丁景辰，曹桐生，吳建彪，齊亞云

(中國石化華北油氣分公司，河南 鄭州 450006)

0 引 言

隨著中國新探明常規(guī)天然氣資源量的不斷下降，以致密氣為代表的非常規(guī)資源開發(fā)逐漸成為天然氣開發(fā)的主流[1-5]。然而，由于致密氣藏儲層物性較差且普遍存在氣水共存現(xiàn)象，水在致密儲層微細喉道中的存在將極大程度地增加氣相的滲流難度[6-9]。同時，由于致密氣藏儲層物性差，產氣量低，一旦有大量地層水產出，氣井產量將迅速下降，進而對生產造成較大的影響。因此，合理認識并正確解決致密氣藏的產液問題，成為急需解決的重點之一。

目前，關于氣藏產液的研究主要集中在微觀產液機理方面，以往研究普遍從儲層孔隙結構方面分析地層水的賦存機理、產出臨界條件和產出特征，對于理解儲層的微觀產液機理具有一定的指導意義。但實際上，區(qū)域儲層的產液不僅受微觀孔隙結構的影響，而且宏觀的地質、開發(fā)特征對儲層的產液也有較大影響。以大牛地致密氣田D28井區(qū)為研究對象，從地質、開發(fā)等不同角度對致密砂巖氣藏高產液機理開展研究，其研究成果可為大牛地氣田后續(xù)區(qū)塊的開發(fā)提供一定的參考，同時對同類致密含水砂巖氣藏的開發(fā)也具有一定的指導意義。

1 氣田概況

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部東段，屬于典型的大型致密低滲砂巖氣田。區(qū)塊內構造單一，總體為一北東高、西南低的平緩單斜。氣田斷裂不發(fā)育，局部發(fā)育若干低幅隆起及鼻狀隆起。氣田含氣面積為2 000 km2，天然氣地質儲量為8 237×108m3。自2005年投入規(guī)?；_發(fā)以來，累計生產天然氣249.2×108m3，是中國國內首個實現(xiàn)效益開發(fā)的致密低滲氣田。D28井區(qū)位于大牛地氣田中北部，是該氣田較晚投入開發(fā)的區(qū)塊。

大牛地氣田儲層非均質性強，氣水分布復雜，部分區(qū)塊產液明顯(表1)。D28井區(qū)產液特征尤為突出，2016年產液量為6.16×104m3/a，遠高于其他井區(qū)(平均為1.32×104m3/a)；區(qū)內氣井平均液氣比為4.81×10-4m3/m3，同樣遠高于其他井區(qū)(平均為1.11×10-4m3/m3)。

表1 大牛地氣田各井區(qū)2016年生產結果統(tǒng)計

D28井區(qū)北側的氣井產液量明顯高于南側氣井的產液量。統(tǒng)計結果表明，D28井區(qū)氣井日產液量平均為5.65 m3/d，其中，北側氣井日產液量平均為6.91 m3/d，南側氣井日產液量平均為4.12 m3/d，產液量呈現(xiàn)明顯的“北高南低”特征。

高產液對D28井區(qū)內氣井的正常生產和管理造成較大影響，但目前對該區(qū)塊的高產液形成原理認識尚不明確，在一定程度上制約了對氣田的合理認識和有效開發(fā)。

2 高產液機理分析

針對大牛地氣田D28井區(qū)的高產液特征，從地質和工程等方面分析其高產液機理。

2.1 氣藏微構造條件

前期勘探結果表明，大牛地氣田區(qū)塊內構造、斷裂不發(fā)育，總體為北東高、西南低的平緩單斜。區(qū)塊內部存在局部的構造差異。盒1(H1)層為D28井區(qū)主力開發(fā)層系，也是該區(qū)塊主要的產液層系。H1層沉積相結合構造數(shù)據(jù)可知，該層在D28井區(qū)內的沉積厚度和含氣層構造幅度明顯大于其他區(qū)域，局部構造高差較大，造成該區(qū)域內氣水分異作用明顯，水更容易在微構造底部聚集，形成相對富水區(qū)[10]。在H1層普遍產水背景下，D28井區(qū)內存在明顯的天然氣富集區(qū)。根據(jù)對該井區(qū)中高產液氣井的井位統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，高產液氣井大部分位于H1層中的微構造低部位，說明氣藏微構造對于高含水區(qū)域具有控制作用。

2.2 儲層沉積條件

大牛地氣藏是一個以河流砂體為主體的巖性氣藏[11-13]。以D28井區(qū)主力產氣產液層系H1層為例，H1層主要發(fā)育辮狀河沉積，在D28井區(qū)發(fā)育H1層河流相的主河道。

