蘇東南區(qū)低滲致密氣藏儲層水鎖風險及判識

官 偉 李 涵 柳 明 張世雨 李玉明

1. 中國石油長慶油田公司第一采氣廠, 陜西 西安 710018；2. 中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院, 陜西 西安 710018；3. 中國石油長慶油田公司第九采油廠, 陜西 西安 710018

0 前言

蘇里格氣田東南區(qū)塊(以下簡稱蘇東南區(qū))面積約700 km2,區(qū)域構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中北部,低滲致密儲層主要發(fā)育在上古生界二疊系地層中,其中山西組、下石盒子組為本區(qū)主要含氣層段,以三角洲平原沉積為主[1-2]。氣田的不斷開發(fā)導致老井中弱噴產(chǎn)水氣井比例已占蘇東南區(qū)總投產(chǎn)井數(shù)60%以上。產(chǎn)水井比例不斷增加導致儲層水鎖現(xiàn)象日益明顯,常規(guī)的排水采氣方法難以恢復氣井產(chǎn)能,造成大量氣井產(chǎn)量明顯下降甚至停產(chǎn),嚴重影響氣藏的有效開發(fā)。

儲層解水鎖是低產(chǎn)低效井治理的有效工藝。在氣井采取解水鎖措施前判斷儲層水鎖以及合理選井是關(guān)鍵。以往借助實驗室?guī)r心測試來判斷儲層水鎖,主要缺點是測試周期較長,此外巖心資料的有限也限制了其在生產(chǎn)一線的應用[3-6]。因此快速準確地判斷儲層水鎖是目前生產(chǎn)一線遇到的技術(shù)難題。采氣曲線作為一種實時反映氣井生產(chǎn)動態(tài)的關(guān)鍵資料,具有較好的時效性,能利用這類資料開展氣井儲層水鎖分析將是解決儲層水鎖無法及時判別的有效途徑。

1 蘇東南區(qū)儲層水鎖機理及水鎖風險

1.1 蘇東南區(qū)儲層水鎖機理分析

通過調(diào)研儲層水鎖機理發(fā)現(xiàn)，傳統(tǒng)儲層水鎖傷害模式中認為水鎖是指儲層中含水飽和度從束縛水飽和度開始增加的,也就是說開發(fā)之前地層中流體驅(qū)替達到平衡,原始含水飽和度和束縛水飽和度是相等的[7-9]。隨著低滲致密氣藏的不斷開發(fā),學者研究發(fā)現(xiàn)蘇里格氣田普遍存在著超低含水飽和度的現(xiàn)象[10-11]。這意味著儲層的束縛水飽和度高于原始含水飽和度,因此儲層遇到流體后,含水飽和度首先是恢復至束縛水飽和度,再繼續(xù)增加。但是氣驅(qū)水過程中含水飽和度下降至束縛水飽和度后就無法繼續(xù)下降[12-13]。原始含水飽和度和束縛水飽和度之間無法恢復的差值導致氣相滲透率的進一步下降,一定程度上加重了儲層水鎖傷害。此外有學者通過實驗得出,隨著采氣速度的變化,井筒附近不同部位的含水飽和度變化不同,反映出氣井生產(chǎn)過程中井筒周圍的水體分布具有分帶性[14]，這種水體分布的分帶性一定程度上決定了儲層水鎖形成分布也具有分帶特征。

基于以上認識及分析認為，蘇東南區(qū)儲層水鎖主要由毛管自吸效應和液相滯留效應作用形成。毛管自吸效應是指流體受到毛細管力的作用被吸入儲層孔隙的過程。蘇東南區(qū)低滲致密氣藏低原始含水飽和度的特征導致儲層遇水后很容易出現(xiàn)自吸的現(xiàn)象,水鎖的毛管自吸過程主要發(fā)生在近井筒附近。液相滯留效應是由于高毛細管力和賈敏效應導致流體進入儲層后滯留于孔隙內(nèi)部難以排出的過程[15],水鎖的液相滯留過程一般在近井筒和儲層遠端都會出現(xiàn)。

總結(jié)前人研究成果,結(jié)合低原始含水飽和度和高束縛水飽和度特征,提出圖1所示蘇東南區(qū)上古儲層水鎖傷害模式,該模式中除原狀儲層外,儲層水鎖區(qū)劃分為兩部分：一是毛管自吸效應和液相滯留效應共同作用形成的近井筒水鎖區(qū);二是液相滯留效應形成的儲層遠端水鎖區(qū)。該模式可以較好地解釋蘇東南區(qū)低滲致密氣藏儲層水鎖現(xiàn)象。

圖1 蘇東南區(qū)上古儲層水鎖傷害模式示意圖Fig.1 Schematic diagram of water blocking damage of Upper Paleozoic reservoir in southeastern Sulige

