何東博 冀 光 江乾鋒 程立華 孟德偉王國(guó)亭 郭 智 程敏華 韓江晨

1. 中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院 2. 中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司

蘇里格氣田是典型的致密砂巖氣田，年產(chǎn)氣量達(dá)250×108m3，二疊系下石盒子組盒8段與山西組山1段是氣田的主力開發(fā)層系，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)及低壓、低滲、低豐度是其典型特征[1-6]，氣田主要?jiǎng)澐譃闁|區(qū)、中區(qū)、西區(qū)3個(gè)部分。其中，中區(qū)、東區(qū)均已實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)并逐步進(jìn)入井網(wǎng)加密部署提高采收率階段；西區(qū)是氣田未來(lái)穩(wěn)產(chǎn)的重要后備儲(chǔ)量接替區(qū)，但由于儲(chǔ)層氣水關(guān)系復(fù)雜，投產(chǎn)氣井普遍產(chǎn)水及存在井筒積液，生產(chǎn)過(guò)程中壓力和產(chǎn)氣量下降快，單井產(chǎn)能與動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量遠(yuǎn)低于氣田平均水平，制約了超過(guò)萬(wàn)億立方米地質(zhì)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用。截至2020年底，蘇里格氣田日產(chǎn)氣量小于5 000 m3的低產(chǎn)井占總井?dāng)?shù)比例已高達(dá)67%，其中57%的低產(chǎn)井由井筒積液所致，且多數(shù)分布在氣田西區(qū)。為使西區(qū)高含水致密砂巖氣藏增加儲(chǔ)量動(dòng)用，實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)，研究可行的技術(shù)對(duì)策十分迫切。為此，筆者充分結(jié)合靜、動(dòng)態(tài)生產(chǎn)資料，開展產(chǎn)層測(cè)井識(shí)別、氣水分布控制因素、氣井產(chǎn)水動(dòng)態(tài)特征及生產(chǎn)制度優(yōu)化、差異化開發(fā)部署等研究，挖掘氣井產(chǎn)能潛力，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，形成高含水致密砂巖氣藏不同類型天然氣富集級(jí)別區(qū)分類施策挖潛動(dòng)用策略，以期支撐蘇里格氣田西區(qū)的有效開發(fā)。

1 氣水分布與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征

1.1 構(gòu)造與成藏特征

蘇里格氣田西區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡下傾的最低部位，主體地層傾角0.5°～1.7°，最大5.7°，主體坡降梯度3～15 m/km，最大50 m/km。結(jié)合氣田條帶狀有效砂體規(guī)模，平均長(zhǎng)度1 800 m、寬度140 m[7-9]，測(cè)算蘇里格氣田西區(qū)氣藏氣柱高度介于7.5 ～ 27.0 m，氣柱產(chǎn)生浮力介于 0.07 ～ 0.27 MPa。同時(shí)，儲(chǔ)集層巖心壓汞實(shí)驗(yàn)得到排驅(qū)壓力介于0.05 ～ 5.34 MPa， 其 中 大 于 0.27 MPa 的 樣 品 占93.7%，即在地層傾角0.5°～1.7°的構(gòu)造背景、平均1 800 m長(zhǎng)度有效砂體條件下，不具備形成較高垂直氣柱的條件，天然氣向上的浮力不足以克服儲(chǔ)集層毛細(xì)管阻力，從而導(dǎo)致氣、水難以分異，形成蘇里格氣田西區(qū)氣水過(guò)渡帶、氣水混存的分布格局。

蘇里格氣田生烴強(qiáng)度介于(12～28)×108m3/km2，其中氣田西區(qū)處于弱生烴區(qū)，生烴強(qiáng)度普遍低于16×108m3/km2。近距離側(cè)向、垂向運(yùn)移聚集是蘇里格天然氣的主要成藏方式[10-14]，在此控制下，高生烴區(qū)域?qū)⑿纬奢^好的天然氣富集區(qū)，相對(duì)低生烴區(qū)則多發(fā)育氣水伴生氣藏。

