姚涇利 王懷廠 裴 戈 袁曉明 張 輝

1.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 3.中國石油長慶油田公司勘探部

鄂爾多斯盆地東部上古生界石盒子組8段、太原組是該區(qū)天然氣勘探的主要目的層，其滲透率普遍小于1mD，儲集層孔喉特征為中、小孔—細(xì)、微喉型組合，為低孔隙度、低滲透率的致密砂巖儲層［1－6］，單井產(chǎn)量低，制約著該區(qū)規(guī)模儲量的提交和氣田的大規(guī)模有效開發(fā)。研究發(fā)現(xiàn)，該區(qū)盒8段、太原組致密砂巖氣藏普遍存在超低含水飽和度現(xiàn)象（指儲層原始含水飽和度低于束縛水飽和度的狀態(tài)［7］）。氣藏存在低含水飽和度現(xiàn)象會導(dǎo)致在鉆井、壓裂等各種作業(yè)過程中工作液、濾液侵入量和侵入速度增加，水鎖傷害加重。因此深化對超低含水飽和度氣藏的成藏機(jī)理研究，對制訂合理的儲層保護(hù)和壓裂改造的工藝措施、提高相同儲層物性條件的儲層氣相滲透率、提高單井產(chǎn)量和促進(jìn)該地區(qū)天然氣規(guī)模儲量的提交有著重要意義。

1 致密砂巖氣藏的超低含水飽和度現(xiàn)象

1.1 儲層的原始含水飽和度

儲層原始含水飽和度由密閉取心井確定。通過統(tǒng)計、分析盆地東部3口密閉取心井盒8段、太原組的138個原始含水飽和度數(shù)據(jù)，結(jié)果表明，盒8段、太原組的原始含水飽和度主要分布在40%以下，累計頻率可達(dá)83.1%，平均含水飽和度為26.7%（圖1），具有較低的原始含水飽和度特征。

圖1 盒8段、太原組原始含水飽和度頻率分布圖（樣品數(shù)為138個）

1.2 儲層的束縛水飽和度

應(yīng)用氣水相滲和核磁共振2種實驗技術(shù)方法測試束縛水飽和度。氣水相對滲透率曲線在水相滲透率為0處對應(yīng)的含水飽和度即為束縛水飽和度，圖2為Sh16井太原組砂巖儲層的氣水相對滲透率曲線，可以確定該砂巖儲層的束縛水飽和度為29.73%。

圖2 Sh16井太原組砂巖儲層氣水相對滲透率曲線圖（井深為2 790.6m）

核磁共振可動流體實驗原理是通過對儲層孔隙流體中氫核信號的觀測，可以直接測量巖石中流體特性，并能獲得儲層有效孔隙度、自由流體和束縛流體體積、孔隙結(jié)構(gòu)等地質(zhì)信息［8－12］。巖心樣品飽和流體后置于均勻分布的靜磁場中，流體中的氫核（1H）會被磁場極化，產(chǎn)生磁化矢量，此時對樣品施加一定頻率的射頻場，就會產(chǎn)生核磁共振；撤掉射頻場就會接收到氫核在孔隙中做弛豫運(yùn)動幅度隨時間以指數(shù)函數(shù)衰減的信號。核磁共振信號衰減的快慢采用橫向弛豫時間T2來描述，飽和流體的巖樣進(jìn)行核磁共振T2測試時，T2弛豫時間的大小取決于流體分子受孔隙固體表面作用力的強(qiáng)弱，因此利用核磁共振T2譜可對巖樣孔隙內(nèi)流體的賦存狀態(tài)進(jìn)行分析，能夠定量測試出可動流體飽和度及束縛流體飽和度。圖3為Sh16井太原組砂巖儲層核磁共振實驗的T2弛豫時間譜圖，可以確定，該砂巖儲層的束縛水飽和度為28.33%。

