摘要：氣井出水是長期以來困擾澀北氣田提高開發(fā)效果的主要問題之一。首先從宏觀氣水分布及氣水運動規(guī)律的角度出發(fā)，分析了邊水、層內水、層間水的形成機理和氣井見水的3種基本模式；然后從微觀角度，對疏松砂巖氣藏的儲層孔隙結構及巖石潤濕性進行了研究，分析其對氣藏原始氣水分布的控制作用。結果表明，澀北氣田儲層縱向上砂、泥巖間互分布，對于孔隙結構較差、以細小孔隙為主、孔隙與喉道半徑較小且分選性較差的儲層，將導致氣水分異作用減弱，從而形成較長的氣水過渡帶。對于澀北氣田，構造位置是控制原始氣水分布的決定性因素，毛細管壓力是造成氣水界面分布特征的關鍵因素，儲層巖石的混合潤濕性也是影響因素之一。
關鍵詞：澀北氣田；儲集層；孔隙類型；潤濕性；氣水邊界；兩相流動
1 原始氣水分布
1.1 氣水總體分布特征
雖然澀北氣田的構造形態(tài)完整，圈閉主要受構造控制且儲層連片分布，但由于氣藏頂部區(qū)域的蓋層、各含氣小層的隔層、小層非均質性、天然氣充滿程度、驅動能量及邊界條件等都存在差異，致使氣水邊界和含氣面積各不相同，氣水界面不完全受構造圈閉等深線控制。從平面總體看，原始氣水分布都具有“南高北低”的特征。
1.2 邊水的形成與邊水驅動
本區(qū)第四系源巖產(chǎn)生甲烷的過程始于沉積埋藏的初期并且一直持續(xù)至今[1]，但由于四系圈閉規(guī)模和蓋層封蓋能力有限，當本區(qū)自生自儲的第四系生物氣藏達到一定規(guī)模后便不再繼續(xù)擴大，而處于一種相對穩(wěn)定的動態(tài)平衡狀態(tài)。
沉積作用剛剛結束的第四系飽含束縛水，在有效圈閉范圍內，由于生物氣對地層水的排驅作用，逐漸在砂巖儲層中形成聚集，隨著氣藏規(guī)模的不斷擴大，一旦氣藏能量達到上覆蓋層封蓋能力的上限，便沒有能力繼續(xù)排驅氣藏以外砂巖儲層孔隙中的地層水，從而在氣藏外圍較低部位形成環(huán)狀的地層水分布帶，也即“氣藏邊水”。
動態(tài)平衡的第四系氣藏一旦投入生產(chǎn)，由于氣藏能量被釋放，平衡狀態(tài)被打破，被原始氣藏排驅在外的氣藏邊水就會形成一個回壓，將天然氣推向氣藏的較高部位，也就是“邊水驅動”。研究認為，澀北氣田的所有氣藏均有邊水環(huán)繞，系統(tǒng)試井及壓力恢復資料也顯示氣田具有邊水驅動的特征。
1.3 夾層水
對于具有較強封隔能力的泥質巖，排驅過程中氣體無法進入，更無法排驅其孔隙中的地層水，因此在兩段泥巖之間就有可能形成被獨立分隔的水體，并零星分布于儲層當中，形成了“夾層水”。
1.4 層內可動水分布
根據(jù)測井資料的解釋以及生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)的驗證，層內可動水多以夾層水的形式存在。夾層水一般分布于各氣層組的底部。澀北一號和澀北二號兩個構造在高部位的一些井均發(fā)現(xiàn)多處含水層，零星分布，橫向延伸不大，有的表現(xiàn)為近鄰氣層的局部底水，有的是由泥巖分割的單水層。分析其成因，大部分是氣充注不足的滯留水或毛細管力從低部位滲吸上來的水。
1.5 氣水過渡帶
構造位置是原始氣水分布的直接決定因素。對于澀北氣田，儲層的非均質性也是造成氣水界面分布特征的關鍵因素。對于物性較好的儲層，氣水過渡帶很短，氣水界面以上30m的含氣飽和度便可達到50%，而對于物性較差的儲層，氣柱高度在80～90m時含氣飽和度才能達到50%[2]，氣水過渡帶在整個儲層縱向上占有相當大的比例。
2 氣井見水模式
