砂岩气藏衰竭开采过程中含水饱和度变化规律

胡勇，李熙喆，卢祥国，陆家亮，徐轩，焦春艳，郭长敏

（1.东北石油大学；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院； 3.中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室）

砂岩气藏衰竭开采过程中含水饱和度变化规律

胡勇1,2,3，李熙喆2,3，卢祥国1，陆家亮2,3，徐轩2,3，焦春艳2,3，郭长敏2,3

（1.东北石油大学；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院； 3.中国石油天然气集团公司天然气成藏与开发重点实验室）

基于四川须家河组气藏典型储集层物性特征，选择了渗透率分别为1.630×10−3μm2、0.580×10−3μm2、0.175×10−3μm2、0.063×10−3μm2的4组砂岩岩心，模拟研究含水砂岩气藏衰竭开采过程中（地层压力从20 MPa衰竭开采至废弃）含水饱和度沿程变化规律，结合岩石微观孔喉结构与毛管压力特征，分析了不同渗透率砂岩与水相的相互作用机理并由须家河组气藏2口井进行验证。研究表明：①砂岩储集层对水相捕集作用的大小与渗透率关系密切，储集层渗透率临界值为（0.175～0.580）×10−3μm2；②渗透率大于0.580×10−3μm2的储集层，岩石孔喉半径较大，毛管压力较小，岩石孔喉对水相的捕集作用小，孔隙内的一部分水在气相驱替作用下可以被驱替出来成为可动水；③渗透率小于0.175×10−3μm2的致密储集层，其孔喉细小，毛管压力较大，岩石孔喉对水相的捕集作用强，在气相驱替作用下，水相难以被驱替出来而滞留在岩石孔喉内，造成含水饱和度不降反升，因此对此类储集层，要严格控制合理生产压差，延长气井生命周期。图7表2参10

砂岩气藏；渗透率；含水饱和度；衰竭开采；物理模拟；变化规律

0 引言

中国低渗—致密砂岩气储量十分丰富，但目前储量动用程度非常低，截至2012年，采出程度仅为5%左右，开发前景十分广阔[1-3]。这类气藏含水饱和度通常较高，气藏开发过程中储集层含水饱和度变化规律及机理认识是气藏开发工作中的难题[4-8]。为此，本文以四川须家河组气藏为研究对象，通过实验方法模拟研究气藏衰竭开采过程中距井底不同位置储集层含水饱和度的变化，结合岩心孔喉结构特征开展机理分析，揭示不同渗透率砂岩中含水饱和度在气藏衰竭开采过程中的变化规律。

1 岩心参数与实验方法

1.1 岩心参数

实验选用四川须家河组气藏柱状砂岩岩心，实验方案及岩心基本参数见表1。

表1 实验方案及岩心参数

1.2 实验方法与步骤

①选择实验用岩心，建立初始含水饱和度。

②将岩心装入长岩心夹持器并加围压，然后通过高压气源对岩心饱和湿气至设计压力（20 MPa），饱和气完毕后关闭气源，确保实验岩心处于独立压力系统（见图1），图1中p1—p6分别为不同位置的测试压力，饱和气完毕时各位置点压力基本保持一致。

图1 岩心饱和湿气过程

③从实验出口以一定产气量模拟气藏定容衰竭开采（地层压力从20 MPa下降至废弃条件），实验过程中记录各测压点压力、开采时间、气流量、累计气流量等参数（见图2）；实验出口端检测不到气流量且各测压点压力长时间保持不变时，实验结束；然后对岩心称重，计算含水饱和度。

图2 定容衰竭开采物理模拟实验过程

2 实验结果与分析

2.1 衰竭开采实验中地层压力特征

衰竭开采物理模拟实验中，初始地层压力20 MPa，衰竭开采末期地层压力分布特征见图3。由图3可见，对于Ⅰ、Ⅱ类储集层（方案1～4），衰竭开采末期地层压力非常低（<0.5 MPa），地层能量得到充分释放；对于Ⅲ、Ⅳ类储集层（方案5～8），衰竭开采末期地层压力最高保持2.98 MPa，表明地层能量未得到充分释放。

图3 气藏衰竭开采末期距离实验出口端不同位置的地层压力变化特征

2.2 含水饱和度沿程变化规律

在上述气藏衰竭开采物理模拟实验中，将实验结束后的岩心含水饱和度值与实验前的相减，根据差值建立岩心含水饱和度沿程变化剖面（见图4）。如果差值为负，表明衰竭开采实验过程中岩心含水饱和度下降，孔隙内部分水被气相驱替出来；如果差值为正，表明实验过程中岩心含水饱和度上升，岩石孔喉捕集了湿气中的水分，在衰竭开采过程中水相难以被气相驱替出来。