圖3 Sh16井太原組砂巖儲層T2弛豫時間譜圖（井深為2 790.6m，1psi＝6.895kPa）

1.3 儲層原始含水飽和度與束縛水飽和度的比較

選取鄂爾多斯盆地東部的Sh16、Sh60井和M41井盒8段、太原組的10塊密閉取心樣品，開展氣水相滲、核磁共振實驗測試，將密閉取心所測試的儲層原始含水飽和度與采用氣水相滲、核磁共振實驗所確定的束縛水飽和度進(jìn)行了對比。

對比結(jié)果顯示，10塊密閉取心樣品的原始含水飽和度值平均為18.3%（表1），針對同一塊樣品，應(yīng)用核磁共振法測試出的束縛水飽和度和應(yīng)用相滲法測試出的束縛水飽和度均大于原始含水飽和度，應(yīng)用核磁共振法測試出的平均束縛水飽和度為47.9%，應(yīng)用相滲法測試出的平均束縛水飽和度為38.0%，原始含水飽和度比應(yīng)用相滲法測試出束縛水飽和度低6.9%～37.0%，平均要低19.7%，表明該區(qū)盒8段、太原組致密砂巖氣藏存在超低含水飽和度現(xiàn)象。

表1 鄂爾多斯盆地東部盒8段、太原組束縛水飽和度與原始含水飽和度對比結(jié)果表

2 超低含水飽和度氣藏的形成機(jī)理

2.1 溫度、壓力影響

氣藏形成跨越相當(dāng)長的地質(zhì)時間，地層條件下氣藏中天然氣中的含水量取決于地層的溫度和壓力。在氣藏形成初期，溫度和壓力較低，但隨著埋藏深度增加，溫度壓力升高，天然氣攜水的能力不斷增強(qiáng)（表2），據(jù)Bennion［13］等研究，27.57MPa、100℃時天然氣蒸發(fā)和攜帶水的能力為1 136.7g／m3，而在1.013 MPa、15.6℃時的能力僅為14.0g／m3，隨著溫度、壓力的增大，天然氣攜水的能力顯著增加。

表2 不同溫度、壓力條件下天然氣的攜水能力表

儲層流體包裹體均一溫度分布顯示（圖4），鄂爾多斯盆地東部上古生界天然氣藏具有2期充注成藏的特征：第Ⅰ期充注儲層流體包裹體均一溫度介于95～120℃，包裹體形成古壓力介于20～28MPa，第Ⅱ期充注儲層流體包裹體均一溫度介于135～160℃，包裹體形成古壓力介于50～60MPa。

圖4 盒8段儲層流體包裹體均一溫度分布圖（樣品數(shù)為210個）

將2期充注成藏期的溫度、壓力投影至不同溫壓條件下天然氣飽和水蒸氣含量圖版上發(fā)現(xiàn)（圖5），在第Ⅰ充注期天然氣的攜水量介于5 000～7 000g／km3，在第Ⅱ充注期天然氣的攜水量介于10 000～12 000g／km3，第Ⅱ期充注的天然氣攜水量是第Ⅰ期的近2倍，表明隨著溫度、壓力的增大天然氣攜水的能力顯著增加，儲層中有更多的束縛水被蒸發(fā)氣化，不斷隨著天然氣的運(yùn)移攜帶出儲層，增大了地層水被攜帶到上覆地層的可能性［14］，有利于超低含水飽和度氣藏的形成。

圖5 不同溫壓條件下天然氣飽和水蒸氣含量圖（1atm、15.5 ℃，1atm＝0.101 3MPa）

2.2 干氣的充注

水在煤中的賦存狀態(tài)分為外在水分、內(nèi)在水分以及同煤中礦物質(zhì)結(jié)合的結(jié)晶水。煤層工業(yè)分析水分含量是指煤層中的內(nèi)在水分，內(nèi)在水分是指吸附或凝聚在煤顆粒內(nèi)部毛細(xì)孔中的水。通過對鄂爾多斯盆地東部煤層工業(yè)分析水分含量與有機(jī)質(zhì)成熟度（Ro）關(guān)系時發(fā)現(xiàn)（表3），在Ro＞1.2%時，煤中水分含量明顯降低，預(yù)示著后期烴源巖中生成的天然氣中水蒸氣的含量越少，并處在欠飽和狀態(tài)，而該區(qū)上古生界煤系烴源巖演化程度普遍達(dá)到高成熟和過成熟階段，在天然氣成藏后期會有更多的干氣注入儲層，導(dǎo)致儲層中的束縛水蒸發(fā)遷移，有利于形成超低含水飽和度氣藏。

