致密砂岩气藏动态水锁定量评价新方法

王晔, 冯炎松, 常鹏旭, 王一妃, 田冷, 王泽川

(1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院, 西安 710000; 2.中国石油股份有限公司长庆油田分公司第六采气厂, 西安 710000; 3.中国石油大学(北京)石油工程学院, 北京 102249; 4.中国石油大学(北京)气体能源开发与利用教育部工程研究中心, 北京 102249)

鄂尔多斯盆地是中国致密气重要的生产基地,近年来已发现多个大型的致密气田,是中国天然气能源的重要保障[1]。致密砂岩气藏渗透率低,孔喉小,流动阻力大,自然的生产能力低,且受毛管力的作用,在生产过程中,滞留在地层的液体难以流动,储层含水使气相渗透率大大降低,这种现象称为水锁。

Holditch[2]最早提出了水锁的概念。通过分析现有的大量资料,建立模型研究发现,水锁伤害的重要因素是毛管力大小和储层渗透率的大小,当生产压差小于毛细管力时,储层的流体流动性很弱,水锁伤害会很严重,天然气的产量会受到严重影响。Bennion等[3]研究发现,渗透率非常低的气藏,存在欠饱和水状态。初始含水饱和度越小,与束缚水饱和度的差值越大,水锁伤害就越严重,越难以解除。水锁伤害有多种影响因素,其中最重要的是液相滞留效应,Mahadevan等[4]研究发现,水锁伤害与渗透率和生产压差有关,渗透率越高,水锁解除得越快,生产压差越大,水锁解除得越快。

贺成祖等[5]研究认为,水锁的根本原因是毛管力,表面张力、接触角和毛管半径是毛管力的重要影响因素,当孔喉半径大的时候,毛管力小,地层水能够及时返排,水锁伤害是临时的,但是小孔喉的地层,地层压力下不能克服毛管力返排,从而给储层造成了严重的水锁伤害。张琰等[6]对水锁机理进行了探究,认为液体滞留效应是水锁伤害最主要的因素。在油气田的勘探开发过程中,外来流体被捕获,由于毛管力的作用,无法返排,最后一直滞留在储层中,渗透率越低的油气藏,孔隙越小,液体滞留效应越大,水锁现象也就越明显,越难以解除水锁。周小平等[7]用泊肃叶定律推导了水相侵入深度的公式,根据公式,小孔喉的油气藏,液体的侵入深度更大,油气水锁伤害更严重。吕金龙等[8]应用微流控芯片,进行气驱水及水驱气下的微观可视化实验,对水锁的机理有了进一步的认识。

水锁伤害广泛分布在中国的致密砂岩气藏中,导致气藏的产量降低,影响了致密砂岩气藏的有效开发,需要对储层中的水锁现象有一个系统性的评价方法。现有的水锁评价方法各有优缺点,但大都聚焦于对水锁机理的研究及认识[9-10],在实际区块的应用评价方面也主要集中在近井地带的水锁伤害机理及解水锁研究[11-12]。在致密含水气藏的实际开发中,水锁现象不仅存在于近井地带,在整个储层均广泛分布,且随着生产的进行,地层压力、生产压差的改变,水锁的程度也会发生变化,因此针对水锁效应在气藏动态生产中的评价应用方面仍有很多值得完善之处,在传统的渗流认知中,一般将气水相渗曲线作为评判气相与水相流动性的重要依据,然而,结合核磁共振谱图、驱替实验数据分析发现,在致密砂岩气藏中,岩石一般表现为水湿特征,受毛细管力自吸作用和液相滞留效应影响,当储层中的受细小喉道控制的渗流通道被水相堵塞后,其孔隙中的天然气因水相卡断作用难以被直接动用和采出,从而使气体的宏观流动能力大大降低[13],仅利用相渗曲线难以准确表征储层中的水锁作用。