研究發(fā)現(xiàn)，D28井區(qū)H1層高產液井(日產液大于5m3/d)大部分位于區(qū)塊北部主河道兩翼的薄層砂體處。由于該區(qū)主砂體橫向連片性較好，砂體展布寬度也較理想，同時，主河道由于大量的心灘疊置，因此，砂體厚度較大且物性好于分流河道處。當產生的天然氣隨時間的推移在河道砂體中不斷積聚，在重力分異作用下，河道砂體中的天然氣不斷向南部主河道砂體中厚層心灘砂體的構造高部位運移，而原始地層水則向下運移并殘留在原始沉積處，這些部位由于氣體的運移導致含氣量下降，壓力降低，原始地層水滯留，進而形成氣水共存、水多氣少的相對富水區(qū)，因此，造成了D28井區(qū)目前“北高南低”的產液格局。

2.3 儲層含水飽和度

統(tǒng)計各區(qū)塊的含水飽和度數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，D28井區(qū)主力采氣層位的含水飽和度高于其他區(qū)塊，造成該井區(qū)高產液。其原因為：一方面，較高的含水飽和度為氣田開發(fā)過程中的大量產水提供了更為豐富的地層水來源；另一方面，含水飽和度越高，儲層中氣液兩相滲流受到的影響越明顯，水相的滲流能力相對越強[14]。

圖1為大牛地氣田不同含水飽和度致密巖心的相對滲透率曲線。由圖1可知，隨著巖心含水飽和度的升高，巖心的兩相滲流能力有所下降，兩相共滲區(qū)變窄，共滲點左移；氣相相對滲透率下降明顯，而水相相對滲透率有所上升。同時，含水飽和度越高的巖心，束縛水飽和度和殘余氣飽和度越偏左，說明高含水飽和度提高了儲層巖心中水相的相對滲流能力。因此，在高含水儲層中，水相更容易流動并產出，造成生產中的高產液現(xiàn)象。

圖1大牛地氣田不同含水飽和度巖心的氣水相對滲透率曲線

2.4 巖石孔喉特征

儲層物性特征也是造成D28井區(qū)高產液的原因之一。圖2為D28井區(qū)典型巖心和氣田老區(qū)典型巖心的微觀孔隙結構分析結果對比。由圖2a可知，老區(qū)巖心的總體孔滲物性略差于新區(qū)巖心。新老區(qū)塊巖心的排驅壓力總體較高，說明大牛地地區(qū)儲層物性均較差。相對于老區(qū)塊巖心來說，D28井區(qū)巖心的排驅壓力有所提高，退汞效率有所下降，說明新投產區(qū)塊的物性更差，孔喉差異更大，且連通性更差。由圖2b、c微觀孔喉分析結果可知，大牛地氣田老區(qū)巖心的孔隙半徑均值為0.066 μm，而新投產區(qū)塊D28井區(qū)的巖心孔隙半徑均值僅為0.052 μm，孔喉更為細小。對于氣藏來講，水相一般為潤濕相，水相主要附著于微細孔喉處及巖石表面，氣體賦存于孔隙內，微細孔喉處的水將儲層中原本連續(xù)相的氣體卡斷，并將其包裹、滯留在孔隙中，孔喉越細小，孔喉差異越大，喉道處的水更容易占據(jù)喉道，孔隙中的氣體和水無法運移，從而形成氣水互封。

隨著氣藏的開發(fā)，儲層中的氣體逐漸被采出，儲層壓力從井筒周圍到儲層逐步下降，原本被卡斷在孔隙中的氣體體積迅速膨脹，推動微細孔喉處的水。當氣體持續(xù)膨脹，推力足夠大時，微細孔喉處的水將發(fā)生運移，從而使得孔隙內賦存的氣和水產出，形成可動氣或可動水[15]。對于D28井區(qū)來說，由于儲層中含水飽和度較高，為高產液提供了充足的地層水來源。在開發(fā)過程中，被封存的氣體自身體積膨脹，又為儲層中水的運移提供了足夠的動力。當氣體膨脹的推動力足夠大時，使得儲層孔喉處的水發(fā)生運移，進而原本封存在孔隙中的水大量產出，造成區(qū)塊高產液。

2.5 生烴強度

區(qū)塊烴源巖分布和生烴強度的不均衡性也在一定程度上造成D28井區(qū)含水飽和度高、產水量大的現(xiàn)狀。根據(jù)鄂爾多斯盆地整體以及大牛地周邊區(qū)塊的烴源巖分布描述、大牛地區(qū)塊各井區(qū)典型井的全烴測試結果可知，大牛地區(qū)塊的烴源巖分布和生烴強度總體符合“南高北低、南強北弱”的特征，即越遠離鄂爾多斯盆地中心，生烴條件越差，烴源巖厚度越小。

