邱浩，文敏，吳怡，幸雪松，馬楠，李占東，郭天姿

(1.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；2.黑龍江省天然氣水合物高效開發(fā)重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；3.東北石油大學(xué) 海洋油氣工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

當前世界石油工業(yè)的研究熱點逐漸由陸地油田開發(fā)轉(zhuǎn)向海洋水域開發(fā)[1-2]。海洋油氣田開發(fā)已成為中國油氣穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的戰(zhàn)略主戰(zhàn)區(qū)，特別是深水和超深水海域的天然氣儲量對油氣戰(zhàn)略接替的意義重大[3-6]。以南海東部油田鉆井測試為例，深水氣藏普遍邊底水活躍，水體倍數(shù)大多集中在100 左右，且東部油田潛山氣藏裂縫較發(fā)育，裂縫高輸導(dǎo)能力加劇了深水氣藏水侵風險，對氣藏控水工藝提出了更高的要求[7]。目前，國外針對油藏控水報道較多，但針對氣藏控水研究報道罕見。中國學(xué)者針對氣藏控水進行了一些研究，如用數(shù)值模擬分析了深海底水氣藏水侵規(guī)律[8]；針對南海LS17-2 高溫高壓氣藏的特點，用物理模擬探討了控水工藝的適用性[9]；針對惠州26-6 裂縫性潛山氣藏，給出了分段控水工藝特點及其適應(yīng)性，但缺乏與其他控水工藝有效性的對比[10]；針對海上油氣井完井工藝，研究了水平井找水-控水一體化智能完井方法，可實現(xiàn)均衡控水，但工藝較為復(fù)雜[11]；針對陸上低滲氣井開發(fā)突出問題，研究了化學(xué)控水提高采收率的控水采氣工藝[12]；總結(jié)了氣藏邊水特征分析及控水技術(shù)，通過多分支增產(chǎn)措施，有效實施邊水氣藏控水技術(shù)[13]；就智能流控(AICD)篩管控水技術(shù)進行了系統(tǒng)闡述，AICD 可實現(xiàn)智能化均衡控水，但同樣具有工藝復(fù)雜和普適性較差的局限性[14]。

儲集層裂縫分布復(fù)雜，輸導(dǎo)性強，在空間上成網(wǎng)狀，一旦底水推進至裂縫附近，容易快速突破，形成水淹。如何最大限度提高底水氣藏采收率是控水的難點，傳統(tǒng)的方法側(cè)重于多分支井控水和化學(xué)堵水，但二者又各自存在局限性：其一，多分支井可增大泄氣面積，氣水界面均勻推進，但多分支井工藝難度大，且受平臺空間和鉆井成本限制，采用多分支水平井進行控水在經(jīng)濟上不可行；其二，化學(xué)堵水是對見水位置直接封堵，可以延長無水生產(chǎn)時間，但海上氣田多為高溫高壓井，要求化學(xué)試劑既具有抗高溫和抗高壓性能，又能實現(xiàn)精準封堵，不可控因素較多，化學(xué)堵水結(jié)果可信度有待商榷；其三，對裂縫性儲集層而言，實現(xiàn)高輸導(dǎo)性網(wǎng)狀裂隙儲集層有效控水是待解決的關(guān)鍵所在，很多傳統(tǒng)水平井控水方法大多基于油藏經(jīng)驗提出，針對底水活躍氣藏的控水工藝普適性較差，特別是非均質(zhì)性極強的裂縫性儲集層對控水工藝的要求更高。結(jié)合裂縫性凝析油氣藏儲集層非均質(zhì)特征與底水推進時空演化，形成一套有效的潛山裂縫性凝析油氣藏控水工藝，是本文要解決的問題。因此，在前人研究的基礎(chǔ)上，以惠州潛山裂縫性凝析油氣藏為例，提出了一套復(fù)合控水工藝，結(jié)合室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬結(jié)果，重點評價不同控水工藝在潛山裂縫性凝析油氣藏的適用性，旨在建立潛山氣藏控水開發(fā)模式，為海域同類型氣藏的開發(fā)提供借鑒。

