多層疏松砂巖氣藏水平井出水機理及防控對策
——以柴達木盆地臺南氣田為例

2019-09-02 07:51:18顧端陽連運曉劉國良韓生梅馬元琨張勇年

天然氣工業 2019年5期

楊云顧端陽連運曉劉國良韓生梅常琳馬元琨張勇年

1.中國石油青海油田公司勘探開發研究院 2.中國石油青海油田公司采氣一廠

0 引言

相對于直井來說，水平井具有采氣指數高、生產壓差小且無水采氣期長等優勢，但水平井的生產也暴露出一些問題。由于水平井與地下流體接觸面積大，鉆遇水層的概率增大，導致水平井投產即見水；隨著氣藏開發的延續，水平井在投產一段時間后，出現了水氣比迅速上升、產氣量急劇下降的情況，嚴重影響了水平井的開發效果。柴達木盆地臺南氣田于2007年正式投入生產，2009—2017年水平井的年總產氣量占氣田年產氣量的50%左右，目前氣田已進入氣水同產階段，水平井出水已成為了影響該氣田穩產的主要因素。由于疏松砂巖氣藏地質條件特殊，在同一開發層組內井與井之間及同井的不同開采階段，出水來源都會存在差異且水源類型還會轉化[1]，導致水平井出水的機理復雜。為此，筆者首先基于核磁共振測井解釋技術，對儲層束縛水飽和度分布特征進行研究，并結合臺南氣田水平井投產初期的生產情況，確定投產即產出層內水的水平井水平段鉆遇儲層的特征參數；然后，開展巖心氣驅水實驗對影響束縛水產出的因素進行研究；開展隔夾層擊穿實驗，對影響隔夾層封隔能力的因素進行研究；采用數值模擬技術研究水平井在不同日產氣量下，水平段長度對井底壓力的影響；最后，針對水平井出水提出防控對策，以期為該氣田的合理、高效開發奠定基礎。

1 出水機理

目前臺南氣田水平井的出水來源主要有以下3種類型：①層內水：由于成藏動力及壓實作用弱在儲層內部賦存的可動水或大量束縛水[2]；②層間水：在生產中后期由于縱向壓差突破某臨界值而產生的層間水竄、隔夾層水突破以及固井質量引起的管外竄；③邊水：氣層壓力衰竭或高滲條帶的存在導致邊水沿滲流優勢通道侵入[3]。

1.1 層內水

1.1.1 目的層含水飽和度分布

1.1.1.1 束縛水飽和度

在儲層孔隙中含有泥質束縛水、毛細管束縛水以及可動水[4]，為層內水的出水來源，利用核磁共振測井解釋技術[5]確定工區內橫向弛豫時間（T2）截止值，解釋得到束縛水飽和度、孔隙度及泥質含量，并建立這三者的經驗關系式，用于預測束縛水飽和度的平面分布情況。

泥質束縛水主要吸附在黏土顆粒表面并形成水膜，其在巖石孔隙中所占比例與黏土含量密切相關,而毛細管束縛水主要存在于粉砂質顆粒間的狹小空間中，與巖石顆粒的粒度中值密切相關，此次采用二元回歸分析方法求解束縛水飽和度與泥質含量、孔隙度的經驗關系式。首先，對影響束縛水飽和度的泥質含量和孔隙度進行因子分析，得到各因子對束縛水飽和度的影響程度，如圖1所示，泥質含量越高，孔隙度越小，束縛水飽和度越高；然后，使用EXCEL 軟件進行分析、回歸，得到式（1），R2= 0.873 1。

式中Swc表示束縛水飽和度；Vsh表示泥質含量；φ表示孔隙度。

1.1.1.2 可動水飽和度

儲層孔隙空間為天然氣、可動水和束縛水3個部分所飽和，其中束縛水飽和度的大小取決于儲層的巖性、物性和潤濕性，純水層不含天然氣，純氣層不含可動水，氣水層則含有一定量的可動水和天然氣。

圖1 束縛水飽和度與泥質含量、孔隙度關系曲線圖

可動水飽和度（Swm）的計算式為：

式中Sg表示含氣飽和度。

臺南氣田水平井鉆遇砂體的束縛水飽和度介于22.77%～44.26%，可動水飽和度低于24.56%，在部分砂體中水體較為發育。

1.1.2 生產初期可動水的采出

受井身結構的影響，水平井攜液能力僅為直井的1/3～1/2[6]。對于水平井而言，即使產氣量高于臨界攜液流量，即液體以液滴形式能夠被高速氣流夾帶著沿水平井筒流動，但由于井筒內液膜受到重力的影響將沿著管壁流動，并聚集于水平段底部而形成積液[7-9]，從而對水平井的生產造成不良影響。水平井多部署在中高部位，對單砂體進行開采，為判斷水平井是否采出層內水，及時開展排水采氣措施，研究儲層原始氣/水飽和度的分布對于判斷水平井投產初期是否產出層內水十分重要。