1.2 蘇東南區(qū)儲層水鎖風險

1.2.1 儲層特征決定水鎖形成基本條件

巖石學及氣液兩相滲流方面,蘇東南區(qū)盒8和山1砂巖儲層的巖石顆粒成分以石英為主,石英組分含量46%～84%,平均值71%。結(jié)合上古儲層石英含量高等情況,以及研究區(qū)氣水相滲曲線中等滲點含水飽和度范圍(53%～86%)明顯大于50%的特征,證實蘇東南區(qū)儲層為親水儲層。親水儲層有較強的毛管自吸作用,隨著含水飽和度的增加,氣相滲透率降低,儲層容易形成水鎖。此外，黏土礦物伊利石含量較高,占填隙物的比例在18%以上,由于伊利石毛發(fā)狀、搭橋狀網(wǎng)絡狀分布破壞粒間孔[16],并且比表面積較大引起地層水多以束縛水狀態(tài)分布,加重儲層水鎖程度,見表1。

表1 蘇東南區(qū)儲層基本特征及水鎖傷害實驗結(jié)果表Tab.1 Basic characteristics of reservoirs and experimental results of water blocking damage in southeastern Sulige

物性特征方面,從表1及圖2、圖3中的蘇東南區(qū)水鎖傷害率與孔隙度、滲透率之間的關(guān)系曲線可以看出,孔隙度和滲透率與水鎖傷害率呈現(xiàn)負相關(guān)的關(guān)系,即孔隙度和滲透率越小,水鎖傷害率越大。通過實驗發(fā)現(xiàn)，蘇東南區(qū)巖心經(jīng)過地層水浸泡后,氣體通過能力大幅度下降,滲透率下降幅度大于70%,在表1和圖4的水鎖后滲透下降程度可以看出，地層水浸泡后巖心滲透率下降明顯,儲層滲透率本身較低的巖心滲透率下降幅度更大,最大達到幾個數(shù)量級。蘇東南區(qū)儲層孔隙度4%～10%,平均7.2%；滲透率0.1×10-3～0.5×10-3μm2,平均0.4×10-3μm2,該區(qū)儲層特低孔低滲的特點導致氣相的流動通道窄且滲流阻力大,液固界面及液氣界面的相互作用力大,因此該區(qū)儲層水鎖傷害率平均60%左右。

圖2 孔隙度與水鎖傷害率關(guān)系圖Fig.2 Relationship between porosity and water blocking damage rate

圖3 滲透率與水鎖傷害率關(guān)系圖Fig.3 Relationship between permeability and water blocking damage rate

圖4 儲層水鎖后滲透率下降程度圖Fig.4 Degree of permeability decrease after reservoir water blocking

孔喉結(jié)構(gòu)特征方面,儲層平均孔喉半徑越小,毛管阻力越大,流體反排阻力越大,因而水鎖傷害率越大。蘇東南盒8上儲層平均孔喉半徑為0.04 μm,盒8下儲層平均孔喉半徑為0.13 μm,山1儲層平均孔喉半徑為0.05 μm。因此從孔喉結(jié)構(gòu)分析來看,盒8上和山1段儲層平均孔喉半徑較小,水鎖傷害率較高,盒8下平均孔喉半徑稍大,水鎖傷害率較低,但整體上本區(qū)儲層的水鎖平均傷害率達60%以上,見圖5。

圖5 平均孔喉半徑與水鎖傷害率關(guān)系圖Fig.5 Relationship between average pore throat radius and water blocking damage rate

1.2.2 生產(chǎn)特征是水鎖形成的必要條件

一般儲層發(fā)生水鎖前都會出現(xiàn)不同程度的氣井積液。蘇東南區(qū)上古氣井中產(chǎn)水積液井比例超過60%,且都經(jīng)過壓裂建產(chǎn),因此普遍存在地層水或凝析水以及鉆井和開發(fā)過程中工業(yè)用水造成的水鎖風險[17-18]。圖6為蘇東南區(qū)生產(chǎn)壓差與水鎖傷害率關(guān)系，由圖6可以看出,生產(chǎn)壓差也是儲層水鎖形成的必要條件之一。在一定范圍內(nèi)生產(chǎn)壓差越大,水相反排程度越高,水鎖傷害率會降低。但是隨著生產(chǎn)壓差進一步增大,水鎖傷害率又會上升,這是因為儲層遠端束縛水轉(zhuǎn)化為可動水向近井地帶遷移,導致水鎖傷害率進一步增加。

圖6 生產(chǎn)壓差與水鎖傷害率關(guān)系圖Fig.6 Relationship between production pressure difference and water blocking damage rate