图4 气藏衰竭开采过程中含水饱和度沿程变化

由图4可见，对于渗透率为1.630×10−3μm2和0.580×10−3μm2的岩心，含水饱和度差值为负，越靠近实验出口端则负值越大，含水饱和度差值为−8%～0。对于渗透率为0.175×10−3μm2和0.063×10−3μm2的岩心，除了实验8岩心出口端的含水饱和度差值为负外，其余测点的含水饱和度差值均为正。

2.3 含水饱和度变化规律与储集层渗透率的关系

根据图4中的数据，对每组实验中的含水饱和度差值取平均值，建立储集层渗透率与该平均值的关系图（见图5）。分析得出，含水饱和度变化规律与储集层渗透率关系十分密切，可以分为3种变化类型：①渗透率大于0.580×10−3μm2的储集层，平均值为负，表明孔隙内的一部分水在气相驱替作用下可以被驱替出来成为可动水；②渗透率为（0.175～0.580）×10−3μm2的储集层，平均值介于负、正值之间，为一种过渡区；③渗透率小于0.175×10−3μm2的致密储集层，平均值为正，表明岩石孔喉对水相产生捕集作用，在岩心饱和湿气过程中，湿气中的一部分水会被捕集，在气相驱替作用下，水相难以被驱替出来而滞留在岩石孔喉内，造成含水饱和度不降反升。

图5 含水饱和度变化规律与储集层渗透率的关系

3 岩石孔喉与水相作用机理

岩石孔喉对水相产生的作用力主要是毛管压力。在该力的作用下，水相以不同状态赋存于不同的岩石孔喉中[9-10]。毛管压力与孔喉半径成反比，孔喉越细小，则毛管压力越大。

通过铸体薄片、高压压汞等实验测试，研究岩石的微观孔喉结构，统计孔喉半径、中值半径以及毛管压力等特征参数（见表2），分析不同渗透率砂岩与水的作用机理。

对于渗透率（K）为1.630×10−3μm2和0.580×10−3μm2的岩心，岩石粒度以粗粒、中粒为主，岩石孔隙以残余粒间孔、粒间溶孔为主，岩石平均孔喉半径（ra）大于等于1.50 μm，平均中值孔喉半径（r50）大于等于0.170 μm，测试排驱压力（pd）一般小于等于0.98 MPa，这类岩石孔喉较大，毛管压力较小，对水相捕集作用小，气、水在这类岩石中均具有较好的渗流能力。

对于渗透率为0.175×10−3μm2和0.063×10−3μm2的岩心，岩石粒度以中—细粒以及细粒—粉砂为主，岩石孔隙以粒间溶孔+粒内溶孔，粒内溶孔、杂基孔为主，岩石平均孔喉半径小于等于0.55 μm，平均中值孔喉半径小于等于0.067 μm，测试排驱压力一般大于等于1.85 MPa，这类岩石孔喉细小，毛管压力大，对水相捕集作用强，水相在这类岩石中的渗流能力差。

表2 岩石孔喉结构与特征参数

4 气井生产特征

根据实验结果，本文选择了四川须家河组气藏2口典型气井进行分析。

HC001-12井，试井解释基本参数为：有效厚度24.9 m，渗透率0.680×10−3μm2，含水饱和度58%，原始地层压力29.6 MPa。典型生产曲线见图6。该井自2009年6月投产以来已连续生产近3 a，气井产气量稳定在（1～2）×104m3/d，气、水一直保持协调生产，表明气、水在这类储集层中均具备较好的流动性，储集层对水相捕集作用较小，只要气井产气量控制在合理范围内，气水即可稳定同产。

图6 HC001-12井生产动态曲线

HC3井，试井解释基本参数：有效厚度19.2 m，渗透率0.194×10−3μm2，含水饱和度52%，原始地层压力28.2 MPa。典型生产曲线见图7。该井2008年1月投产，气井初期产气量为（2～3）×104m3/d，产水量较小。生产1 a左右时，产水量逐渐上升，表明这段时间水相在向近井区储集层运聚，导致近井区储集层含水饱和度增加。2009年4月，随着产水快速上升，气井的产气量从2×104m3/d快速下降至0.15×104m3/d，2009年7月该井关井停产，2010年10月该井开井恢复生产，但产气量难以恢复至初期产量，表明水相在近井储集层聚集后对气相渗流产生了较大影响。因此，对这类储集层，在生产过程应制订合理的生产压差，避免生产过程中气、水在储集层内部运移过程水相发生滞留，造成含水饱和度升高，影响气井生命周期。

