含水飽和度對(duì)川西致密氣藏水平井開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益的影響*

劉 露，劉成川，卜 淘，楊 建，漆國(guó)權(quán)

（1.中國(guó)石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610041；2.中國(guó)石化西南油氣分公司采氣一廠，四川 德陽(yáng) 618000）

水平井作為致密砂巖氣藏提高采收率的主要手段之一，以有效井段長(zhǎng)，控制儲(chǔ)量高，滲流面積大，滲流阻力小的特點(diǎn)達(dá)到有效提高氣藏采收率的目的［1-3］。但隨著優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的逐漸動(dòng)用，致密砂巖氣藏剩余未動(dòng)用儲(chǔ)量?jī)?chǔ)層物性差、含水飽和度高、儲(chǔ)量豐度低，即便是水平井也面臨產(chǎn)水量大、排水困難、經(jīng)濟(jì)效益差的問(wèn)題。在此情況下，高含水飽和度成為水平井進(jìn)一步提高致密砂巖氣藏采收率的關(guān)鍵制約因素［4-6］。對(duì)于水平井的研究，現(xiàn)有成果多是關(guān)于砂體分布、氣層厚度、氣層孔隙度、滲透率、水平段長(zhǎng)度、水平井偏心距、壓裂裂縫泄氣半徑、壓裂條數(shù)、井眼尺寸等地質(zhì)或工程因素對(duì)產(chǎn)能的影響分析［7-10］，而含水飽和度對(duì)水平井開發(fā)效果的影響以及水平井經(jīng)濟(jì)效益開采的研究較少。本文以川西坳陷致密砂巖氣藏新場(chǎng)JS氣藏為研究對(duì)象，將巖心實(shí)驗(yàn)、數(shù)值模擬及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)相結(jié)合，研究了含水飽和度對(duì)水平井技術(shù)效果及經(jīng)濟(jì)效果的影響，為水平井下一步高效經(jīng)濟(jì)部署提供有力的理論依據(jù)，達(dá)到進(jìn)一步提高致密砂巖氣藏高含水飽和度儲(chǔ)量區(qū)采收率的目的［11-14］。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

氮?dú)猓∟2），99%，成都化學(xué)試劑廠；模擬地層水礦化度174853 mg/L，水型CaCl2型；致密砂巖氣藏巖心，中國(guó)石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，相滲和恒速壓汞實(shí)驗(yàn)所用巖心參數(shù)見(jiàn)表1。

SCMS-E 型高溫高壓巖心多參數(shù)儀、ASPE-730恒速孔隙儀，西南石油大學(xué)；Eclipse數(shù)模軟件，法國(guó)斯倫貝謝公司。

表1 相滲及恒速壓汞實(shí)驗(yàn)所用巖心參數(shù)*

1.2 流體及氣層參數(shù)

新場(chǎng)沙溪廟組氣藏埋深2350 m，原始地層壓力40.11 MPa，地壓系數(shù)1.64數(shù) 2.09，地層溫度 60數(shù)75℃，地溫梯度2.02數(shù)2.37℃/100 m，壓力系數(shù)1.8數(shù)2.0，常溫具異常高壓特征，平均孔隙度9.69%，有效滲透率0.15×10-3μm2，平均含水飽和度54%。不同儲(chǔ)層氣水兩相相對(duì)滲透率如表2所示。

表2 不同儲(chǔ)層氣水兩相相對(duì)滲透率*

1.3 地質(zhì)模型及參數(shù)

模型平面采用均勻網(wǎng)格，縱向采用不等距網(wǎng)格，其值決定于氣層有效厚度，平面網(wǎng)格步長(zhǎng)50×50（m）。模型中設(shè)置水平井有效水平段長(zhǎng)700 m、壓裂10段、裂縫間距100 m、裂縫半長(zhǎng)30 m。數(shù)值模擬模型根據(jù)表2及表3建立不同儲(chǔ)層類型的兩相流及單相流單井模型預(yù)測(cè)采收率，日產(chǎn)量0.05×104m3為廢棄條件。