研究表明,在致密砂岩含水气藏的开发中,储层物性、孔喉结构及生产压差等对水锁程度有着非常大的影响,而现有针对致密砂岩气藏水锁损害的评价方法大都采用岩心分析的方法[13-14],存在研究尺度较小,且对气藏尺度的储层非均质性考虑不足的情况。针对储层水锁的判识也大都建立在对生产动态及影响因素的定性分析上[15-17],对水锁程度的定量认识不足。因此,基于致密气藏开发中水锁评价的实际需求,有必要建立一种系统化的数学表征方法,对气藏尺度的水锁效应进行定量化的评价。

鉴于此,基于已有的渗流理论,考虑气相在储层中的不同流动状态,分别建立水锁评价的数学模型,进而通过毛管压力曲线分析研究区储层的孔喉特征。从微观孔喉结构出发,明确生产压力梯度和孔隙度对水锁程度的影响,并利用数学方法建立定量关系;进而针对研究区典型井组,将该方法在油藏尺度上进行推广和应用,建立致密砂岩气藏动态水锁程度的定量评价体系,为增产措施的制定提供理论支持。

1 水锁评价数学模型建立

水锁效应会对气相的宏观渗透率带来显著影响[9],根据室内试验研究表明,水相存在对气相渗透率的损害率普遍在85%以上,成为储层中制约气相流动的主要原因。针对致密砂岩气藏中的孔喉结构特征及气水两相的赋存状态,前人通过核磁共振谱图分析、可视化实验等方法已有较多研究[18-19],研究表明,在砂岩孔隙介质内,水作为润湿相,一般优先占据细小喉道和孔隙壁面,而气相则占据大孔隙的中央。受毛细管力影响,储层具有明显的自吸效应,且喉道越小,毛管力越强。水相一般以水膜的形式附着在喉道壁上,紧贴壁面流动。根据可视化研究[8],受毛细管力影响,大量的天然气会被水卡断在细小喉道中无法采出。因此,若要使储层中受细小喉道控制的天然气被有效开发,就必须考虑利用生产压差使天然气突破水相封锁而被顺利采出。

气藏中的水锁机理受毛细管附加阻力、液相滞留效应等影响,而不同含水饱和度及不同大小的喉道中引发水锁的主控因素也各有差异。

1.1 非连续相气体的毛管阻力

在高含水饱和度的背景下,水相占据了大部分的孔喉体积,气相很难作为连续相流动,其流动主要受毛管力影响,基于对毛管阻力的实验研究结论[20-21],建立数学评价模型如下。

对气泡而言,进入半径为r的喉道并具备流动条件需要克服以下阻力。

(1)进入小孔道窄口时的贾敏效应形成的阻力可表示为

(1)

式(1)中:pIII为贾敏效应中单个气泡通过孔道窄口形成的阻力,Pa;σ为气水之间的界面张力,mN/m;r为喉道半径,m

在致密砂岩气藏中,因储层的喉道大小不一,且孔隙和喉道之间复杂的交错连通的关系,在气水两相流动中会使多个气泡产生的贾敏效应叠加,从而产生巨大的宏观渗流阻力。

(2)由气泡表面弯曲变形所产生的第二种附加阻力可表示为

(2)

式(2)中:θ″为前进角;θ′为后退角,

(3)气泡沿岩石壁面移动时的摩擦阻力可表示为

(3)

式(3)中:μ为气泡和壁面间的黏滞系数,Pa·s;θ为毛细管壁润湿角,rad。

因此,对于半径为r的喉道,气体流动的整体毛管力阻力梯度可写为

(4)

式(4)中:L为喉道的长度,m;Pc为气体流动所受到的毛管阻力;n为表征考虑空间迂曲度下因贾敏效应产生的阻力系数[22],主要与储层的岩石特征有关,岩石颗粒越大,分选性越好,则该参数越低,该数据可根据储层特征研究以及压汞数据综合进行估算。

