澀北氣田弱水驅(qū)氣藏水侵早期識(shí)別方法

鄧成剛，李江濤，柴小穎，陳汾君，楊喜彥，王海成，連運(yùn)曉，涂加沙

（1.中國(guó)石油青海油田分公司勘探開發(fā)研究院，甘肅敦煌 736202；2.中國(guó)石油青海油田分公司氣田開發(fā)處，甘肅敦煌 736202）

0 引言

澀北二號(hào)氣田位于柴達(dá)木盆地東部三湖地區(qū)，屬于“背斜層狀邊水氣藏”，無斷層發(fā)育，氣藏為邊水所環(huán)繞。儲(chǔ)層巖性主要為泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖，地層膠結(jié)疏松，以原生孔隙為主，有少量的次生孔隙。巖心樣品分析孔隙度為10.3%～43.0%，平均為32.4%，滲透率為8.3～68.3 mD，平均為19.0 mD，總體表現(xiàn)為高孔、中—低滲儲(chǔ)層的特點(diǎn)。儲(chǔ)層砂體平面發(fā)育穩(wěn)定，橫向連通性好，總體上屬孔隙性相對(duì)均質(zhì)氣藏［1］。

針對(duì)不同類型的水驅(qū)氣藏有不同的開發(fā)方式，水驅(qū)氣藏開發(fā)的主要原則是盡早識(shí)別，合理開采，從而達(dá)到提高采收率的目的［2-4］。多數(shù)水驅(qū)氣藏在開發(fā)過程中其水驅(qū)特征表現(xiàn)得非常明顯，這類水驅(qū)氣藏在開采的早期（采出程度低于30%）就會(huì)大量產(chǎn)水，并且產(chǎn)水量會(huì)隨著開發(fā)的不斷深入而持續(xù)增加，但是還有一部分邊水能量稍弱的水驅(qū)氣藏在開發(fā)初期并不產(chǎn)水，這類水驅(qū)氣藏往往容易被誤認(rèn)為是定容氣藏，并按照定容氣藏的開發(fā)方式和原則對(duì)其進(jìn)行開發(fā)，從而造成開發(fā)技術(shù)和措施上的失誤［5-9］。

以往油田現(xiàn)場(chǎng)多采用水氣比變化分析、地層水水型監(jiān)測(cè)等方法對(duì)氣藏的水侵特征進(jìn)行識(shí)別，但這些方法容易受氣藏形成過程中地層滯留水的影響，同時(shí)需要地層水進(jìn)入井筒后才能判斷，無預(yù)見性［10-12］；通過分析不同時(shí)期不穩(wěn)定試井曲線變化特征監(jiān)測(cè)氣藏氣水界面的推進(jìn)情況，但試井資料受儀器、井間干擾、儲(chǔ)層平面物性差異等因素的影響，存在一定的多解性［2-4］。根據(jù)澀北二號(hào)氣田總體發(fā)育高孔、中—低滲儲(chǔ)層，無斷層發(fā)育，屬孔隙性相對(duì)均質(zhì)氣藏的特點(diǎn)，以澀北二號(hào)氣田A 氣藏為例，根據(jù)物質(zhì)平衡原理引入生產(chǎn)指示曲線法、存水體積系數(shù)法和視地質(zhì)儲(chǔ)量法對(duì)氣藏早期的水侵特征進(jìn)行識(shí)別，并系統(tǒng)闡述這些方法的識(shí)別原理、適用條件等，再通過不同采出程度下曲線變化特征進(jìn)行對(duì)比，優(yōu)選出適用于澀北二號(hào)氣田弱水驅(qū)氣藏的水侵識(shí)別方法，以期為弱水驅(qū)氣藏的早期水侵特征識(shí)別提供指導(dǎo)。