1.2.3 儲層水鎖傷害趨勢定量計算

表2 蘇東南區(qū)不同層位APTi指數(shù)表Tab.2 APTi index of different production horizons in southeast Sulige

表2 蘇東南區(qū)不同層位APTi指數(shù)表Tab.2 APTi index of different production horizons in southeast Sulige

層位原始含水飽和度氣測滲透率/10-3 μm2?APTi㊣指數(shù)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，無論是定性還是定量分析,蘇東南區(qū)致密砂巖儲層都有較高的水鎖傷害風險,有必要開展工作進行生產(chǎn)一線儲層水鎖識別的研究,為及時發(fā)現(xiàn)并采取措施解除水鎖提供依據(jù)。

2 蘇東南區(qū)氣井儲層水鎖判識

通過對蘇東南區(qū)氣井的生產(chǎn)曲線分析發(fā)現(xiàn),氣井一旦形成儲層水鎖后,氣井的壓力和產(chǎn)量都會出現(xiàn)不同程度的變化特征。結(jié)合現(xiàn)場資料情況,認為套壓變化是主要的識別要素之一,因此采用套壓為主，產(chǎn)氣和產(chǎn)水變化特征為輔的手段,綜合生產(chǎn)時間、影響范圍和嚴重程度等因素總結(jié)梳理4類7種水鎖特征曲線,對于生產(chǎn)現(xiàn)場及時判識氣井是否發(fā)生儲層水鎖具有一定的指導作用。

2.1 早期—近井筒水鎖類型

早期—近井筒水鎖類型一般包括輕度和中度水鎖程度。這種類型水鎖一般是由于儲層改造帶來的外來流體侵入造成的,改造裂縫為近井筒附近儲層提供了良好的流體運移通道,在毛管自吸作用下改造裂縫兩側(cè)儲層含水飽和度增加,導致儲層孔隙被外來流體填充且無法反排,從而形成井筒附近的儲層水鎖。在圖7早期—近井筒水鎖的采氣曲線上，典型特點表現(xiàn)為生產(chǎn)初期套壓下降較快,但氣量整體較低的水平。生產(chǎn)后期地層壓力較充足,且儲層水鎖程度不嚴重,能量可以有效傳遞至井筒,套壓表現(xiàn)為較高且波動的現(xiàn)象。輕度水鎖氣井在重新返排后即可恢復正常生產(chǎn),中度水鎖氣井需后期進行解水鎖施工。

圖7 早期—近井筒水鎖采氣曲線圖Fig.7 Gas production curve of water blocking near wellbore in early production stage

2.2 中后期—近井筒水鎖類型

中后期—近井筒水鎖類型主要包括中度和重度水鎖程度。這種類型儲層水鎖的形成主要受毛管自吸效應的影響,但液相滯留效應也發(fā)揮了一定的作用。這種類型儲層水鎖氣井一般生產(chǎn)初期表現(xiàn)為正常生產(chǎn)特征,后期隨一些不合理的生產(chǎn)制度導致氣井關(guān)井時間過長、積液量過大,采取排水采氣措施后盡管產(chǎn)液量上升,但無法恢復產(chǎn)能,形成近井筒的儲層水鎖。中度水鎖氣井生產(chǎn)后期采氣曲線表現(xiàn)出套壓的波動以及高壓低產(chǎn)的特征,反映儲層能量可以有效傳遞,水鎖程度中等。重度水鎖氣井生產(chǎn)后期表現(xiàn)出套壓低、無波動的現(xiàn)象,說明儲層遠端的地層能量已經(jīng)無法有效傳遞至井筒附近,反映了儲層水鎖范圍大且水鎖程度較重,見圖8。

圖8 中后期—近井筒水鎖采氣曲線圖Fig.8 Gas production curve of water blocking near wellbore in mid-late production stage

2.3 中后期—近井筒與儲層遠端水鎖類型

中后期—近井筒與儲層遠端水鎖類型主要包括中度和重度水鎖程度。這種類型水鎖受到毛管自吸效應和液相滯留效應共同作用。在生產(chǎn)初期一般氣井配產(chǎn)較高,導致了儲層遠端束縛水轉(zhuǎn)化為可動水,向近井筒附近開始轉(zhuǎn)移,液相滯留效應首先在儲層遠端形成水鎖。此外，由于水體遷移使得氣井產(chǎn)水量較大,導致井筒出現(xiàn)積液,采取排水采氣措施依然無法有效排出積液時,在毛管自吸作用下近井筒附近也開始形成水鎖區(qū),最終在儲層遠端及近井筒附近均形成水鎖。中度水鎖氣井后期打撈節(jié)流器之后套壓出現(xiàn)波動,反映了地層能量還可有效傳遞至井筒,說明水鎖程度適中。而重度水鎖氣井由于地層能量傳遞受影響,后期套壓表現(xiàn)為不斷的降低且無波動現(xiàn)象,見圖9。

