Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 7: 1137 - 1145

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.003

Experiment on production classification evaluation of water-bearing sandstone gas reservoirs

  • Liangji JIANG , 1 ,
  • Guofeng WANG 2 ,
  • Yong HU , 1, 3 ,
  • Jiping WANG 4 ,
  • Zhongcheng LI 5 ,
  • Chunyan JIAO 1, 3 ,
  • Shichao GUO 5 ,
  • Changmin GUO 1, 3 ,
  • Luyao CHEN 6
Expand
  • 1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China
  • 2. PetroChina Qinghai Oilfield Company，Dunhuang 736202，China
  • 3. CNPC Key Laboratory of Oil & Gas Underground Storage Engineering，Langfang 065007，China
  • 4. PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an 710018 China
  • 5. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Jilin Oilfield Company，Songyuan 138000，China
  • 6. University of Chinese Academy of Sciences，Beijing 100049，China

Received date: 2022-12-07

  Revised date: 2023-02-27

  Online published: 2023-07-13

Supported by

The PetroChina Science & Technology Major Project “Research on the distribution of residual gas and the method of enhanced recovery in water debris rock gas reservoirs”(2022KT0904)

“Research on the development of enhanced recovery and low abundance of complex gas reservoirs”(2021DJ1705)

Fold

Highlights

To address the difficult problem of poor understanding of the reservoir mobilization law of water-bearing sandstone gas reservoirs， a multi-point piezometric physical simulation experiment method and apparatus were used for long cores. Six natural matrix cores with permeability levels of 0.047，0.064，0.154，0.175，0.602， and 1.74×10-3 μm2 were selected， and a series of physical simulation experiments of depletion extraction were conducted under the conditions of water content saturation of about 0%，30%，40%，50%，60%， and 70%， respectively. The effects of reservoir matrix permeability and water saturation on the instantaneous gas production， pressure drop curve and characteristics of the reservoir， as well as the degree of reserve utilization （R） at different development stages （end of steady production， abandonment conditions and ultimate conditions） were investigated. The results show that： （1） the gas production capacity of reservoir matrix and the degree of reservoir utilization are controlled by both reservoir matrix permeability and water content saturation， but the sensitive threshold value is different in different stages of gas reservoir development. （2） Based on the characteristic diagram of the degree of utilization under the abandoned condition， a set of reserve utilization classification evaluation boundary map is constructed with the reservoir permeability and water content saturation corresponding to 60% and 80% of the reservoir utilization degree respectively as the indexes， and three levels of priority utilization， conditional utilization and potential utilization are divided， and the reservoir parameters corresponding to each level are clearly defined， which can provide prospective guidance for prioritizing and determining the sequence of reservoir utilization for high-quality reservoirs in the field.

Cite this article

Liangji JIANG , Guofeng WANG , Yong HU , Jiping WANG , Zhongcheng LI , Chunyan JIAO , Shichao GUO , Changmin GUO , Luyao CHEN . Experiment on production classification evaluation of water-bearing sandstone gas reservoirs[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(7) : 1137 -1145 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.003

0 引言

受气藏储层岩石微观孔喉结构复杂性、宏观地质非均质性，以及充注成藏过程动力、阻力差异性影响，含水砂岩气藏在已开发气田中普遍存在［1-4］，如以大牛地气田为代表的气水同层气藏［5］，以川中须家河组、苏里格气田为代表的气水分布复杂气藏［6-7］，以东方气田为代表的长气水过渡带气藏［8］等。
国内外学者针对含水砂岩气藏开发机理进行了深入的研究，THOMAS等［9］开展了含水岩心渗透率实验，认识到当含水饱和度为50%时的气体渗透率只有干样的10%~20%，引发了国内外学者对含水砂岩气藏储量动用机理研究的关注。郭尚平等［10］、朱华银等［11］利用玻璃板刻蚀对气水两相流态进行了研究，得到了气水排驱后的剩余水分布规律的认识；黄大敏等［12］、朱国华等［13］利用气水相渗实验得出了气藏开发过程中含水饱和度的变化规律以及影响水锁因素；KAMATH等［14］利用气驱水实验得出了水锁伤害、孔隙水赋存状态以及启动压力等方面的特征，通过对不同渗透率的岩心在不同含水饱和度下进行气驱水实验，得到了低渗储层的水锁伤害高于高渗储层的认识［15］。胡勇等［16］综合分析了CT成像、恒速压汞、核磁共振、铸体薄片等实验结果，进行了储集空间划分、可动水评价；胡勇等［17］、李进步等［18］利用长岩心衰竭开发实验研究了不同渗透率砂岩储层储量动用能力、动用规律。国内外学者经过多年研究虽然在砂岩气藏气水同层储量动用机理方法方面取得了较好认识，但尚未明确储量分级动用特征及优质储层界限指标［19-26］。
因此本文采用长岩心多点测压物理模拟实验方法及装置，研究了储层基质渗透率和含水饱和度大小对储层瞬时产气量和储量动用程度的影响，认识到该类气藏储层基质产气能力和储量动用程度受储层基质渗透率和含水饱和度双重控制，构建了储量动用程度与储层基质渗透率、含水饱和度的关系图版，形成了一套储量动用分级界限参数指标评价方法，划分出优先动用、条件动用、潜力动用3个层级并明确了各层级对应的储层参数指标界限，研究成果可为优质储层优先和确定储量动用序列提供指导。

