韓曉紅，劉德華 （長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢430100）

輪臺凝析氣田S3－1區(qū)塊位于新疆維吾爾自治區(qū)輪臺縣境內(nèi)，構(gòu)造位置主要屬沙雅隆起雅克拉斷凸的東段，屬于不帶油環(huán)的凝析氣藏，區(qū)塊統(tǒng)一氣、水界面在海拔－4107m，含氣面積為4.32km2，天然氣地質(zhì)儲量為22.08×108m3，孔隙度平均值為14.3%，頻率分布呈正態(tài)分布，滲透率平均值為115mD，頻率分布呈正態(tài)分布，儲層整體屬中－低孔、中滲儲層。儲層內(nèi)部滲透率縱向差異比較明顯，變異系數(shù)平均為0.90，屬于非均質(zhì)性嚴重。

根據(jù)已鉆井所取的氣樣分析：C1、C2和C3的 平均含量分別為80.34%、12.7%和3.64%，C1／（C2＋C3）為4.92，天然氣平均相對密度0.685。地層水型為CaCl2型，總礦化度為12.25×104mg／L；pH＝6，呈弱酸性，屬封閉環(huán)境下高礦化度地層水。該區(qū)塊原始地層壓力取值為56.1MPa，原始地層溫度為143℃（5050m），原始地層壓力系數(shù)1.11，溫度梯度為1.65℃／100m。屬正常壓力系統(tǒng)，正常地溫場；驅(qū)動類型以彈性驅(qū)和水驅(qū)為主。

截止2012年6月，S3－1區(qū)塊綜合含水達到44.67%，含水高。含水上升率為9.57%，含水上升率快，天然氣的采氣速度2.75%，凝析油采速3.2%，采速較慢。該區(qū)塊從2007年1月投產(chǎn)生產(chǎn)5.5年的時間，天然氣采出程度為20.99%，偏低。

1 S3－1區(qū)塊開發(fā)面臨問題

1.1 整個區(qū)塊儲量動用程度偏低

輪臺凝析氣田S3－1區(qū)塊由于儲層縱向發(fā)育大量低滲層，非均質(zhì)性強，對油氣滲流影響較大，特別是大大降低了油氣水流體縱向上的運移能力。而區(qū)塊部署井型主要以水平井為主，且水平段均位于儲層上部，低滲透隔板影響造成水平段泄油面積小，單井控制儲量小。因此整個區(qū)塊儲量動用程度較低。

1.2 底水突進，氣井水淹

輪臺凝析氣藏S3－1區(qū)塊底水能量弱，且儲層低滲隔板阻擋底水，底水主要沿高滲帶突進，形成暴性水淹。輪臺S3－1區(qū)塊部分氣井見水后產(chǎn)能遞減快。自2009年1月氣井見水后，輪臺S3－1區(qū)塊日產(chǎn)能力快速下降近50t，產(chǎn)能下降幅度達35.71%，由于水體小，且氣井見水后及時進行縮嘴控水，水體未對地層能量起到補充作用。

2 出水機理研究

由于輪臺凝析氣藏S3－1區(qū)塊存在嚴重非均質(zhì)性，尤其對于該區(qū)塊的部分水平井，沿水平段滲透率變化較大。現(xiàn)以該區(qū)塊儲層各參數(shù)為基礎(chǔ)，建立凝析氣藏數(shù)值模擬機理模型［1］，模擬高滲透帶分別位于水平氣井的水平段中部、趾部、根部和夾層時以不同模式分布在氣層中的水侵過程，并歸納不同情況下的水平氣井出水機理。

2.1 模型的建立

1）網(wǎng)格參數(shù)。網(wǎng)格數(shù)為：X×Y×Z＝50×50×25，X、Y方向網(wǎng)格步長20m，Z方向網(wǎng)格步長2m；其中縱向上的1～8層為氣層，9～25層為水層。

