澀北二號疏松砂巖氣田水侵特征分析

易珍麗 侯淞譯 李延華 門春娟

（1.西南石油大學研究生學院，四川 成都 610500；2.中國石油煤層氣有限責任公司，北京 100028；3.中國石油青海油田天然氣開發公司，青海 格爾木 816000）

0 引言

在水驅氣藏開發過程中，隨著開發過程的深入，邊底水不斷進入氣層，降低了氣相飽和度，從而也增加了產水量［1］。因此，深入研究水侵特征對邊底水油氣藏的開發具有重要意義。澀北二號氣田屬于背斜層狀邊水氣藏，隨著采出程度的增加，其產水量的上升幅度大于產氣量的上升幅度，出水日趨嚴重，嚴重影響了氣田的開發效果。筆者結合澀北氣田實際，通過物質平衡公式，應用曲線擬合法分析了氣田的水侵特征，以便為澀北二號氣田制定治水策略提供依據。

1 氣田地質特征

澀北二號氣田位于柴達木盆地東部，屬于第四系生物成因氣藏，為一完整、無斷層發育的背斜構造，系湖泊相沉積，主要發育有濱、淺湖亞相，灘砂、壩砂和泥灘沉積微相；儲層巖性以含泥粉砂巖和泥質粉砂巖為主，夾少量細砂巖，碎屑顆粒膠結程度低；儲層具有高孔隙度、中— 低滲透率的特點，孔隙類型以原生粒間孔為主，雜基內微孔隙次之，欠壓實，易松散；蓋層為泥巖層；氣藏埋藏淺，具有含氣井段長、氣層多且薄、氣水層間互、地層膠結疏松和氣水界面復雜等特點。

疏松、欠壓實的砂泥巖交互沉積是柴達木盆地澀北地區第四系氣藏的重要特征，泥質巖既是下伏地層的直接蓋層又是上覆地層的烴源巖，由于泥巖蓋層壓實程度的差異和厚薄不同，泥巖蓋層的突破壓力也不相同，從而形成了澀北二號氣田各含氣面積大小各異、氣水層間互并存、氣水邊界參差不齊的氣水關系。澀北二號氣田疏松砂巖氣藏的這種砂泥巖間互沉積的特征，造成了氣層、氣水同層和水層交互分布（如圖1所示）。氣田水層主要分布在背斜構造的低部位，以邊水形式存在，橫向上與高部位的氣層相連通，以氣水界面的形式相接。氣藏邊水能量較弱，屬弱水驅。此外，受成藏條件的影響，各小層有獨立的氣水界面，且隨縱向上層位的變深而變深，少數小層還發育有獨立水層。氣水分布主要受構造控制，但同時也受巖性的影響。由于存在較強的平面非均質性，毛細管壓力的差異導致氣水過渡帶厚薄不均，氣水邊界大多不規則。

2 氣田開發及產水現狀

澀北二號氣田1996年投入試采，2011年底，氣田累計完鉆井共269 口，按實施方案劃分的23 個開發層組已動用14 個，共有開發井241 口，其中水平井11 口。累計產氣87.59×108m3，累計產水35.15×104m3。氣田總水氣比為40.13 m3／106m3，采出程度為10.60%。通過15年的試采開發，氣田年出水量不斷增加，水氣比逐年上升。從主力層組出水來看，水氣比也呈現逐年上升的趨勢，從單井出水看，大部分氣井出水量均在1 m3以下，但出水1 m3以下氣井所占總井數比例呈逐年下降趨勢，出水1 m3以上氣井逐年增多。5 m3以上高產水井以及因出水造成的停產井所占比重逐年上升，目前氣藏出水量和出水氣井數呈不斷增多的趨勢，說明隨著采出程度的增加，其產水量的上升幅度大于產氣量的上升幅度，出水日趨嚴重。

