摘要：气井出水是长期以来困扰涩北气田提高开发效果的主要问题之一。首先从宏观气水分布及气水运动规律的角度出发，分析了边水、层内水、层间水的形成机理和气井见水的3种基本模式；然后从微观角度，对疏松砂岩气藏的储层孔隙结构及岩石润湿性进行了研究，分析其对气藏原始气水分布的控制作用。结果表明，涩北气田储层纵向上砂、泥岩间互分布，对于孔隙结构较差、以细小孔隙为主、孔隙与喉道半径较小且分选性较差的储层，将导致气水分异作用减弱，从而形成较长的气水过渡带。对于涩北气田，构造位置是控制原始气水分布的决定性因素，毛细管压力是造成气水界面分布特征的关键因素，储层岩石的混合润湿性也是影响因素之一。
关键词：涩北气田；储集层；孔隙类型；润湿性；气水边界；两相流动
1 原始气水分布
1.1 气水总体分布特征
虽然涩北气田的构造形态完整，圈闭主要受构造控制且储层连片分布，但由于气藏顶部区域的盖层、各含气小层的隔层、小层非均质性、天然气充满程度、驱动能量及边界条件等都存在差异，致使气水边界和含气面积各不相同，气水界面不完全受构造圈闭等深线控制。从平面总体看，原始气水分布都具有“南高北低”的特征。
1.2 边水的形成与边水驱动
本区第四系源岩产生甲烷的过程始于沉积埋藏的初期并且一直持续至今[1]，但由于四系圈闭规模和盖层封盖能力有限，当本区自生自储的第四系生物气藏达到一定规模后便不再继续扩大，而处于一种相对稳定的动态平衡状态。
沉积作用刚刚结束的第四系饱含束缚水，在有效圈闭范围内，由于生物气对地层水的排驱作用，逐渐在砂岩储层中形成聚集，随着气藏规模的不断扩大，一旦气藏能量达到上覆盖层封盖能力的上限，便没有能力继续排驱气藏以外砂岩储层孔隙中的地层水，从而在气藏外围较低部位形成环状的地层水分布带，也即“气藏边水”。
动态平衡的第四系气藏一旦投入生产，由于气藏能量被释放，平衡状态被打破，被原始气藏排驱在外的气藏边水就会形成一个回压，将天然气推向气藏的较高部位，也就是“边水驱动”。研究认为，涩北气田的所有气藏均有边水环绕，系统试井及压力恢复资料也显示气田具有边水驱动的特征。
1.3 夹层水
对于具有较强封隔能力的泥质岩，排驱过程中气体无法进入，更无法排驱其孔隙中的地层水，因此在两段泥岩之间就有可能形成被独立分隔的水体，并零星分布于储层当中，形成了“夹层水”。
1.4 层内可动水分布
根据测井资料的解释以及生产动态数据的验证，层内可动水多以夹层水的形式存在。夹层水一般分布于各气层组的底部。涩北一号和涩北二号两个构造在高部位的一些井均发现多处含水层，零星分布，横向延伸不大，有的表现为近邻气层的局部底水，有的是由泥岩分割的单水层。分析其成因，大部分是气充注不足的滞留水或毛细管力从低部位渗吸上来的水。
1.5 气水过渡带
构造位置是原始气水分布的直接决定因素。对于涩北气田，储层的非均质性也是造成气水界面分布特征的关键因素。对于物性较好的储层，气水过渡带很短，气水界面以上30m的含气饱和度便可达到50%，而对于物性较差的储层，气柱高度在80～90m时含气饱和度才能达到50%[2]，气水过渡带在整个储层纵向上占有相当大的比例。
2 气井见水模式
2.1 纵向水窜
尽管疏松砂岩没有明显的裂缝显示，但不排除在局部存在高角度穿层缝和与层间水连通的高渗透条带(图1)。
纵向水窜发生的时间较早，产量较高时，水窜快；产量调低，水窜甚至可能消失。尽管纵向水窜的出水量不稳定，但通常只发生在井产段的下部，并且由于涩北气田气藏的纵向连通性较差，该模式的出水对产井气量的影响幅度较小。气井产量基本稳定，略有波动或小幅下降。纵向水窜多发生在较厚储层内，并且水体供给较差充足。
2.2 横向水窜
层间压差导致层间水首先沿纵向侵入到相邻层，然后再在层内推动下沿平面高渗透条带或水平微裂缝横向推进到气井(图2)。由于水进路线长，气井出水通常较晚，但一旦见水，出水量将持续增加，产气量明显下降。
横向水窜导致平面内气水共存，调整产量对控制水的横侵作用不会明显。横向水窜多发生在气水层接触面积较大的薄储层内，出水具有连续性，气井产量递减呈现出一致规律。
2.3 边水水侵
尽管涩北气田的边水能量不强，但开采中后期，当气藏能量衰竭到一定程度后，边水仍将成为气藏开发的主要驱动能量之一。因此在开采中、后期将出现较大规模的水侵，造成产量递减(图3)。
边水水侵发生较晚，一旦出水，标志着水线已经接近气井，水量将急剧上升，导致气井的暴性水淹，气井产量大幅下降甚至停产。边水水侵具有连续性，较容易得到一致性规律。
3 微观气水分布
3.1 孔隙结构特征
