致密砂岩气藏高产液机理研究

2018-07-02丁景辰曹桐生吴建彪齐亚云

特种油气藏 2018年3期

丁景辰，曹桐生，吴建彪，齐亚云

(中国石化华北油气分公司，河南郑州 450006)

0 引言

随着中国新探明常规天然气资源量的不断下降，以致密气为代表的非常规资源开发逐渐成为天然气开发的主流[1-5]。然而，由于致密气藏储层物性较差且普遍存在气水共存现象，水在致密储层微细喉道中的存在将极大程度地增加气相的渗流难度[6-9]。同时，由于致密气藏储层物性差，产气量低，一旦有大量地层水产出，气井产量将迅速下降，进而对生产造成较大的影响。因此，合理认识并正确解决致密气藏的产液问题，成为急需解决的重点之一。

目前，关于气藏产液的研究主要集中在微观产液机理方面，以往研究普遍从储层孔隙结构方面分析地层水的赋存机理、产出临界条件和产出特征，对于理解储层的微观产液机理具有一定的指导意义。但实际上，区域储层的产液不仅受微观孔隙结构的影响，而且宏观的地质、开发特征对储层的产液也有较大影响。以大牛地致密气田D28井区为研究对象，从地质、开发等不同角度对致密砂岩气藏高产液机理开展研究，其研究成果可为大牛地气田后续区块的开发提供一定的参考，同时对同类致密含水砂岩气藏的开发也具有一定的指导意义。

1 气田概况

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，属于典型的大型致密低渗砂岩气田。区块内构造单一，总体为一北东高、西南低的平缓单斜。气田断裂不发育，局部发育若干低幅隆起及鼻状隆起。气田含气面积为2 000 km2，天然气地质储量为8 237×108m3。自2005年投入规模化开发以来，累计生产天然气249.2×108m3，是中国国内首个实现效益开发的致密低渗气田。D28井区位于大牛地气田中北部，是该气田较晚投入开发的区块。

大牛地气田储层非均质性强，气水分布复杂，部分区块产液明显(表1)。D28井区产液特征尤为突出，2016年产液量为6.16×104m3/a，远高于其他井区(平均为1.32×104m3/a)；区内气井平均液气比为4.81×10-4m3/m3，同样远高于其他井区(平均为1.11×10-4m3/m3)。

表1 大牛地气田各井区2016年生产结果统计

D28井区北侧的气井产液量明显高于南侧气井的产液量。统计结果表明，D28井区气井日产液量平均为5.65 m3/d，其中，北侧气井日产液量平均为6.91 m3/d，南侧气井日产液量平均为4.12 m3/d，产液量呈现明显的“北高南低”特征。

高产液对D28井区内气井的正常生产和管理造成较大影响，但目前对该区块的高产液形成原理认识尚不明确，在一定程度上制约了对气田的合理认识和有效开发。

2 高产液机理分析

针对大牛地气田D28井区的高产液特征，从地质和工程等方面分析其高产液机理。

2.1 气藏微构造条件

前期勘探结果表明，大牛地气田区块内构造、断裂不发育，总体为北东高、西南低的平缓单斜。区块内部存在局部的构造差异。盒1(H1)层为D28井区主力开发层系，也是该区块主要的产液层系。H1层沉积相结合构造数据可知，该层在D28井区内的沉积厚度和含气层构造幅度明显大于其他区域，局部构造高差较大，造成该区域内气水分异作用明显，水更容易在微构造底部聚集，形成相对富水区[10]。在H1层普遍产水背景下，D28井区内存在明显的天然气富集区。根据对该井区中高产液气井的井位统计发现，高产液气井大部分位于H1层中的微构造低部位，说明气藏微构造对于高含水区域具有控制作用。

2.2 储层沉积条件

大牛地气藏是一个以河流砂体为主体的岩性气藏[11-13]。以D28井区主力产气产液层系H1层为例，H1层主要发育辫状河沉积，在D28井区发育H1层河流相的主河道。