岩石颗粒越小,分选性越差,则在气水渗流中,表现为贾敏效应增强,即由贾敏效应带来的阻力系数变大。

1.2 连续相气体的驱替阻力

在中低含水饱和度的背景下,针对亲水岩石,水相主要存在于细小喉道及孔隙中,气体能够在大的喉道中及孔隙中以连续相存在,主要渗流阻力来自于排出毛管中滞留水相的驱替阻力,根据Poiseuille定律,对单根半径为r的喉道,毛管中流量[11]可表示为

(5)

式(5)中:p为喉道两端的压差,Pa。

因此,为排出喉道中的水相,考虑空间迂曲度,气驱水所受到的阻力梯度可表示为

(6)

式(6)中:vr为临界流速,表征该喉道中的流体流速需要达到一个能够被有效开发的临界值,m/s;P为气体驱动水流动时所受到的阻力;δ为表征喉道的空间迂曲度。

由式(4)和式(6)可知,两种阻力梯度均受喉道半径的控制,喉道越小,渗流阻力越大,相对而言,驱替阻力对喉道半径的大小更敏感。联立式(4)、式(6),同时考虑实际生产过程中生产压力的动态变化以及储层的非均质性,即可建立储层中阻力梯度与喉道半径r之间的关系。可动用的最小喉道半径r可表示为

(7)

式(7)中:gt(x)为在t时刻地层中x位置处的生产压力梯度,MPa/m;r[gt(x)]为在地层中的x位置处,压力梯度为gt(x)时可动用的最小喉道半径,m。

从式(7)可以看出,在气藏开发中,若流向生产井的压力梯度无法达到驱替阻力梯度,那么就无法动用该喉道控制下的天然气储量,因此储层中的孔吼结构特征对水锁程度有着显著的影响。

动态水锁指数Lw的定义为:在当前地层压力梯度下不可动用喉道所对应的累计孔隙分布频率,即

Lw=fΦ{r[gt(x)]}

(8)

式(8)中:fΦ(·)为喉道半径为r时的孔隙累计分布频率,%。

根据水锁指数的定义,在实际气藏的开发中,某处的水锁程度由地质条件和生产状况共同控制,由压汞数据可得喉道的分布频率,而由毛管阻力及驱替阻力公式可得不同压力梯度下可流动的喉道半径下限,由此可得不同孔隙度、不同生产压力梯度下能够动用的孔隙累计频率,进而得到相应的水锁指数。

2 研究区实例分析

A区块位于鄂尔多斯盆地东部,伊陕斜坡西倾单斜东段,开采主力层位为盒8段,属于典型的致密砂岩气藏。

2.1 孔吼结构分析

根据研究区的储层特征研究显示,储层中岩石以粗粒砂岩和中粒砂岩为主,且研究区中碎屑颗粒的分选程度受沉积环境的水动力条件和自然地理条件控制,分选性以中等为主,分选好、好-中等也占有较高比例,分选差、中-差的占比低。对区块的压汞数据进行分析,可得到不同岩心中喉道半径及对应的孔隙度累计分布频率如图1所示。

图1 不同喉道下的孔隙累计频率Fig.1 The cumulative frequency of pores under different roars

从图1所示的喉道半径及对孔隙度的贡献度可以看出,在研究区储层中,控制流体流动的喉道半径普遍在1.5 μm以下,富集在孔隙中的流体流动主要受0.5 μm以下的喉道控制,且孔隙度越小,储层中的死孔隙越多,细小喉道控制的孔隙比率越大,可动用的孔隙越少,加之岩石的亲水性,水会富集在小喉道中,对天然气的流动形成阻塞效果,这为气藏中的气相流动带来了很大的困难,制约了气藏的有效开发。

如图2所示,对研究区的压汞数据进行整体分析可知,研究区的孔隙度和喉道有着良好的相关性,孔隙度越小,则喉道的中值半径越小,且研究区中值半径普遍在0.1 μm以下,大量孔隙中的流体受细小喉道的控制。