2.1 縱向水竄
盡管疏松砂巖沒有明顯的裂縫顯示，但不排除在局部存在高角度穿層縫和與層間水連通的高滲透條帶(圖1)。
縱向水竄發(fā)生的時間較早，產(chǎn)量較高時，水竄快；產(chǎn)量調低，水竄甚至可能消失。盡管縱向水竄的出水量不穩(wěn)定，但通常只發(fā)生在井產(chǎn)段的下部，并且由于澀北氣田氣藏的縱向連通性較差，該模式的出水對產(chǎn)井氣量的影響幅度較小。氣井產(chǎn)量基本穩(wěn)定，略有波動或小幅下降?？v向水竄多發(fā)生在較厚儲層內，并且水體供給較差充足。
2.2 橫向水竄
層間壓差導致層間水首先沿縱向侵入到相鄰層，然后再在層內推動下沿平面高滲透條帶或水平微裂縫橫向推進到氣井(圖2)。由于水進路線長，氣井出水通常較晚，但一旦見水，出水量將持續(xù)增加，產(chǎn)氣量明顯下降。
橫向水竄導致平面內氣水共存，調整產(chǎn)量對控制水的橫侵作用不會明顯。橫向水竄多發(fā)生在氣水層接觸面積較大的薄儲層內，出水具有連續(xù)性，氣井產(chǎn)量遞減呈現(xiàn)出一致規(guī)律。
2.3 邊水水侵
盡管澀北氣田的邊水能量不強，但開采中后期，當氣藏能量衰竭到一定程度后，邊水仍將成為氣藏開發(fā)的主要驅動能量之一。因此在開采中、后期將出現(xiàn)較大規(guī)模的水侵，造成產(chǎn)量遞減(圖3)。
邊水水侵發(fā)生較晚，一旦出水，標志著水線已經(jīng)接近氣井，水量將急劇上升，導致氣井的暴性水淹，氣井產(chǎn)量大幅下降甚至停產(chǎn)。邊水水侵具有連續(xù)性，較容易得到一致性規(guī)律。
3 微觀氣水分布
3.1 孔隙結構特征
182個壓汞資料和156塊鑄體薄片的統(tǒng)計和分析結論如下。
3.1.1孔隙結構類型
鑄體薄片分析表明，該類氣藏儲集層的主要孔隙類型有粒間孔、微裂縫、溶孔、溶縫及晶間孔。有效孔隙以原生粒間孔為主，孔徑分布介于0.05～0.10mm，主要存在于粉砂巖、泥質粉砂巖和砂質條帶中。微裂縫主要存在于粉砂質泥巖和泥巖中，多為沉積過程的泄水通道，連通性好，大多被菱鐵礦等化學沉積物支撐呈張開狀態(tài)。
3.1.2壓汞曲線特征
澀北氣田儲層孔隙毛細管力曲線可分為4種類型：①A類，排驅壓力和中值壓力均較低，退汞效率低，該類曲線平緩，分選性好，代表孔隙好，粗孔喉，滲透性好的粉砂巖和泥質粉砂巖；②B類，排驅壓力低而中值壓力較高，孔喉半徑小，退汞效率較高，該類曲線代表以孔隙膠結為主的泥質粉砂巖、粉砂質泥巖儲層，分選較好，滲透率較高；③C類，排驅壓力與中值壓力均較高，退汞效率較高，該類曲線平緩，分選性好，儲層多為孔隙差，以細孔喉為主，滲透性較差的泥質巖類；④D類，排驅壓力低，中值壓力較高，退汞效率較高，該類曲線代表微裂縫和粗細孔喉分選差的巖類，滲透率高。
3.2 微觀氣水分布
對于澀北氣田，構造位置是原始氣水分布的主要決定性因素，而毛細管壓力則是造成氣水界面分布特征的關鍵因素[3～6]。
在毛細管壓力曲線上，一定壓力對應的非潤濕相飽和度相當于氣藏中一定高度的含氣飽和度，因此，把毛細管壓力曲線的縱坐標用自由水面以上的液柱高度來表示，就可以用該曲線來確定出氣藏中任意高度上的含氣飽和度，從而得出整個氣藏的氣水縱向分布特征。自由水面以上液柱高度的計算公式為：
式中：H為液柱高度，m；pc為氣藏條件下氣水界面毛細管力，MPa；ρw為地層水密度，kg/m3；ρg為地下天然氣密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2。