1 地質(zhì)概況

惠州潛山裂縫性凝析油氣藏位于南海珠江口盆地東沙隆起北部斜坡帶，構(gòu)造上位于惠州凹陷南部復(fù)合斷裂帶[15](圖1a)?；葜轁撋搅芽p性凝析油氣藏含油氣層系主要為恩平組、文昌組及古潛山，古潛山是本文研究的重點(圖1b)。文昌組厚層中—深湖相優(yōu)質(zhì)烴源巖具油氣兼生特征，為惠州凹陷油氣成藏提供了堅實的物質(zhì)基礎(chǔ)。古近系發(fā)育大型扇三角洲沉積體系[16-17]，可形成大規(guī)模優(yōu)質(zhì)儲集層，古潛山在2 組先存斷裂差異活動的基礎(chǔ)上，經(jīng)歷長時間風化及流體溶蝕改造，為古潛山形成裂縫-孔隙型優(yōu)質(zhì)儲集層奠定了良好基礎(chǔ)。

中生界古潛山儲集層非均質(zhì)性極強，裂縫、溶洞、粒間孔等多種孔隙類型并存，構(gòu)造裂縫較發(fā)育，裂縫傾角主要為30°～70°，以中—高角度斜交裂縫為主，其次為10°～30°的低角度斜交裂縫，傾角小于10°的水平裂縫和大于80°的垂直裂縫較少。古潛山地層可劃分為3 套層組，其巖性和測井曲線分層特征較為明顯，上部巖性為厚層閃長巖，儲集空間以孔隙型和裂縫-孔隙型為主，測井曲線表現(xiàn)為近平直低自然伽馬、低聲波時差和高電阻率特征，且深、淺側(cè)向電阻率曲線分段特征明顯；中部巖性為構(gòu)造片巖和玄武安山巖，儲集空間以裂縫-孔隙型為主，測井曲線表現(xiàn)為鋸齒狀低自然伽馬、較高聲波時差和較高電阻率特征；底部巖性主要為花崗巖，儲集空間為裂縫型和裂縫-孔隙型，測井曲線表現(xiàn)為鋸齒狀低自然伽馬、高聲波時差和高電阻率特征，且深、淺側(cè)向電阻率曲線分異明顯。

2 實驗方案設(shè)計

2.1 實驗設(shè)計

實驗采用三維耐高溫耐高壓反應(yīng)系統(tǒng)，能夠承受最高壓力為75 MPa，最高溫度為150 ℃。采用空氣代替天然氣，蒸餾水代替底水。為了模擬底水均衡注水，在底水注入閥上方鋪裝有均勻孔的面板，以實現(xiàn)面注。選擇惠州潛山裂縫性凝析油氣藏H2-3井為實驗設(shè)計參考井，實驗主體裝置是內(nèi)膽為50 cm×50 cm×50 cm正方體的釜體，釜體內(nèi)鋪設(shè)多個壓力傳感器，同時鋪設(shè)90 個飽和度傳感器用于測量地層水飽和度。釜體距地面30 m，氣水界面高度為10 cm，水平井段位于斧體中部，水平井段長40 cm。

2.1.1 非均質(zhì)儲集層及實驗參數(shù)設(shè)計

儲集層設(shè)計結(jié)合了H2-3井水平方向滲透率分布特征以及釜體內(nèi)部尺寸，把儲集層簡化為3 個滲透率級別的儲集層。同時，將帶有篩孔的多個隔板固定在釜體內(nèi)壁上，將釜體劃分為3 個獨立空間，每個獨立空間充填并壓實不同粒徑的石英砂，以此實現(xiàn)非均質(zhì)氣藏水侵模擬效果。在儲集層滲透率設(shè)置方面，通過人工夯實方式進行填砂，填砂模型各段儲集層滲透率與對應(yīng)的巖心按25∶1進行等效。