圖9 中后期—近井筒與儲層遠端水鎖采氣曲線圖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—儲層遠端水鎖類型

中后期—儲層遠端水鎖類型的形成主要受液相滯留效應作用,一般為輕度水鎖程度。中后期—儲層遠端水鎖采氣曲線見圖10，表現(xiàn)為正常套壓遞減趨勢,但是短期關(guān)井后套壓恢復程度呈現(xiàn)降低較快的特征,說明氣井生產(chǎn)以近井筒儲層能量供給為主,外圍地層能量無法有效傳遞,同時氣井產(chǎn)水量較低且穩(wěn)定,推測儲層遠端發(fā)生水鎖。

圖10 中后期—儲層遠端水鎖采氣曲線圖Fig.10 Gas production curve of water blocking at far end of reservoir in mid-late production stage

3 蘇東南區(qū)儲層水鎖判識標準

3.1 儲層水鎖與井筒積液的判別

一般情況下,氣井積液與儲層水鎖密不可分,大部分氣井的儲層水鎖的形成都伴隨著不同程度的積液,因此要先區(qū)分出氣井積液,再去判斷儲層是否發(fā)生水鎖。水鎖是由于儲層氣相滲透率下降導致的地層能量無法傳遞現(xiàn)象,一般在氣井生產(chǎn)動態(tài)中會表現(xiàn)出來。首先在生產(chǎn)中儲層水鎖后套壓和產(chǎn)量下降快,而氣井積液后表現(xiàn)為產(chǎn)量波動下降,套壓波動上升的特征[19-20]。在非生產(chǎn)時,關(guān)井套壓恢復程度就可反映出地層能量傳遞情況,儲層水鎖后，儲層的氣相滲透率降低導致氣井套壓恢復慢且恢復程度較低,而積液氣井儲層能量傳遞不受影響，故套壓可恢復至較高的水平。而在開井生產(chǎn)初期,以水鎖為主的氣井能量供給受限所以套壓下降快,但以積液為主的氣井能量充足故套壓下降較慢且下降幅度有限。

3.2 儲層水鎖判識標準

水鎖會降低儲層氣相滲透率,影響地層能量的傳遞,在套壓上表現(xiàn)較為明顯。通過分析蘇東南區(qū)解水鎖施工井的套壓變化后發(fā)現(xiàn),套壓遞減速度和關(guān)井套壓恢復速度可以定量反映氣井水鎖程度。連續(xù)生產(chǎn)井水鎖后套壓遞減速度大于正常遞減速度,因此利用套壓月遞減率來判別連續(xù)生產(chǎn)井的水鎖程度,輕中度水鎖氣井套壓月遞減率為0.5～1.1,重度水鎖氣井套壓月遞減率大于1.1。間歇生產(chǎn)井水鎖后關(guān)井套壓恢復速度慢并且開井套壓下降速度快,因此利用最大關(guān)井套壓與生產(chǎn)套壓之比可以判別間歇生產(chǎn)井的水鎖程度,輕中度水鎖氣井最大關(guān)井套壓與生產(chǎn)套壓之比大于4.0,重度水鎖氣井的比值為2.5～4.0,見表3。

表3 蘇東南區(qū)儲層水鎖判識標準表Tab.3 Reservoir water blocking identification criteria in the southeast of Sulige

4 結(jié)論

1)確定蘇東南區(qū)上古儲層存在超低含水飽和度現(xiàn)象,結(jié)合該區(qū)低原始含水飽和度和高束縛水飽和度特征,提出蘇東南區(qū)上古儲層水鎖傷害模式。該模式包括兩部分：一是毛管自吸效應和液相滯留效應共同作用形成的近井筒水鎖區(qū)；二是液相滯留效應形成的儲層遠端水鎖區(qū)。

3)確定套壓、產(chǎn)氣和產(chǎn)水變化特征為判別標準,基于水鎖傷害模式,綜合生產(chǎn)時間、影響范圍和嚴重程度等因素總結(jié)梳理4類7種典型水鎖特征曲線,基本涵蓋了目前蘇東南區(qū)所有的儲層水鎖類型。

4)開展儲層解水鎖效果分析,首先區(qū)分儲層水鎖和井底積液,再從套壓遞減程度和關(guān)井套壓恢復程度出發(fā),確定了套壓月遞減率、最大關(guān)井套壓與生產(chǎn)套壓比進行儲層水鎖的定量判識。套壓月遞減率用來判別連續(xù)生產(chǎn)井的水鎖程度,最大關(guān)井套壓與生產(chǎn)套壓比用來判別間歇生產(chǎn)井的水鎖程度。