表3 不同儲(chǔ)層物性參數(shù)及采收率

2 結(jié)果與討論

2.1 含水飽和度對(duì)開發(fā)效果的影響

2.1.1 孔隙結(jié)構(gòu)與儲(chǔ)層物性的關(guān)系

根據(jù)壓汞實(shí)驗(yàn)建立巖石孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)與儲(chǔ)層物性的相關(guān)性曲線（圖1）。孔隙半徑越大，孔隙越發(fā)育，孔隙度越高；滲流能力受孔隙發(fā)育、連通性、喉道特征綜合影響，孔喉差異越明顯、滲流通道越彎曲，滲流阻力越大，流體流動(dòng)越困難；滲透率越小，滲流能力越差。孔隙度和滲透率受巖石孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)影響明顯。為此，根據(jù)孔隙度（Φ）和滲透率（K）劃分儲(chǔ)層類型為Ⅰ類優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層（Φ≥11.5%、K≥0.25×10-3μm2）、Ⅱ類較好儲(chǔ)層（Φ：11%數(shù) 12%，K：0.16×10-3數(shù) 0.25×10-3μm2）和Ⅲ類差儲(chǔ)層（Φ：8%數(shù) 11%，K：0.1×10-3數(shù) 0.2×10-3μm2）。研究含水飽和度對(duì)Ⅰ數(shù)Ⅲ類儲(chǔ)層開發(fā)效果的影響。

圖1 孔隙度及滲透率與巖石孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)的關(guān)系

2.1.2 氣水兩相滲流特征

根據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5345—2007《巖石中兩相相對(duì)滲透率測(cè)定方法》得到Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ類儲(chǔ)層的相對(duì)滲透率曲線，如圖2所示。雖然不同儲(chǔ)層物性差異大，但其曲線形狀一致，說(shuō)明不同儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)特征一致，均表現(xiàn)為高束縛水飽和度（46%數(shù)55%），高殘余氣飽和度（25%數(shù)29%），低等滲點(diǎn)（0.008數(shù)0.05），窄兩相共滲區(qū)（20%數(shù)24%）。Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ類束縛水飽和度分別為46%、50%、55%，對(duì)應(yīng)的等滲點(diǎn)相滲分別為0.05、0.023 和0.008。隨著儲(chǔ)層物性變差，束縛水含水飽和度增加，等滲點(diǎn)相滲降低，氣水兩相相對(duì)滲透率均降低。當(dāng)Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ類儲(chǔ)層含水飽和度分別超過(guò)59.5%、58.5%和57%時(shí)，氣相滲流能力顯著下降，水相滲流能力顯著增加。儲(chǔ)層物性越差，滲流能力越差，氣相滲流能力受含水飽和度的影響越大。

圖2 不同儲(chǔ)層類型相滲曲線

2.1.3 對(duì)采收率的影響

根據(jù)數(shù)模預(yù)測(cè)的不同儲(chǔ)層類型的兩相流及單相流單井采收率可知，不管是單相流還是兩相流，均是物性越差，采收率越低。單相流時(shí)，相比Ⅰ類儲(chǔ)層井，Ⅱ類儲(chǔ)層井采收率僅降低10.72%，Ⅲ類儲(chǔ)層井采收率降低28.91%。兩相流時(shí)，相比Ⅰ類儲(chǔ)層井，Ⅱ類儲(chǔ)層井采收率降低17.18%，比單相流降幅增加60.26%；Ⅲ類儲(chǔ)層井采收率降低高達(dá)49.63%，比單相流降幅增加71.67%。相同儲(chǔ)層條件下，兩相流采收率明顯低于單相流。進(jìn)一步表明含水飽和度對(duì)采收率影響明顯，物性越差，影響越大。Ⅰ類儲(chǔ)層孔喉發(fā)育、連通性好，原始地層水占據(jù)的孔隙空間小，驅(qū)替結(jié)束后殘余氣飽和度低，氣相滲流能力強(qiáng)，受含水飽和度影響較小，生產(chǎn)能力強(qiáng)，采收率高。Ⅲ類儲(chǔ)層孔喉欠發(fā)育、喉道狹小，可動(dòng)水飽和度低，滲流能力差，受含水飽和度影響明顯，氣井產(chǎn)量低，采收率低。

2.2 經(jīng)濟(jì)極限含水飽和度

2.2.1 水平井經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量

為評(píng)價(jià)不同儲(chǔ)層類型水平井在不同含水飽和度條件下是否具有經(jīng)濟(jì)效益，根據(jù)中國(guó)石油天然氣股份有限公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SY 180—2006《石油天然氣經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量評(píng)價(jià)方法》中的現(xiàn)金流法，以單井經(jīng)濟(jì)界限為依據(jù)，根據(jù)式（1）和式（2）計(jì)算在目前開發(fā)技術(shù)和經(jīng)濟(jì)條件下，新鉆井能收回全部投資和采氣操作費(fèi)并獲得最低收益率時(shí)所應(yīng)達(dá)到的最低初期產(chǎn)量。并以建設(shè)期1年、穩(wěn)產(chǎn)期2年、綜合遞減率16%和評(píng)價(jià)期15年預(yù)測(cè)不同氣價(jià)下的平均單井經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量，結(jié)果見(jiàn)表4。