1.2 氣水發(fā)育及分布特征

1.2.1 地層水以滯留水和自由水為主

受儲(chǔ)層微觀孔隙結(jié)構(gòu)與石英砂巖強(qiáng)親水共同控制，蘇里格氣田地層水可劃分為自由水、滯留水、束縛水3種類型[15]。自由水在重力作用下可自由流動(dòng)，多以純水層存在；滯留水為天然氣充注過(guò)程中驅(qū)替地層水不徹底所殘留，受毛細(xì)管力作用難以自由流動(dòng)，多形成氣水同層；束縛水則主要存在于微小孔隙或吸附在顆粒表面。蘇里格氣田西區(qū)單井產(chǎn)水量介于0～46.5 m3/d，類型以滯留水和自由水為主。

1.2.2 有效儲(chǔ)層含水飽和度高，部分氣層具有低電阻率特征

蘇里格氣田西區(qū)靠近氣藏邊界，整體處于氣水過(guò)渡帶區(qū)域，生烴強(qiáng)度普遍較低的條件導(dǎo)致天然氣運(yùn)移聚集過(guò)程中驅(qū)替原始地層水不徹底，儲(chǔ)層多以氣水同層形式存在，氣層發(fā)育相對(duì)較差且分布局限。天然氣充注富集程度低造成有效儲(chǔ)層含水飽和度較高，部分氣層具有低電阻率特征，生產(chǎn)過(guò)程中往往呈現(xiàn)氣水同產(chǎn)和井筒積液的現(xiàn)象，與通常氣層高電阻率且無(wú)水產(chǎn)出的規(guī)律有較大差異。通過(guò)電阻率—聲波及電阻率—密度交匯分析，有效儲(chǔ)層電阻率介于10～100 Ω·m，聲波時(shí)差介于210～250 μs/m，密度介于2.4～2.6 g/cm3，以此為依據(jù)，氣層、氣水同層及含氣水層難以區(qū)分。

1.2.3 氣水分異差，無(wú)統(tǒng)一的氣水界面

綜合靜態(tài)地質(zhì)特征及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)響應(yīng)分析該區(qū)生烴強(qiáng)度及儲(chǔ)集層非均質(zhì)性對(duì)氣水分布的作用。結(jié)果顯示，生烴強(qiáng)度與氣層發(fā)育富集具有明顯的相關(guān)性，控制了氣、水分布的宏觀格局，區(qū)域生烴強(qiáng)度越大，氣層相對(duì)越發(fā)育；儲(chǔ)層非均質(zhì)性主要控制天然氣的局部充注和聚集成藏。總體上，含水層大面積發(fā)育，縱向上以氣水同層為主，儲(chǔ)集體內(nèi)部氣、水分異較差，沒(méi)有統(tǒng)一的氣水界面。

