胡勇，李熙喆，盧祥國，陸家亮，徐軒，焦春艷，郭長敏

（1.東北石油大學(xué)；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院； 3.中國石油天然氣集團(tuán)公司天然氣成藏與開發(fā)重點實驗室）

砂巖氣藏衰竭開采過程中含水飽和度變化規(guī)律

胡勇1,2,3，李熙喆2,3，盧祥國1，陸家亮2,3，徐軒2,3，焦春艷2,3，郭長敏2,3

（1.東北石油大學(xué)；2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院； 3.中國石油天然氣集團(tuán)公司天然氣成藏與開發(fā)重點實驗室）

基于四川須家河組氣藏典型儲集層物性特征，選擇了滲透率分別為1.630×10?3μm2、0.580×10?3μm2、0.175×10?3μm2、0.063×10?3μm2的4組砂巖巖心，模擬研究含水砂巖氣藏衰竭開采過程中（地層壓力從20 MPa衰竭開采至廢棄）含水飽和度沿程變化規(guī)律，結(jié)合巖石微觀孔喉結(jié)構(gòu)與毛管壓力特征，分析了不同滲透率砂巖與水相的相互作用機理并由須家河組氣藏2口井進(jìn)行驗證。研究表明：①砂巖儲集層對水相捕集作用的大小與滲透率關(guān)系密切，儲集層滲透率臨界值為（0.175～0.580）×10?3μm2；②滲透率大于0.580×10?3μm2的儲集層，巖石孔喉半徑較大，毛管壓力較小，巖石孔喉對水相的捕集作用小，孔隙內(nèi)的一部分水在氣相驅(qū)替作用下可以被驅(qū)替出來成為可動水；③滲透率小于0.175×10?3μm2的致密儲集層，其孔喉細(xì)小，毛管壓力較大，巖石孔喉對水相的捕集作用強，在氣相驅(qū)替作用下，水相難以被驅(qū)替出來而滯留在巖石孔喉內(nèi)，造成含水飽和度不降反升，因此對此類儲集層，要嚴(yán)格控制合理生產(chǎn)壓差，延長氣井生命周期。圖7表2參10

砂巖氣藏；滲透率；含水飽和度；衰竭開采；物理模擬；變化規(guī)律

0 引言

中國低滲—致密砂巖氣儲量十分豐富，但目前儲量動用程度非常低，截至2012年，采出程度僅為5%左右，開發(fā)前景十分廣闊[1-3]。這類氣藏含水飽和度通常較高，氣藏開發(fā)過程中儲集層含水飽和度變化規(guī)律及機理認(rèn)識是氣藏開發(fā)工作中的難題[4-8]。為此，本文以四川須家河組氣藏為研究對象，通過實驗方法模擬研究氣藏衰竭開采過程中距井底不同位置儲集層含水飽和度的變化，結(jié)合巖心孔喉結(jié)構(gòu)特征開展機理分析，揭示不同滲透率砂巖中含水飽和度在氣藏衰竭開采過程中的變化規(guī)律。

1 巖心參數(shù)與實驗方法

1.1 巖心參數(shù)

實驗選用四川須家河組氣藏柱狀砂巖巖心，實驗方案及巖心基本參數(shù)見表1。

表1 實驗方案及巖心參數(shù)

1.2 實驗方法與步驟

①選擇實驗用巖心，建立初始含水飽和度。

②將巖心裝入長巖心夾持器并加圍壓，然后通過高壓氣源對巖心飽和濕氣至設(shè)計壓力（20 MPa），飽和氣完畢后關(guān)閉氣源，確保實驗巖心處于獨立壓力系統(tǒng)（見圖1），圖1中p1—p6分別為不同位置的測試壓力，飽和氣完畢時各位置點壓力基本保持一致。

圖1 巖心飽和濕氣過程

③從實驗出口以一定產(chǎn)氣量模擬氣藏定容衰竭開采（地層壓力從20 MPa下降至廢棄條件），實驗過程中記錄各測壓點壓力、開采時間、氣流量、累計氣流量等參數(shù)（見圖2）；實驗出口端檢測不到氣流量且各測壓點壓力長時間保持不變時，實驗結(jié)束；然后對巖心稱重，計算含水飽和度。

圖2 定容衰竭開采物理模擬實驗過程

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 衰竭開采實驗中地層壓力特征

衰竭開采物理模擬實驗中，初始地層壓力20 MPa，衰竭開采末期地層壓力分布特征見圖3。由圖3可見，對于Ⅰ、Ⅱ類儲集層（方案1～4），衰竭開采末期地層壓力非常低（<0.5 MPa），地層能量得到充分釋放；對于Ⅲ、Ⅳ類儲集層（方案5～8），衰竭開采末期地層壓力最高保持2.98 MPa，表明地層能量未得到充分釋放。

