疏松砂岩气藏层内原生可动水流动临界条件研究

邓勇　何巍　康博　徐兵

（振华石油成都北方石油勘探开发技术有限公司，四川　成都　610081）



疏松砂岩气藏层内原生可动水流动临界条件研究

邓勇何巍康博徐兵

（振华石油成都北方石油勘探开发技术有限公司，四川成都610081）

摘要疏松砂岩气藏由于岩心疏松、泥质含量及束缚水含量较高，导致在开采过程中易出水。通过对疏松砂岩气藏出水水源分析认为，层内原生可动水是疏松砂岩气藏重要的出水来源之一。在对层内原生可动水形成机制分析的基础上，从该类可动水流动机理分析入手，利用测井参数自然电位计算出泥质含量，通过泥质含量与排驱压力之间的关系计算排驱压力，根据原生可动水流动临界条件得到流动临界井底流压，再结合气井产量公式计算出原生可动水流动的临界产量，从而得到了层内原生可动水流动的临界条件以及计算方法，以涩北气田为例，实例计算了气藏层内原生可动水流动产出的临界条件。

关键词疏松砂岩层内原生可动水临界条件排驱压力泥质含量

修订回稿日期：2015－10－23

0　引言

疏松砂岩气藏属于全球范围内比较典型的一类难开采天然气资源，该类气藏在天然气储量结构中所占比例较小，由于岩心疏松，泥质含量及束缚水饱和度较高，使得该类气田存在易出水、易出砂、产量递减快、储量动用程度不均衡等开发技术难题［1］。开发实践证明，由于气井大量出水，导致流体有效渗透率不断降低，加之出水导致井筒内压降梯度增大，井口压力下降，为保证外输压力，采取井口增压措施，致使生产压差减小，降低了单井产量，同时出水也加剧了疏松砂岩气藏的出砂，因此出水已成为威胁气井产量、降低采收率的最主要的矛盾［2］。通过对疏松砂岩气藏出水水源分析认为，层内原生可动水是疏松砂岩气藏重要的出水来源，笔者在层内原生可动水形成机制分析的基础上，从该类可动水流动机理分析入手，利用测井参数自然电位、排驱压力以及气井产量公式提出了层内原生可动水流动的临界条件以及计算方法，并以涩北气田为例，实例计算气藏层内原生可动水流动产出的临界条件，为该气藏单井初期合理配产提供了依据。

1　层内原生可动水形成机制

层内原生可动水是在疏松砂岩气藏成藏过程中，由于充气不足或泥岩质隔断而在气藏原始条件下以层内小水体的形式分布于气层中或以单水层分布于各气层组的底部形成的（图1），在通常情况下由于未与气井底部连通而不参与流动，对于该类型水体而言，主要是气体在排驱储层孔隙中的地层水时，由于毛细管阻力的作用，无法充分驱替，从而残余大部分地层水，并相互连通形成“共存水”。这些“共存水”在一定的压差下，就会参与流动，在开井生产后，地层压力的下降促使“共存水”的流动，因此被称之为层内原生可动水。层内原生可动水是疏松砂岩气藏重要的出水来源［3-4］，该类型水体在气藏打开后，当层内压差达到临界值时，将参与气藏流体运动，从气井中产出，其出水量相对较大，对气井的产量有一定的波动影响。

图1　层内原生可动水原始分布图

2　层内原生可动水流动条件分析

层内原生可动水主要是由于毛管力的作用，使得气体无法完全驱替孔隙中的地层水而残存下来的，其流动的基本条件就是要克服掉毛管力，因此，其临界流动的条件就是克服孔喉系统中最大连通孔隙所对应的毛管力，即储层门阀压力pcd，根据受力分析得出该类型水体流动的临界方程：

假设地层压力为pe，该水体开始流动时的井底流压为pwf，代入（1）式得到：

式中，Dp为可动水流动临界生产压差，MPa；pwf为临界井底流压，MPa；pcd为储层排驱压力，MPa；pe为地层压力，MPa。

通过（2）式可以看出，当生产压差超过储层门阀压力时，水就会开始流动，（2）式即为层内原生可动水的临界流动条件。因此确定储层门阀压力是计算层内原生可动水临界流动条件的关键，通过回归某疏松砂岩气藏泥质含量与门阀压力之间的关系［5-6］，利用储层中的泥质含量计算出排驱压力，代入到（2）式就可计算出临界流动的井底流压，从而利用产量公式得到气井临界产量，计算步骤如下：

1）计算泥质含量Vsh

采用泥质含量的通用解释模型，使用自然电位曲线计算泥质含量：

2） 计算排驱压力pcd

利用该气田岩心分析资料，回归建立泥质含量与排驱压力拟合关系式：

3）计算地层压力

4）计算临界井底流压pwf

由原生可动水流动的临界条件可知，将（3）式－（8）式代入（2）式得到：

5）计算临界产量qsc

再根据气井稳定生产条件下的产量公式可以求出各井射孔层位原生可动水流动的临界产量，即：

式中，Vsh为储层的泥质含量，%；SP，SPmin，SPmax为自然电位测量数值、极小值及极大值，mV；Gp为地层压力梯度，MPa／m；H为地层深度，m；qsc为气井临界产量，m3／s；K为地层渗透率，mD；Krg为气相相对渗透率；h为气层厚度，m；Tsc、T为标准状况温度及目前地层温度，K；psc为标准状况压力，MPa；Zsc为标准状况下气体的偏差系数；μi为原始地层压力下的气体黏度，mPa·s；Zi为原始地层压力下的偏差因子；re，rw为气井控制半径及井半径，m。

作者简介：邓勇（1981－），高级工程师，从事油气藏工程理论及技术方法应用研究工作。E-mail：dyswpi@126.com。

doi：10.3969／j.issn.2095-1132.2016.01.012

文献标识码：B

文章编号：2095-1132（2016）01-0040-03