根據(jù)實驗室測定的毛細管壓力曲線，可得到氣藏條件下的氣水間毛細管壓力：
式中：σwg為氣水界面張力，N/m；σHg為汞的界面張力，N/m；θwg為地下氣水界面的接觸角，°)；θHg為汞的接觸角，(°)；pHg實驗室毛細管壓力，MPa。
將式(2)代入式(1)得：
毛細管力曲線與地下流體飽和度具有函數(shù)關系，而自由水面以上的氣液柱高度又是由毛細管力決定的，因此，地下流體飽和度也是自由水面以上氣液柱高度的函數(shù)，氣柱高度等于自由水面以上氣液柱高度減去靜水壓力對應的自由水面以上液柱高度。據(jù)此，利用澀北疏松砂巖氣藏4類典型的毛細管力曲線，就可以計算得出氣柱高度和含氣飽和度之間的關系曲線(圖4)。
不同儲集空間對應毛細管力曲線類型不同，澀北氣田疏松砂巖氣藏存在4類典型的毛細管力曲線，充分說明其氣水界面的分布具有不規(guī)則性：①A類，代表孔隙好，以粗孔喉，滲透性好的粉砂巖和泥質粉砂巖為主，此類儲層空間形態(tài)中氣水過渡帶最短，在氣液柱高度不到30m處含氣飽和度就可達到50%；②B類，代表以孔隙膠結的泥質粉砂巖、粉砂質泥巖儲層為主，分選較好，滲透率較高，該類儲層空間形態(tài)中的氣水過渡帶相比A類較長；③C類，代表以細孔喉，滲透性較差的泥質巖類為主，該類型儲層空間形態(tài)中的氣水過渡帶最長，其平均含氣飽和度相當?shù)?，無法成為有效生產(chǎn)層段；④D類，代表微裂縫和粗細孔喉分選差的巖類，滲透率高，雖然氣水過渡帶較C類短，但其以上的平均含氣飽和度不高。
總而言之，對于孔隙結構較差，以細小孔隙為主，孔隙、喉道半徑較小，且分選性較差的儲層，將導致氣水分異作用的減弱，從而形成較長的氣水過渡帶；反之，則氣水過渡帶較短。
3.3 潤濕性的影響
對于澀北氣田，在氣藏的成藏過程中，天然氣初次運移進入到儲集層后，氣體將在成藏動力作用下，發(fā)生二次運移，將地層水逐漸排驅，而逐漸在砂巖儲層中聚集形成氣藏。
在氣驅水過程中，疏松砂巖儲層水濕巖石的孔隙中幾乎完全飽和水，水在氣體的驅動下開始流動，其孔隙中的部分水可以被排驅出來。不同的驅替機理將形成不同的地層水賦存狀態(tài)。
3.3.1束縛水
對于結構較好，喉道半徑較大的孔隙，大部分水將會被排驅出來。但由于水與儲層巖石長期接觸，且接觸的兩相界面很大，巖石顆粒表面對其附近水分子具有較強的吸附作用。附著在孔隙顆粒表面的地層水水膜無法得以完全排驅，這部分地層水會殘留在儲層砂巖孔隙的表面，以束縛水狀態(tài)分布于儲層孔隙中。
3.3.2共存水
對于結構較差，喉道半徑較小的孔隙，當孔隙中含氣飽和度增加，含水飽和度降低到一定程度后，由于砂巖的親水性，親水孔道中氣水兩相界面處產(chǎn)生較大的毛細管阻力，使除了附著在顆粒表面的地層水水膜外，還有較大部分的水會殘留于孔隙中，這部分水依然連通，但由于排驅動力不足，不繼續(xù)參與流動，從而形成了“共存水”。
以上分析表明，疏松砂巖氣藏的成藏過程伴隨著氣驅水，而巖石的潤濕性對氣驅水的過程與驅替效率影響重大。由于儲層巖石的潤濕性，使得儲層中存在較多的束縛水，而那些砂巖孔隙中的“共存水”由于相互連通，分布在儲層的各處，與泥巖隔層水統(tǒng)稱為“層間水”，因此巖石的潤濕性同樣也是對疏松砂巖氣藏原始氣水分布的重要影響因素之一[3]。
4 氣水兩相滲流規(guī)律
4.1 巖心實驗總結