1 識(shí)別方法

1.1 現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)識(shí)別法

以往氣藏水侵監(jiān)測(cè)的常用手段［10-12］，一是定期取水樣進(jìn)行測(cè)定，通過分析產(chǎn)出凝析水含量的變化，或者根據(jù)地層水與凝析水水型及礦化度等方面的不同，分析其來源，進(jìn)而判斷水侵是否發(fā)生，但在氣藏形成過程中，在氣藏的中低部位容易殘存部分層內(nèi)水，其水型和礦化度與邊水類似，水樣測(cè)定較難區(qū)分；二是分析氣藏水氣比變化曲線，如澀北二號(hào)氣田A 氣藏早期水氣比上升不明顯，但在采出程度高于44%后水氣比急速上升（圖1），明顯受到邊水水侵的影響。以上這2 種方法都是在地層水進(jìn)入氣井后才能進(jìn)行判斷，而在實(shí)際的氣田開發(fā)中，更希望在地層水尚未進(jìn)入氣井井筒之前就能判斷氣藏是否有水侵，這樣才能有針對(duì)性地及時(shí)采取相應(yīng)措施，做好防水和治水準(zhǔn)備。

圖1 澀北二號(hào)氣田A 氣藏水氣比變化曲線Fig.1 Water-gas ratio curve of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

1.2 生產(chǎn)指示曲線法

根據(jù)物質(zhì)平衡原理，在水驅(qū)氣藏開發(fā)過程中隨著氣藏內(nèi)天然氣和水的采出，地層壓力不斷下降，會(huì)引起氣藏內(nèi)天然氣、地層束縛水的彈性膨脹及巖石的壓縮，并導(dǎo)致邊底水的侵入，其過程滿足以下物質(zhì)平衡方程［2-4］：

式中：G為氣藏原始地質(zhì)儲(chǔ)量，m3；Bg為天然氣體積系數(shù)，m3/m3；Bgi為原始條件下天然氣體積系數(shù)，m3/m3；Cc為氣藏容積壓縮系數(shù)，MPa-1；Bw為地層水體積系數(shù)，m3/m3；Gp為累計(jì)產(chǎn)氣量，m3；Δp為氣藏總壓降，即pi?p，MPa；We為水侵量，m3；Wp為累計(jì)產(chǎn)水量，m3。

Cc反映了氣藏容積隨地層壓力的變化程度［3］，計(jì)算公式為

式中：Cp為巖石壓縮系數(shù)，MPa-1；Cw為地層水壓縮系數(shù)，MPa-1；Swc為束縛水飽和度，%。

存水體積系數(shù)ω為氣藏水侵量減去累計(jì)產(chǎn)水量得到的剩余水量與氣藏原始儲(chǔ)量的比值［2-4］，計(jì)算公式為

式中：ω為存水體積系數(shù)。

天然氣的目前和原始體積系數(shù)分別可表示為

式中：psc為地面標(biāo)準(zhǔn)狀況下的壓力，MPa；Z為目前條件下的偏差因子；T為目前條件下的地層溫度，K；Zi為原始條件下的偏差因子；Ti為原始條件下的地層溫度，K；pi為氣藏原始地層壓力，MPa；Tsc為地面標(biāo)準(zhǔn)狀況下的溫度，K。

那么用地層壓力表示的水驅(qū)氣藏的物質(zhì)平衡方程，由式（1），（3），（4），（5）可得

式中：p為氣藏目前地層壓力，MPa。

若采用擬壓力表示［3］，式（6）可以寫成

式中：pp為氣藏目前地層擬壓力，即p/z，MPa；ppi為氣藏原始地層擬壓力，即pi/zi，MPa。

對(duì)于一個(gè)正常壓力系統(tǒng)下的定容氣藏，其物質(zhì)平衡方程中的ω=0，并忽略采氣過程中因壓力下降導(dǎo)致的地層束縛水的彈性膨脹及巖石壓縮引起的體積變化［3］，則式（7）可以簡(jiǎn)化為