2）組分的摩爾組成包括：X1＋摩爾分數(shù)78.345，X2＋摩爾分數(shù)11.554，C3＋摩爾分數(shù)5.043，C5＋摩爾分數(shù)0.715，C6＋摩爾分數(shù)1.449，C8＋摩爾分數(shù)1.932，C10＋摩爾分數(shù)0.403，C23＋摩爾分數(shù)0.559。

3）PVT試驗擬合。在140℃時對相對體積、含液百分數(shù)、露點壓力和氣油比進行擬合，從擬合結(jié)果可以看出，PVT試驗擬合結(jié)果和測試結(jié)果比較吻合，相態(tài)變化特征可以提供給E300組分模型模擬器使用。

4）流體性質(zhì)。地層水密度：1.084g／cm3；地層水黏度：0.5mPa·s；地層水壓縮系數(shù)∶地層水體積系數(shù)：1.001；天然氣相對密度0.685。

5）定義生產(chǎn)井。氣藏中部的一口水平氣井P1以30×104m3／d的速度進行生產(chǎn)，生產(chǎn)時間為15年。

2.2 模擬有高滲透帶時的水侵

水平氣井水平段長為500m，將其沿程平分為5段，以便在不同位置設(shè)置高滲透帶，如圖1所示。其中高滲透帶部分的平均滲透率為500mD，高滲透帶分布方案如表1所示，各方案水平氣井生產(chǎn)時間與含水率關(guān)系曲線如圖2所示。

圖1 水平井分段示意圖

從圖2的含水率變化曲線中可以看出，當以定產(chǎn)氣量生產(chǎn)時，方案1的低含水期最長約為13年，射孔層段見水時間最晚，含水率變化主要分為2個階段：第1階段是底水水錐呈線狀錐進到射孔層段前，含水率上升速度較為緩慢；第2階段是當?shù)姿F進到射孔段后，含水率上升速度加快，屬于線狀見水整體水淹模式［2－4］；而方案2的低含水期為11年，水侵過程為底水向上沿著高滲透帶點狀突破后緊接著在該氣層的平面上流動再是向上一層點狀突破，如此往復(fù)循環(huán)，直至錐進到射孔層段，簡述為：高滲突破，沿層擴展，次高突破，全井水淹，屬于多點見水整體水淹；方案3、4、5的低含水期分別為8.5、9、8.8年，含水率變化也分為2個階段，第1階段是底水尚未錐進到水平井射開層段時沿高滲帶呈點狀水侵，含水上升速度較為緩慢；第2階段是當?shù)姿F進到射孔層段后形成線狀水侵，含水上升速度明顯加快，屬于單點點狀見水整體水淹模式。

表1 高滲透帶研究方案設(shè)計

圖2 各方案水平井含水率變化曲線圖

從而可知線狀見水的見水時間并不一定比點狀見水快一些，跟儲層性質(zhì)有關(guān)；由于方案2水侵過程呈現(xiàn)出多點點狀見水，先在平面上流動形成線狀見水再是縱向突破的模式，因此方案2的低含水期要長于方案3、4、5，短于方案1；由于水平井井筒內(nèi)壓降的影響，高滲透帶位于趾部的低含水期最長，而中部的最短。

2.3 模擬有夾層時的水侵

依據(jù)該區(qū)塊儲層中低滲層分布情況，將夾層分布為3種模式，如圖3、圖4、圖5所示。均在模型的第2、4、6、8層設(shè)置不同規(guī)模的夾層，其中夾層部分平均滲透率為1mD。

從圖6的含水率變化曲線中可以看出，當以定產(chǎn)氣量生產(chǎn)時，無夾層分布的情況下，開始一段時間含水率上升速度較為緩慢，這是由于此時其均質(zhì)性較好，底水均勻的從中間開始向上錐進，然后緩慢的向兩邊擴散，底水波及體積較大，到2023年左右水平井段全部見水，含水率上升速度加快，呈現(xiàn)出線狀見水整體水淹模式。夾層在垂向上交錯分布的3種模式的含水率上升速度受夾層的影響都比較均勻緩慢，均屬于點狀見水局部水淹模式，但是模式②相對模式①和模式③含水率上升速度更快一些。

