含水飽和度對川西致密氣藏水平井開發效果和經濟效益的影響*

劉 露，劉成川，卜 淘，楊 建，漆國權

（1.中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，四川 成都 610041；2.中國石化西南油氣分公司采氣一廠，四川 德陽 618000）

水平井作為致密砂巖氣藏提高采收率的主要手段之一，以有效井段長，控制儲量高，滲流面積大，滲流阻力小的特點達到有效提高氣藏采收率的目的［1-3］。但隨著優質儲層的逐漸動用，致密砂巖氣藏剩余未動用儲量儲層物性差、含水飽和度高、儲量豐度低，即便是水平井也面臨產水量大、排水困難、經濟效益差的問題。在此情況下，高含水飽和度成為水平井進一步提高致密砂巖氣藏采收率的關鍵制約因素［4-6］。對于水平井的研究，現有成果多是關于砂體分布、氣層厚度、氣層孔隙度、滲透率、水平段長度、水平井偏心距、壓裂裂縫泄氣半徑、壓裂條數、井眼尺寸等地質或工程因素對產能的影響分析［7-10］，而含水飽和度對水平井開發效果的影響以及水平井經濟效益開采的研究較少。本文以川西坳陷致密砂巖氣藏新場JS氣藏為研究對象，將巖心實驗、數值模擬及經濟評價相結合，研究了含水飽和度對水平井技術效果及經濟效果的影響，為水平井下一步高效經濟部署提供有力的理論依據，達到進一步提高致密砂巖氣藏高含水飽和度儲量區采收率的目的［11-14］。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

氮氣（N2），99%，成都化學試劑廠；模擬地層水礦化度174853 mg/L，水型CaCl2型；致密砂巖氣藏巖心，中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，相滲和恒速壓汞實驗所用巖心參數見表1。

SCMS-E 型高溫高壓巖心多參數儀、ASPE-730恒速孔隙儀，西南石油大學；Eclipse數模軟件，法國斯倫貝謝公司。

表1 相滲及恒速壓汞實驗所用巖心參數*

1.2 流體及氣層參數

新場沙溪廟組氣藏埋深2350 m，原始地層壓力40.11 MPa，地壓系數1.64數 2.09，地層溫度 60數75℃，地溫梯度2.02數2.37℃/100 m，壓力系數1.8數2.0，常溫具異常高壓特征，平均孔隙度9.69%，有效滲透率0.15×10-3μm2，平均含水飽和度54%。不同儲層氣水兩相相對滲透率如表2所示。

表2 不同儲層氣水兩相相對滲透率*

1.3 地質模型及參數

模型平面采用均勻網格，縱向采用不等距網格，其值決定于氣層有效厚度，平面網格步長50×50（m）。模型中設置水平井有效水平段長700 m、壓裂10段、裂縫間距100 m、裂縫半長30 m。數值模擬模型根據表2及表3建立不同儲層類型的兩相流及單相流單井模型預測采收率，日產量0.05×104m3為廢棄條件。

表3 不同儲層物性參數及采收率

2 結果與討論

2.1 含水飽和度對開發效果的影響

2.1.1 孔隙結構與儲層物性的關系

根據壓汞實驗建立巖石孔喉結構參數與儲層物性的相關性曲線（圖1）。孔隙半徑越大，孔隙越發育，孔隙度越高；滲流能力受孔隙發育、連通性、喉道特征綜合影響，孔喉差異越明顯、滲流通道越彎曲，滲流阻力越大，流體流動越困難；滲透率越小，滲流能力越差。孔隙度和滲透率受巖石孔隙結構特征參數影響明顯。為此，根據孔隙度（Φ）和滲透率（K）劃分儲層類型為Ⅰ類優質儲層（Φ≥11.5%、K≥0.25×10-3μm2）、Ⅱ類較好儲層（Φ：11%數 12%，K：0.16×10-3數 0.25×10-3μm2）和Ⅲ類差儲層（Φ：8%數 11%，K：0.1×10-3數 0.2×10-3μm2）。研究含水飽和度對Ⅰ數Ⅲ類儲層開發效果的影響。

圖1 孔隙度及滲透率與巖石孔喉結構參數的關系

2.1.2 氣水兩相滲流特征

根據石油天然氣行業標準SY/T 5345—2007《巖石中兩相相對滲透率測定方法》得到Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ類儲層的相對滲透率曲線，如圖2所示。雖然不同儲層物性差異大，但其曲線形狀一致，說明不同儲層的孔隙結構特征一致，均表現為高束縛水飽和度（46%數55%），高殘余氣飽和度（25%數29%），低等滲點（0.008數0.05），窄兩相共滲區（20%數24%）。Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ類束縛水飽和度分別為46%、50%、55%，對應的等滲點相滲分別為0.05、0.023 和0.008。隨著儲層物性變差，束縛水含水飽和度增加，等滲點相滲降低，氣水兩相相對滲透率均降低。當Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ類儲層含水飽和度分別超過59.5%、58.5%和57%時，氣相滲流能力顯著下降，水相滲流能力顯著增加。儲層物性越差，滲流能力越差，氣相滲流能力受含水飽和度的影響越大。