2.3 氣藏的泄露逸散

晚白堊世，鄂爾多斯盆地大面積回返抬升，強(qiáng)烈的構(gòu)造抬升導(dǎo)致上覆地層發(fā)生剝蝕，破壞了盒8段、太原組氣藏早期存在的運(yùn)聚平衡［15］；同時強(qiáng)烈的構(gòu)造抬升過程會產(chǎn)生一定的斷裂活動，在上古生界形成斷層和裂縫，盒8段、太原組氣藏中先期成藏的天然氣必然沿著地層剝蝕厚度大、應(yīng)力釋放大以及斷層和裂縫發(fā)育區(qū)向上發(fā)生泄露逸散，束縛水被蒸發(fā)汽化后隨著氣藏泄露逸散而帶出儲層，有利于超低含水飽和度氣藏的形成。

2.4 超低含水飽和度氣藏的成藏過程

致密砂巖超低含水飽和度的形成過程如圖6所示，圖6－a為儲層早成巖期的機(jī)械壓實階段，此時干酪根未成熟，儲層孔喉中100%飽含地層水；圖6－b為儲層的可動水排出階段，此時隨著干酪根成熟度的增加，生成的天然氣注入儲集層，驅(qū)替儲層的可動水，儲層的含水飽和度接近于儲層的束縛水飽和度；圖6－c為束縛水蒸發(fā)氣化階段，此時隨著溫度壓力的增大和干氣的注入，使儲層的束縛水被蒸發(fā)氣化，不斷隨著天然氣的運(yùn)移攜帶出儲層，從而形成超低含水飽和度氣藏。

3 超低含水飽和度氣藏存在的地質(zhì)意義

3.1 超低含水飽和度儲層易產(chǎn)生水鎖傷害

在氣層勘探開發(fā)過程中，由于鉆井液、壓裂液等外來流體侵入儲層，使儲層含水飽和度增加，導(dǎo)致氣相滲透率降低的現(xiàn)象，稱為水鎖傷害，亦稱為水鎖效應(yīng)［16－18］，致密砂巖儲層中水鎖效應(yīng)尤為突出［19］。

只要進(jìn)入儲層的水相流體的飽和度超過儲層水相流體的原始飽和度，就會引起儲層水鎖傷害。通過密閉取心含水飽和度與常規(guī)取心含水飽和度對比發(fā)現(xiàn)：太原組和盒8段密閉取心含水飽和度一般低于40%（圖7、圖8）；在不同滲透率區(qū)間，密閉取心含水飽和度均小于常規(guī)取心含水飽和度，表明鄂爾多斯盆地東部致密儲層普遍存在吸水現(xiàn)象及水基鉆井液的傷害，鉆井過程就已普遍存在著水鎖傷害。

圖6 致密砂巖氣藏超低含水飽和度的形成過程圖

圖7 盒8段滲透率與含水飽和度關(guān)系圖

圖8 太原組滲透率與含水飽和度關(guān)系圖

3.2 永久性水鎖傷害評價

對于超低含水飽和度儲層由于儲層吸水，一部分外來流體成為儲層的束縛水，地層條件下難以用壓差驅(qū)替的方式解除，而形成永久性水鎖［20－21］。

外來流體侵入儲層后使儲層的含水飽和度增大，在地層壓力下天然氣驅(qū)替水使儲層含水飽和度逐漸下降，以至于到達(dá)束縛水飽和度（Swir），這部分水鎖稱為暫時性水鎖［20－21］，可以用壓差驅(qū)替的方式解除；但對于超低含水飽和度儲層，由于儲層吸水，一部分外來流體成為儲層的束縛水，地層條件下不能用壓差驅(qū)替的方式解除，這部分水鎖稱其為永久性水鎖。