圖3 氣藏衰竭開采末期距離實驗出口端不同位置的地層壓力變化特征

2.2 含水飽和度沿程變化規(guī)律

在上述氣藏衰竭開采物理模擬實驗中，將實驗結(jié)束后的巖心含水飽和度值與實驗前的相減，根據(jù)差值建立巖心含水飽和度沿程變化剖面（見圖4）。如果差值為負(fù)，表明衰竭開采實驗過程中巖心含水飽和度下降，孔隙內(nèi)部分水被氣相驅(qū)替出來；如果差值為正，表明實驗過程中巖心含水飽和度上升，巖石孔喉捕集了濕氣中的水分，在衰竭開采過程中水相難以被氣相驅(qū)替出來。

圖4 氣藏衰竭開采過程中含水飽和度沿程變化

由圖4可見，對于滲透率為1.630×10?3μm2和0.580×10?3μm2的巖心，含水飽和度差值為負(fù)，越靠近實驗出口端則負(fù)值越大，含水飽和度差值為?8%～0。對于滲透率為0.175×10?3μm2和0.063×10?3μm2的巖心，除了實驗8巖心出口端的含水飽和度差值為負(fù)外，其余測點的含水飽和度差值均為正。

2.3 含水飽和度變化規(guī)律與儲集層滲透率的關(guān)系

根據(jù)圖4中的數(shù)據(jù)，對每組實驗中的含水飽和度差值取平均值，建立儲集層滲透率與該平均值的關(guān)系圖（見圖5）。分析得出，含水飽和度變化規(guī)律與儲集層滲透率關(guān)系十分密切，可以分為3種變化類型：①滲透率大于0.580×10?3μm2的儲集層，平均值為負(fù)，表明孔隙內(nèi)的一部分水在氣相驅(qū)替作用下可以被驅(qū)替出來成為可動水；②滲透率為（0.175～0.580）×10?3μm2的儲集層，平均值介于負(fù)、正值之間，為一種過渡區(qū)；③滲透率小于0.175×10?3μm2的致密儲集層，平均值為正，表明巖石孔喉對水相產(chǎn)生捕集作用，在巖心飽和濕氣過程中，濕氣中的一部分水會被捕集，在氣相驅(qū)替作用下，水相難以被驅(qū)替出來而滯留在巖石孔喉內(nèi)，造成含水飽和度不降反升。

圖5 含水飽和度變化規(guī)律與儲集層滲透率的關(guān)系

3 巖石孔喉與水相作用機理

巖石孔喉對水相產(chǎn)生的作用力主要是毛管壓力。在該力的作用下，水相以不同狀態(tài)賦存于不同的巖石孔喉中[9-10]。毛管壓力與孔喉半徑成反比，孔喉越細(xì)小，則毛管壓力越大。

通過鑄體薄片、高壓壓汞等實驗測試，研究巖石的微觀孔喉結(jié)構(gòu)，統(tǒng)計孔喉半徑、中值半徑以及毛管壓力等特征參數(shù)（見表2），分析不同滲透率砂巖與水的作用機理。

對于滲透率（K）為1.630×10?3μm2和0.580×10?3μm2的巖心，巖石粒度以粗粒、中粒為主，巖石孔隙以殘余粒間孔、粒間溶孔為主，巖石平均孔喉半徑（ra）大于等于1.50 μm，平均中值孔喉半徑（r50）大于等于0.170 μm，測試排驅(qū)壓力（pd）一般小于等于0.98 MPa，這類巖石孔喉較大，毛管壓力較小，對水相捕集作用小，氣、水在這類巖石中均具有較好的滲流能力。

對于滲透率為0.175×10?3μm2和0.063×10?3μm2的巖心，巖石粒度以中—細(xì)粒以及細(xì)?！凵盀橹?，巖石孔隙以粒間溶孔+粒內(nèi)溶孔，粒內(nèi)溶孔、雜基孔為主，巖石平均孔喉半徑小于等于0.55 μm，平均中值孔喉半徑小于等于0.067 μm，測試排驅(qū)壓力一般大于等于1.85 MPa，這類巖石孔喉細(xì)小，毛管壓力大，對水相捕集作用強，水相在這類巖石中的滲流能力差。

表2 巖石孔喉結(jié)構(gòu)與特征參數(shù)

4 氣井生產(chǎn)特征

根據(jù)實驗結(jié)果，本文選擇了四川須家河組氣藏2口典型氣井進(jìn)行分析。

HC001-12井，試井解釋基本參數(shù)為：有效厚度24.9 m，滲透率0.680×10?3μm2，含水飽和度58%，原始地層壓力29.6 MPa。典型生產(chǎn)曲線見圖6。該井自2009年6月投產(chǎn)以來已連續(xù)生產(chǎn)近3 a，氣井產(chǎn)氣量穩(wěn)定在（1～2）×104m3/d，氣、水一直保持協(xié)調(diào)生產(chǎn)，表明氣、水在這類儲集層中均具備較好的流動性，儲集層對水相捕集作用較小，只要氣井產(chǎn)氣量控制在合理范圍內(nèi)，氣水即可穩(wěn)定同產(chǎn)。