182个压汞资料和156块铸体薄片的统计和分析结论如下。
3.1.1孔隙结构类型
铸体薄片分析表明，该类气藏储集层的主要孔隙类型有粒间孔、微裂缝、溶孔、溶缝及晶间孔。有效孔隙以原生粒间孔为主，孔径分布介于0.05～0.10mm，主要存在于粉砂岩、泥质粉砂岩和砂质条带中。微裂缝主要存在于粉砂质泥岩和泥岩中，多为沉积过程的泄水通道，连通性好，大多被菱铁矿等化学沉积物支撑呈张开状态。
3.1.2压汞曲线特征
涩北气田储层孔隙毛细管力曲线可分为4种类型：①A类，排驱压力和中值压力均较低，退汞效率低，该类曲线平缓，分选性好，代表孔隙好，粗孔喉，渗透性好的粉砂岩和泥质粉砂岩；②B类，排驱压力低而中值压力较高，孔喉半径小，退汞效率较高，该类曲线代表以孔隙胶结为主的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩储层，分选较好，渗透率较高；③C类，排驱压力与中值压力均较高，退汞效率较高，该类曲线平缓，分选性好，储层多为孔隙差，以细孔喉为主，渗透性较差的泥质岩类；④D类，排驱压力低，中值压力较高，退汞效率较高，该类曲线代表微裂缝和粗细孔喉分选差的岩类，渗透率高。
3.2 微观气水分布
对于涩北气田，构造位置是原始气水分布的主要决定性因素，而毛细管压力则是造成气水界面分布特征的关键因素[3～6]。
在毛细管压力曲线上，一定压力对应的非润湿相饱和度相当于气藏中一定高度的含气饱和度，因此，把毛细管压力曲线的纵坐标用自由水面以上的液柱高度来表示，就可以用该曲线来确定出气藏中任意高度上的含气饱和度，从而得出整个气藏的气水纵向分布特征。自由水面以上液柱高度的计算公式为：
式中：H为液柱高度，m；pc为气藏条件下气水界面毛细管力，MPa；ρw为地层水密度，kg/m3；ρg为地下天然气密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2。
根据实验室测定的毛细管压力曲线，可得到气藏条件下的气水间毛细管压力：
式中：σwg为气水界面张力，N/m；σHg为汞的界面张力，N/m；θwg为地下气水界面的接触角，°)；θHg为汞的接触角，(°)；pHg实验室毛细管压力，MPa。
将式(2)代入式(1)得：
毛细管力曲线与地下流体饱和度具有函数关系，而自由水面以上的气液柱高度又是由毛细管力决定的，因此，地下流体饱和度也是自由水面以上气液柱高度的函数，气柱高度等于自由水面以上气液柱高度减去静水压力对应的自由水面以上液柱高度。据此，利用涩北疏松砂岩气藏4类典型的毛细管力曲线，就可以计算得出气柱高度和含气饱和度之间的关系曲线(图4)。
不同储集空间对应毛细管力曲线类型不同，涩北气田疏松砂岩气藏存在4类典型的毛细管力曲线，充分说明其气水界面的分布具有不规则性：①A类，代表孔隙好，以粗孔喉，渗透性好的粉砂岩和泥质粉砂岩为主，此类储层空间形态中气水过渡带最短，在气液柱高度不到30m处含气饱和度就可达到50%；②B类，代表以孔隙胶结的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩储层为主，分选较好，渗透率较高，该类储层空间形态中的气水过渡带相比A类较长；③C类，代表以细孔喉，渗透性较差的泥质岩类为主，该类型储层空间形态中的气水过渡带最长，其平均含气饱和度相当低，无法成为有效生产层段；④D类，代表微裂缝和粗细孔喉分选差的岩类，渗透率高，虽然气水过渡带较C类短，但其以上的平均含气饱和度不高。
总而言之，对于孔隙结构较差，以细小孔隙为主，孔隙、喉道半径较小，且分选性较差的储层，将导致气水分异作用的减弱，从而形成较长的气水过渡带；反之，则气水过渡带较短。
3.3 润湿性的影响
对于涩北气田，在气藏的成藏过程中，天然气初次运移进入到储集层后，气体将在成藏动力作用下，发生二次运移，将地层水逐渐排驱，而逐渐在砂岩储层中聚集形成气藏。
在气驱水过程中，疏松砂岩储层水湿岩石的孔隙中几乎完全饱和水，水在气体的驱动下开始流动，其孔隙中的部分水可以被排驱出来。不同的驱替机理将形成不同的地层水赋存状态。
3.3.1束缚水
对于结构较好，喉道半径较大的孔隙，大部分水将会被排驱出来。但由于水与储层岩石长期接触，且接触的两相界面很大，岩石颗粒表面对其附近水分子具有较强的吸附作用。附着在孔隙颗粒表面的地层水水膜无法得以完全排驱，这部分地层水会残留在储层砂岩孔隙的表面，以束缚水状态分布于储层孔隙中。
3.3.2共存水