由于大牛地氣田區(qū)塊總體構造較為平緩，天然氣在生成之后很難有大規(guī)模的水平方向運移，成藏期儲層的烴類充注主要表現(xiàn)為垂向運移充注。對于烴源巖厚度大、生烴強度大的區(qū)塊來說，在成藏過程中氣源供給充足，烴類氣體更容易富集，儲層原始地層水可充分排出；對于烴源巖厚度小、生烴強度弱的區(qū)塊，在成藏氣沒有充足的氣源供給、儲層中的原始地層水大部分原地滯留時，易形成相對富水區(qū)。由于D28井區(qū)處于大牛地氣田北部，烴源巖厚度小，生烴強度差，因此，該區(qū)域形成了相對富水區(qū)，從而造成該區(qū)塊的高產液。

圖2大牛地氣田新老區(qū)塊巖心孔隙結構對比分析

2.6 開發(fā)井型

開發(fā)井型也是導致D28井區(qū)高產液的原因之一。水平井具有泄油(泄氣)面積大、單井產量高、儲量動用程度高等優(yōu)點，但從另一方面來講，水平井也極大程度地溝通了儲層中各個含氣(含水)砂體，增大了地層水向井筒的滲流面積，更容易連通儲層中潛在的高含水區(qū)域，造成高產水[16-18]。同時，該區(qū)塊水平井的開發(fā)伴隨著大規(guī)模、多段的水力壓裂，在井筒周圍形成人工裂縫網絡，進一步擴大了井筒附近流體的滲流能力，使本不容易流動的地層水更容易產出，造成高產液。

將大牛地老區(qū)的水平井產氣產液情況進行統(tǒng)計，計算該年度內老區(qū)塊水平井的平均日產能情況，并與區(qū)塊的總平均產能進行對比(表2)。

由表2可知，對于大牛地開發(fā)老區(qū)來說，水平井井數(shù)占比較低，而產水量卻占比較高。對于D28井區(qū)來說，該井區(qū)投產最晚，主要采用水平井開發(fā)，水平井井數(shù)占比較高(86.03%)，造成該區(qū)塊高產液。

表2 大牛地氣田老區(qū)水平井各項指標對比

3 致密含水氣藏開發(fā)建議

以大牛地氣田D28井區(qū)為例，分析了致密砂巖儲層高產液的機理，可為大牛地氣藏及其他同類致密含水氣藏的開發(fā)提供一定的借鑒。

(1) 不利的局部地質條件是造成致密砂巖儲層高產液的主要原因之一。對于致密儲層的開發(fā)，應該更加重視氣藏地質認識的精細度和準確度。做好儲層微構造的精細刻畫和沉積展布的準確認識，避免在微構造低部和沉積邊部部署井，最大程度上避免氣井產液。

(2) 由于致密儲層普遍氣水共存，因此，準確認識儲層含水飽和度與可動水分布對于致密儲層開發(fā)至關重要。通過繪制儲層含水飽和度分布圖和可動水分布圖，在含水和可動水較低部位部署井，可有效降低氣井高產液的風險。

(3) 水平井有效溝通面積大，是致密儲層主要的開發(fā)方式，但壓裂水平井也增大了氣井產液的規(guī)模。因此，應提高壓裂設計和施工的質量，做到控制裂縫，適度壓裂。控制壓裂縫走向遠離高含水部位，控制壓裂規(guī)模避免溝通含水層位，以降低氣井高產液風險。

4 結 論

(1) 以大牛地氣田D28井區(qū)為例，研究了致密砂巖儲層高產液機理。結果表明：局部構造高差造成大牛地氣田D28井區(qū)內形成相對富水區(qū)，氣井高產液現(xiàn)象明顯，說明了氣藏微構造條件對于區(qū)塊高含水區(qū)域的控制作用。

(2) D28井區(qū)內發(fā)育盒1層河流相的主河道，在重力分異作用下，河道砂體中的天然氣不斷向相連通的南部厚層心灘砂體構造高部位運移，而原始地層水滯留并形成氣水共存、水多氣少的富水帶，造成該井區(qū) “北高南低”的產液格局。

(3) 除構造和沉積因素外，儲層含水飽和度、巖石孔喉及潤濕性、生烴強度、開發(fā)井型等因素的共同作用造成目前大牛地氣田D28井區(qū)高產液的現(xiàn)狀。

(4) 在致密砂巖儲層高產液機理研究基礎上，從地質和工程工藝方面提出針對致密含水氣藏的開發(fā)建議。

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