图2 孔隙度-中值半径交汇图Fig.2 Porosity-median radius intersection diagram

2.2 水锁指数变化趋势

研究区域含水饱和度0.45～0.5,相差不大,气体能够以连续相流动,分析认为气相流动阻力主要来源于气相驱动喉道中滞留水相的驱替阻力,根据阻力梯度公式,结合研究区的室内实验结果及毛管压力曲线,从而换算得出不同喉道半径下的阻力梯度与典型岩心孔隙累计分布频率示意图如图3所示。

图3 不同喉道半径下的阻力梯度与孔隙累计占比示意图Fig.3 Diagram of resistance gradient and pore cumulative proportion under different groove radius

从图3可以看出,对细小喉道而言,最小阻力梯度明显增大,而实际生产压力梯度很难达到,且孔隙中的天然气主要受细小喉道控制,大量天然气被水锁在细小喉道中难以动用。

根据已建立的水锁效应评价模型,结合研究区的孔吼结构分析,综合得到研究区受生产压差梯度、孔隙度影响下的水锁指数变化趋势图如4所示。

由水锁指数变化趋势(图4)可知,致密气藏中的水锁程度受生产压力梯度及孔隙度共同影响,其中生产压力梯度是研究区水锁程度的主控因素。

图4 水锁指数变化趋势图Fig.4 Water lock index change trend chart

2.3 研究区典型井组动态水锁分析

对研究区典型井组进行分析,该井组共有水平井5口,直井2口,主力开采层位均为盒8段,单井产能及动储量情况如表1所示。

表1 研究区单井产能统计表Table 1 Statistical table of single well productivity in study area

对该井组的产能进行分析可知,该井组对同一层位进行开采,地层厚度差异不大,但不同生产井间的动态产能差距较大,尤其是39、39H1、39H2三口井,其产能递减速率明显较快,虽然在生产期间进行了增压开采,排水采气等增产方式,但效果仍不理想。从前期的地质论证的动储量来看,相比于同区域的其他生产井,该区域中依然存在大量未被采出的天然气,采出程度较低,且目前采气速度难以达到生产预期,分析认为,该地区作为典型的含水气藏,随着开采的进行,水相的在储层中的滞留作用对动态产能有着非常显著的影响。

对研究井组所处开发区域,其孔隙度分布如图5所示。

图5 典型井组孔隙度分布Fig.5 Typical well group porosity distribution

研究区域中,井37、37H1、井38H1、井38H1与井39、井39H1、井39H2之间存在逆断层,39井组位于断层上盘,这也是造成了储层物性差异的重要原因,由孔隙度分布(图5)可知,39、39H1、39H2三口井所处位置孔隙度相对较低,储层物性较差。

运用数值模拟方法对历史生产数据进行拟合,并结合动态监测资料,对研究区地层压力的动态变化进行分析,得到不同生产时间下的压力分布如图6所示。

图6 典型井组压力分布Fig.6 Typical well group pressure distribution

从图6可以看出,在动态生产过程中,研究区的地层压力不断下降,且不同区域的压力分布也有着很大差异,位于逆断层下盘的37、37H2、38H1和38H2井所在储层物性相对较好,其压力降的传播范围较大,泄流面积较大,而位于逆断层上盘的39、39H1、39H2井所在储层物性相对较差,压力降传播范围明显较小。为对不同区域的生产压力梯度进行定量化的表征,根据数学梯度的定义[式(9)],运用有限差分方法将压力在空间上的分布进行差分离散,从而得到研究区的压力梯度分布如图7所示。

图7 典型井组压力梯度分布图Fig.7 Pressure gradient distribution map of typical well group

(9)

由研究区开采过程中的压力分布(图6)及压力梯度分布(图7)可以看出,在近井地带,压力明显较低,生产压力梯度较大,而远井地带地层压力较高,生产压力梯度较小。随着气藏开发的不断进行,生产压力梯度也不断降低。而不同区域的压力梯度分布差异较大,在下盘区域,储层物性相对较好,压力传播范围大,能够在储层中形成大范围,多梯度的分布情况,生产状况明显更好,而相对来说,39井组位于断层上盘,储层物性较差,压力传播范围小,虽然在近井地带能够有较高的生产压力梯度,但在远井地带却明显存在压差不足的情况,生产状况相对较差。

