高树生 侯吉瑞 杨洪志 熊 伟 胡志明

1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 2.中国石油大学（北京） 3.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

川中地区须家河组低渗透砂岩气藏产水机理

高树生1，2侯吉瑞2杨洪志3熊 伟1胡志明1

1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 2.中国石油大学（北京） 3.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

产水问题是制约四川盆地川中地区上三叠统须家河组低渗透砂岩气藏高效开发的关键问题。为给生产现场形成有效防水、治水技术提供理论依据，开展了储层产水机理研究，通过压汞、岩样气驱水实验及微观可视模型开发物理模拟实验，揭示了储层高含水及产水机理。结果表明：须家河组低渗透砂岩气藏储层微细孔喉发育，微细喉道对气相的毛细管阻力大，成藏过程中，当含水饱和度降低到40%～50%后，成藏动力不足以克服毛细管阻力使气相进入更微细的喉道及其控制的孔隙中，决定了储层高原始含水饱和度的特征；低渗透储层气水呈互封状态后，在开发过程中气体弹性膨胀推动较大孔喉处及其控制的孔隙内水相成为可动水，这就是储层产水的主要原因；水封气能量、可动水饱和度及生产压差控制了储层的产水特征。该研究成果对于降低气井产水风险，提高单井产量具有重要的指导作用。

四川盆地 川中地区 晚三叠世 低渗透砂岩气藏 储集层 孔隙 结构 产水机理 可动水

四川盆地上三叠统须家河组低渗透砂岩气藏储层含水饱和度高，气井普遍产水，气井过量产水导致气井产能迅速下降［1］。认识气藏产水机理，建立气藏产水特征预测方法和技术手段，对于合理制订开发方案，提高单井产量，增加气藏开发效果，降低开发成本具有重要意义。目前，对于须家河组低渗透砂岩气藏气水分布特征及控制因素有了一定的认识［2－5］，但气藏产水机理及如何预测气井产水特征还是一个尚未解决的关键问题。笔者在明确储层微观孔隙结构特征的基础上，通过岩样气驱水实验及微观可视模型开发物理模拟实验，揭示了储层高含水饱和度的机理及产水机理。

1 储层特征

川中地区构造平缓，一般地层倾角为1°～3°，构造受力总体较弱，须家河组气藏是发育于平缓构造背景下的岩性气藏，无明显的边底水。裂缝总体不发育，仅在局部井区和层段见有裂缝，多分布于致密层段。须家河组储层具有中—低孔隙度、低—特低渗透率、高含水饱和度特征。孔隙度为0.5%～15.55%，渗透率为0.001～5.0 m D，含水饱和度在40%以上［6－9］。

2 储层高含水机理

2.1 储层微细孔喉发育

岩样压汞测试结果表明，须家河组低渗储层孔喉细小，微孔喉发育。储层渗透率越低，小于0.1μm的微喉道控制的孔隙体积比例越高（图1）。对于覆压渗透率为0.1 mD左右的储层，由小于0.1μm的喉道控制的孔隙体积在30%以上，对渗流能力起主要贡献作用的是0.5～1μm之间的喉道。覆压渗透率0.01 mD左右的储层，由小于0.1μm的喉道控制的孔隙体积在45%～75%之间，对渗流能力起主要贡献作用的是0.1～0.5μm之间的喉道。

2.2 微细孔喉控制高含水饱和度

成藏中的油气二次运移过程中，当气泡的直径大于储集层的有效喉道直径时，毛细管阻力的作用使得后续气泡逐渐连成气丝，直到水动力同浮力的合力能够克服毛细管阻力时，气丝才开始运移［10］。喉道半径小于0.2 μm后，随着喉道半径的减小，毛细管阻力快速上升。喉道半径越小，气相越难以进入其控制的孔隙内。

