苏东南区低渗致密气藏储层水锁风险及判识

2021-03-08张世雨李玉明

天然气与石油 2021年1期

官伟李涵柳明张世雨李玉明

1. 中国石油长庆油田公司第一采气厂, 陕西西安 710018；2. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院, 陕西西安 710018；3. 中国石油长庆油田公司第九采油厂, 陕西西安 710018

0 前言

苏里格气田东南区块(以下简称苏东南区)面积约700 km2,区域构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部,低渗致密储层主要发育在上古生界二叠系地层中,其中山西组、下石盒子组为本区主要含气层段,以三角洲平原沉积为主[1-2]。气田的不断开发导致老井中弱喷产水气井比例已占苏东南区总投产井数60%以上。产水井比例不断增加导致储层水锁现象日益明显,常规的排水采气方法难以恢复气井产能,造成大量气井产量明显下降甚至停产,严重影响气藏的有效开发。

储层解水锁是低产低效井治理的有效工艺。在气井采取解水锁措施前判断储层水锁以及合理选井是关键。以往借助实验室岩心测试来判断储层水锁,主要缺点是测试周期较长,此外岩心资料的有限也限制了其在生产一线的应用[3-6]。因此快速准确地判断储层水锁是目前生产一线遇到的技术难题。采气曲线作为一种实时反映气井生产动态的关键资料,具有较好的时效性,能利用这类资料开展气井储层水锁分析将是解决储层水锁无法及时判别的有效途径。

1 苏东南区储层水锁机理及水锁风险

1.1 苏东南区储层水锁机理分析

通过调研储层水锁机理发现，传统储层水锁伤害模式中认为水锁是指储层中含水饱和度从束缚水饱和度开始增加的,也就是说开发之前地层中流体驱替达到平衡,原始含水饱和度和束缚水饱和度是相等的[7-9]。随着低渗致密气藏的不断开发,学者研究发现苏里格气田普遍存在着超低含水饱和度的现象[10-11]。这意味着储层的束缚水饱和度高于原始含水饱和度,因此储层遇到流体后,含水饱和度首先是恢复至束缚水饱和度,再继续增加。但是气驱水过程中含水饱和度下降至束缚水饱和度后就无法继续下降[12-13]。原始含水饱和度和束缚水饱和度之间无法恢复的差值导致气相渗透率的进一步下降,一定程度上加重了储层水锁伤害。此外有学者通过实验得出,随着采气速度的变化,井筒附近不同部位的含水饱和度变化不同,反映出气井生产过程中井筒周围的水体分布具有分带性[14]，这种水体分布的分带性一定程度上决定了储层水锁形成分布也具有分带特征。

基于以上认识及分析认为，苏东南区储层水锁主要由毛管自吸效应和液相滞留效应作用形成。毛管自吸效应是指流体受到毛细管力的作用被吸入储层孔隙的过程。苏东南区低渗致密气藏低原始含水饱和度的特征导致储层遇水后很容易出现自吸的现象,水锁的毛管自吸过程主要发生在近井筒附近。液相滞留效应是由于高毛细管力和贾敏效应导致流体进入储层后滞留于孔隙内部难以排出的过程[15],水锁的液相滞留过程一般在近井筒和储层远端都会出现。

总结前人研究成果,结合低原始含水饱和度和高束缚水饱和度特征,提出图1所示苏东南区上古储层水锁伤害模式,该模式中除原状储层外,储层水锁区划分为两部分：一是毛管自吸效应和液相滞留效应共同作用形成的近井筒水锁区;二是液相滞留效应形成的储层远端水锁区。该模式可以较好地解释苏东南区低渗致密气藏储层水锁现象。

图1 苏东南区上古储层水锁伤害模式示意图Fig.1 Schematic diagram of water blocking damage of Upper Paleozoic reservoir in southeastern Sulige

1.2 苏东南区储层水锁风险

1.2.1 储层特征决定水锁形成基本条件

岩石学及气液两相渗流方面,苏东南区盒8和山1砂岩储层的岩石颗粒成分以石英为主,石英组分含量46%～84%,平均值71%。结合上古储层石英含量高等情况,以及研究区气水相渗曲线中等渗点含水饱和度范围(53%～86%)明显大于50%的特征,证实苏东南区储层为亲水储层。亲水储层有较强的毛管自吸作用,随着含水饱和度的增加,气相渗透率降低,储层容易形成水锁。此外，黏土矿物伊利石含量较高,占填隙物的比例在18%以上,由于伊利石毛发状、搭桥状网络状分布破坏粒间孔[16],并且比表面积较大引起地层水多以束缚水状态分布,加重储层水锁程度,见表1。