研究发现，D28井区H1层高产液井(日产液大于5m3/d)大部分位于区块北部主河道两翼的薄层砂体处。由于该区主砂体横向连片性较好，砂体展布宽度也较理想，同时，主河道由于大量的心滩叠置，因此，砂体厚度较大且物性好于分流河道处。当产生的天然气随时间的推移在河道砂体中不断积聚，在重力分异作用下，河道砂体中的天然气不断向南部主河道砂体中厚层心滩砂体的构造高部位运移，而原始地层水则向下运移并残留在原始沉积处，这些部位由于气体的运移导致含气量下降，压力降低，原始地层水滞留，进而形成气水共存、水多气少的相对富水区，因此，造成了D28井区目前“北高南低”的产液格局。

2.3 储层含水饱和度

统计各区块的含水饱和度数据发现，D28井区主力采气层位的含水饱和度高于其他区块，造成该井区高产液。其原因为：一方面，较高的含水饱和度为气田开发过程中的大量产水提供了更为丰富的地层水来源；另一方面，含水饱和度越高，储层中气液两相渗流受到的影响越明显，水相的渗流能力相对越强[14]。

图1为大牛地气田不同含水饱和度致密岩心的相对渗透率曲线。由图1可知，随着岩心含水饱和度的升高，岩心的两相渗流能力有所下降，两相共渗区变窄，共渗点左移；气相相对渗透率下降明显，而水相相对渗透率有所上升。同时，含水饱和度越高的岩心，束缚水饱和度和残余气饱和度越偏左，说明高含水饱和度提高了储层岩心中水相的相对渗流能力。因此，在高含水储层中，水相更容易流动并产出，造成生产中的高产液现象。

图1大牛地气田不同含水饱和度岩心的气水相对渗透率曲线

2.4 岩石孔喉特征

储层物性特征也是造成D28井区高产液的原因之一。图2为D28井区典型岩心和气田老区典型岩心的微观孔隙结构分析结果对比。由图2a可知，老区岩心的总体孔渗物性略差于新区岩心。新老区块岩心的排驱压力总体较高，说明大牛地地区储层物性均较差。相对于老区块岩心来说，D28井区岩心的排驱压力有所提高，退汞效率有所下降，说明新投产区块的物性更差，孔喉差异更大，且连通性更差。由图2b、c微观孔喉分析结果可知，大牛地气田老区岩心的孔隙半径均值为0.066 μm，而新投产区块D28井区的岩心孔隙半径均值仅为0.052 μm，孔喉更为细小。对于气藏来讲，水相一般为润湿相，水相主要附着于微细孔喉处及岩石表面，气体赋存于孔隙内，微细孔喉处的水将储层中原本连续相的气体卡断，并将其包裹、滞留在孔隙中，孔喉越细小，孔喉差异越大，喉道处的水更容易占据喉道，孔隙中的气体和水无法运移，从而形成气水互封。

随着气藏的开发，储层中的气体逐渐被采出，储层压力从井筒周围到储层逐步下降，原本被卡断在孔隙中的气体体积迅速膨胀，推动微细孔喉处的水。当气体持续膨胀，推力足够大时，微细孔喉处的水将发生运移，从而使得孔隙内赋存的气和水产出，形成可动气或可动水[15]。对于D28井区来说，由于储层中含水饱和度较高，为高产液提供了充足的地层水来源。在开发过程中，被封存的气体自身体积膨胀，又为储层中水的运移提供了足够的动力。当气体膨胀的推动力足够大时，使得储层孔喉处的水发生运移，进而原本封存在孔隙中的水大量产出，造成区块高产液。

2.5 生烃强度

区块烃源岩分布和生烃强度的不均衡性也在一定程度上造成D28井区含水饱和度高、产水量大的现状。根据鄂尔多斯盆地整体以及大牛地周边区块的烃源岩分布描述、大牛地区块各井区典型井的全烃测试结果可知，大牛地区块的烃源岩分布和生烃强度总体符合“南高北低、南强北弱”的特征，即越远离鄂尔多斯盆地中心，生烃条件越差，烃源岩厚度越小。