总体而言,在致密含水气藏的开发中,因储层面积大,地层中的实际生产压力梯度相对较小,远达不到室内实验中针对岩心驱替的压力梯度,且受液相滞留效应的影响,储层中存在大量剩余气被水锁在细小喉道控制的孔隙当中难以被直接动用和采出,是实际采出程度难以达到预期的重要原因,极大制约了气藏的采气速度及采收率。

结合水锁评价数学模型对研究区的水锁情况进行定量化的分析,根据研究区的生产压力梯度可确定该区域能动用的喉道半径下限,进而由不同孔隙度储层中喉道对孔隙度的贡献频率确定储层的水锁指数,可得到不同生产时间下的水锁指数分布如图8所示。

运用水锁评价模型,能够对储层的动态水锁状况进行监测,从而对进一步增产措施的制定提供理论基础,综合研究区的压力分布(图6)、压力梯度分布(图7)及水锁指数分布(图8)进行分析,可以得到如下结论。

(1)在近井地带处,生产压力梯度较大,其水锁程度相对较低,而远井地带的生产压力梯度较低,水锁程度较高,受细小吼道控制的气相难以被动用,形成了大量的剩余气。而随着生产的进行,地层压力的不断下降,水锁现象也会愈发严重。

(2)不同区域的储层物性差异会对水锁程度带来较大的影响,相对来说,在储层物性较差的区域,压力传播范围小,远井地带生产压力梯度小,受液相滞留效应影响,更多的气储量受细小喉道控制难以被采出,容易发生水锁,导致气井的产量递减率提高,稳产难度增加,极大制约了气藏的采收率。

(3)位于逆断层下盘的37、37H1、38H1、38H2等井所在区域储层物性较好,加之投产时采取了有效的储层压裂、酸化等措施,整体渗流情况较好,且在开采过程中采取了排水采气、改变井底流压等提采方法,见效明显,储层水锁程度相对较轻,开发状况较好。

(4)位于逆断层上盘的39、39H1、39H2井虽然也采取了改变井底流压、排水采气等工艺措施,改善了近井地带的渗流环境,但针对远井地带的储量动用情况依然存在严重不足。因此,在储层物性较差的区域,应及时采取压裂、酸化等储层改造技术,增大单井的泄流面积和压力降传播范围,并利用化学药剂降低气水之间界面张力,缓解水锁效应的影响,从而挖掘研究区剩余气潜力,提高致密砂岩含水气藏的开发效果。

3 结论

(1)从微观孔喉结构出发,建立了从孔隙尺度-气藏尺度的水锁程度定量评价的数学方法,提出了动态水锁指数的概念,从而对水锁现象进行定量化的表征。

(2)通过比较水锁指数,定量化研究了受生产压力梯度及孔隙度影响的水锁程度趋势,并绘制了相应的图版,研究表明,气藏开发中的水锁程度受生产压力梯度和孔隙度的共同影响,其中,生产压力梯度是影响水锁的主控因素。

(3)在致密砂岩气藏的开发中,因储层渗透率低,生产压力梯度不足,大量的天然气受水锁效应影响在细小喉道控制的孔隙当中难以采出,储层物性越差,该现象越明显;且随着气藏开发的进行,地层压力和生产压力梯度的不断下降,水锁现象也会愈发严重,这增加了气井的单井产量递减率,同时降低了单井的采收率,制约了气藏的高效开发。

(4)通过对水锁指数动态评价新方法的实践应用发现,水锁指数的定量化表征结果与实际生产较为吻合,通过对储层水锁程度的监测和分析,能够有效监测生产动态中水锁现象,从而为进一步实施酸化或压裂等储层改造技术及改变井底流压、排水采气等工艺措施提供理论支持。