圖2 不同儲層類型相滲曲線

2.1.3 對采收率的影響

根據數模預測的不同儲層類型的兩相流及單相流單井采收率可知，不管是單相流還是兩相流，均是物性越差，采收率越低。單相流時，相比Ⅰ類儲層井，Ⅱ類儲層井采收率僅降低10.72%，Ⅲ類儲層井采收率降低28.91%。兩相流時，相比Ⅰ類儲層井，Ⅱ類儲層井采收率降低17.18%，比單相流降幅增加60.26%；Ⅲ類儲層井采收率降低高達49.63%，比單相流降幅增加71.67%。相同儲層條件下，兩相流采收率明顯低于單相流。進一步表明含水飽和度對采收率影響明顯，物性越差，影響越大。Ⅰ類儲層孔喉發育、連通性好，原始地層水占據的孔隙空間小，驅替結束后殘余氣飽和度低，氣相滲流能力強，受含水飽和度影響較小，生產能力強，采收率高。Ⅲ類儲層孔喉欠發育、喉道狹小，可動水飽和度低，滲流能力差，受含水飽和度影響明顯，氣井產量低，采收率低。

2.2 經濟極限含水飽和度

2.2.1 水平井經濟極限可采儲量

為評價不同儲層類型水平井在不同含水飽和度條件下是否具有經濟效益，根據中國石油天然氣股份有限公司企業標準Q/SY 180—2006《石油天然氣經濟可采儲量評價方法》中的現金流法，以單井經濟界限為依據，根據式（1）和式（2）計算在目前開發技術和經濟條件下，新鉆井能收回全部投資和采氣操作費并獲得最低收益率時所應達到的最低初期產量。并以建設期1年、穩產期2年、綜合遞減率16%和評價期15年預測不同氣價下的平均單井經濟可采儲量，結果見表4。

在當前氣價1291 元/103m3條件下，以井深表征水平井鉆井進尺，井深2550數3800 m 的單井經濟可采儲量為3168×104數 4235×104m3。且經濟可采儲量隨井深的增加而增加，隨氣價的升高而降低。

式中：Qc—新井初期產量下限，107m3；Pt—油氣價格，元/103m3；n—商品率，小數；rc—稅金及附加比率；PT—投資回收期，年；It—單井新增投資，萬元；Covt—單位變動成本，元/103m3；Soft—固定費用，萬元/年；ic—基準收益率，%；t—經濟評價期，年；ηt—無因次產量變化系數；Tr—資源稅，元/103m3。

表4 不同埋深氣藏不同氣價下的經濟極限可采儲量

2.2.2 單井經濟含水飽和度

針對新場沙溪廟組氣藏井深2519.8數3546.7 m，根據容積法［15］及各儲層物性參數，得到各類儲層在不同氣價和不同井深條件下的經濟含水飽和度，如圖3所示。根據氣藏含水飽和度上限67.5%，得到新場沙溪廟組氣藏在當前氣價條件下的經濟極限含水飽和度為26.35%數67.50%。其中，Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲層井經濟極限含水飽和度分別為63.56%數67.50%、52.01%數62.20%和26.35%數41.98%。不論物性差異，經濟極限含水飽和度與井深均成線性關系。井深越深，經濟極限含水飽和度越低，物性越差，井深對經濟極限含水飽和度要求越嚴苛。而相同井深條件下，儲層物性越差，經濟極限含水飽和度越低。在當前氣價及井深2550 m時，Ⅲ類儲層部署水平井能獲得經濟效益的的極限含水飽和度為41.98%，II類儲層在含水飽和度高達62.20%時部署水平井仍能獲得經濟效益。因此，對于Ⅰ類優質儲層，在高含水飽和度區，水平井可獲得較好的經濟效果；對于Ⅱ類一般儲層，在含水飽和度52%數55%的較高區使用水平井或者在55%數62%高含水飽和度區使用短半軸水平井均可獲得較好經濟效果；而對于Ⅲ類差儲層，在目前經濟技術條件下，部署水平井均不能獲得經濟效益，不建議部署。

圖3 不同氣價Ⅰ類（a）、Ⅱ類（b）、Ⅲ類（c）儲層井的經濟極限含水飽和度

3 結論及建議

水平井可采儲量受含水飽和度影響明顯，受儲層物性條件制約；不同物性條件下，含水飽和度對可采儲量的影響程度不同。Ⅰ類優質儲層孔喉發育、連通性好，原始地層水占據的孔隙空間小，驅替結束后殘余氣飽和度低，氣相滲流能力強，受含水飽和度影響較小，生產能力強，采收率高；Ⅲ類差儲層孔喉欠發育、喉道狹小，可動水飽和度低，滲流能力差，受含水飽和度影響明顯，氣井產量低，采收率低。在當前經濟技術條件下，新場沙溪廟組氣藏水平井經濟極限含水飽和度26.35%數67.5%。Ⅰ類儲層部署水平井具有較好的經濟效益；Ⅱ類儲層在含水飽和度52%數55%范圍內部署水平井可獲得較好的經濟效益，在含水飽和度55%數62%范圍內部署短軸水平井可獲得經濟利益；Ⅲ類儲層在目前技術條件下部署水平井無任何經濟效益。