研究表明，氣田60%出水是由于邊水導致的，氣井體現出邊水的水侵特征通常要經歷一定的開采時間。由于存在非均質性，邊水推進不規則，因此在邊水水侵的早期氣井會出現不規則的產水，然后出現一致的出水上升特征。由于氣田各層含氣面積差異較大，因此，平面上井位疊合圖中位于中高部位的氣井，在其射孔層可能位于含氣邊界附近，容易較早出現邊水水侵的特征［2-4］。

圖1 澀北二號氣藏剖面圖

3 氣田水侵特征分析

3.1 水侵量計算方法

氣藏天然氣水侵問題在氣藏工程中比其他任何問題都具有更多的不確定性，主要是缺乏含水區所必須的數據，如孔隙度、滲透率、厚度和流體性質等，人們往往是根據氣藏數據進行推斷，而含水區的幾何形狀、大小、面積上的連續性等只能通過生產資料及試算加以判斷，其結果往往不是唯一的，而是多解的，需要根據生產資料不斷加以修正。在利用物質平衡方程求解儲量時，水侵量的計算問題長期以來一直是難題。結合澀北氣田實際，應用曲線擬合法對氣田水侵量進行了計算，原理如下［5-8］。對于具有天然水驅作用的氣藏，物質平衡方程滿足下式：

式中，Bg為天然氣體積系數，m3／m3；Bgi為原始條件下天然氣體積系數，m3／m3；Bw為地層水體積系數，m3／m3；Cf為巖石壓縮系數，MPa-1；Cw為地層水壓縮系數，MPa-1；G為氣藏原始地質儲量，108m3；Gp為累計產氣量，108m3；Swi為束縛水飽和度，f；We為水侵量，104m3；Wp為累計產水量，104m3；Δp為氣藏壓降，MPa。

對上式作如下假設：

當Cef≤0.10 時，變容作用可以忽略不計，一般氣藏的Cef均小于0.10；當I=ω／R≤0.10 時，水侵作用可以忽略不計。

如同p／Z-Gp關系曲線一樣，凡是發生了水侵的氣藏，ψ-R關系曲線不呈直線，都會發生不同程度的上翹（圖2）。

圖2 氣藏p／Z與Gp關系曲線示意圖

通過對不同類型、不同水侵強度氣藏的ω與R的關系研究，得出ω與R有以下近似關系：

式中B為與水侵強度密切相關的系數，一般水驅氣藏B＞1。根據B值的大小，可定量地分析氣藏水驅的強弱程度，當B＞4.0 時，水侵強度變得很弱，應該重點討論的是1.0＜B＜4.0的范圍。

將（4）代入（3），得：

Ep值很小，則：

對某一具體氣藏，儲量應為定值，若主要開發方式不發生大變化，只能有一個B值。確定的步驟為：①假設一個初始Gp（原始氣儲量），一般可在忽略水侵情況下（We=0），直接用實測驗點按p／Z-Gp關系作線性回歸，求得一個最大的Gp值；②按p／Z，Gp求得一組ψ、R值，繪制成曲線，若沒有擬合到，再改變（減小）Gp值，再計算，再擬合，直到一條合適的理論曲線與實測點相匹配；③得到Gp值和對應的B值。

3.2 水侵量評價

根據以上方法，計算了澀北二號氣田各層組累計水侵量、水驅指數等指標（見表1）。從表1 中可見，目前，澀北二號氣田水侵量相對較大的層組為Ⅱ-2 和Ⅲ-1-2 層組，累計水侵量分別為646.95×104m3和906.07×104m3。根據氣藏驅動因素分類標準表，對于水驅氣藏，水驅指數小于0.1 為弱水驅氣藏；水驅指數大于等于0.3為強水驅氣藏；在此之間為中水驅氣藏。由表1可見，Ⅰ-2-2、Ⅱ-2、Ⅲ-1-2 水驅指數大于0.3，屬于強水驅氣藏。其余各層組水驅指數皆在0.2～0.3之間，水侵強度中等偏強，屬次活躍水侵類型。