1 实验方法及装置

1.1　实验流程及装置

长岩心多点测压衰竭开发实验装置由压力系统、流动系统及数据采集记录系统组成，实验设备连接如图1所示。压力系统由气源和精密射流泵组成，为岩心施加孔隙压力及为岩心夹持器提供围压；流动系统包括长岩心多点测压岩心夹持器、末端调压阀、气水分离器和缓冲罐；数据采集记录系统由压力传感器、流量传感器以及数据采集和控制系统组成，可对各测压点压力以及流量进行实时测量并记录。其中多点测压夹持器最高耐压70 MPa，直径2.5 cm，单个岩心夹持器最长50 cm，每隔10 cm设置一个测压点对岩心内部孔隙压力进行检测。
图1 长岩心多点测压衰竭开发实验流程及装置[2]

Fig.1 Flow chart of experimental flow and device diagram of long-core multi-point pressure measurement[2]

1.2　实验步骤

① 自然风干：为使岩心达到实验所需含水饱和度，对饱和水岩心进行室内环境下自然风干至含水饱和度分别为0%、30%、40%、50%、60%、70%左右；② 施加围压并充注气体：将岩心放入夹持器中，考虑地层深度和压力梯度、上覆岩层压力梯度，利用精密射流泵向夹持器中逐级施加至36 MPa围压，与此同时逐级施加孔隙压力至16 MPa，稳压24 h，意在使岩心孔隙中压力均衡；③ 衰竭开发：在室温23 ℃，气压101 kPa的实验环境下，通过控制出口端调压阀调节气体流量，实验初期以定流量实验，实时计量各测压点压力以及气体流量参数，待出口端气体流量为0时结束实验，实验结束后对各个岩心进行称重。

1.3　实验方案

1.3.1 储层物性及含水饱和度条件设计

根据我国含水砂岩气藏典型储层渗透率和含水饱和度大小特征，选用渗透率分别为0.047×10-3 μm2、0.064×10-3 μm2、0.154×10-3 μm2、0.175×10-3 μm2、0.602×10-3 μm2、1.74×10-3 μm2共6个渗透率级别天然基质岩心，开展了含水饱和度分别为0%、30%、40%、50%、60%、70%左右条件下系列衰竭开采物理模拟实验，实现渗透率级别和含水饱和度分布全覆盖式设计（表1）。
表1 实验方案参数

Table 1 Experimental scheme parameters

实验方案

编号

 基本参数 初始状态
平均孔隙度/% 平均渗透率/（10-3 μm2） 岩心长度/cm 岩心直径/cm 实验配产/（L/min） 平均含水饱和度/% 平均地层压力/MPa
1 10.020 0.047 50.1 2.52 0.050 59.9 16.1
2 48.3 16.1
3 39.9 16.1
4 0.0 16.0
5 7.71 0.064 50.1 2.53 0.050 72.0 19.6
6 56.8 20.1
7 49.0 20.1
8 45.8 20.0
9 30.7 20.0
10 27.8 20.0
11 0.0 20.0
12 10.58 0.154 50.0 2.53 0.050 66.0 20.0
13 51.7 20.0
14 40.1 20.0
15 30.1 20.0
16 0.0 20.0
17 6.93 0.175 50.1 2.53 0.050 70.0 20.0
18 57.3 20.0
19 51.8 20.0
20 45.8 20.0
21 40.3 19.9
22 30.4 20.0
23 16.8 20.0
24 0.0 20.0
25 10.59 0.602 50.0 2.53 0.150 71.0 20.0
26 56.6 20.0
27 46.3 20.0
28 36.1 20.0
29 0.0 20.0
30 13.42 1.740 50.058 2.53 0.150 69.9 20.1
31 40.1 20.0
32 30.3 19.3
33 0.200 0.0 20.1