在通常所做的氣水相滲實驗中，最大只作到束縛水飽和度下的氣相滲透率，在認(rèn)識到超低含水飽和度現(xiàn)象和形成機(jī)理后，筆者利用密閉取心巖樣，在氣水相滲實驗中做出束縛水飽和度下的氣相滲透率后（該巖樣原始含水飽和度為10.19%，束縛水飽和度為44.71%），應(yīng)用加熱（蒸發(fā)部分束縛水）、稱重的方法，做出了原始含水飽和度下的氣相滲透率（圖9），并根據(jù)下式評價了永久性水鎖傷害。

圖9 Mi41井盒8段氣水相對滲透率曲線圖（井深：2 459.8m）

式中DR永久為永久性水鎖引起的滲透率損害率（永久性水鎖指數(shù)）；Kwi為原始含水飽和度下巖樣的氣測滲透率，mD；Kwir為束縛水飽和度下巖樣的氣測滲透率，mD。

10塊巖心樣品的評價結(jié)果顯示（表4），永久性水鎖滲透率傷害率最小為26.6%，最大為47.8%，平均為35.4%；原始含水飽和度下氣相滲透率是束縛水飽和度下氣相滲透率的1.4～1.9倍，平均為1.6倍。因此設(shè)法預(yù)防和解除永久性水鎖傷害，恢復(fù)原始含水飽和度下的氣相滲透率，對提高相同儲層物性條件的儲層氣相滲透率和提高單井產(chǎn)量有著重要的意義。

3.3 水鎖傷害的預(yù)防與補(bǔ)救措施

對于致密砂巖超低含水飽和度氣藏，為降低和解除永久性水鎖傷害，建議采取以下儲層保護(hù)和補(bǔ)救措施：

1）盡量避免使用水基工作液：使用無水的氣體類流體作為工作液，如空氣、N2、CO2、氣態(tài)烴。使用含水量低的泡沫也可以減輕水鎖損害。

2）盡量減少、甚至避免水基工作液侵入：屏蔽暫堵技術(shù)、非滲透泥漿體系和成膜技術(shù)。

3）采用欠平衡作業(yè)：可以減緩濾液進(jìn)入地層，降低濾失量。

4）注入醇：降低體系的表面張力，降低毛細(xì)管阻力。易于氣化排除，有助于攜帶地層水一起排出，易于返排，降低含水飽和度。

5）注入干氣［22］：通過較長時間的干氣（已脫水）或氮氣注入，可使圈閉帶的水蒸發(fā)遷移。

表4 鄂爾多斯盆地東部主要層系儲層永久水鎖傷害評價結(jié)果表

6）地層熱處理：將熱氣注入地層，可以使圈閉帶的水產(chǎn)生超臨界干燥萃取。

4 結(jié)論

1）鄂爾多斯盆地東部上古生界盒8段、太原組砂巖為普遍低孔隙度、低滲透率的致密砂巖。應(yīng)用氣水相滲、核磁共振2種實驗技術(shù)方法所測定的束縛水飽和度均高于密閉取心測定的原始含水飽和度值，表明盒8段、太原組致密砂巖氣藏存在超低含水和度現(xiàn)象。

2）氣藏形成過程中由于溫度、壓力增大，隨著烴源巖在過成熟演化階段干氣的注入，天然氣的攜水能力不斷增加，束縛水不斷蒸發(fā)氣化，并隨著天然氣的大規(guī)模運(yùn)移及氣藏后期的泄漏散失而帶出儲層，從而形成超低含水飽和度氣藏。

3）超低含水飽和度儲層由于儲層吸水，易形成永久性水鎖，制訂合理水鎖傷害的預(yù)防與補(bǔ)救措施，對提高相同儲層物性條件的儲層氣相滲透率和提高單井產(chǎn)量有著重要意義。

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