表1 澀北二號氣田各開發層組水侵量計算結果表

3.3 邊水推進速度測算

選取Ⅱ-2、Ⅲ-1-2 典型層組14 口典型邊水氣井，根據生產曲線判斷見水時間，然后，根據研究成果的含氣面積圖測出各井距氣水邊界的距離，計算水侵速度。

Ⅱ-2 層組出水井距離邊水的平均距離為763 m，日平均見水大于3 m3的時間為841 d，平均水侵速度為0.92 m／d，單位產氣的水侵距離為0.24 m／104m3（表2）。Ⅲ-1-2 層組出水井距離邊水的平均距離為449 m，日平均見水大于3 m3的時間為393 d，平均水侵速度為1.13 m／d，單位產氣的水侵距離為0.31 m／104m3。Ⅲ-1-2 層組出水氣井多，水侵速度相對較快。Ⅲ-1-2 層組的高速開采加快了水侵的速度，并導致了出水氣井的增加。

表2 澀北二號氣田Ⅱ、Ⅲ層組出水情況統計表

此外，由于氣田各層組不同方向上水動力強度、物性以及開采強度之間的差異，導致不同層組在不同方向上的水侵速度不同。典型井水侵速度計算結果表明，Ⅱ-2 層組構造西翼、南翼的水侵速度相差不大；但Ⅲ-1-2 層組西翼、南翼的水侵速度比北翼的快。

3.4 水侵對氣田開發的影響

澀北二號氣田具有多層結構，各個層系、層組甚至小層都有各自的邊水水體。由于出水和儲層能量供給不足，氣井單井產量低，產量遞減較快，穩產難度大；多層氣藏往往含有多個氣水系統，各層邊水能量存在差異，縱向開采的差異導致了各層氣水邊界推進的不均衡，加上水鎖效應，降低了天然氣的采出程度。如氣田Ⅲ-1-2 層組年水氣比為157.23 m3／106m3，東南翼、東北翼和西南翼的邊水推進比較明顯，東南翼和東北翼的邊水能量較強，已導致6口氣井水淹停產，西南翼的邊水能量相對較弱。另外，氣田的巖性疏松，開采過程中儲層易于出砂，氣層中水參與流動時，增加了拖拽力，溶解了膠結物，破壞了巖石的孔隙結構，容易導致出砂，導致生產的不穩定和地面集輸設備管線的破壞。氣井出水較大程度地影響了氣井的正常生產，嚴重影響氣田正常生產和開發，目前出水是制約澀北二號氣田穩產及降低氣田開采效益的主要因素，因此通過氣田水侵特征分析，依據具體層組和生產井實際情況，確定合理的采氣速度，依據構造位置、出水量大小和水侵特征等綜合制定“防水、控水、治水”的開發技術對策，最大限度減少出水對氣田開發的影響至關重要。

4 結論與認識

1）澀北二號氣藏屬于邊水水驅氣藏，各小層有獨立的氣水界面，因此在氣田開發中不可避免地會因邊水水侵導致氣井出水。

2）通過水驅分析認為澀北二號氣田Ⅰ-2-2、Ⅱ-2、Ⅲ-1-2 屬于強水驅氣藏，其余各層組屬次活躍水侵類型，這和實際生產中表現特征相一致。

3）氣田各層組不同方向上水動力強度、物性以及開采強度之間的差異，導致不同層組在不同方向上的水侵速度不同，Ⅱ-2 層組構造西翼、南翼的水侵速度相差不大；但Ⅲ-1-2 層組西翼、南翼的水侵速度比北翼的快。

4）鑒于目前氣田水侵特征，應及時跟蹤生產動態，實時開展動態監測，結合層組水侵和實際生產情況，確定并實施有效的治水對策，結合優化配產和合理開關井調控等措施，確保邊水均勻推進和氣井的平穩生產。

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