氣井動(dòng)態(tài)試氣與靜態(tài)生烴強(qiáng)度疊合分析結(jié)果表明：在蘇里格氣田整個(gè)區(qū)域均具有明顯的規(guī)律，隨生烴強(qiáng)度由高到低，氣井由純氣井逐漸向氣水同產(chǎn)井過(guò)渡（圖1）。例如，蘇里格中區(qū)蘇14井區(qū)氣井試氣基本不產(chǎn)水，全部為純氣井，隨生烴強(qiáng)度向西部逐漸降低，產(chǎn)水井增加且產(chǎn)水量逐漸增大；生烴強(qiáng)度從南部的 24×108m3/km2向北部逐漸降低至 14×108m3/km2，氣井產(chǎn)氣量逐漸減少，產(chǎn)水量呈明顯增多趨勢(shì)，特別是在生烴強(qiáng)度最弱的蘇43井區(qū)，產(chǎn)水量較周圍氣井普遍較高，可見(jiàn)，生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上很好地反映了生烴強(qiáng)度對(duì)氣、水分布的控制作用。另外，從跨越多個(gè)生烴強(qiáng)度界限的東南—西北方向氣藏剖面分析，生烴強(qiáng)度大的東、南部氣層發(fā)育程度明顯好于生烴強(qiáng)度小的西、北部，隨生烴強(qiáng)度向西、北部逐漸減弱，含氣水層和氣水同層發(fā)育逐漸增多，即在縱向有效儲(chǔ)層發(fā)育上反映了生烴強(qiáng)度對(duì)氣、水分布的控制作用（圖2）。總體上，生烴強(qiáng)度控制了蘇里格氣田氣、水分布的宏觀格局，導(dǎo)致中區(qū)氣層發(fā)育、西區(qū)及北部多發(fā)育氣水層的特征[16]。同時(shí)，氣藏剖面也呈現(xiàn)了致密氣藏有效儲(chǔ)層物性差異決定了有效砂體天然氣充注富集程度，內(nèi)部泥質(zhì)含量低、孔滲條件好的部位排驅(qū)壓力小，將被優(yōu)先充注形成純氣層，而泥質(zhì)含量高、物性相對(duì)差的部位排驅(qū)壓力大，原始地層水難以被徹底驅(qū)替，造成氣水混存。根據(jù)蘇里格氣田西區(qū)蘇120、蘇54、蘇43 等多個(gè)井區(qū)單井測(cè)井解釋成果，可將氣水分布總結(jié)為上水下氣型、上氣下水型、上下水夾氣型、巨厚儲(chǔ)層氣水混存型及純氣型5種分布模式[15]：①上水下氣型。其下部巖性較純且孔滲條件優(yōu)于上部，天然氣會(huì)優(yōu)先充注下部，上部氣水混存。②上氣下水型。其儲(chǔ)層上部巖性較純且孔滲條件優(yōu)于下部，天然氣會(huì)優(yōu)先充注上部，下部氣水混存。③上下水夾氣型。儲(chǔ)層中部巖性較純且孔滲條件最好，天然氣會(huì)優(yōu)先充注中部，上、下部氣水混存。④巨厚儲(chǔ)層氣水混存型。其巖性、物性無(wú)明顯差異，天然氣被巨厚儲(chǔ)層分散，難以形成有效的聚集，呈現(xiàn)氣水混存狀態(tài)。⑤純氣型。其儲(chǔ)層巖性純、物性好，易形成純氣層。總體來(lái)看，儲(chǔ)層非均質(zhì)性主要影響天然氣的局部充注和聚集成藏，歸納的5種單井氣水層垂向接觸模式，對(duì)氣井射孔選層，實(shí)現(xiàn)氣井開采先期控水具有指導(dǎo)作用。

圖1 蘇里格氣田生烴強(qiáng)度與氣井試氣成果疊合圖

圖2 蘇里格氣田西區(qū)氣藏連井剖面圖

1.3 氣井生產(chǎn)特征

由于有效儲(chǔ)層含水飽和度高，氣、水層混雜分布，氣井在儲(chǔ)層壓裂溝通后通常氣水同產(chǎn)，基本沒(méi)有無(wú)水采氣期，產(chǎn)量遞減快，水氣比逐漸上升，導(dǎo)致最終累積產(chǎn)量低。蘇里格氣田西區(qū)總體平均水氣比高達(dá)0.68 m3/104m3，已規(guī)模開發(fā)的蘇 47、蘇 48 及蘇 120這3個(gè)井區(qū)，氣井生產(chǎn)受產(chǎn)水影響更為嚴(yán)重，低產(chǎn)、低效井占比均高于60%，蘇120井區(qū)甚至超過(guò)80%，3個(gè)井區(qū)的15座集氣站中11座平均單井日產(chǎn)氣量小于 1×104m3，平均水氣比為 1.4 m3/104m3。

2 面臨的挑戰(zhàn)及開發(fā)技術(shù)對(duì)策

2.1 面臨的挑戰(zhàn)與開發(fā)技術(shù)思路

結(jié)合氣田西區(qū)整體含水飽和度高、儲(chǔ)量品質(zhì)差的靜態(tài)地質(zhì)特征及投產(chǎn)氣井受產(chǎn)水影響低產(chǎn)、低效井比例高的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表現(xiàn)，認(rèn)為當(dāng)前開發(fā)主要面臨以下4個(gè)方面的挑戰(zhàn)：①富集區(qū)優(yōu)選難度大；②氣層識(shí)別精度低；③缺乏產(chǎn)水量計(jì)量，氣井配產(chǎn)缺乏依據(jù)；④氣井排采措施需要進(jìn)一步優(yōu)化。