對澀3-15井的取心巖樣進行了孔、滲、飽和相對滲透率曲線的測量，得到以下認識：①巖樣抽空飽和地層水計算得到的孔隙度比氣測孔隙度要大，說明巖樣接觸水后發(fā)生膨脹，吸入水量過多；②測試過程中出砂普遍，有的巖樣出砂量較大，甚至比出水量還多；③驅替后的殘余水飽和度較高，為45.9%～90.0%，平均71.9%，因而在相滲曲線上表現(xiàn)出較窄的兩相共流區(qū)。
根據(jù)水相滲透率的最大值對相滲曲線分類，最大水相相對滲透率大于0.75的為Ⅰ類，最大水相相對滲透率小于0.3的為Ⅱ類，中間的為過渡類。16塊巖樣中，Ⅰ類8塊，占總數(shù)50%；過渡類6塊，占總數(shù)37.5%；Ⅲ類2塊，占總數(shù)12.5%。
4.2 氣水運動規(guī)律
由于氣水兩相共流區(qū)小，可動水對氣相相對滲透率的影響明顯，在開發(fā)過程中，水對天然氣流動影響大，氣井見水或施工液侵入地層后，將嚴重影響氣井產(chǎn)能的發(fā)揮和氣井探測半徑的擴大，導致氣井壓力迅速下降[4]，因此，在開發(fā)中應該尤其注意防水。
巖心相對滲透率實驗表明，一半的巖心水相相對滲透率曲線抬升緩慢，且數(shù)值偏低(Ⅱ類)，說明澀北氣田儲層見水后，水的流動能力不強，也間接說明了在開發(fā)過程中，氣藏的邊、底水推進不會很快，推進距離有限。
另一半的巖心測試表明，水的相對滲透率急劇上升(Ⅰ類)，Ⅰ、Ⅱ類及過渡類型相滲曲線的同時存在，說明澀北氣田內水的流動性不均衡，氣井見水情況將出現(xiàn)較大的差異。
較高的殘余水飽和度是后期層內出水的主要水源之一。隨著地層壓力的下降，流體膨脹，當氣體被部分采出后，含水飽和度將進一步增加，直到超過殘余水飽和度，超出的部分變成可動水，在壓差的作用下參與流動，被氣井采出。
建議對氣藏不同部位的井，尤其是邊部生產(chǎn)井，增加取心的井次，通過巖心滲流實驗進一步論證和驗證邊水的侵入規(guī)律。
5 結論與建議
1) 從微觀角度，澀北氣田主要是以原生粒間孔隙為主，但由于砂泥巖間互分布，導致原始氣水分布關系較為復雜；通過對成藏過程氣驅水的分析，認為儲層巖石的混合潤濕性是束縛水、共存水賦存狀態(tài)的重要控制因素。
2) 從宏觀氣水運移的角度分析，澀北氣田的水存在狀態(tài)包括邊底水、夾層水和層內可動水。構造位置是原始氣水分布的直接決定因素，儲層的非均質性則是氣水界面分布特征的關鍵影響因素。
3) 澀北氣田毛細管壓力與氣柱高度的關系表明，毛細管壓力是決定原始氣水界面的主要因素，澀北氣田的四類儲層孔隙結構共存，這也是造成了該氣田氣水界面分布不規(guī)則性的主要原因之一。
4) 巖心實驗分析認為，在開發(fā)過程中，水對天然氣流動的影響程度最大，氣井見水將嚴重影響氣井產(chǎn)能的發(fā)揮和氣井探測半徑的擴大，導致氣井壓力迅速下降，在開發(fā)中應該尤其注意防水；三類相對滲透率曲線特征說明，潤濕性的差異也是導致澀北氣田氣井見水出現(xiàn)較大差異的主要原因。
5) 根據(jù)澀北氣田儲層構造特征與原始氣水分布特點，結合生產(chǎn)井生產(chǎn)動態(tài)，將氣井見水模式歸結為三類：縱向、橫向水竄和邊水水侵。
參考文獻
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(本文作者：華銳湘1 賈英蘭1 李清2 許文平1 秦彩虹2 1.中國石油青海油田公司；2.中國石油青海油田公司勘探開發(fā)研究院)
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