本次實驗的溫度、地層壓力與惠州潛山裂縫性凝析油氣藏相同，參考氣藏開發(fā)物理模擬相似理論[18]完成主要參數(shù)設(shè)計(表1)。在保證填砂模型與氣藏采用相同的孔隙介質(zhì)、流體密度和黏度不變的情況下，若要滿足氣相重力和驅(qū)動力之比與水相重力和驅(qū)動力之比相似，則填砂模型采氣速度與氣藏采氣速度的比例是填砂模型水平井段長度與氣藏水平井段長度的比例的平方。本次實驗釜體容積為100 L，填砂壓實后平均孔隙度為20%，38.67 MPa 壓力下釜體內(nèi)充填的空氣在常溫常壓下體積約為563 L。根據(jù)氣藏、水平井、儲集層滲透率與填砂模型參數(shù)設(shè)計的比例以及氣藏開發(fā)物理模擬相似理論，填砂模型等效采氣速度為50 L/d。

表1 氣藏與填砂模型主要參數(shù)Table 1.Main parameters of gas reservoir and sand-packing model

2.1.2 裂縫參數(shù)設(shè)計

巖心、成像測井等資料分析結(jié)果表明，惠州潛山裂縫性凝析油氣藏發(fā)育網(wǎng)狀裂縫、中—高角度裂縫、低角度裂縫以及誘導(dǎo)縫，成像測井識別的裂縫主要為半充填裂縫，其次為構(gòu)造裂縫和溶蝕縫，風化帶裂縫更發(fā)育。根據(jù)成像測井資料，結(jié)合巖心描述裂縫的產(chǎn)狀，導(dǎo)入各井的裂縫數(shù)據(jù)，粗化裂縫強度曲線，建立裂縫儲集層模型，并采用隨機模擬方法建立離散裂縫數(shù)值模型。

裂縫實驗主要通過以下步驟實現(xiàn)：①填砂模型的人工裂縫特征及其分布設(shè)計，根據(jù)數(shù)值模擬中裂縫儲集層模型粗化結(jié)果中裂縫的樣式及分布特征，完成裂縫等效設(shè)計，包括裂縫長度、分布特征和空間組合關(guān)系，保證填砂模型與數(shù)值模型中裂縫發(fā)育的一致性(圖2a、圖2b)，數(shù)值模型中裂縫長度進行等比例縮小，得到填砂模型中裂縫長度；②人工裂縫填砂模型制作，填砂模型采用10～30 目陶粒作為模擬裂縫支撐劑，通過分層搭接鋪設(shè)建立完整裂縫。根據(jù)裂縫垂向分布特征，將人工裂縫分為3 層，參考填砂模型中水平井段位置的裂縫樣式及分布特征，由下至上進行各個層段內(nèi)不同位置裂縫的切割及下入陶粒支撐劑充填，保證在切割過程中同一裂縫在不同層段連通，并對砂體進行壓實。

與非均質(zhì)儲集層設(shè)計同理，氣藏儲集層和裂縫的滲透率是填砂模型儲集層和裂縫的25倍(表2)，使填砂模型裂縫滲透率與填砂模型儲集層滲透率的比值與氣藏一致，以此保證填砂模型參數(shù)設(shè)計滿足氣藏開發(fā)物理模擬相似理論。

表2 氣藏與填砂模型裂縫主要參數(shù)Table 2.Main parameters of fractures in gas reservoir and sand-packing model