針對(duì)上述4個(gè)方面的挑戰(zhàn)，為實(shí)現(xiàn)高含水飽和度致密氣有效開發(fā)，對(duì)應(yīng)提出以下開發(fā)技術(shù)對(duì)策：①動(dòng)靜態(tài)結(jié)合滾動(dòng)優(yōu)選富集區(qū)；②提高氣層識(shí)別精度，優(yōu)化氣井開發(fā)層位；③優(yōu)化配產(chǎn)，利用地層能量延長(zhǎng)攜液生產(chǎn)期；④優(yōu)化排水周期，提高氣井累積產(chǎn)量。

2.2 富集區(qū)優(yōu)選技術(shù)

2.2.1 儲(chǔ)量區(qū)劃分

基于氣水分布控制因素分析與產(chǎn)層測(cè)井識(shí)別可優(yōu)選出縱、橫向氣層發(fā)育而含水層不發(fā)育的相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量區(qū)。以生烴強(qiáng)度、儲(chǔ)層物性、氣層發(fā)育程度、投產(chǎn)井水氣比等為核心指標(biāo)，將蘇里格氣田西區(qū)劃分為富集區(qū)、富水區(qū)兩類儲(chǔ)量區(qū)（表1），其中，富集區(qū)是開發(fā)技術(shù)對(duì)策研究、實(shí)現(xiàn)最大限度產(chǎn)能挖掘的重點(diǎn)目標(biāo)，是蘇里格氣田未來(lái)穩(wěn)產(chǎn)及不斷上產(chǎn)的有力補(bǔ)充。而富水區(qū)在當(dāng)前經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下尚不能實(shí)現(xiàn)規(guī)模有效開發(fā)。

表1 蘇里格氣田西區(qū)儲(chǔ)量區(qū)劃分表

2.2.2 富集區(qū)優(yōu)選

基于富集區(qū)優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)：①以生烴強(qiáng)度16×108m3/km2為界限優(yōu)選高生烴強(qiáng)度區(qū)，生烴強(qiáng)度越大，天然氣越易聚集成藏。②優(yōu)選孔隙度大于8%、滲透率大于0.1 mD、氣層厚度大于3 m的心灘沉積和河道底部充填沉積相對(duì)高滲砂體。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，蘇里格氣田西區(qū)高滲砂體主要集中在盒8下亞段，厚度小于4 m的砂體廣泛分布，大于4 m的砂體孤立分散發(fā)育。山1段和盒8上亞段普遍差于盒8下亞段。③投產(chǎn)井水氣比小于1 m3/104m3的區(qū)域，確保富集區(qū)動(dòng)、靜態(tài)的一致性。進(jìn)一步細(xì)化明確富集區(qū)優(yōu)選所需資料并形成優(yōu)選流程（圖3），據(jù)此，優(yōu)選落實(shí)典型富集區(qū)1 486 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量 1 732×108m3（圖 4）先行開發(fā)，后續(xù)實(shí)施滾動(dòng)優(yōu)選開發(fā)部署。

圖3 蘇里格氣田西區(qū)富集區(qū)優(yōu)選流程圖

圖4 蘇里格氣田西區(qū)富集區(qū)優(yōu)選圖

2.3 氣層精準(zhǔn)識(shí)別與開發(fā)層位優(yōu)化

結(jié)合研究區(qū)147個(gè)單層的試氣成果，開展測(cè)井巖電關(guān)系分析，電阻率—聲波、電阻率—密度交匯顯示（圖5），氣層、氣水同層和含氣水層的巖電關(guān)系并無(wú)明顯規(guī)律可循，難以有效區(qū)分。但對(duì)于含氣儲(chǔ)層，聲波、密度和中子測(cè)井都有良好顯示，表現(xiàn)為聲波時(shí)差變大，中子和密度值變小的特征。為此，從放大含氣儲(chǔ)層挖掘效應(yīng)的角度，通過(guò)聲波、密度和中子測(cè)井構(gòu)建氣層敏感特征參數(shù)DT和AK來(lái)識(shí)別氣層、氣水同層和含氣水層，即縱波時(shí)差差比和AK交匯法。

