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(gòu)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(guān)系復雜，不同斷塊之間、不同層系之間、長興組內(nèi)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(jù)鉆井資料普光2區(qū)塊飛仙關(guān)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(gòu)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(chǎn)井有4口，生產(chǎn)至現(xiàn)階段均呈含水上升勢頭，生產(chǎn)水氣比呈臺階式上升，生產(chǎn)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(chǎn)能和采收率下降，以及對管柱及地面工藝設(shè)施產(chǎn)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(shù)對策、提高普光氣田開發(fā)效果提供技術(shù)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(chǎn)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(chǎn)層厚度大。開發(fā)初期氣井配產(chǎn)較高。構(gòu)造高部位的生產(chǎn)井產(chǎn)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(chǎn)量也在（20～40）×104m3／d。普光主體區(qū)塊于2009年10月投產(chǎn)，由于單井日產(chǎn)氣量較高，普光氣田主體區(qū)塊內(nèi)37口單井均不同程度產(chǎn)出一定的水量，到2012年5月前日產(chǎn)水量相對穩(wěn)定，氣田產(chǎn)水量為150m3／d；2012年6月后主體區(qū)塊的產(chǎn)水量開始呈現(xiàn)快速上升趨勢，區(qū)塊產(chǎn)水量已上升到近600m3／d。產(chǎn)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(chǎn)氣量之后，產(chǎn)水量有所下降。截至2013年10月31日，氣田累計產(chǎn)氣276.8×108m3，累計產(chǎn)水29.8×104m3。

圖1 普光主體區(qū)塊日產(chǎn)氣和日產(chǎn)水曲線圖

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

1.2 水體驅(qū)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(jù)氣田生產(chǎn)動態(tài)及測試資料，運用流動物質(zhì)平衡外推法計算出研究區(qū)內(nèi)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(chǎn)量加權(quán)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(zhì)平衡外推法和累積產(chǎn)量加權(quán)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(chǎn)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(gòu)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(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，首先利用氣藏開采過程中的地層壓力變化數(shù)據(jù)，同時結(jié)合地質(zhì)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(guān)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(chǎn)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(diào)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(nèi)的地質(zhì)參數(shù)未知的條件下，應用生產(chǎn)歷史資料去反求系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)（如集中參數(shù)分布的物質(zhì)平衡法），數(shù)學物理方法已經(jīng)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(zhuǎn)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(jié)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(jié)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(chǎn)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(chǎn)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(chǔ)上，基于普光氣田生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，通過對氣田生產(chǎn)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(chǎn)歷史擬合得到普光氣田主產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)水上升速度快，具有裂縫性產(chǎn)水的特征。

4 水侵對可采儲量、采出程度的影響

在非均質(zhì)水驅(qū)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(qū)水轉(zhuǎn)換為水驅(qū)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。基本原理是：地層水為潤濕相，水驅(qū)氣（水侵）相滲曲線為吸入曲線，氣驅(qū)水（排驅(qū)水）相滲曲線為驅(qū)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(qū)替曲線發(fā)生一定的反轉(zhuǎn)，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(qū)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(diào)研，設(shè)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(chǔ)上，筆者設(shè)計兩組對比模擬方案：第一組是在基礎(chǔ)方案的配產(chǎn)條件下，將井口壓力減小為1MPa，預測生產(chǎn)20a；第二組是在第一組基礎(chǔ)上，考慮相滲滯后。通過兩組模擬方案計算結(jié)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(jié)果顯示，開采20a后，不考慮相滲滯后的累計產(chǎn)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(chǎn)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(jù)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(jié)論與認識

通過上述研究和分析，得到以下結(jié)論與認識。

1）與投產(chǎn)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(gòu)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(chǎn)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(chǎn)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(diào)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(guān)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(chǎn)方案生產(chǎn)20a，相比之下不考慮相滲滯后的累計產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(shù)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(chǎn)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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