表1 苏东南区储层基本特征及水锁伤害实验结果表Tab.1 Basic characteristics of reservoirs and experimental results of water blocking damage in southeastern Sulige

物性特征方面,从表1及图2、图3中的苏东南区水锁伤害率与孔隙度、渗透率之间的关系曲线可以看出,孔隙度和渗透率与水锁伤害率呈现负相关的关系,即孔隙度和渗透率越小,水锁伤害率越大。通过实验发现，苏东南区岩心经过地层水浸泡后,气体通过能力大幅度下降,渗透率下降幅度大于70%,在表1和图4的水锁后渗透下降程度可以看出，地层水浸泡后岩心渗透率下降明显,储层渗透率本身较低的岩心渗透率下降幅度更大,最大达到几个数量级。苏东南区储层孔隙度4%～10%,平均7.2%；渗透率0.1×10-3～0.5×10-3μm2,平均0.4×10-3μm2,该区储层特低孔低渗的特点导致气相的流动通道窄且渗流阻力大,液固界面及液气界面的相互作用力大,因此该区储层水锁伤害率平均60%左右。

图2 孔隙度与水锁伤害率关系图Fig.2 Relationship between porosity and water blocking damage rate

图3 渗透率与水锁伤害率关系图Fig.3 Relationship between permeability and water blocking damage rate

图4 储层水锁后渗透率下降程度图Fig.4 Degree of permeability decrease after reservoir water blocking

孔喉结构特征方面,储层平均孔喉半径越小,毛管阻力越大,流体反排阻力越大,因而水锁伤害率越大。苏东南盒8上储层平均孔喉半径为0.04 μm,盒8下储层平均孔喉半径为0.13 μm,山1储层平均孔喉半径为0.05 μm。因此从孔喉结构分析来看,盒8上和山1段储层平均孔喉半径较小,水锁伤害率较高,盒8下平均孔喉半径稍大,水锁伤害率较低,但整体上本区储层的水锁平均伤害率达60%以上,见图5。

图5 平均孔喉半径与水锁伤害率关系图Fig.5 Relationship between average pore throat radius and water blocking damage rate

1.2.2 生产特征是水锁形成的必要条件

一般储层发生水锁前都会出现不同程度的气井积液。苏东南区上古气井中产水积液井比例超过60%,且都经过压裂建产,因此普遍存在地层水或凝析水以及钻井和开发过程中工业用水造成的水锁风险[17-18]。图6为苏东南区生产压差与水锁伤害率关系，由图6可以看出,生产压差也是储层水锁形成的必要条件之一。在一定范围内生产压差越大,水相反排程度越高,水锁伤害率会降低。但是随着生产压差进一步增大,水锁伤害率又会上升,这是因为储层远端束缚水转化为可动水向近井地带迁移,导致水锁伤害率进一步增加。

图6 生产压差与水锁伤害率关系图Fig.6 Relationship between production pressure difference and water blocking damage rate

1.2.3 储层水锁伤害趋势定量计算

表2 苏东南区不同层位APTi指数表Tab.2 APTi index of different production horizons in southeast Sulige

层位原始含水饱和度气测渗透率/10-3 μm2㊞APTi㊣指数盒8上219.24%0.1890.24盒8上213.77%0.0920.04盒8下151.15%0.1010.88盒8下213.66%0.4510.21盒8下214.70%0.3350.20盒8下224.00%0.0730.24盒8下222.05%0.1010.24山1119.72%0.3350.32山2120.50%0.8690.44

APTi=0.25lgKa+2.2S

(1)

因此，无论是定性还是定量分析,苏东南区致密砂岩储层都有较高的水锁伤害风险,有必要开展工作进行生产一线储层水锁识别的研究,为及时发现并采取措施解除水锁提供依据。

2 苏东南区气井储层水锁判识

通过对苏东南区气井的生产曲线分析发现,气井一旦形成储层水锁后,气井的压力和产量都会出现不同程度的变化特征。结合现场资料情况,认为套压变化是主要的识别要素之一,因此采用套压为主，产气和产水变化特征为辅的手段,综合生产时间、影响范围和严重程度等因素总结梳理4类7种水锁特征曲线,对于生产现场及时判识气井是否发生储层水锁具有一定的指导作用。

2.1 早期—近井筒水锁类型

早期—近井筒水锁类型一般包括轻度和中度水锁程度。这种类型水锁一般是由于储层改造带来的外来流体侵入造成的,改造裂缝为近井筒附近储层提供了良好的流体运移通道,在毛管自吸作用下改造裂缝两侧储层含水饱和度增加,导致储层孔隙被外来流体填充且无法反排,从而形成井筒附近的储层水锁。在图7早期—近井筒水锁的采气曲线上，典型特点表现为生产初期套压下降较快,但气量整体较低的水平。生产后期地层压力较充足,且储层水锁程度不严重,能量可以有效传递至井筒,套压表现为较高且波动的现象。轻度水锁气井在重新返排后即可恢复正常生产,中度水锁气井需后期进行解水锁施工。