圖5 測(cè)井參數(shù)交匯圖

縱波時(shí)差差比DT：當(dāng)儲(chǔ)層含氣時(shí)，Δt升高，φn降低，Δt1降低[17]，DT＞0；儲(chǔ)層為非氣層時(shí)，DT≤0。

基于單層試氣數(shù)據(jù)進(jìn)行AK和DT交匯（圖5），顯示縱波時(shí)差差比和AK特征參數(shù)對(duì)氣水層的識(shí)別效果較好，具有清晰的界限規(guī)律，較常規(guī)巖電交匯分辨率有顯著提高。通過(guò)確定氣層、氣水同層和含氣水層AK和DT值范圍，形成氣水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)（表2），將其應(yīng)用于研究區(qū)氣井解釋（圖6），71個(gè)單層試氣點(diǎn)，僅有7個(gè)點(diǎn)與試氣結(jié)論不符，解釋精度較原傳統(tǒng)方法提高了17%，達(dá)到90%。

表2 蘇里格氣田西區(qū)氣水層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)表

圖6 DT—AK交匯法測(cè)井解釋成果圖

統(tǒng)計(jì)分析蘇里格氣田西區(qū)氣井測(cè)井解釋各類產(chǎn)層射孔產(chǎn)水情況，顯示氣水同層及含氣水層射開后產(chǎn)水的比例高達(dá)56.4%，氣層產(chǎn)水比例僅6.09%，說(shuō)明氣水同層及含氣水層的射孔對(duì)氣井產(chǎn)水具有重要影響。因此在精準(zhǔn)識(shí)別上水下氣、上氣下水、上下水夾氣、巨厚儲(chǔ)層氣水混存及純氣型5種氣水分布模式的基礎(chǔ)上，氣井射孔完井應(yīng)集中于氣層，同時(shí)采取措施有效避開氣水同層及含氣水層，實(shí)現(xiàn)氣井開采先期有效控水的目標(biāo)。

2.4 井組產(chǎn)水劈分與生產(chǎn)制度優(yōu)化

蘇里格氣田在低成本開發(fā)路線下實(shí)現(xiàn)了規(guī)模效益，但也給蘇里格氣田西區(qū)有效開發(fā)帶來(lái)較多問(wèn)題，例如產(chǎn)液計(jì)量以集氣站為單元對(duì)多口氣井統(tǒng)一計(jì)量，對(duì)于普遍存在井筒積液的情況，單井產(chǎn)水?dāng)?shù)據(jù)缺乏從而通常將氣井視為無(wú)水產(chǎn)出井，給氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析、產(chǎn)能評(píng)價(jià)及生產(chǎn)指標(biāo)預(yù)測(cè)等均帶來(lái)困難，造成較大的計(jì)算誤差，進(jìn)而導(dǎo)致氣井生產(chǎn)特征及區(qū)塊整體產(chǎn)能認(rèn)識(shí)偏差?？梢?jiàn)，針對(duì)蘇里格氣田西區(qū)高含水致密氣藏，研究制訂綜合考慮氣井產(chǎn)水的開發(fā)技術(shù)對(duì)策非常重要。為此，在實(shí)驗(yàn)獲取氣—水相對(duì)滲透率曲線的基礎(chǔ)上，綜合應(yīng)用三維地質(zhì)建模與數(shù)值模擬手段，同時(shí)以集氣站總產(chǎn)水量及單井氣水兩相計(jì)量試驗(yàn)成果為約束，開展氣井產(chǎn)水劈分探索，獲取單井全生命周期產(chǎn)水量數(shù)據(jù)，明確各區(qū)塊產(chǎn)水水平，成果可用于氣井兼顧產(chǎn)水量的合理生產(chǎn)制度優(yōu)化與最佳排水周期確定。