2.1.3 控水實驗方案設(shè)計

設(shè)計了彈性開采實驗、連續(xù)封隔體控水實驗、水敏凝膠控水實驗、變密度篩管控水實驗和變密度篩管+連續(xù)封隔體組合控水實驗共5 組控水實驗。彈性開采實驗是不采取任何控水措施，僅依靠地層天然能量開采；連續(xù)封隔體控水實驗基于覆膜礫石阻水原理，在水平井井筒外環(huán)繞包裹一層長40 cm、寬10 cm、井筒周圍厚2 cm 的隔水透氣覆膜礫石(圖2c)，以此模擬裸眼井筒和篩管之間的環(huán)空，當?shù)貙铀黄魄熬壡秩霑r，覆膜礫石的隔水透氣作用起到了限水產(chǎn)氣作用；水敏凝膠控水實驗對水平井段跟端和趾端的近井裂縫進行封堵，在距跟端和趾端3 cm 處，分別設(shè)置長7 cm、高5 cm 的水敏凝膠段(圖2d)，水敏凝膠成膠后再進行實驗；變密度篩管控水實驗通過水平井打開程度控制產(chǎn)氣量，水平井射孔間隔分別為3.8 cm、1.0 cm和4.4 cm(圖2e)，以實現(xiàn)均衡地層壓力，防止底水快速錐進；變密度篩管+連續(xù)封隔體組合控水實驗聯(lián)合變密度篩管和連續(xù)封隔體，分別設(shè)置為低密度孔眼、高密度孔眼和中密度孔眼，井筒周圍鋪設(shè)2 cm 厚的覆膜礫石(圖2f)。

圖2 裂縫模型及控水實驗方案設(shè)計Fig.2.Fracture model and water control experiment design

2.2 數(shù)據(jù)采集

整個實驗過程中，溫度和壓力分別通過熱電偶和壓力傳感器回傳，釜體內(nèi)各個測點的電阻率傳輸?shù)接嬎銠C終端軟件立體成像，監(jiān)測填砂模型水侵過程，全部測點3 min 更新一次監(jiān)測數(shù)據(jù)，保證水侵過程刻畫的準確性。應(yīng)用氣體流量計實時測量采出氣體流量以及總產(chǎn)氣量，填砂模型產(chǎn)水后記錄見水時間并收集產(chǎn)出水，用電子天平稱重。

3 結(jié)果與討論

3.1 控水效果

與彈性開采實驗對比，其他4 組控水實驗在不同模擬時間的底水水侵特征差異較大(圖3、圖4)，底水跟趾效應(yīng)明顯，跟端底水錐進速度較快，逐漸向趾端波及。實施連續(xù)封隔體控水工藝之后，低含水期底水錐進過程與彈性開采相似，但總體上底水推進速度較快，彈性開采無水采氣時間為6.8 d，總采氣時間為9.4 d，最高日產(chǎn)水量為40 L。水平井段遇水后，連續(xù)封隔體阻斷見水部位，形成部分隔水屏障，未見水部位繼續(xù)產(chǎn)氣，最終氣水界面較為平緩，延長了氣井生產(chǎn)時間。由此可見，連續(xù)封隔體控水效果主要表現(xiàn)在見水后，雖然無法改變底水錐進效應(yīng)，但見水后能夠有效對見水部位進行封堵，使最終氣水界面更加均勻，無水采氣時間與彈性開采相同，但總采氣時間為10.4 d，與彈性開采相比延長總采氣時間10.64%，采氣量增加8.41%(圖4)。

圖3 非均質(zhì)儲集層5組控水實驗不同模擬時間水平井開發(fā)水脊形態(tài)Fig.3.Forms of water ridges in a horizontal well at different simulation times in 5 groups of water control experiments in heterogeneous reservoirs

用水敏凝膠對水平井段跟端和趾端的近井裂縫進行封堵，有效封堵高滲透裂縫，底水錐進至近水平井段封堵部位，水體由水平井段跟端和趾端裂縫帶向水平井段中部運移，氣水界面表現(xiàn)為近水平井段錐進特征。從水侵實驗可以看出，早期底水活躍，水侵突進快，在跟端和趾端出現(xiàn)了突進水錐點，特別是水沿裂縫上升速度較快，當?shù)姿黄票芩熬壓?，水敏凝膠遇水成膠，水體錐進界面開始緩慢下降，底水錐進形態(tài)發(fā)生改變，底水在裂縫段的錐進速度放緩，無水采氣時間為7.2 d，最高日產(chǎn)水量為34 L，與彈性開采相比，有效延長無水采氣時間5.88%，延長總采氣時間7.37%，提高采氣量5.09%(圖4)。