將式（7）和式（8）進(jìn)行比較可以看出，在定容氣藏開發(fā)過程中氣藏?cái)M壓力（pp）與累計(jì)產(chǎn)氣量（Gp）呈線性關(guān)系，而水驅(qū)氣藏由于邊水能量的補(bǔ)充，存水量增加，氣藏?cái)M壓力下降速度會(huì)隨著累計(jì)產(chǎn)氣量的增加而減小，氣藏?cái)M壓力（pp）與累計(jì)產(chǎn)氣量（Gp）之間會(huì)呈非線性關(guān)系。如澀北二號(hào)氣田A 氣藏的生產(chǎn)指示曲線（圖2）早期水侵不明顯，表現(xiàn)為定容氣藏的特征，此階段氣藏內(nèi)天然氣的彈性膨脹驅(qū)動(dòng)起主導(dǎo)作用，在氣藏的采出程度達(dá)到一定值后，生產(chǎn)指示曲線出現(xiàn)了明顯上翹，此時(shí)氣藏壓力開始受到邊水能量的補(bǔ)充。

圖2 澀北二號(hào)氣田A 氣藏生產(chǎn)指示曲線Fig.2 Production indicator curve of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

根據(jù)物質(zhì)平衡原理［13-17］和圖2 中的直線段公式可以計(jì)算出A 氣藏的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量為26.63 億m3，而該氣藏累計(jì)產(chǎn)氣量達(dá)到9.13 億m3時(shí)生產(chǎn)指示曲線出現(xiàn)上翹的拐點(diǎn)，氣藏開始受到水侵的影響，對(duì)應(yīng)氣藏采出程度為34.3%。

1.3 存水體積系數(shù)法

在正常壓力系統(tǒng)下水驅(qū)氣藏開發(fā)的早期，人們忽略了巖石壓縮和束縛水膨脹性的影響，由式（7）得到的水驅(qū)氣藏物質(zhì)平衡方程［2-4］為

定義ppD為無因次擬壓力［3］，計(jì)算公式為

由式（9），（10）可得

式中：Rg為采出程度，即Gp/G。

對(duì)于水驅(qū)氣藏，由于存水體積系數(shù)ω＜1，故由式（11）可知ppD與Rg的關(guān)系在直角坐標(biāo)圖上為直線傾角大于45°的曲線；對(duì)于定容氣藏，水侵體積系數(shù)ω=0，ppD與Rg的關(guān)系在直角坐標(biāo)圖上為直線，傾角為45°［2-4］。澀北二號(hào)氣田的A 氣藏在開發(fā)早期基本未受到水侵的影響，但在氣藏采出程度達(dá)到34%以上后，無因次壓力與采出程度關(guān)系曲線出現(xiàn)了上翹的特征（圖3）。

圖3 澀北二號(hào)氣田A 氣藏?zé)o因次壓力與采出程度的關(guān)系Fig.3 Relationship between dimensionless pressure and recovery degree of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

1.4 視地質(zhì)儲(chǔ)量法

氣藏的原始地質(zhì)儲(chǔ)量（G）是一個(gè)不會(huì)隨著生產(chǎn)時(shí)間變化的參數(shù)，與累計(jì)產(chǎn)氣量無關(guān)，因此，基于氣藏物質(zhì)平衡方程提出了視地質(zhì)儲(chǔ)量法來進(jìn)行氣藏水侵的早期識(shí)別［2-4］。定義Ga為視地質(zhì)儲(chǔ)量，且令，那么，由式（1）變換可得

對(duì)于定容氣藏，水侵量We=0，則式（12）可表示為Ga=G，Ga與Gp的關(guān)系在直角坐標(biāo)圖上為平行于x軸的直線；若為水驅(qū)氣藏，在水驅(qū)的作用下We不斷增加，Ga與Gp的關(guān)系將是一條曲線。澀北二號(hào)氣田的A 氣藏開發(fā)的初期曲線向上彎曲不明顯（圖4），但在累計(jì)產(chǎn)氣量達(dá)到6.55 億m3之后（對(duì)應(yīng)采出程度為24.6%），曲線明顯上翹。