1.3.2 实验流量与气井产量转换方法

原则：根据渗流速度相似原理进行实验流量和气井产量之间的折算。
通过运动方程和状态方程建立了实验与气井相似性分析及计算方法，即在相同状态下，岩心流速与气井流速相等，将岩心参数和气井参数确定后即可通过理论方程进行换算。
岩心端面气体渗流速度为：
V c o r e = 4 Q c o r e π d c o r e 2
式（1）中：V core为岩心端面气体渗流速度，cm/min；Q core为岩心端面气体体积流量，mL/min； d core为岩心端面直径，cm。
直井射孔截面气体渗流速度为：
V w e l l = Q w e l l 2 π r w e l l h
式（2）中：V well 为直井射孔截面气体渗流速度，m/d；Q well 为气井配产，104 m3/d；r well 为井眼半径，m；h为储层厚度，m。
经过整理及单位换算，最终实验气流量计算公式为：
Q c o r e = 1   000   000 8 × 24 × 60 · Q w e l l · d c o r e 2 r w e l l h
实验方案参数见表1。

2 实验结果与认识

2.1　瞬时产气量特征

采用上述实验方法测试了不同渗透率储层基质在不同含水饱和度条件下的瞬时产气量变化特征，选择0.047×10-3 μm2、0.602×10-3 μm2和1.74×10-3 μm2 3组实验结果［图2（a）—图2（c）］进行代表性对比分析。结果表明：对于含水砂岩气藏，瞬时产气量受储层基质渗透率与含水饱和度大小双重控制，随着含水饱和度增加和渗透率降低，气井稳产时间缩短，开发过程中需根据产能和稳产需求进行分级优先开发。
图2 岩心衰竭开采瞬时产气量曲线

（a） K=1.74×10-3 μm2；（b） K=0.602×10-3 μm2；（c） K=0.047×10-3 μm2

Fig.2 Core-scale depletion instantaneous gas production curve

（1）对于基质渗透率为1.74×10-3
μm2的储层，供气能力强，在实验配产150~200 mL/min条件下具有较长稳产期，含水饱和度大小对产气能力影响相对较小［图2（a）］。该类储层在气藏开发过程中对于短期产能和长期稳产贡献大，可以作为优质储层进行优先开发。
（2）对于基质渗透率为0.602×10-3
μm2的储层，具备一定供气能力，在实验配产150 mL/min条件下具有一定稳产能力，但受含水饱和度大小影响较为显著，实验中当含水饱和度为60%时瞬时产气能力明显下降［图2（b）］。该类储层在气藏开发过程中对于短期产能和长期稳产具备一定贡献，可以作为次优质储层进行有条件开发。
（3）对于基质渗透率为0.047×10-3
μm2的储层，供气能力弱，在实验配产50 mL/min条件下几乎没有稳产能力，且受含水饱和度大小影响十分显著，实验中当含水饱和度为40%时瞬时产气能力即明显下降［图2（c）］。该类储层在气藏开发过程中对于短期产能和长期稳产贡献小，可以作为潜力动用储层进行提高采收率攻关。

2.2　压降波及特征

气藏衰竭开采过程中压降波及特征是对储量动用的有效反映。因此，本文通过绘制不同渗透率储层和不同含水饱和度下的压降剖面特征曲线，以此分析揭示储量动用特征。

2.2.1　不同渗透率储层基质压降波及特征

根据物理模拟实验结果，绘制了不同渗透率储层在不含水条件下衰竭开采过程中压降剖面曲线［图3（a）—图3（c）］，分析表明：对于渗透率较高的储层，如1.74×10-3 μm2和0.602×10-3 μm2的储层，各测点压力下降程度基本同步，压降漏斗特征不明显，呈现出均衡动用特征；对于渗透率较低的储层，如0.047×10-3 μm2的储层，测点压力下降程度不同步，呈现出明显的压降漏斗特征，说明远井区压降效率较低，储量动用不均衡。
图3 不同渗透率储层衰竭开采过程中压降漏斗剖面

Fig.3 Pressure drop funnel profile during reservoir depletion with different permeability