變密度篩管控水作用貫穿整個氣藏開采期，能夠較好地控制跟趾效應(yīng)。相比而言，在氣井生產(chǎn)期，底水錐進控制作用較明顯。低含水期底水近勻速推進，早期水體均勻緩慢上升，隨著采氣時間推移，高滲透帶滲流阻力小，水線推進快，但受變密度篩管均衡影響，壓降梯度小，從而限制了水體推進速度。同樣，低滲透帶滲流阻力大，底水推進相對緩慢，但水平井段打開程度高，降低了壓降梯度，從而均衡了水體推進速度。但受氣藏裂縫不均勻分布影響，底水易沿裂縫發(fā)育區(qū)向水平井段運移，仍表現(xiàn)為分段式錐進特征。變密度篩管控水效果體現(xiàn)在見水前，改變底水錐進效應(yīng)，使氣水界面均勻上升，采氣時間與連續(xù)封隔體相同，但無水采氣時間為7.4 d，最高日產(chǎn)水量為39 L，與彈性開采相比延長無水采氣時間8.82%，延長總采氣時間8.42%，提高采氣量6.29%(圖4)。

圖4 5組控水實驗水平井日產(chǎn)水量Fig.4.Daily water production of a horizontal well in 5 groups of water control experiments

綜上可知，連續(xù)封隔體和水敏凝膠在氣井采氣期對底水控制作用不明顯，主要是在氣井見水后高效堵水，延長無水采氣時間和總采氣時間。但受海洋生態(tài)環(huán)境限制，水敏凝膠具有一定的環(huán)保風險。變密度篩管是根據(jù)水平井段儲集層孔滲特征設(shè)置不同的孔間隔來實現(xiàn)控水，變密度篩管控水能夠在底水推進過程中起到限制作用，但底水一旦突破，水平井水竄難以避免。因此，單個控水方案均存在一定的局限性。采用變密度篩管+連續(xù)封隔體組合控水，氣水界面平穩(wěn)上升，氣水界面與變密度篩管控水結(jié)果相似，水平井段見水后，連續(xù)封隔體阻水隔水，其他部位繼續(xù)產(chǎn)氣，氣水界面進一步均衡。變密度篩管+連續(xù)封隔體組合控水效果較好，減弱了底水錐進效應(yīng)，氣水界面均勻上升，與彈性開采相比，延長無水采氣時間8.84%，延長總采氣時間13.70%，提高采氣量10.40%。總體而言，氣藏底水水侵表現(xiàn)為分段式特點，即開采初期水體為漸進式上升，中—后期為錐進式發(fā)展，后期呈突進式侵入。

3.2 控水機理

氣藏底水開采初期，將填砂模型底部視為均質(zhì)地層(圖5)，氣體的流動遵循達西定律，滿足：

圖5 底水氣藏水平井開采模擬示意圖Fig.5.Schematic diagram of production simulation with horizontal wells in bottom-water gas reservoirs

根據(jù)連續(xù)方程和壓縮系數(shù)氣體狀態(tài)方程，有：

將半徑r處的氣體體積流量折算為標準狀態(tài)下的氣體體積流量：

由此可知，氣體在流動方向上的壓力降與流體的流速成正比，與孔隙滲透率成正比，與流體的黏度成反比。開采初期，底水位于底部均質(zhì)地層(圖5)，均質(zhì)裂縫氣藏滲透率Ki=K1，因此，水體推進為漸進式上升。

隨著氣藏開采時間的推移，水平井段第j段氣體流向井底的距離為

氣體在跟端流向井底距離為r，氣體在趾端流向井底距離為r+L，即水平井段越長，相同時間內(nèi)任意水平井段氣體流向井底的距離差異越大，流量差異越明顯，底水跟趾效應(yīng)越明顯，跟端底水錐進速度較快，逐漸向趾端波及，此時底水一般為錐進式發(fā)展。隨著水體突破避水前緣接觸裂縫儲集層，裂縫氣藏滲透率與近井地層滲透率相等，此時水體快速突進上升。