圖4 澀北二號(hào)氣田A 氣藏視地質(zhì)儲(chǔ)量與累計(jì)產(chǎn)氣量關(guān)系曲線Fig.4 Relationship between apparent geological reserve and accumulated gas production of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

2 識(shí)別方法對(duì)比

針對(duì)澀北二號(hào)氣田邊水能量較弱的A 氣藏，對(duì)比水侵識(shí)別的4 種方法（表1）。油田現(xiàn)場(chǎng)采用的水樣監(jiān)測(cè)及生產(chǎn)曲線法識(shí)別水侵比較直觀，但無預(yù)見性，需要在氣藏采出程度達(dá)到44.55%才能識(shí)別水侵。生產(chǎn)指示曲線法、存水體積系數(shù)法、視地質(zhì)儲(chǔ)量法較現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)法有一定的預(yù)見性，綜合對(duì)比來看，視地質(zhì)儲(chǔ)量法曲線出現(xiàn)上翹的拐點(diǎn)時(shí)對(duì)應(yīng)采出程度最低，僅為24.6%，比現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)法低20%，比生產(chǎn)指示曲線法、存水體積系數(shù)法均低10%，因此，推薦使用視地質(zhì)儲(chǔ)量法。視地質(zhì)儲(chǔ)量法在氣藏水侵早期識(shí)別時(shí)的應(yīng)用效果較好，分析其原因，主要是由于視地質(zhì)儲(chǔ)量法參照對(duì)比的原始地質(zhì)儲(chǔ)量并不隨累計(jì)產(chǎn)氣量的變化而變化，在視地質(zhì)儲(chǔ)量與累計(jì)產(chǎn)氣量關(guān)系圖上為平行于x軸的直線，較容易看出視地質(zhì)儲(chǔ)量與原始地質(zhì)儲(chǔ)量的差別，對(duì)氣藏水驅(qū)作用的敏感性強(qiáng)，水侵識(shí)別結(jié)果可靠性高。

表1 澀北二號(hào)氣田A 氣藏不同水侵識(shí)別方法對(duì)比結(jié)果Table 1 Comparison of different water invasion identification methods for A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

3 應(yīng)用實(shí)例分析及調(diào)控效果評(píng)價(jià)

根據(jù)水驅(qū)氣藏的物質(zhì)平衡方程可以計(jì)算出氣藏的水侵量［17-20］為

進(jìn)而可以計(jì)算出氣藏邊底水的驅(qū)動(dòng)指數(shù)［11］為

式中：DIe為邊底水驅(qū)動(dòng)指數(shù)。

根據(jù)澀北二號(hào)氣田A 氣藏生產(chǎn)數(shù)據(jù)計(jì)算不同采出程度下的巖石和水的彈性膨脹量、水侵量、邊底水驅(qū)動(dòng)指數(shù)等如表2 所列。從表2 可以看出，隨著氣藏的持續(xù)開發(fā)，地層束縛水彈性膨脹和巖石壓縮所引起的氣藏體積變化量在逐漸增加，但僅為氣藏水侵量的2%，因此，對(duì)于正常壓力系統(tǒng)下的水驅(qū)氣藏可以忽略不計(jì)。同時(shí)，把表2 中氣藏邊底水驅(qū)動(dòng)指數(shù)與采出程度之間的關(guān)系繪制到圖5 中，得到該氣藏的邊底水驅(qū)動(dòng)指數(shù)變化曲線，可以看出該氣藏采出程度高于20%以上后，邊底水驅(qū)動(dòng)指數(shù)上升較快，從早期的邊水不活躍氣藏逐漸演化為邊水較活躍氣藏。

表2 澀北二號(hào)氣田A 氣藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)及計(jì)算參數(shù)值Table 2 Production dynamic data and calculated parameters of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