2.2.2　不同含水饱和度条件下压降波及特征

根据物理模拟实验结果，绘制了当采出程度为20%时各渗透率储层在不同含水饱和度条件下的压降剖面曲线［图4（a），图4（c）］，分析表明：不同渗透率储层压降剖面曲线特征存在较大差异，受含水饱和度大小影响的临界值不同，说明对于含水砂岩气藏，其储量动用特征受储层基质渗透率与含水饱和度大小双重控制。
图4 不同含水饱和度下衰竭开采过程中压降漏斗剖面

（a） K=1.74×10-3 μm2；（b） K=0.602×10-3 μm2；（c） K=0.047×10-3 μm2

Fig.4 Pressure drop funnel profile during reservoir depletion with different water saturation

（1）对于基质渗透率为1.74×10-3
μm2的储层，当含水饱和度小于等于50%时，各测点压力基本同步下降，说明此时储量动用较均衡，受含水饱和度大小影响较小；当含水饱和度达到60%时，压降剖面呈现漏斗状特征，说明此时储量动用受含水饱和度控制。
（2）对于基质渗透率为0.602×10-3
μm2的储层，当含水饱和度小于等于40%时，各测点压力基本同步下降，说明此时储量动用较均衡，受含水饱和度大小影响较小；当含水饱和度达到50%以上时，压降剖面呈现漏斗状特征，含水饱和度越高则压降漏斗越凹深，说明此时储量动用主要受含水饱和度控制。
（3）对于基质渗透率为0.047×10-3
μm2的储层，无论含水饱和度高低，各测点压降不能同步下降，使干岩心出现凹深的压降漏斗特征，说明此类储层储量动用不均衡，受含水饱和度影响十分显著。

2.3　储量动用分级评价

2.3.1　储量动用程度评价

本文储量动用程度是指衰竭开采实验过程中压力下降范围内的压降效率，采用压降法［式（4）］进行计算。
R = P 原始 - P 当前 P 原始 × 100 %
式（4）中：R为储量动用程度，%；P 原始为气相原始平均地层压力，MPa；P 当前为气相当前平均地层压力，MPa。
设置3种情景开展上述计算评价：
（1）稳产期末：实验过程中稳产期结束时对应的储量动用程度［图5（a）］。分析可以得出：各渗透率级别储层的储量动用程度随含水饱和度增加总体呈下降趋势，动用特征差异较为显著：对于渗透率分别为0.047×10-3 μm2和0.064×10-3 μm2的储层，储量动用程度总体低于40%，随含水饱和度升高呈下降趋势，当含水饱和度为30%时动用程度低于20%，含水饱和度大于等于50%难以有效动用；对于渗透率分别为0.154×10-3 μm2和0.175×10-3 μm2的储层，不含水时储量动用程度总体高于70%，当含水饱和度大于等于30%时储量动用程度下降显著，为该类储层在该生产阶段含水敏感界限值；对于渗透率分别为0.602×10-3 μm2和1.74×10-3 μm2的储层，不含水时储量动用程度总体高于80%，当含水饱和度大于等于40%时储量动用程度下降明显，为该类储层在该生产阶段含水敏感界限值。
图5 储量动用程度与储层基质渗透率、含水饱和度的关系

（a） 稳产期末；（b） 废弃条件；（c） 极限条件

Fig.5 The relation curve between the degree of reserve utilization and reservoir matrix permeability and water saturation

（2）废弃条件：实验过程中瞬时产气量递减至初期配产的10%对应的储量动用程度［图5（b）］。分析可以得出：各渗透率级别储层的储量动用程度在不含水条件下均大于等于40%，随渗透率增加储量动用程度增加；不同渗透率储层储量动用程度受含水饱和度影响存在差异：对于渗透率分别为0.047×10-3 μm2和0.064×10-3 μm2的储层，储量动用程度随含水饱和度增加呈线性下降，当含水饱和度为45%左右时动用程度低于20%，含水饱和度大于等于60%时难以有效动用；对于渗透率分别为0.154×10-3 μm2和0.175×10-3 μm2的储层，不含水时储量动用程度总体高于75%，当含水饱和度大于等于40%时储量动用程度下降显著，为该类储层在该生产阶段含水敏感界限值；对于渗透率分别为0.602×10-3 μm2和1.74×10-3 μm2的储层，不含水时储量动用程度总体高于90%，随含水饱和度增加其储量动用程度下降不明显，即使含水饱和度达到70%左右时其储量动用程度也在70%以上，表明该类储层受含水饱和度影响较小，为优质储层。
（3）极限条件：实验过程中检测不到瞬时产气量和各测点压力长时间保持不变对应储量动用程度［图5（c）］。分析可以得出：渗透率大于等于0.154×10-3 μm2的储层其极限动用程度均在90%以上，且受含水饱和度影响较小；这一实验现象一方面从开发角度表明：如果不考虑经济效益时效性，以时间换空间，对于这类储层均能得到较好动用；另一方面从成藏角度也为在漫长成藏地质周期中，即使低渗致密储层孔隙内也能被充注含气提供了证据；对于渗透率分别为0.047×10-3 μm2和0.064×10-3 μm2的储层，当含水饱和度小于等于40%时，极限动用程度大于等于80%，当含水饱和度大于等于40%时，极限动用程度随含水饱和度增加而显著下降，说明含水增加对于该类储层带来的伤害十分严重。
综合以上分析表明：在气藏开发不同阶段，储量动用程度受储层物性和含水饱和度大小影响敏感界限值存在差异，开发早期主要受渗透率影响，开发中后期主要受含水饱和度影响，应高度关注开采过程中不同渗透率储层的含水饱和度变化特征，尽可能要将含水饱和度控制在临界值范围内才能实现有效动用。