应用离心机对饱和地层水的岩样进行离心实验，得到不同离心力下的残余水饱和度，模拟成藏过程中不同成藏动力下的束缚水饱和度，揭示不同尺寸孔喉对水相的束缚作用。实验过程中，离心力大小从50 psi（1 psi＝6.895 k Pa）逐步增大到300 psi。不同离心力离心后的岩样含水饱和度如图2所示。在饱和水状态下，50 psi离心力能让含水饱和度降低5%～50%。这是由于较大喉道及其控制的孔隙内的水相更容易被驱替出。随着含水饱和度的降低，相同离心力增加幅度下含水饱和度的降低幅度越来越小。从毛细管力计算公式可看出，孔喉半径越小，控制的束缚水饱和度越高，0.1μm的孔喉控制的含水饱和度高达50%，而且渗透率小于0.05 mD的岩心，0.1μm的喉道控制的含水饱和度均高于50%。这表明储层微孔喉发育是该区须家河组储层原始含水饱和度高的主要原因。

图1 不同岩样中微细孔喉所占体积百分数图

图2 不同孔喉半径控制的含水饱和度图

3 储层产水机理

3.1 微观机理

微观模型含水状态下开发物理模拟实验表明，对于低渗透砂岩气藏来讲，由于水相一般为润湿相，主要分布在微细孔喉内及岩石表面，气体赋存在孔隙内，含水微细孔喉包围控制孔隙体，形成气水互封的状态（图3）。开发过程中，气相产出要突破孔喉处水相的束缚作用。

图3 微观模型中气水互封状态图

气藏开发过程中，随着储层压力逐步下降，压力降传导到孔隙内的气体时，气体体积迅速膨胀，对孔隙表面水相进行挤压，并对微细孔喉处的水相产生推动力，这种推动力只要大于某一微细孔喉处的毛细管力束缚，则这部分微细孔喉处及其控制的孔隙内的残余水就会被推动，从而运移产出成为可动水（图4）。另一方面，开发过程远远快于成藏过程，因而开发过程中驱替压力梯度大于成藏过程中的驱替压力梯度，故成藏过程中部分未被驱出的水相可以在开发过程被驱替出，成为可动水。对于须家河组气藏而言，由于微细孔喉发育，残余水饱和度较高，衰竭式开发过程中压力梯度大，因而可动水产出量较大，严重影响气藏产能。

图4 开发过程中孔隙内气体膨胀驱替水相流动过程图

3.2 宏观机理

对须家河组2块低渗透岩样进行了不同压力梯度下气驱饱和水岩样实验，在初始高含水饱和度阶段，随着驱替压力梯度的增大，残余水饱和度降低缓慢，主要是由于气相饱和度小于20%，不能产生连续气相运移。随着驱替压力梯度的进一步增大，气相饱和度逐步增加，达到临界含气饱和度20%后，形成连续运移，这时气相运移进入大喉道及其控制的孔隙中，使得含水饱和度快速降低。当含水饱和度降低到50%后，气相进入更细小的喉道及孔隙的难度加大，驱替压力梯度的增加导致含水饱和度缓慢降低（图5）。须家河组低渗透砂岩气藏储层含水饱和度在40%～60%之间，高于束缚水饱和度，存在0～20%的可动水饱和度。驱替压力梯度越大，水相越容易动用。

图5 不同驱替压力梯度下的残余水饱和度图

为了进一步研究储层产水的宏观机理，开展了两种气水状态下的物理模拟实验和数值计算。一种是气水分异明显的储层，一种是气水互封状态下的储层，对比分析水封气状态及气、水能量对储层产水的影响规律。结果表明，对于气水分异明显的低渗储层，由于水相弹性膨胀能力小，且储层渗透率低，储层产水量很小，而且水体倍数对其影响也很小，对于气体产能影响不大，可以忽略不计。对于气水互封的储层，采气过程中岩心的水侵量达到了0.2 PV，会严重影响气体产能，可见气水存在关系对于气井产水有重要影响。图6是不同水封气量下气井开发过程中的水侵动态数值计算结果，发现水封气能量越高，储层越容易产水；随可动水饱和度增加（对于束缚水饱和度一定的储层，即原始含水饱和度增加），气井开发过程中的水侵量显著增加，由不含水封气到0.1 PV水封气，对应的水侵量由0增加到近0.12 PV，严重影响气井产能。由此可见，低渗储层产水量主要受到两方面的宏观因素控制：一是水封气能量大小，二是可动水饱和度高低。