圖5 澀北二號(hào)氣田A 氣藏邊底水驅(qū)動(dòng)指數(shù)變化曲線Fig.5 Curve chart of driving index change of edge and bottom water of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

近年來，根據(jù)澀北氣田各開發(fā)層組的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)和水侵特征，適當(dāng)降低了部分采速過高、水侵嚴(yán)重層組的采速，并結(jié)合產(chǎn)銷任務(wù)對(duì)各氣藏進(jìn)行了開關(guān)井優(yōu)化，以期實(shí)現(xiàn)各氣藏縱向上和平面上的均衡。以澀北二號(hào)氣田的A 氣藏為例，通過上述水侵特征識(shí)別和水體能量的計(jì)算，在2010 年以后發(fā)現(xiàn)其邊水趨于活躍，具有水侵氣藏的生產(chǎn)特征，適當(dāng)降低了其采氣速度，平均采氣速度由調(diào)控前的4.84%降低至調(diào)控后的3.11%，并通過優(yōu)化配產(chǎn)和開關(guān)井調(diào)整，適當(dāng)降低了氣藏邊部氣井的采速，提高了氣藏中高部位氣井的采速，開展平面上的均衡采氣調(diào)控。通過連續(xù)幾年的調(diào)整，氣藏平面上壓力分布趨于均衡，頂部形成明顯的壓降漏斗區(qū)（圖6）；氣藏的開發(fā)指標(biāo)也有所好轉(zhuǎn)，2012 至2014 年年遞減率連續(xù)3 年出現(xiàn)了下降，但近兩年由于氣藏的水侵日趨嚴(yán)重，而強(qiáng)排水措施未跟上，遞減率有重新增高的趨勢(shì)（圖7）。

圖6 澀北二號(hào)氣田A 氣藏調(diào)控前（a）、調(diào)控后（b）壓力平面分布圖Fig.6 Pressure distribution of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field before regulation（a）and after regulation（b）

圖7 澀北二號(hào)氣田A 氣藏年遞減率和水氣比變化趨勢(shì)Fig.7 Annual decline rate and water-gas ratio change trend of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

4 結(jié)論

（1）現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)識(shí)別法，如水樣監(jiān)測(cè)、水氣比變化曲線分析等判斷氣藏的水侵特征最為直接，但在識(shí)別氣藏水侵的過程中容易受滯留層內(nèi)水、作業(yè)液等因素干擾，并且要在邊水進(jìn)入井筒后才能識(shí)別，無預(yù)見性，可作為氣藏水侵特征識(shí)別的輔助手段。

（2）澀北氣田部分弱水驅(qū)氣藏開發(fā)初期水驅(qū)特征不明顯，但隨著氣田的深入開發(fā)，邊水逐漸趨于活躍，對(duì)氣田的開發(fā)造成較大影響；同時(shí)，隨著地層壓力的下降，地層束縛水與巖石的彈性膨脹量也在逐年增加，但總量較小，僅為氣藏水侵量的2%，可以忽略不計(jì)。

（3）生產(chǎn)指示曲線法、存水體積系數(shù)法、視地質(zhì)儲(chǔ)量法3 種方法均適用于對(duì)澀北氣田這類邊水能量較弱，且無裂縫發(fā)育的相對(duì)均質(zhì)氣藏進(jìn)行早期水侵特征識(shí)別，對(duì)氣藏水侵的識(shí)別有一定的預(yù)見性。相比較之下，視地質(zhì)儲(chǔ)量法對(duì)氣藏水侵作用敏感性強(qiáng)，曲線發(fā)生上翹拐點(diǎn)時(shí)對(duì)應(yīng)的采出程度最低，水侵識(shí)別結(jié)果可靠性高，因此，推薦使用該方法對(duì)弱水驅(qū)氣藏進(jìn)行早期的水侵特征識(shí)別。