2.4.1 氣井產(chǎn)水劈分

2.4.1.1 氣、水相對(duì)滲透率

氣、水相對(duì)滲透率反映氣、水通過(guò)地下儲(chǔ)層的滲流能力，對(duì)氣井氣、水產(chǎn)量具有決定性影響。首先通過(guò)實(shí)驗(yàn)室非穩(wěn)態(tài)方法獲取不同巖心樣品的氣、水相對(duì)滲透率數(shù)據(jù)，得到氣水相對(duì)滲透率與含水飽和度的關(guān)系曲線。進(jìn)而將多組實(shí)驗(yàn)氣、水相對(duì)滲透率曲線進(jìn)行歸一化處理，同時(shí)借助少數(shù)開展單井產(chǎn)水計(jì)量的水平井，建立基于水平井和周邊直井的混合井組模型，經(jīng)過(guò)數(shù)值模擬擬合水平井單井產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量和壓力歷史，期間結(jié)合儲(chǔ)層物性及單井完井參數(shù)等對(duì)歸一化相滲曲線進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，最終得到研究區(qū)可靠的相對(duì)滲透率曲線。校正后的相對(duì)滲透率曲線氣、水兩相共滲區(qū)含水飽和度介于30%～80%，與氣井測(cè)井解釋含水飽和度相吻合，說(shuō)明儲(chǔ)集層多為氣水兩相滲流，與西區(qū)多見(jiàn)巨厚儲(chǔ)集層氣水混存型氣水分布模式及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上普遍產(chǎn)水的特征相一致。

2.4.1.2 數(shù)值模擬產(chǎn)水劈分

將校正后的準(zhǔn)確相對(duì)滲透率曲線應(yīng)用于蘇48-5集氣站井組模型數(shù)值模擬分析，進(jìn)行氣井產(chǎn)量與壓力的歷史擬合，擬合過(guò)程以集氣站總產(chǎn)水計(jì)量及單井氣水兩相計(jì)量試驗(yàn)成果為參考和約束，主要開展3個(gè)方面的優(yōu)化與調(diào)節(jié)：①氣井動(dòng)態(tài)控制儲(chǔ)量，實(shí)現(xiàn)數(shù)值模擬計(jì)算氣井的最終累積產(chǎn)氣量與氣藏工程方法分析的氣井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量相一致；②儲(chǔ)集層連續(xù)性與連通性，基于井點(diǎn)鉆遇儲(chǔ)層發(fā)育情況及氣藏剖面有效砂體分布特征，在井周儲(chǔ)層內(nèi)部設(shè)置阻流帶，改變連通性與滲透性；③氣井井筒相關(guān)各項(xiàng)參數(shù)，如根據(jù)氣井不穩(wěn)定試井等手段所確定的裂縫半長(zhǎng)、表皮系數(shù)、井控泄流范圍、邊界距離等。通過(guò)對(duì)上述3個(gè)方面動(dòng)、靜態(tài)參數(shù)優(yōu)化調(diào)整，集氣站產(chǎn)水量、氣井產(chǎn)氣量與壓力均獲得較好的擬合，從而獲得氣井全生命周期產(chǎn)水量數(shù)據(jù)。劈分結(jié)果顯示：集氣站總體產(chǎn)水量擬合水氣比的誤差僅為8.1%，單井產(chǎn)氣量及壓力歷史擬合率高于90%，擬合效果較好（圖7、8）。同時(shí)，與站內(nèi)僅有的兩口氣—水兩相計(jì)量試驗(yàn)氣井對(duì)比，產(chǎn)水量相對(duì)誤差均低于10%；多數(shù)氣井產(chǎn)水劈分計(jì)算水氣比大于1 m3/104m3，與氣井在生產(chǎn)過(guò)程中表現(xiàn)的產(chǎn)氣量逐漸降低、油套壓差逐漸增大等現(xiàn)象相吻合。證實(shí)了數(shù)值模擬產(chǎn)水劈分方法的可靠性。