圖3 夾層在垂向上交錯分布模式①

圖4 夾層在垂向上交錯分布模式②

圖5 夾層在垂向上交錯分布模式③

以上3種隔夾層分布模式的模擬結(jié)果可以看出，儲層沒有隔夾層分布時氣井見水時間最早，當隔夾層垂向上交錯分布部分重疊，水平井根部和趾部優(yōu)先見水［5－6］，氣井見水后含水率呈直線上升且上升緩慢。2組長短不同的隔夾層在垂向上交錯分布且不重疊時，不重疊部分水平段優(yōu)先見水，氣井見水后含水率呈直線上升且上升緩慢。當兩組長短不同的隔夾層，隔夾層在垂向上小部分交錯分布時，水有明顯的繞流現(xiàn)象，主要沿著小部分的交錯部位繞流進井底，氣井見水后含水率呈直線上升且上升緩慢。3種隔夾層分布模型下氣井含水上升規(guī)律差異不大，但水平井見水段不同，在采取控水措施時應(yīng)結(jié)合儲層分布模式對水平井的產(chǎn)水段進行封堵［7－8］。

圖6 各夾層分布模式水平井含水率變化曲線圖

3 結(jié)論

1）均質(zhì)儲層的低含水期比氣層中分布有一定規(guī)模的夾層時要短，比有高滲透帶存在時要長，所以在進行底水凝析氣藏開發(fā)時在氣水界面之上分布一定規(guī)模的夾層，可抑制含水率的上升，延長低含水期。

2）水平井趾部、根部和中部均存在高滲透帶時的水侵呈現(xiàn)多點見水、線狀見水不斷循環(huán)的過程，因此在開始的一段時間內(nèi)含水率上升速度比單點見水緩慢，低含水期也相對要長，待全井見水后其含水率迅速上升，超過其他方案達到最高，因此需在水平井見水位置進行堵水以延長低含水期。

3）垂向上隔夾層不同的分布模型氣井含水上升規(guī)律差異不大，但水平井見水位置不同，在采取控水措施時應(yīng)結(jié)合儲層分布模式對水平井的見水位置進行封堵。

4）由于儲層性質(zhì)不同線狀見水的見水時間并不一定比點狀見水快。

5）對于不同性質(zhì)的儲層，應(yīng)根據(jù)不同的出水機理采取相應(yīng)的控水措施。水平井出水機理的研究對于水平井控水、堵水技術(shù)的研究，以及提高水平井的開發(fā)效益、制訂準確的開發(fā)方案至關(guān)重要，應(yīng)加強這方面的工作。

［1］ 汪周華，吐依洪江，郭平，等 .凝析氣藏水驅(qū)機理研究 ［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報，2006，28（6）：36－39.

［2］ 王嘉淮，劉延強，楊振杰，等 .水平井出水機理研究進展 ［J］.特種油氣藏，2010，17（1）﹕6－11.

［3］ 何曉東，鄒紹林，盧曉敏 .邊水氣藏水侵特征識別及機理初探 ［J］.天然氣工業(yè)，2006，26（3）：87－89.

［4］ 姜漢橋，李俊鍵，李杰 .底水油藏水平井水淹規(guī)律數(shù)值模擬研究 ［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2009，31（6）﹕172－176.

［5］ 周代余，江同文，馮積累，等 .底水油藏水平井水淹動態(tài)和水淹模式研究 ［J］.石油學(xué)報，2004，25（6）：73－76.

［6］ 鄭強，劉慧卿，薛海慶，等 .底水油藏水平井沿程水淹識別 ［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2012，19（1）：95－98.

［7］ 范海亮，郭春秋，夏朝輝，等 .土庫曼某底水凝析氣藏的開發(fā)機理研究 ［J］.重慶科技學(xué)院院報（自然科學(xué)版），2010，12（2）﹕80－82.

［8］ 王敬，劉慧卿，劉松原，等 .非均質(zhì)底水油藏水平井水淹規(guī)律研究 ［J］.石油學(xué)報，2010，31（6）：970－974.