图6 低渗透砂岩气藏的水侵规律数值模拟结果图

4 结论

1）须家河组低渗透砂岩储层孔喉细小，微孔喉发育，小于0.1μm的微孔喉控制的孔隙体积比在30%以上；微孔喉毛细管阻力大，气相难以进入其控制的孔隙内，导致储层高原始含水饱和度。

2）低渗透砂岩储层气水成互封状态，衰竭式开发过程中，驱替压力梯度大，气体膨胀推动较大孔喉处及其控制的孔隙内水相成为可动水，是产水的主要原因。

3）储层产水特征主要受控于水封气能量、可动水饱和度及生产压差。

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Water production mechanism of Xujiahe low－permeability sandstone gas reservoirs in Middle Sichuan Basin

Gao Shusheng1，2，Hou Jirui2，Yang Hongzhi3，Xiong Wei1，Hu Zhiming1
（1.Langfang Branch of Petroleum Exploration and Development Research Institute，PetroChina，Langfang，Hebei 065007，China；2.China University of Petroleum，Beijing 102249，China；3.Research Institute of Petroleum Exploration and Development of Southwest Oil ＆Gasfield Company，PetroChina，Chengdu，Sichuan 610051，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 11，pp.40－42，11／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Water production is the key issue constraining the efficient development of Xujiahe low－permeability sandstone gas reservoirs in Middle Sichuan Basin.To find out the theoretical foundation for effective prevention and control over the water production on site，a research is conducted on water production mechanism of the gas reservoir.Particularly，the mercury injection test，gas－drivewater test for the rock specimen，and the visual model development physical simulation test are performed to reveal the high water cut and water production mechanism of the reservoir.The following results are achieved.（1）Micro pore throats develop in Xujiahe low－permeability sandstone gas reservoirs and have a large capillary resistance to the gas；when the water saturation is decreased to 40%－50%in the process of reservoir formation，the reservoir－forming dynamics will become too insufficient to overcome the capillary resistance，thereby the gas is driven into smaller pore throats or the controlled pores，which leads to high original water saturation in the reservoir.（2）Gas and water are mutually sealed in low－permeability reservoirs，and in the development process，gas elastic expansion turns water in larger throats and pores into movable water，which is the main reason for water production of oil and gas reservoirs.Water－sealed gas energy，movable water saturation and production pressure difference define the water production characteristics of the reservoir.In conclusion，this study plays an important guiding role not only in mitigating the risk of water production in a gas well but in increasing the well yield.

Middle Sichuan Basin，low－permeability sandstone gas reservoir，late Triassic Epoch，reservoir stratum，pores，structure，water production mechanism，movable water

高树生等.川中地区须家河组低渗透砂岩气藏产水机理.天然气工业，2012，32（11）：40－42.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.11.009

国家科技重大专项“致密砂岩气有效开发评价技术”（编号：2011ZX05013－002）。

高树生，1969年生，高级工程师，博士；主要从事油气田开发方面的研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市44号信箱。电话：（010）69213752。E－mail：gaoshusheng69＠petrochina.com.cn

2012－08－08 编辑 韩晓渝）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.11.009

Gao Shusheng，senior engineer，born in 1969，holds a Ph.D degree and is mainly engaged in research on development of oil ＆gas fields.

Add：Mail Box 44，Wanzhuang，Langfang，Hebei 065007，P.R.China

E－mail：gaoshusheng69＠petrochina.com.cn