马-什-广地区蓬莱镇组气藏压裂井产量逐步上涨原因探讨*

2016-03-30栗铁峰勾宗武中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院

天然气勘探与开发 2016年1期

刁　素　栗铁峰　刘　琦　勾宗武（中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院）

刁素栗铁峰刘琦勾宗武
（中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院）

摘要马-什-广地区蓬莱镇组气藏属于典型的常压-高压致密砂岩气藏，地层非均质性强，该气藏在开发过程中，压后产量相差较大，针对部分井压后测试产量低，生产或关井一段时间后产量明显上涨的情况，对各井储层物性进行了分析，认识到产量上涨的这些井具有储层泥质含量高，储层孔隙度和渗透率均高于该区的平均值。通过对该区的储层微观特征和渗流机理进行实验研究，认为水敏和水相圈闭损害是造成这些井初期测试产量低，一段时间后产量明显上涨的主要原因。提出了降低水敏和水相圈闭损害的压裂工艺措施。图8表2参9

关键词产量上涨水敏含水饱和度液膜厚度水相圈闭

0　引言

马-什-广地区蓬莱镇组气藏是川西天然气资源接替的重要基地，该气藏平均孔隙度、渗透率、泥质含量等见表1，地压系数1.1～1.3，属于典型的常压-高压致密砂岩气藏。该气藏开发过程中，由于层间和层内非均质性强，压后产量相差较大；部分井测试产量低，不具备投产潜力，但关井一段时间后准备封井再开井时，产量涨幅较大，且能稳定生产；部分井投产后产量也逐渐上涨，这种现象在川西其他气藏甚是少见，因此，有必要弄清产量上涨的原因，为类似井的压裂工艺改进等提供理论依据。

表1　产量上涨井统计表

1　产量上涨井的特征

GJ201和GJ17D测试产能低，关井一段时间后开井，天然气产量大幅上涨，GJ202HF、SF20-2HF、GJ5-1HF和SF16-1HF井测试后，投产一段时间天然气产量也明显上涨。统计产量上涨井的储层物性，发现一些共同特征，其泥质含量较该区平均值高出许多，孔隙度、渗透率也均较该区平均值高。

2　产量上涨的原因探讨

通过对该区块的岩心进行微观特征和微观渗流机理研究，探讨产量上涨的原因。

2.1储层微观结构

采用JSM-6510扫描电镜，研究了储层岩心的黏土矿物类型及产状，从图1可知，MJ22井JP23、SF20井JP23、SF23井JP39储层岩心的粒间孔均可见伊蒙间层，GJ16井可见微裂缝。

扫描电镜结果说明马-什-广地区蓬莱镇组气藏黏土矿物主要以伊利石和蒙脱石为主。

图1　电镜扫描分析黏土矿物类型及产状

2.2储层渗流机理

（1）毛管自吸含水饱和度变化实验

1）实验步骤

a.选择10块岩心测量长度和直径，将4块岩心进行人工造缝处理，气测岩心渗透率、孔隙度等基本物性参数；

b.配制模拟地层水，用模拟地层水作自吸液；

c.用细线将岩样悬挂在垂向自吸实验装置中的电子天平下面的挂钩上，连接两电极引线和智能LCR测量仪；

d.天平校正和清零，启动智能LCR测量仪，记录岩样吸水前重量和电阻；

e.逐渐调节烧杯高度直到岩样在自吸液中浸泡长度在2～3 mm，并开始采集数据，通过评价仪的程序每隔大约半个小时记录一次岩心重量的变化；

f.自吸24 h后，停止实验；

g.按步骤b-f进行下一个岩样自吸实验，控制温度压力自吸时间不变。

2）实验结果及讨论

实验结果见表2。实验前半小时的毛管自吸关系曲线图（部分）见图2、图3；实验整个过程的毛管自吸关系曲线图（部分）见图4、图5。

表2　毛管自吸实验测试数据表

图2　38号（基块）岩样毛管自吸关系曲线图

图3　45号（裂缝）岩样毛管自吸关系曲线图

图4　2号和16号岩样（基块）毛管自吸关系曲线对比图

图5　8号和45号岩样（裂缝）毛管自吸关系曲线对比图

从图2和图3可知无论基块还是裂缝岩心，毛管自吸过程中随时间的增加，自吸量和含水饱和度逐渐增加，自吸速率逐渐减小；同时，从表2可知，相同饱和度条件下基块岩样的自吸速率明显小于裂缝岩样自吸速率；

