普光氣田開發(fā)過程水侵特征分析

李 濤

中國石化中原油田普光分公司

四川盆地普光氣田所屬氣藏類型為受構造—巖性控制的邊水碳酸鹽巖孔隙型高含硫氣藏，儲層主要為礁灘相沉積的鮞粒白云巖、中粗晶白云巖、海綿礁白云巖、礫屑白云巖，次生的溶蝕孔、洞、裂縫發(fā)育［1］。該氣田氣水關系復雜，不同斷塊之間、不同層系之間、長興組內部均為獨立氣水系統(tǒng)。普光氣田在T1f1－2共鉆遇水層井7口。從地震和已鉆井的鉆井取心及測井資料分析，存在有限體積的活躍水體。根據鉆井資料普光2區(qū)塊飛仙關組氣水界面－5 125m，長興組氣水界面有4 個，分 別 是 －5 065m、－5 106m、－5 168m、－5 230m。普光3區(qū)塊氣水界面為－4 890m［2］。普光氣田客觀上存在邊底水，水體主要分布在構造東南部。目前，處于氣田主體區(qū)塊東南邊部靠近水體的生產井有4口，生產至現(xiàn)階段均呈含水上升勢頭，生產水氣比呈臺階式上升，生產動態(tài)上已出現(xiàn)水侵。普光氣田為高含硫氣田，不希望過早見水而導致產能和采收率下降，以及對管柱及地面工藝設施產生嚴重的腐蝕。

因此，有必要對普光氣田的邊底水體大小、氣藏目前水侵程度、水侵特征及主控因素進行分析，以便為普光氣田控制合理采氣速度、實施穩(wěn)氣控水和增氣穩(wěn)水技術對策、提高普光氣田開發(fā)效果提供技術支撐［3－9］。

1 壓力下降及地層水推進狀態(tài)分析

1.1 氣井產水概況

普光氣田儲層物性較好，以中孔中滲、高孔高滲儲集層為主，產層厚度大。開發(fā)初期氣井配產較高。構造高部位的生產井產量多數(shù)在90×104m3／d以上，中翼部的井在（40～80）×104m3／d之間，邊部的井產量也在（20～40）×104m3／d。普光主體區(qū)塊于2009年10月投產，由于單井日產氣量較高，普光氣田主體區(qū)塊內37口單井均不同程度產出一定的水量，到2012年5月前日產水量相對穩(wěn)定，氣田產水量為150m3／d；2012年6月后主體區(qū)塊的產水量開始呈現(xiàn)快速上升趨勢，區(qū)塊產水量已上升到近600m3／d。產水明顯上升的氣井主要是氣田東南邊界靠近水體的普光105－1H 井、普光103－1井和普光105－2井（圖1）。在適當控制見水井產氣量之后，產水量有所下降。截至2013年10月31日，氣田累計產氣276.8×108m3，累計產水29.8×104m3。

圖1 普光主體區(qū)塊日產氣和日產水曲線圖

普光氣田主體區(qū)塊37口單井目前產水狀況分成兩類：①日產水量小于或等于產出氣量所攜帶的凝析水和少量地層可動水產量的氣井，其中產水量小于5 m3／d的有12口井，產水量介于5～12m3／d的有21口；②已開始產出地層水的氣井，這類井目前產水量已大于60m3／d，共有3口，其中普光105－1H井日產水172m3／d、普光105－2井產水量60m3／d、普光103－1井產水150m3／d。平面上，氣田生產井生產水氣比的變化趨勢是由構造高部位向東南邊部逐漸增大。

1.2 水體驅動能量對地層壓力的影響

地層水的侵入可通過氣田平面或縱向上地層壓力的變化反映出來。因此，首先根據氣田生產動態(tài)及測試資料，運用流動物質平衡外推法計算出研究區(qū)內單井地層壓力在各時間段的變化情況，然后進一步運用累積產量加權平均法計算出目前氣田平面上地層壓力分布狀況，進而對水體的推進狀態(tài)進行趨勢分析。因壓力的預測不作為筆者的重點，這里不列出流動物質平衡外推法和累積產量加權平均法的計算公式，具體參見本文參考文獻［3－4］。

圖2 普光氣藏地層壓力變化圖

圖3 普光主體單井目前地層壓力分布圖

圖2給出普光主體區(qū)塊單井目前地層壓力分布變化特征，圖3給出普光主體區(qū)塊單井目前地層壓力分布趨勢圖。圖中色度變化代表壓力的變化，紅色表示高壓區(qū)，綠色表示低壓區(qū)，黃色為中壓區(qū)。由圖的色度變化可知，受東南邊部水體推進的影響，水體能量對邊部井地層壓力起到了一定的保壓作用。普光主體區(qū)塊開發(fā)過程平均地層壓力持續(xù)下降，但邊水的推進對氣藏邊部井的地層壓力起到了一定的保壓作用。從圖3可以看出，2012年6月后受地層水侵入能量補充的影響，邊部井的平均地層壓力比中、高部位井的平均地層壓力下降幅度要緩慢。全氣藏平均壓降為14.12 MPa，各單井因投產時間的不同，地層壓力下降幅度不同，降幅在11%～39%之間，平均降幅為25%。平面上，構造高部位井平均壓降為15.33MPa，邊部平均壓降為11.85MPa，高部位地層壓力降幅比邊部的地層壓力降幅要大3.48MPa。