由于大牛地气田区块总体构造较为平缓，天然气在生成之后很难有大规模的水平方向运移，成藏期储层的烃类充注主要表现为垂向运移充注。对于烃源岩厚度大、生烃强度大的区块来说，在成藏过程中气源供给充足，烃类气体更容易富集，储层原始地层水可充分排出；对于烃源岩厚度小、生烃强度弱的区块，在成藏气没有充足的气源供给、储层中的原始地层水大部分原地滞留时，易形成相对富水区。由于D28井区处于大牛地气田北部，烃源岩厚度小，生烃强度差，因此，该区域形成了相对富水区，从而造成该区块的高产液。

图2大牛地气田新老区块岩心孔隙结构对比分析

2.6 开发井型

开发井型也是导致D28井区高产液的原因之一。水平井具有泄油(泄气)面积大、单井产量高、储量动用程度高等优点，但从另一方面来讲，水平井也极大程度地沟通了储层中各个含气(含水)砂体，增大了地层水向井筒的渗流面积，更容易连通储层中潜在的高含水区域，造成高产水[16-18]。同时，该区块水平井的开发伴随着大规模、多段的水力压裂，在井筒周围形成人工裂缝网络，进一步扩大了井筒附近流体的渗流能力，使本不容易流动的地层水更容易产出，造成高产液。

将大牛地老区的水平井产气产液情况进行统计，计算该年度内老区块水平井的平均日产能情况，并与区块的总平均产能进行对比(表2)。

由表2可知，对于大牛地开发老区来说，水平井井数占比较低，而产水量却占比较高。对于D28井区来说，该井区投产最晚，主要采用水平井开发，水平井井数占比较高(86.03%)，造成该区块高产液。

表2 大牛地气田老区水平井各项指标对比

3 致密含水气藏开发建议

以大牛地气田D28井区为例，分析了致密砂岩储层高产液的机理，可为大牛地气藏及其他同类致密含水气藏的开发提供一定的借鉴。

(1) 不利的局部地质条件是造成致密砂岩储层高产液的主要原因之一。对于致密储层的开发，应该更加重视气藏地质认识的精细度和准确度。做好储层微构造的精细刻画和沉积展布的准确认识，避免在微构造低部和沉积边部部署井，最大程度上避免气井产液。

(2) 由于致密储层普遍气水共存，因此，准确认识储层含水饱和度与可动水分布对于致密储层开发至关重要。通过绘制储层含水饱和度分布图和可动水分布图，在含水和可动水较低部位部署井，可有效降低气井高产液的风险。

(3) 水平井有效沟通面积大，是致密储层主要的开发方式，但压裂水平井也增大了气井产液的规模。因此，应提高压裂设计和施工的质量，做到控制裂缝，适度压裂。控制压裂缝走向远离高含水部位，控制压裂规模避免沟通含水层位，以降低气井高产液风险。

4 结论

(1) 以大牛地气田D28井区为例，研究了致密砂岩储层高产液机理。结果表明：局部构造高差造成大牛地气田D28井区内形成相对富水区，气井高产液现象明显，说明了气藏微构造条件对于区块高含水区域的控制作用。

(2) D28井区内发育盒1层河流相的主河道，在重力分异作用下，河道砂体中的天然气不断向相连通的南部厚层心滩砂体构造高部位运移，而原始地层水滞留并形成气水共存、水多气少的富水带，造成该井区 “北高南低”的产液格局。

(3) 除构造和沉积因素外，储层含水饱和度、岩石孔喉及润湿性、生烃强度、开发井型等因素的共同作用造成目前大牛地气田D28井区高产液的现状。

(4) 在致密砂岩储层高产液机理研究基础上，从地质和工程工艺方面提出针对致密含水气藏的开发建议。

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