 边水

气藏投入开发后，边水与气区之间会形成压差，在此压差驱动下，边水沿着渗流通道侵入到井底而产出。由于台南气田的含气面积由岩性边界和构造边界共同圈定出，边水侵入具有一定的区域性和方位性。边水能量、气水过渡带与气井的距离、储层的平面非均质性及水平井井眼轨迹等因素都将使得气井的产水动态存在差异。

统计台南气田各井的测井解释渗透率，利用变异系数、突进系数和渗透率级差来评价水平井目的层的平面非均质性，结果显示砂体渗透性在平面上表现为中等非均质性。通过疏松砂岩岩心的气水微观驱替实验，可见水首先沿着高渗通道流动，然后逐步向周围低渗区域扩散。台南气田水平井多部署在物性较好的Ⅰ类砂体，且多采用筛管完井，产层暴露面积大，沟通高渗通道的几率增大，边水更容易侵入水平井。同时，水平井产气量越高，井底压力越低，气层与水层之间的压差越大，水推进的速度越快[20]，边水越易侵入。

针对台南气田储层特征，采用数值模拟手段，建立水平井流动模型，研究水平段长度、产气量对井底压力的影响。如图5所示，相同日产气量下直井（水平段长度为0 m时）的井底压力总是低于水平井的井底压力，且水平段越短，井底压力越低，水侵越易发生。因此，在相同产气量条件下气井采用长水平段可以延缓边水的入侵[21]。

图5 不同日产气量下水平段长度与井底压力关系曲线图

2 水平井防水、控水对策

结合前述研究，水平井应部署在隔夹层封隔能力较强、可动水饱和度小于7.2%的Ⅰ类砂体上，钻井过程中实时跟踪井眼轨迹，提高优质储层的钻遇率，且加强固井质量的监测。针对已投产的水平井，以动态监测资料为基础，结合出水来源的不同，提出水平井的防水、控水措施，如表6所示。

3 结论

1）气井水平段若钻遇储层的可动水饱和度大于7.2%、含气饱和度小于63.5%，在投产初期即会产出地层水，但水量较小。

表6 水平井防水、控水措施建议表

2）泥质含量越低、生产压差越大越有利于束缚水的采出，若储层平面非均质性较强，随生产的持续进行，束缚水的采出也是一个持续的过程。

3）隔夹层垂向渗透率越低、泥质含量越高、含水饱和度越低、厚度越大，隔夹层水发生流动所需要的突破压力越大，则隔夹层的封隔能力越强。

4）泥质含量大于90%的Ⅰ类泥岩，突破压力约为4 MPa；泥质含量介于80%～90%的Ⅱ类泥岩，突破压力约为2 MPa；泥质含量介于60%～80%的Ⅲ类泥岩，突破压力约为1.5 MPa。

5）为了延缓边水侵入，延长气井的无水采气期，水平井应尽量选择长水平段，且应控制产气量使生产压差不宜过大。

6）水平井生产初期开展层间和平面的均衡采气，生产过程中应加强动态监测，出水后应及时开展排水采气措施以提高气井的累计产气量。