在當(dāng)前氣價(jià)1291 元/103m3條件下，以井深表征水平井鉆井進(jìn)尺，井深2550數(shù)3800 m 的單井經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量為3168×104數(shù) 4235×104m3。且經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量隨井深的增加而增加，隨氣價(jià)的升高而降低。

式中：Qc—新井初期產(chǎn)量下限，107m3；Pt—油氣價(jià)格，元/103m3；n—商品率，小數(shù)；rc—稅金及附加比率；PT—投資回收期，年；It—單井新增投資，萬(wàn)元；Covt—單位變動(dòng)成本，元/103m3；Soft—固定費(fèi)用，萬(wàn)元/年；ic—基準(zhǔn)收益率，%；t—經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)期，年；ηt—無(wú)因次產(chǎn)量變化系數(shù)；Tr—資源稅，元/103m3。

表4 不同埋深氣藏不同氣價(jià)下的經(jīng)濟(jì)極限可采儲(chǔ)量

2.2.2 單井經(jīng)濟(jì)含水飽和度

針對(duì)新場(chǎng)沙溪廟組氣藏井深2519.8數(shù)3546.7 m，根據(jù)容積法［15］及各儲(chǔ)層物性參數(shù)，得到各類儲(chǔ)層在不同氣價(jià)和不同井深條件下的經(jīng)濟(jì)含水飽和度，如圖3所示。根據(jù)氣藏含水飽和度上限67.5%，得到新場(chǎng)沙溪廟組氣藏在當(dāng)前氣價(jià)條件下的經(jīng)濟(jì)極限含水飽和度為26.35%數(shù)67.50%。其中，Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類儲(chǔ)層井經(jīng)濟(jì)極限含水飽和度分別為63.56%數(shù)67.50%、52.01%數(shù)62.20%和26.35%數(shù)41.98%。不論物性差異，經(jīng)濟(jì)極限含水飽和度與井深均成線性關(guān)系。井深越深，經(jīng)濟(jì)極限含水飽和度越低，物性越差，井深對(duì)經(jīng)濟(jì)極限含水飽和度要求越嚴(yán)苛。而相同井深條件下，儲(chǔ)層物性越差，經(jīng)濟(jì)極限含水飽和度越低。在當(dāng)前氣價(jià)及井深2550 m時(shí)，Ⅲ類儲(chǔ)層部署水平井能獲得經(jīng)濟(jì)效益的的極限含水飽和度為41.98%，II類儲(chǔ)層在含水飽和度高達(dá)62.20%時(shí)部署水平井仍能獲得經(jīng)濟(jì)效益。因此，對(duì)于Ⅰ類優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，在高含水飽和度區(qū)，水平井可獲得較好的經(jīng)濟(jì)效果；對(duì)于Ⅱ類一般儲(chǔ)層，在含水飽和度52%數(shù)55%的較高區(qū)使用水平井或者在55%數(shù)62%高含水飽和度區(qū)使用短半軸水平井均可獲得較好經(jīng)濟(jì)效果；而對(duì)于Ⅲ類差儲(chǔ)層，在目前經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下，部署水平井均不能獲得經(jīng)濟(jì)效益，不建議部署。

圖3 不同氣價(jià)Ⅰ類（a）、Ⅱ類（b）、Ⅲ類（c）儲(chǔ)層井的經(jīng)濟(jì)極限含水飽和度

3 結(jié)論及建議

水平井可采儲(chǔ)量受含水飽和度影響明顯，受儲(chǔ)層物性條件制約；不同物性條件下，含水飽和度對(duì)可采儲(chǔ)量的影響程度不同。Ⅰ類優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層孔喉發(fā)育、連通性好，原始地層水占據(jù)的孔隙空間小，驅(qū)替結(jié)束后殘余氣飽和度低，氣相滲流能力強(qiáng)，受含水飽和度影響較小，生產(chǎn)能力強(qiáng)，采收率高；Ⅲ類差儲(chǔ)層孔喉欠發(fā)育、喉道狹小，可動(dòng)水飽和度低，滲流能力差，受含水飽和度影響明顯，氣井產(chǎn)量低，采收率低。在當(dāng)前經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下，新場(chǎng)沙溪廟組氣藏水平井經(jīng)濟(jì)極限含水飽和度26.35%數(shù)67.5%。Ⅰ類儲(chǔ)層部署水平井具有較好的經(jīng)濟(jì)效益；Ⅱ類儲(chǔ)層在含水飽和度52%數(shù)55%范圍內(nèi)部署水平井可獲得較好的經(jīng)濟(jì)效益，在含水飽和度55%數(shù)62%范圍內(nèi)部署短軸水平井可獲得經(jīng)濟(jì)利益；Ⅲ類儲(chǔ)層在目前技術(shù)條件下部署水平井無(wú)任何經(jīng)濟(jì)效益。