从图4和图5知，基块岩样在自吸过程中前4 h重量增加较快，4 h后逐渐趋于平缓，裂缝岩样在自吸过程中前2 h重量增加较快，2 h后逐渐趋于平缓。说明在开始的一段时间内毛管自吸作用非常强烈；另外，自吸24 h左右，基块和裂缝岩样的自吸速度都下降到0.1 g/h以下，其中基块岩样含水饱和度为45%以上，裂缝岩样含水饱和度为75%以上。

比较图4中的2号和16号岩心实验结果可知，渗透率相对较高的16号岩样比渗透率相对较低的2号岩样的自吸速率大。同理，从图5可知，渗透率相对较高的45号岩样比渗透率相对较低的8号岩样的自吸速率大。

通过上述分析可知，在排液开始的一段时间，基块和裂缝岩样在毛管自吸作用下，在短时间（24 h）内可达到较高含水饱和度（45%以上），且渗透率越大自吸速率越大［1］。

（2）视液膜厚度和水相圈闭损害实验

毛细管自吸作用会造成储层含水饱和度上升，实验测试了视液膜厚度及储层渗透率随含水饱和度的变化。

从图6和图7可知，岩样孔喉内液膜厚度随含水饱和度增加而增大，从图8知，岩样渗透率随含水饱和度的增加而降低，水锁程度随含水饱和度的增加而增大。

从图6的实验数据可知，基块岩样含水饱和度为50%左右时，液膜厚度约为0.65 μm，即减小了孔喉直径约1.3 μm，该区孔喉直径主要为1.5～2 μm左右，因此，液膜的存在减小了渗流通道的大小。

由于岩样孔隙中含水饱和度增加，导致液膜厚度增大，相对减小了孔喉直径，阻碍了气体通过的能力，因此，渗透率急剧下降。含水饱和度的上升会会造成气藏严重水相圈闭损害［2］。

图6　基块岩样液膜厚度随含水饱和度变化曲线

图7　裂缝岩样液膜厚度随含水饱和度变化曲线图

图8　岩样含水饱和度与渗透率（左）、水锁程度（右）关系曲线图

2.3原因探讨

当压裂液接触储层时，由于储层渗流通道以细-微喉道为主，在毛管自吸和正压差作用下，储层含水饱和度不断上升，且储层孔渗性越好，含水饱和度上升越快，造成液膜厚度增加，储层渗透率下降，产生较为严重的水相圈闭损害[3-4]；同时，储层黏土矿物以伊蒙混层为主，其遇水膨胀能力强，加剧了储层渗透率的损害[5-6]。由于气井测试时间短，该区的地压系数不高，测试期间，大部分井的压裂液还未彻底返排干净，因此，对于这些泥质含量高、孔渗性较好的井，随着关井或投产时间的延长，滞留于储层的压裂液不断返出，液膜厚度变小，渗透率逐渐恢复，表现出压后初期测试产量低，在关井或投产一段时间后天然气产量上涨的现象。

3　工艺措施建议

水敏和水相圈闭损害是影响该区泥质含量高、孔渗性较好的储层初期正确评价产能的主要原因，因此，建议工艺对策如下：

（1）优化加砂工艺、在造相同的目标缝长下尽可能降低入地液量，缩短施工时间，尽可能减少压裂液侵入储层，降低储层含水饱和度的上升，比如采用脉冲柱塞式加砂压裂工艺［7］，该工艺采用冻胶与携砂液交替注入，加砂阶段伴注纤维，较常规加砂工艺，在相同的支撑缝长和排量下，可节约支撑剂30%～40%，降低入地液量约30%，有效缩短施工时间［8］。

（2）优化压裂液配方提高防膨性能减少水敏，同时，提高润湿接触角，降低界面张力达到降低毛管力的目的，以利于液体返排。

（3）该区地压系数不高，建议采用氮气泡沫压裂工艺或者提高液氮伴注比例，增加储层能量，提高压后返排压差，加速压裂液返排，降低压裂液滤失［9］；同时，形成的泡沫可减少压裂液与储层接触的机会，从而达到减少水敏和降低储层含水饱和度的上升的目的。