图7 HC3井的生产动态曲线

5 结论与认识

通过岩心实验与生产动态结合，对含水致密砂岩气藏开发过程中储集层含水饱和度变化规律进行了研究，取得了一些结论与认识：①不同渗透率储集层与水相的作用机理具有明显区别，其储集层渗透率临界值为（0.175～0.580）×10−3μm2；②对于渗透率大于0.580×10−3μm2的储集层，岩石孔喉对水相的捕集作用小，孔隙内的一部分水在气相驱替作用下可以被驱替出来成为可动水，生产上往往表现出气、水可以稳定协调生产；③对于渗透率小于0.175×10−3μm2的致密储集层，岩石孔喉对水相的捕集作用大，气藏开发过程中，水相运移时往往会被局部孔喉捕集滞留，水相难以被气相驱替出来而滞留在岩石孔喉内，造成含水饱和度不降反升，从而影响气相渗流能力，生产上往往表现出产气量急剧下降，即使关井也难以恢复生产，因此对于含水致密砂岩，需要严格控制合理生产压差，延长气井生命周期，提高开发效益。

[1]邱中建,赵文智,邓松涛.我国致密砂岩气和页岩气的发展前景和战略意义[J].中国工程科学,2012,14(6):4-8.Qiu Zhongjian,Zhao Wenzhi,Deng Songtao.Development prospect and strategic significance of tight gas and shale gas in China[J].Engineering Science,2012,14(6):4-8.

[2]康玉柱.世界油气资源潜力及中国海外油气发展战略思考[J].天然气工业,2013,33(3):1-4.Kang Yuzhu.Status of world hydrocarbon resource potential and strategic thinking of overseas oil and gas projects for China[J].Natural Gas Industry,2013,33(3):1-4.

[3]陆家亮,赵素平,韩永新,等.中国天然气跨越式发展与大气田开发关键问题探讨[J].天然气工业,2013,33(5):13-18.Lu Jialiang,Zhao Suping,Han Yongxin,et al.Key issues in the great leap forward development of natural gas industry and the exploitation of giant gas fields in China[J].Natural Gas Industry,2013,33(5):13-18.

[4]张国生,赵文智,杨涛,等.我国致密砂岩气资源潜力、分布与未来发展地位[J].中国工程科学,2012,14(6):87-93.Zhang Guosheng,Zhao Wenzhi,Yang Tao,et al.Resource evaluation,position and distribution of tight sandstone gas in China[J].Engineering Science,2012,14(6):87-93.

[5]杨正明,姜汉桥,朱光亚,等.低渗透含水气藏储层评价参数研究[J].石油学报,2008,29(2):252-255.Yang Zhengming,Jiang Hanqiao,Zhu Guangya,et al.Research on reservoir evaluation index for low-permeability water-bearing gas reservoir[J].Acta Petrolei Sinica,2008,29(2):252-255.

[6]黄全华,方涛.低渗透产水气藏单井控制储量的计算及产水对储量的影响[J].天然气工业,2013,33(3):33-36.Huang Quanhua,Fang Tao.Single well controlled reserves calculation for low permeability water producing gas reservoirs and implications of the involvement of water production[J].Natural Gas Industry,2013,33(3):33-36.

[7]贾爱林,付宁海,程立华,等.靖边气田低效储量评价与可动用性分析[J].石油学报,2012,33(增刊2):160-165.Jia Ailin,Fu Ninghai,Cheng Lihua,et al.The evaluation and recoverability analysis of low-quality reserves in Jingbian gas field[J].Acta Petrolei Sinica,2012,33(Supp.2):160-165.

[8]时宇,杨正明,黄延章.低渗透储层非线性渗流模型研究[J].石油学报,2009,30(5):731-734.Shi Yu,Yang Zhengming,Huang Yanzhang.Study on non-linear seepage flow model for low-permeability reservoir[J].Acta Petrolei Sinica,2009,30(5):731-734.

[9]胡勇,李熙喆,万玉金,等.致密砂岩气渗流特征物理模拟[J].石油勘探与开发,2013,40(5):580-584.Hu Yong,Li Xizhe,Wan Yujin,et al.Physical simulation on gas percolation in tight sandstone[J].Petroleum Exploration and Development,2013,40(5):580-584.

[10]胡勇,邵阳,陆永亮,等.低渗气藏储层孔隙中水的赋存模式及对气藏开发的影响[J].天然气地球科学,2011,22(1):176-180.Hu Yong,Shao Yang,Lu Yongliang,et al.Experimental study on occurrence models of water in pores and the influencing to the development of tight gas reservoir[J].Natural Gas Geoscience,2011,22(1):176-180.

（编辑 郭海莉 绘图 刘方方）

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

国家科技重大专项“致密砂岩气有效开发评价技术”（2011ZX05013-002）；黑龙江省自然科学基金重点项目（ZD201312）

TE37

：A

1000-0747(2014)06-0723-04

10.11698/PED.2014.06.11

胡勇（1978-），男，重庆市人，中国石油勘探开发研究院廊坊分院高级工程师，现为东北石油大学在读博士研究生，主要从事石油天然气开发与实验研究工作。地址：河北省廊坊市44号信箱，中国石油勘探开发研究院廊坊分院，邮政编码：065007。E-mail:huy69@petrochina.com.cn

2013-11-25

2014-09-18