統計臺南氣田59口水平井投產初期的生產情況，其中產水井有27口，占比為45.8%，儲層中水體較為發育。結合氣水分布特征，繪制出氣井水平段鉆遇儲層的可動水飽和度、含氣飽和度和投產后的前3個月日產水量的關系圖版，如圖2所示，平均日產水量大于1 m3的水平井，其水平段鉆遇儲層的可動水飽和度主要處于大于7.2%的區間，含氣飽和度主要處于小于63.5%的區間。可動水雖然在氣井投產初期即產出，但產水量較小，最大值為6.07 m3/d，平均值為1.85 m3/d。準確判斷水平井出水來源并及時排出水平段中存在的積液，是保證水平井高產、穩產的有效手段[10-11]。

如表1所示，臺H1-1井與臺H1-2井射孔層位、投產時間與工作制度均相同，但臺H1-2井在投產后第1周即產層內水，原因在于該井水平段鉆遇儲層的可動水飽和度高達13.0%，位于圖2中可動水飽和度的高值區間。同樣可動水飽和度較高的臺H1-3、臺H1-13井也在投產后第1周出現產水現象。

圖2 水平井平均日產水量、水平段鉆遇儲層的可動水、含氣飽和度關系圖版

1.1.3 束縛水的轉化

通過對臺試 5 井 1 345.98 ～ 1 346.34 m 井段的巖心開展氣驅水實驗，結果顯示，巖心束縛水飽和度較高，達52%左右，儲層表現出強親水性；層內水流動時大孔隙中可動水首先采出，小孔隙中部分束縛水在較大驅替壓差下開始流動（圖3）。

1.1.3.1 不同圍壓下束縛水的流動

如表2所示，在驅替壓力一定的條件下，圍壓不同巖心中殘余水量則不同，圍壓增大可使部分束縛水轉化為可動水。在生產過程中，隨地層壓力下降，儲層孔隙內氣、水發生膨脹，同時由于巖石骨架受到的有效應力增大，使得巖石孔隙體積縮小，當驅替壓差超過某值后部分束縛水開始流動[12-13]。因此，成藏時在小孔隙中未被驅替出的束縛水隨地層壓力下降可以轉化為可動水而被采出[14]。

表1 臺南氣田部分水平井生產數據統計表

圖3 氣驅水實驗出水速度變化曲線圖

1.1.3.2 不同巖性巖心中束縛水的流動

對飽合水以后的巖心進行氣驅水實驗，增大驅替壓力（最大為5.0 MPa）直到驅不出水為止，通過稱重求得從巖樣中驅替出的水量，計算巖樣的束縛水飽和度。前文已提及，研究工區內的束縛水除了泥質粉砂巖孔隙中的毛細管束縛水以外，還有部分存在于黏土中的泥質束縛水，如表3所示，氣驅后測得的泥巖束縛水飽和度大于未飽和水前巖心的束縛水飽和度。與砂巖相比，泥巖孔隙中毛細管力更高，親水性更強，即使增大圍壓，在泥巖中仍會有束縛水附著在黏土顆粒表面難以被采出[15-16]。可以看出，泥質含量越低、滲透率越高、生產壓差越大則越有利于束縛水的采出，若儲層平面非均質性較強，隨生產的持續進行，束縛水的采出也是一個持續的過程。

表2 臺5-7井巖心在不同圍壓下氣驅水實驗的殘余水體積統計表

表 3 臺5-7井巖樣飽和水前、后的束縛水飽和度統計表

1.2 層間水

1.2.1 隔夾層出水

臺南氣田隔夾層泥質含量高、物性差，但仍具有一定的滲透性能，且局部還發育有微裂縫，同時賦存有一定量的天然氣（含氣飽和度約10%）[17]。隨著氣井延續生產，地層壓力不斷下降，隔夾層與氣層的層間壓差增大，部分隔夾層中地層水將流入氣層，導致氣井產水。同時，由于臺南氣田薄互層發育及水平井地質導向技術的限制，在水平井鉆井過程中水平段軌跡會出現一定偏差而鉆遇含有地層水且具有一定滲透性的隔夾層，加上水平井完井方式多為篩管完井，導致水平井易采出地層水。

1.2.2 層間突破的影響因素

1.2.2.1 垂向滲透率

垂向滲透率的大小是隔夾層封隔性好壞的直接體現和重要指標。由于臺南氣田的隔夾層本身具有一定的滲透性，且含有地層水，當隔夾層和氣層的層間壓差導致層間壓力突破時，隔夾層中的地層水將進入氣層。