2 邊、底水體大小及水侵速度分析

普光氣田的水體可能是具有外緣供給的敞開水域，也可能是封閉性的有限邊底水。由于普光氣田為碳酸鹽巖氣田，依鉆井和測井分析得到的普光主體呈現(xiàn)多套不等的氣水界面，顯示水體分布較為復雜，因此，在開放初期氣田的水體大小和能量強度尚不明確。

因此，基于普光氣田開采至目前的生產動態(tài)數(shù)據，首先利用氣藏開采過程中的地層壓力變化數(shù)據，同時結合地質情況，采用快速褶積積分法［3］對普光氣田天然水體能量的大小進行了估算，預測了氣田水侵動態(tài)特征。

運用快速褶積積分法計算出普光氣田主體區(qū)塊水侵量的大小及水侵速度隨時間的變化關系（圖4）。圖中水侵速度變化顯示，2009年10月普光主體區(qū)塊全面投產后，初期水侵速度較小，低于0.03×104m3／d；隨著采氣速度的增加，自2010年8月以后水侵速度加快，到2012年10月初水侵速度增加到0.075×104m3／d，調整采氣速度后水侵速度的增加雖然有所變緩，但仍在增加，到目前增加到0.08×104m3／d。

圖4 水侵量的大小、水侵速度隨時間的變化圖

在得到了水侵動態(tài)之后，為了進一步了解水體能量的大小，采用水體影響函數(shù)法估算普光氣田主體區(qū)塊水體大?。?］。分析表明，當一個儲滲體內的地質參數(shù)未知的條件下，應用生產歷史資料去反求系統(tǒng)的結構（如集中參數(shù)分布的物質平衡法），數(shù)學物理方法已經證明其解具有多解性，特別是水體的縫洞發(fā)育，特性愈復雜，多解性就愈嚴重。針對這一問題，嘗試應用水體影響函數(shù)法，通過轉向研究水體對油氣藏的影響特征，即通過系統(tǒng)的壓力、水侵速度輸入／輸出信號給出水體影響函數(shù)F，用這一特征函數(shù)研究水體及水侵動態(tài)。

普光氣田水體大小及水侵程度計算結果如下：水體孔隙體積為6.59×108m3，水體彈性容量為88.55×104m3／MPa，原始可動水體為5 103.34×104m3，最大水侵體積為3 296.85×104m3，水體體積∶氣藏體積為6.4。從計算結果看，普光氣田的相對水體比較小，但氣井高含硫，且部分邊部位氣井含水上升較快。因此在后期開發(fā)中還是應加強水侵的動態(tài)監(jiān)測，降低采氣速度，控制生產壓差，防止氣井過早水淹，在氣井管理上要堅持“少動、平穩(wěn)、慢控”的原則，以提高氣藏最終開采效率。

通過統(tǒng)計不同時間氣井的產水動態(tài)并采用克里金等差值分析方法，可得普光氣田的水氣比分布圖，由圖可推斷水侵入方向。圖5、6分別給出普光氣田主體區(qū)塊2012年和2013年水氣比分布圖?？梢钥闯鏊值姆较驗闁|北和東南邊部，與早期認識的普光氣田主體區(qū)塊水體的分布是相符合的。

圖5 普光主體氣田2012年水氣比分布圖

圖6 普光主體氣田2013年水氣比分布圖

3 目前地層水推進數(shù)值模擬及分析

為了進一步認識普光氣田開發(fā)過程地層水推進狀態(tài)，在上述水侵動態(tài)分析基礎上，基于普光氣田生產動態(tài)數(shù)據，通過對氣田生產動態(tài)數(shù)值模擬跟蹤評價計算，對普光氣田主體區(qū)塊邊底水推進程度進行了預測。

圖7 飛一、飛二段歷史擬合過程氣水飽和度分布對比圖

截至2013年11月，通過生產歷史擬合得到普光氣田主產氣層飛一段、飛二段氣藏氣水飽和度分布（圖7）。分析圖中含水飽和度的分布狀態(tài)可得如下認識：①氣藏水體倍數(shù)為5～6倍，總體上水體能量有限；②全氣藏含氣飽和度變化較小，邊底水侵入主要發(fā)生在氣水界面和氣水邊界附近，氣水界面和氣水邊界附近含水飽和度增加，含氣飽和度有所降低；③氣層受邊底水影響程度不同，飛一、飛二段氣水界面附近含水飽和度增加明顯。這主要是飛一、飛二段物性相對較好，部分井離氣水界面較接近，壓力降已波及邊底水區(qū)。