图7 早期—近井筒水锁采气曲线图Fig.7 Gas production curve of water blocking near wellbore in early production stage

2.2 中后期—近井筒水锁类型

中后期—近井筒水锁类型主要包括中度和重度水锁程度。这种类型储层水锁的形成主要受毛管自吸效应的影响,但液相滞留效应也发挥了一定的作用。这种类型储层水锁气井一般生产初期表现为正常生产特征,后期随一些不合理的生产制度导致气井关井时间过长、积液量过大,采取排水采气措施后尽管产液量上升,但无法恢复产能,形成近井筒的储层水锁。中度水锁气井生产后期采气曲线表现出套压的波动以及高压低产的特征,反映储层能量可以有效传递,水锁程度中等。重度水锁气井生产后期表现出套压低、无波动的现象,说明储层远端的地层能量已经无法有效传递至井筒附近,反映了储层水锁范围大且水锁程度较重,见图8。

图8 中后期—近井筒水锁采气曲线图Fig.8 Gas production curve of water blocking near wellbore in mid-late production stage

2.3 中后期—近井筒与储层远端水锁类型

中后期—近井筒与储层远端水锁类型主要包括中度和重度水锁程度。这种类型水锁受到毛管自吸效应和液相滞留效应共同作用。在生产初期一般气井配产较高,导致了储层远端束缚水转化为可动水,向近井筒附近开始转移,液相滞留效应首先在储层远端形成水锁。此外，由于水体迁移使得气井产水量较大,导致井筒出现积液,采取排水采气措施依然无法有效排出积液时,在毛管自吸作用下近井筒附近也开始形成水锁区,最终在储层远端及近井筒附近均形成水锁。中度水锁气井后期打捞节流器之后套压出现波动,反映了地层能量还可有效传递至井筒,说明水锁程度适中。而重度水锁气井由于地层能量传递受影响,后期套压表现为不断的降低且无波动现象,见图9。

图9 中后期—近井筒与储层远端水锁采气曲线图Fig.9 Gas production curve of water blocking near wellbore and far end of reservoir in mid-late production stage

2.4 中后期—储层远端水锁类型

中后期—储层远端水锁类型的形成主要受液相滞留效应作用,一般为轻度水锁程度。中后期—储层远端水锁采气曲线见图10，表现为正常套压递减趋势,但是短期关井后套压恢复程度呈现降低较快的特征,说明气井生产以近井筒储层能量供给为主,外围地层能量无法有效传递,同时气井产水量较低且稳定,推测储层远端发生水锁。

图10 中后期—储层远端水锁采气曲线图Fig.10 Gas production curve of water blocking at far end of reservoir in mid-late production stage

3 苏东南区储层水锁判识标准

3.1 储层水锁与井筒积液的判别

一般情况下,气井积液与储层水锁密不可分,大部分气井的储层水锁的形成都伴随着不同程度的积液,因此要先区分出气井积液,再去判断储层是否发生水锁。水锁是由于储层气相渗透率下降导致的地层能量无法传递现象,一般在气井生产动态中会表现出来。首先在生产中储层水锁后套压和产量下降快,而气井积液后表现为产量波动下降,套压波动上升的特征[19-20]。在非生产时,关井套压恢复程度就可反映出地层能量传递情况,储层水锁后，储层的气相渗透率降低导致气井套压恢复慢且恢复程度较低,而积液气井储层能量传递不受影响，故套压可恢复至较高的水平。而在开井生产初期,以水锁为主的气井能量供给受限所以套压下降快,但以积液为主的气井能量充足故套压下降较慢且下降幅度有限。

3.2 储层水锁判识标准

水锁会降低储层气相渗透率,影响地层能量的传递,在套压上表现较为明显。通过分析苏东南区解水锁施工井的套压变化后发现,套压递减速度和关井套压恢复速度可以定量反映气井水锁程度。连续生产井水锁后套压递减速度大于正常递减速度,因此利用套压月递减率来判别连续生产井的水锁程度,轻中度水锁气井套压月递减率为0.5～1.1,重度水锁气井套压月递减率大于1.1。间歇生产井水锁后关井套压恢复速度慢并且开井套压下降速度快,因此利用最大关井套压与生产套压之比可以判别间歇生产井的水锁程度,轻中度水锁气井最大关井套压与生产套压之比大于4.0,重度水锁气井的比值为2.5～4.0,见表3。