通過開展臺5-13、臺6-28井20塊巖樣的隔夾層擊穿實驗，發現突破壓力（實驗時逐漸增大驅替壓力，直到開始驅替出巖樣中飽和的液體，此時的驅替壓力即為突破壓力）與巖性并沒有明顯的相關性。表4中臺6-28井的48、53號巖樣，同屬于3-2-1砂層與3-2-2砂層間的隔夾層，兩塊巖樣巖性均為灰褐色粉砂巖，孔隙度接近，垂向滲透率分別為0.21 mD、 0.59 mD，對應突破壓力分別為 9.6 MPa、2.9 MPa。可以看出，同一隔夾層內不同位置的滲透性亦存在差異，對應突破壓力亦不同，且滲透率越大，突破壓力越小。

1.2.2.2 泥質含量

由于臺南氣田大量的隔夾層為物性較差的砂質泥巖或泥質砂巖，為了研究泥質含量對隔夾層的影響，巖心實驗樣品取自臺5-13井鉆遇的較純泥巖段，取來的新鮮巖樣已具有較高含水飽和度（大于90%），開展擊穿實驗后，將巖樣烘干，測試常規孔隙度和滲透率，然后再將巖樣抽空并飽和地層水（或煤油），重復上述實驗再次測定突破壓力。

如表5所示，泥質含量越高、滲透率越低，水流動所要求的突破壓力越高；泥質含量大于90%的Ⅰ類泥巖，突破壓力約為4 MPa；泥質含量介于80%～90%的Ⅱ類泥巖，突破壓力約為2 MPa；泥質含量介于60%～80%的Ⅲ類泥巖，突破壓力約為1.5 MPa。并且，同一塊巖樣在飽和地層水之后，突破壓力變低，即隔夾層含水飽和度越大，突破壓力越低。

1.2.2.3 隔夾層厚度

隔夾層可起到隔擋水層的作用，因此對隔夾層的厚度、規模進行研究十分必要。受沉積環境的影響，15個小層中均有隔夾層發育，且厚度較薄，介于0.88～1.74 m，平均為1.31 m，孔隙度平均為26.94%，水平滲透率平均為10.82 mD。在小層內部，隔夾層的封隔能力有限，且在平面上分布不穩定，厚度差異較大。如圖4所示，2-17小層的隔夾層厚度分布不穩定，腰部位置的部分區域厚度超過1.5 m，而部分高部位區域厚度小于0.6 m，小層間有連通的可能。

表4 臺5-13、臺6-28井巖樣隔夾層擊穿實驗數據統計表

表5 臺5-13井巖樣泥巖擊穿實驗數據表

圖4 2-17小層的隔夾層厚度展布圖

總體來說，垂向滲透率越小、泥質含量越高、含水飽和度越低、厚度越大，所需要的層間突破壓力越高，隔夾層封隔能力越強。在氣井的生產過程中，直井井底附近的壓降漏斗呈對數分布，而水平井水平段附近的壓降呈線性分布，直井較水平井更易發生層竄，所以直井部署的位置要求儲層物性需更好。

在邊水氣藏開發的中后期，在儲量未動用的區域部署水平井進行開采，部署井位時需考慮目標砂體相鄰的隔夾層的物性參數，并適當調整采速、及時開展排水采氣措施[18-19]，最大程度地防止層竄的發生，降低層間水采出的風險。

1.3 邊水

氣藏投入開發后，邊水與氣區之間會形成壓差，在此壓差驅動下，邊水沿著滲流通道侵入到井底而產出。由于臺南氣田的含氣面積由巖性邊界和構造邊界共同圈定出，邊水侵入具有一定的區域性和方位性。邊水能量、氣水過渡帶與氣井的距離、儲層的平面非均質性及水平井井眼軌跡等因素都將使得氣井的產水動態存在差異。

統計臺南氣田各井的測井解釋滲透率，利用變異系數、突進系數和滲透率級差來評價水平井目的層的平面非均質性，結果顯示砂體滲透性在平面上表現為中等非均質性。通過疏松砂巖巖心的氣水微觀驅替實驗，可見水首先沿著高滲通道流動，然后逐步向周圍低滲區域擴散。臺南氣田水平井多部署在物性較好的Ⅰ類砂體，且多采用篩管完井，產層暴露面積大，溝通高滲通道的幾率增大，邊水更容易侵入水平井。同時，水平井產氣量越高，井底壓力越低，氣層與水層之間的壓差越大，水推進的速度越快[20]，邊水越易侵入。

針對臺南氣田儲層特征，采用數值模擬手段，建立水平井流動模型，研究水平段長度、產氣量對井底壓力的影響。如圖5所示，相同日產氣量下直井（水平段長度為0 m時）的井底壓力總是低于水平井的井底壓力，且水平段越短，井底壓力越低，水侵越易發生。因此，在相同產氣量條件下氣井采用長水平段可以延緩邊水的入侵[21]。