圖8 P105－1H井原始和目前氣水飽和度分布對比剖面圖

圖9 P103－1井原始和目前氣水飽和度分布對比剖面圖

圖10 P105－2井原始和目前氣水飽和度分布對比剖面圖

圖8～10分別給出靠近氣水邊界的P105－1H井、P103－1井、P105－2井氣水邊界附近生產井邊底水的侵入程度。其中：①邊底水主要侵入氣水邊界附近生產井（截至2013年1月有3口井），總體上目前邊底水侵入氣藏面積較??；②儲層水侵主要為裂縫型水侵，當邊底水沿裂縫侵入到井底后，氣井產水上升速度快，具有裂縫性產水的特征。

4 水侵對可采儲量、采出程度的影響

在非均質水驅氣藏中，隨著氣田的開發(fā)，天然氣的不斷采出使氣藏壓力下降，導致邊水或底水侵入氣區(qū)。侵入氣藏的水沿裂縫快速橫侵或上竄，將部分氣體分隔開，然后繼續(xù)向未被水封的區(qū)域運移，封隔氣藏的更多區(qū)域，形成微觀和宏觀上的“水封氣”，從而影響氣田的可采儲量及采出程度。

基于氣驅水轉換為水驅氣過程相滲曲線滯后機理，近似模擬氣藏水侵區(qū)的微觀水封氣現(xiàn)象，進而分析水侵對可采儲量及采出程度的影響?；驹硎牵旱貙铀疄闈櫇裣?，水驅氣（水侵）相滲曲線為吸入曲線，氣驅水（排驅水）相滲曲線為驅替曲線；由于潤濕滯后造成潤濕相的吸入曲線和非潤濕相的驅替曲線發(fā)生一定的反轉，當?shù)貙铀秩牒螅瑵櫇駵笤斐蓺怏w的相對滲透率曲線由驅替曲線變?yōu)榱宋肭€，發(fā)生滯后現(xiàn)象，參照普光氣田巖心氣水相滲曲線特征和文獻調研，設定潤濕滯后使吸入曲線氣相端點值（束縛氣飽和度）增加0.2。在此基礎上，筆者設計兩組對比模擬方案：第一組是在基礎方案的配產條件下，將井口壓力減小為1MPa，預測生產20a；第二組是在第一組基礎上，考慮相滲滯后。通過兩組模擬方案計算結果的對比，近似模擬水封氣對可采儲量及采出程度的影響。

兩組計算指標對比如表1所示。預測結果顯示，開采20a后，不考慮相滲滯后的累計產氣量為1 321.3×108m3，動態(tài)儲量采出程度為72.95%；考慮相滲滯后的累計產氣量為1 304.1×108m3，相比減小了17.2×108m3；采出程度為72.01%，相比減小了0.94%。因此，據此初步估算，普光氣田水侵可能會使可采儲量減少約17.2×108m3；天然氣采出程度可能會減少0.94%。

表1 氣水相滲滯后作用方案指標對比表

5 結論與認識

通過上述研究和分析，得到以下結論與認識。

1）與投產初期相比，地層壓力已有一定程度的降低。全氣藏平均壓降為14.12MPa；構造高部位平均壓降為15.33MPa，靠近水體的邊部平均壓降為11.85MPa，高部位地層壓力降落幅度比邊部的地層壓力降落幅度高3.48MPa。受邊水的影響，主要的高產水井集中在東北邊部。

2）氣田水體屬于有限的活躍邊底水，水體影響函數(shù)法計算水體倍數(shù)為6.4倍；快速褶積積分法計算2009年10月普光主體區(qū)塊全面投產后初期水侵速度低于0.03×104m3／d，隨著采氣速度的增加，自2010年8月以后水侵速度加快，到2012年10月初水侵速度增加到0.075×104m3／d，目前增加到0.08×104m3／d；調整采氣速度后可減緩水侵速度。在氣井開采過程中應密切關注水侵動態(tài)監(jiān)測。

3）基于相滲滯后對束縛氣的影響模擬水封氣，以現(xiàn)有配產方案生產20a，相比之下不考慮相滲滯后的累計產氣量為1 321.3×108m3，動態(tài)儲量采出程度為72.95%；考慮相滲滯后影響的累計產氣量為1 304.1×108m3，采出程度為72.01%。由于水封氣造成采收率降低0.94%，累計產氣量減小約17.2×108m3。

4）建議普光氣田后續(xù)開采需采用控水采氣開發(fā)技術對策，同時應加強水侵的動態(tài)監(jiān)測，適當降低采氣速度，控制生產壓差，防止氣井過早水淹，在氣井管理上堅持“少動、平穩(wěn)、慢控”的原則，以控制水侵速度，提高氣藏最終開采效率。

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