圖7 蘇48-5集氣站產(chǎn)水量歷史擬合對(duì)比圖

圖8 蘇48-3-24井產(chǎn)水劈分曲線圖

2.4.2 生產(chǎn)制度優(yōu)化

蘇里格氣田強(qiáng)非均質(zhì)性與高含水儲(chǔ)層特征對(duì)天然氣地下滲流能力制約明顯，受啟動(dòng)壓力梯度影響，氣相滲流能力逐漸降低，水相滲流能力逐漸升高[18-19]，生產(chǎn)上表現(xiàn)為單井壓力波及范圍小，壓降速度快、自然產(chǎn)能低及遞減率高[20]。優(yōu)化制訂兼顧氣井產(chǎn)水量影響的生產(chǎn)制度對(duì)于提高此類氣井最終累積產(chǎn)量、延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)期至關(guān)重要。以氣井全生命周期臨界攜液流量分析計(jì)算為基礎(chǔ)[21]（圖9），綜合考慮氣井開采合理控壓與自然攜液生產(chǎn)能力，應(yīng)用兼顧井筒溫壓分布、氣井產(chǎn)能變化及連續(xù)攜液理論的動(dòng)態(tài)優(yōu)化配產(chǎn)方法[22]，可以較好地解決產(chǎn)水氣井合理配產(chǎn)問(wèn)題。在氣井投產(chǎn)初期即考慮氣井的臨界攜液能力，充分發(fā)揮氣井?dāng)y液潛能，保持氣井產(chǎn)量高于井口臨界攜液流量，實(shí)現(xiàn)降低排水措施采氣量，降低開采成本的同時(shí)提高氣井穩(wěn)產(chǎn)期和最終累積采氣量的目標(biāo)。針對(duì)西區(qū)產(chǎn)水氣井，基于數(shù)值模擬產(chǎn)水劈分成果，應(yīng)用動(dòng)態(tài)優(yōu)化配產(chǎn)方法，結(jié)果顯示，氣井平均連續(xù)攜液采氣量的占比可以達(dá)到90%，排水采氣措施采氣量?jī)H約10%，起到了在保證較高采收率的同時(shí)提高開發(fā)效益的作用 （圖10、表3）。

圖9 氣井全生命周期臨界攜液流量分析圖

圖10 S20-8-10井動(dòng)態(tài)優(yōu)化配產(chǎn)壓力、產(chǎn)氣量及采收率變化曲線圖

表3 蘇里格氣田西區(qū)氣井動(dòng)態(tài)優(yōu)化配產(chǎn)成果表

2.5 確定氣井最佳排水周期

針對(duì)蘇里格氣田西區(qū)產(chǎn)水量大、難以自然攜液生產(chǎn)的氣井，需要定期開展排水采氣措施，應(yīng)用產(chǎn)水劈分成果可輔助確定氣井合理的排水措施周期。在氣井產(chǎn)氣量低于井筒臨界攜液流量條件下，井筒積液量不斷增加，產(chǎn)氣能力不斷變差，按照現(xiàn)場(chǎng)井筒液面高度排查標(biāo)準(zhǔn)，油管液面位置不足2 000 m時(shí)，氣井生產(chǎn)將受到嚴(yán)重影響，需開展排水采氣措施提升氣井生產(chǎn)能力。不同產(chǎn)水氣井的積液速度存在明顯差異，通過(guò)跟蹤研究300口產(chǎn)水氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，可劃分為輕微、中度及重度產(chǎn)水井3種類型?；跉饩骄债a(chǎn)氣量占臨界攜液流量比例及氣井產(chǎn)水劈分?jǐn)?shù)據(jù)成果，計(jì)算井筒滯留水的體積，結(jié)合井筒液面檢測(cè)排查標(biāo)準(zhǔn)，可確定氣井嚴(yán)重積液，亟需開展排水采氣措施的時(shí)間[液面高度小于2 000 m，公式（6）]。結(jié)果顯示輕微、中度及重度產(chǎn)水井需要實(shí)施排水采氣的周期分別為125 d、20 d 和 3 d（表 4）。依據(jù)最佳排水周期研究成果，氣田數(shù)百口積液氣井取得了較好的實(shí)施效果（表5），日產(chǎn)量平均增產(chǎn)112%，有效支撐了氣井持續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)。