2.3.2　储量动用分级评价图版

通过上述系统实验研究揭示了含水砂岩气藏储量动用规律，为储量动用分级评价奠定了基础。依据废弃条件下储量动用程度特征图［图5（b）］，以储量动用程度（R）分别为60%和80%对应的储层渗透率和含水饱和度大小为指标，构建了一套储量动用分级评价界限图版（图6），划分出优先动用、条件动用、潜力动用3个层级。该图版内涵是认识到含水砂岩气藏储量动用程度主要受控于储层基质渗透率和含水饱和度大小两大因素，明确了不同层级对应的储层参数条件界限，当现场完成钻完井后，通过对钻遇目的层开展实验测试或测井、试井解释等分析工作，获得物性与含水饱和度参数后，可以对照该图版判识储量动用难易程度，从而为现场优质储层优先和确定储量动用序列提供前瞻性指导。
图6 储量动用分级评价图版

Fig.6 Chart of reserve utilization grading evaluation

优先动用层级：衰竭开发实验中废弃储量动用程度大于80%的储层，这类储层基质渗透率一般大于等于0.154×10-3 μm2，含水饱和度越高所对应的储层基质渗透率越大，具有一定规模自然产能，对应矿场I类、II类储层。
条件动用层级：衰竭开发实验中废弃储量动用程度介于60%~80%之间的储层，这类储层基质渗透率介于（0.047~1.74）×10-3 μm2之间，含水饱和度越高所对应的储层基质渗透率越大，自然产能低或者无自然产能，需要进行规模改造才能达到经济开采效果，对应矿场III类储层。
潜力动用层级：衰竭开发实验中废弃储量动用程度小于等于60%的储层，这类储层一般具有基质致密、含水饱和度高等特征，无自然产能，现有技术经济条件下难以得到有效开发，是提高采收率技术攻关的潜力区，对应矿场IV类储层。

3 结论与认识

（1）采用长岩心多点测压物理模拟实验方法及装置，结合我国含水砂岩气藏典型储层渗透率和含水饱和度大小特征进行了全覆盖式实验设计，通过系统实验研究揭示了含水砂岩气藏储量动用规律，为储量动用分级评价奠定了基础。
（2）在气藏开发不同阶段，储量动用程度受储层物性和含水饱和度大小影响敏感界限值存在差异，开发早期主要受渗透率影响，开发中后期主要受含水饱和度影响，应高度关注开采过程中不同渗透率储层的含水饱和度变化特征，尽可能要将含水饱和度控制在临界值范围内才能实现有效动用。
（3）依据废弃条件下储量动用程度特征图，以储量动用程度（R）分别为60%和80%对应的储层渗透率和含水饱和度大小为指标，构建了一套储量动用分级评价界限图版，划分出优先动用、条件动用、潜力动用3个层级，认识到含水砂岩气藏储量动用程度主要受控于储层基质渗透率和含水饱和度大小两大因素，明确了不同层级对应的储层参数条件界限，当现场完成钻完井后，通过对钻遇目的层开展实验测试或测井、试井解释等分析工作，获得物性与含水饱和度参数后，可以对照该图版判识储量动用难易程度，优先动用层级对应矿场I类、II类储层，条件动用层级对应矿场III类储层，潜力动用层级对应矿场IV类储层，从而为现场优质储层优先和确定储量动用序列提供前瞻性指导。

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