圖6 HC001-12井生產(chǎn)動態(tài)曲線

HC3井，試井解釋基本參數(shù)：有效厚度19.2 m，滲透率0.194×10?3μm2，含水飽和度52%，原始地層壓力28.2 MPa。典型生產(chǎn)曲線見圖7。該井2008年1月投產(chǎn)，氣井初期產(chǎn)氣量為（2～3）×104m3/d，產(chǎn)水量較小。生產(chǎn)1 a左右時，產(chǎn)水量逐漸上升，表明這段時間水相在向近井區(qū)儲集層運聚，導(dǎo)致近井區(qū)儲集層含水飽和度增加。2009年4月，隨著產(chǎn)水快速上升，氣井的產(chǎn)氣量從2×104m3/d快速下降至0.15×104m3/d，2009年7月該井關(guān)井停產(chǎn)，2010年10月該井開井恢復(fù)生產(chǎn)，但產(chǎn)氣量難以恢復(fù)至初期產(chǎn)量，表明水相在近井儲集層聚集后對氣相滲流產(chǎn)生了較大影響。因此，對這類儲集層，在生產(chǎn)過程應(yīng)制訂合理的生產(chǎn)壓差，避免生產(chǎn)過程中氣、水在儲集層內(nèi)部運移過程水相發(fā)生滯留，造成含水飽和度升高，影響氣井生命周期。

圖7 HC3井的生產(chǎn)動態(tài)曲線

5 結(jié)論與認(rèn)識

通過巖心實驗與生產(chǎn)動態(tài)結(jié)合，對含水致密砂巖氣藏開發(fā)過程中儲集層含水飽和度變化規(guī)律進(jìn)行了研究，取得了一些結(jié)論與認(rèn)識：①不同滲透率儲集層與水相的作用機理具有明顯區(qū)別，其儲集層滲透率臨界值為（0.175～0.580）×10?3μm2；②對于滲透率大于0.580×10?3μm2的儲集層，巖石孔喉對水相的捕集作用小，孔隙內(nèi)的一部分水在氣相驅(qū)替作用下可以被驅(qū)替出來成為可動水，生產(chǎn)上往往表現(xiàn)出氣、水可以穩(wěn)定協(xié)調(diào)生產(chǎn)；③對于滲透率小于0.175×10?3μm2的致密儲集層，巖石孔喉對水相的捕集作用大，氣藏開發(fā)過程中，水相運移時往往會被局部孔喉捕集滯留，水相難以被氣相驅(qū)替出來而滯留在巖石孔喉內(nèi)，造成含水飽和度不降反升，從而影響氣相滲流能力，生產(chǎn)上往往表現(xiàn)出產(chǎn)氣量急劇下降，即使關(guān)井也難以恢復(fù)生產(chǎn)，因此對于含水致密砂巖，需要嚴(yán)格控制合理生產(chǎn)壓差，延長氣井生命周期，提高開發(fā)效益。

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（編輯 郭海莉 繪圖 劉方方）

Varying law of water saturation in the depletion-drive development of sandstone gas reservoirs

Hu Yong1,2,3,Li Xizhe2,3,Lu Xiangguo1,Lu Jialiang2,3,Xu Xuan2,3,Jiao Chunyan2,3,Guo Changmin2,3
(1.Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China;2.Langfang Branch,PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration &Development,Langfang 065007,China;3.The Key Laboratory of Gas Reservoir Formation and Development,LangFang 065007,China)

The varying law of on-way water saturation in the depletion-drive development (the formation pressure:20 MPa depleting to abandonment pressure) of water-bearing gas reservoirs was studied through four groups of cores whose physical properties represent the rocks in Sichuan Xujiahe gas reservoirs,and the cores permeabilities are 1.630×10?3μm2,0.580×10?3μm2,0.175×10?3μm2,0.063×10?3μm2,respectively.Combined with the rock characteristics of microscopic pore structure and capillary pressure,the interaction mechanism between different permeability sandstone and water was analyzed and was verified on two wells.The conclusions are as follows:(1) The water trapping effect in the sandstone reservoir is dependent on the sandstone reservoir permeability (the critical value is 0.175×10?3?0.580×10?3μm2).(2) The formation with permeability greater than 0.580×10?3μm2is characterized with big size pore and throat,low capillary pressure and weak trapping effect.So a portion of pore water would be displaced by gas and became movable water.(3) The tight formation with permeability less than 0.175×10?3μm2is characterized with small size pore and throat,high capillary pressure and strong trapping effect.When the rock core is saturated by moisture gas,the pore water would not be displaced by gas and would be trapped in the sandstone,which results in the water saturation increases rather than decreases.Drawdown pressure should be kept within a proper range to extend the life cycle of wells.

sandstone gas reservoir;permeability;water saturation;depletion-drive development;physical simulation;varying law

國家科技重大專項“致密砂巖氣有效開發(fā)評價技術(shù)”（2011ZX05013-002）；黑龍江省自然科學(xué)基金重點項目（ZD201312）

TE37

：A

1000-0747(2014)06-0723-04

10.11698/PED.2014.06.11

胡勇（1978-），男，重慶市人，中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院高級工程師，現(xiàn)為東北石油大學(xué)在讀博士研究生，主要從事石油天然氣開發(fā)與實驗研究工作。地址：河北省廊坊市44號信箱，中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院，郵政編碼：065007。E-mail:huy69@petrochina.com.cn

2013-11-25

2014-09-18