隨著底水繼續(xù)推進至近井帶時，不同控水工藝地層滲透率差異較大。連續(xù)封隔體近井帶鋪設(shè)覆膜礫石，其獨特材質(zhì)和顆粒組合減小了地層滲透率，增大了地層阻水能力[19]；水敏凝膠與連續(xù)封隔體機理相似，封堵近井高滲透帶，達到堵水的目的；變密度篩管是將近井帶近似分割成不同縱向滲透帶，依據(jù)不同滲透帶進行水平井分段變密度射孔[20]，實現(xiàn)高滲透帶打開程度低、低滲透帶打開程度高的效果，從而達到了均衡控水的目的。

4 開采模擬與方案設(shè)計

為了驗證室內(nèi)實驗結(jié)果，指導(dǎo)惠州潛山裂縫性凝析油氣藏高效開發(fā)，根據(jù)H2-3井地質(zhì)與數(shù)值模擬，分析不同控水工藝下產(chǎn)氣特征，從而提供最優(yōu)化的完井控水設(shè)計。古潛山氣藏為底水驅(qū)動，在模型中設(shè)定底水界面、雙重介質(zhì)的相滲曲線等，并根據(jù)古潛山氣藏水平井的推薦配產(chǎn)，模擬水平井20年的生產(chǎn)動態(tài)(圖6)。結(jié)合連續(xù)封隔體、水敏凝膠和變密度篩管控水工藝的基本思路，優(yōu)選組合控水方案。通過數(shù)值模擬結(jié)果可知，變密度篩管+連續(xù)封隔體組合控水工藝具有最優(yōu)的控水效果，與實驗?zāi)M結(jié)果相吻合，根據(jù)組合控水工藝的最終生產(chǎn)方案預(yù)測分析，惠州潛山裂縫性凝析油氣藏可延長無水采氣時間0.7 年，延長總采氣時間1.9年，增加產(chǎn)氣量1.9×108m3，提高采收率10.5%。

圖6 4組控水實驗數(shù)值模擬生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig.6.Production performance curves from numerical simulation in 4 groups of water control experiments

5 結(jié)論

(1)通過氣藏開采模擬，氣藏底水水侵表現(xiàn)為分段式，即氣藏底水開采初期，水體漸進式上升，中—后期水體呈錐進式，后期底水接觸儲集層裂縫后，水體呈突進式。

(2)不同控水實驗控水效果差異較大，水敏凝膠和連續(xù)封隔體在氣井采氣期對底水控制作用不明顯，變密度篩管在開采初期控水效果較好，但氣井見水后無法避免水竄風險。變密度篩管+連續(xù)封隔體組合控水效果較好，延長無水采氣時間8.84%，延長總采氣時間13.70%，增加采氣量10.40%。

符號注釋

a——常數(shù)；

Bg——氣體體積系數(shù)；

h——氣層有效厚度，m；

K——氣層有效滲透率，mD；

Ki——裂縫氣藏滲透率，mD；

L——水平井段長度，m；

Lj——水平井段第j段的長度，m；

M——天然氣相對分子質(zhì)量；

Nj——水平井段第j段氣體流向井底的距離，m；

p——距水平井中心任意位置半徑r處的地層壓力，MPa；

psc——標準狀態(tài)下壓力，MPa；

q——氣體總體積流量，cm3/s；

q'——距水平井中心任意位置半徑r處氣體體積流量，cm3/s；

q1——流動狀態(tài)下孔眼處的氣體體積流量，cm3/s；

q2——標準狀態(tài)下孔眼處的氣體體積流量，cm3/s；

qr——距水平井中心任意位置半徑r處的氣體體積流量，cm3/s；

——標準狀態(tài)下氣體體積流量，cm3/s；

r——距水平井中心任意位置半徑，cm；

R——氣體常數(shù)，J/(mol·K)2；

T——氣層溫度，K；

Tsc——標準狀態(tài)下溫度，K；

Z——氣體壓縮系數(shù)；

Zsc——標準狀態(tài)下氣體壓縮系數(shù)；

μ——氣體黏度，10-3Pa·s；

ρ——氣體密度，kg/m3；

ρ1——天然氣在流動狀態(tài)下的密度，kg/m3；

ρ2——天然氣在標準狀態(tài)下的密度，kg/m3。