3 結(jié)論

1）蘇里格氣田西區(qū)具有氣水分異差，氣、水層混雜分布，無(wú)統(tǒng)一氣水界面的氣水分布特征；生烴強(qiáng)度、儲(chǔ)集層非均質(zhì)性對(duì)氣水分布具有主控作用，前者生烴強(qiáng)度控制了氣、水分布的宏觀格局，區(qū)域生烴強(qiáng)度越大，氣層相對(duì)越發(fā)育，后者則控制天然氣局部充注和聚集成藏。據(jù)此劃分出上水下氣型、上氣下水型、上下水夾氣型、巨厚儲(chǔ)層氣水混存型及純氣型5種氣水縱向結(jié)構(gòu)模式。

2）基于氣水分布規(guī)律與開發(fā)表現(xiàn)，確定了氣田開發(fā)面臨的4個(gè)方面挑戰(zhàn)與關(guān)鍵問(wèn)題，提出相對(duì)富集區(qū)優(yōu)選、測(cè)井產(chǎn)層精準(zhǔn)識(shí)別、生產(chǎn)制度與排采周期優(yōu)化等4項(xiàng)開發(fā)技術(shù)對(duì)策。建立了富集區(qū)優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)；構(gòu)建了DT-AK交匯氣水層識(shí)別方法和標(biāo)準(zhǔn)，較常規(guī)巖電交匯分辨率有顯著提高，單層試氣點(diǎn)校驗(yàn)解釋精度達(dá)90%；建立了產(chǎn)水劈分方法，形成充分考慮產(chǎn)水影響的自然攜液生產(chǎn)制度優(yōu)化及排水采氣周期優(yōu)化技術(shù)對(duì)策，氣井全生命周期動(dòng)態(tài)優(yōu)化配產(chǎn)平均連續(xù)攜液采氣量占比接近90%，排采最佳周期確定輕微產(chǎn)水井 125 d，中度產(chǎn)水井 20 d，重度產(chǎn)水井 3 d。

3）以富集區(qū)優(yōu)選、氣水層識(shí)別、產(chǎn)水劈分、生產(chǎn)制度及排采周期優(yōu)化為核心的高含水致密砂巖氣藏系統(tǒng)開發(fā)對(duì)策，對(duì)于蘇里格氣田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)具有支撐作用，同時(shí)，對(duì)同類型氣藏開發(fā)具有參考和借鑒意義。

符 號(hào) 說(shuō) 明

Δt、Δtma、Δtf分別表示地層、骨架、流體聲波時(shí)差，μs/m；Δt1表示中子測(cè)井值合成聲波時(shí)差，μs/m；φn表示中子測(cè)井曲線解釋層的中子孔隙度；DT表示縱波時(shí)差差比，無(wú)因次；A表示中子表示密度交匯圖上骨架點(diǎn)與流體點(diǎn)連線的斜率，無(wú)因次；K表示中子表示聲波交匯圖上骨架點(diǎn)與流體點(diǎn)連線的斜率，無(wú)因次；ρb、ρma、ρf分別表示巖石體積密度、骨架和流體密度，g/cm3；φma、φf(shuō)分別表示骨架和流體的含氫指數(shù)；AK表示反映巖石骨架和孔隙流體特征的構(gòu)建特征參數(shù)，無(wú)因次；AC表示聲波時(shí)差，ms/m；Rt表示地層電阻率，Ω·m；DEN表示密度測(cè)井，g/cm3；POR表示孔隙度；PERM表示滲透率，mD；Sw表示含水飽和度；Sg表示含氣飽和度；GR表示自然伽馬，API；pc表示套壓，MPa；pr表示地層壓力，MPa；pwf表示氣井井底壓力，MPa；pwh表示油壓，MPa；q表示氣井日產(chǎn)量，104m3/d；qc表示氣井臨界攜液流量，104m3/d；qsc表示氣井配置產(chǎn)量，104m3/d；R表示氣井動(dòng)態(tài)控制儲(chǔ)量采收率；tp表示排水時(shí)間，d；V2000表示積液高度2 000 m時(shí)井筒內(nèi)液體體積，m3；Qw表示劈分產(chǎn)水，m3/d；qg表示氣井日產(chǎn)氣量，104m3/d。