对于结构较差，喉道半径较小的孔隙，当孔隙中含气饱和度增加，含水饱和度降低到一定程度后，由于砂岩的亲水性，亲水孔道中气水两相界面处产生较大的毛细管阻力，使除了附着在颗粒表面的地层水水膜外，还有较大部分的水会残留于孔隙中，这部分水依然连通，但由于排驱动力不足，不继续参与流动，从而形成了“共存水”。
以上分析表明，疏松砂岩气藏的成藏过程伴随着气驱水，而岩石的润湿性对气驱水的过程与驱替效率影响重大。由于储层岩石的润湿性，使得储层中存在较多的束缚水，而那些砂岩孔隙中的“共存水”由于相互连通，分布在储层的各处，与泥岩隔层水统称为“层间水”，因此岩石的润湿性同样也是对疏松砂岩气藏原始气水分布的重要影响因素之一[3]。
4 气水两相渗流规律
4.1 岩心实验总结
对涩3-15井的取心岩样进行了孔、渗、饱和相对渗透率曲线的测量，得到以下认识：①岩样抽空饱和地层水计算得到的孔隙度比气测孔隙度要大，说明岩样接触水后发生膨胀，吸入水量过多；②测试过程中出砂普遍，有的岩样出砂量较大，甚至比出水量还多；③驱替后的残余水饱和度较高，为45.9%～90.0%，平均71.9%，因而在相渗曲线上表现出较窄的两相共流区。
根据水相渗透率的最大值对相渗曲线分类，最大水相相对渗透率大于0.75的为Ⅰ类，最大水相相对渗透率小于0.3的为Ⅱ类，中间的为过渡类。16块岩样中，Ⅰ类8块，占总数50%；过渡类6块，占总数37.5%；Ⅲ类2块，占总数12.5%。
4.2 气水运动规律
由于气水两相共流区小，可动水对气相相对渗透率的影响明显，在开发过程中，水对天然气流动影响大，气井见水或施工液侵入地层后，将严重影响气井产能的发挥和气井探测半径的扩大，导致气井压力迅速下降[4]，因此，在开发中应该尤其注意防水。
岩心相对渗透率实验表明，一半的岩心水相相对渗透率曲线抬升缓慢，且数值偏低(Ⅱ类)，说明涩北气田储层见水后，水的流动能力不强，也间接说明了在开发过程中，气藏的边、底水推进不会很快，推进距离有限。
另一半的岩心测试表明，水的相对渗透率急剧上升(Ⅰ类)，Ⅰ、Ⅱ类及过渡类型相渗曲线的同时存在，说明涩北气田内水的流动性不均衡，气井见水情况将出现较大的差异。
较高的残余水饱和度是后期层内出水的主要水源之一。随着地层压力的下降，流体膨胀，当气体被部分采出后，含水饱和度将进一步增加，直到超过残余水饱和度，超出的部分变成可动水，在压差的作用下参与流动，被气井采出。
建议对气藏不同部位的井，尤其是边部生产井，增加取心的井次，通过岩心渗流实验进一步论证和验证边水的侵入规律。
5 结论与建议
1) 从微观角度，涩北气田主要是以原生粒间孔隙为主，但由于砂泥岩间互分布，导致原始气水分布关系较为复杂；通过对成藏过程气驱水的分析，认为储层岩石的混合润湿性是束缚水、共存水赋存状态的重要控制因素。
2) 从宏观气水运移的角度分析，涩北气田的水存在状态包括边底水、夹层水和层内可动水。构造位置是原始气水分布的直接决定因素，储层的非均质性则是气水界面分布特征的关键影响因素。
3) 涩北气田毛细管压力与气柱高度的关系表明，毛细管压力是决定原始气水界面的主要因素，涩北气田的四类储层孔隙结构共存，这也是造成了该气田气水界面分布不规则性的主要原因之一。
4) 岩心实验分析认为，在开发过程中，水对天然气流动的影响程度最大，气井见水将严重影响气井产能的发挥和气井探测半径的扩大，导致气井压力迅速下降，在开发中应该尤其注意防水；三类相对渗透率曲线特征说明，润湿性的差异也是导致涩北气田气井见水出现较大差异的主要原因。
5) 根据涩北气田储层构造特征与原始气水分布特点，结合生产井生产动态，将气井见水模式归结为三类：纵向、横向水窜和边水水侵。
参考文献
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[3] 邸世祥.碎屑岩储集层的孔隙结构及其对油气运移的控制作用[M].西安：西北大学出版社，1991.
[4] 何更生.油层物理FM].北京：石油工业出版社，1994.
[5] 曲江秀，高长海，查明.柴北缘冷湖-南八仙构造带油气运移通道研究[J].西南石油大学学报(自然科学版)，2008，30(3)：24-28.
[6] 李明诚.石油与天然气运移[M1.北京：石油工业出版社，2004.
(本文作者：华锐湘1 贾英兰1 李清2 许文平1 秦彩虹2 1.中国石油青海油田公司；2.中国石油青海油田公司勘探开发研究院)
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