澀北氣田弱水驅氣藏水侵早期識別方法

鄧成剛，李江濤，柴小穎，陳汾君，楊喜彥，王海成，連運曉，涂加沙

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

0 引言

澀北二號氣田位于柴達木盆地東部三湖地區，屬于“背斜層狀邊水氣藏”，無斷層發育，氣藏為邊水所環繞。儲層巖性主要為泥質粉砂巖和粉砂巖，地層膠結疏松，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，總體表現為高孔、中—低滲儲層的特點。儲層砂體平面發育穩定，橫向連通性好，總體上屬孔隙性相對均質氣藏［1］。

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

以往油田現場多采用水氣比變化分析、地層水水型監測等方法對氣藏的水侵特征進行識別，但這些方法容易受氣藏形成過程中地層滯留水的影響，同時需要地層水進入井筒后才能判斷，無預見性［10-12］；通過分析不同時期不穩定試井曲線變化特征監測氣藏氣水界面的推進情況，但試井資料受儀器、井間干擾、儲層平面物性差異等因素的影響，存在一定的多解性［2-4］。根據澀北二號氣田總體發育高孔、中—低滲儲層，無斷層發育，屬孔隙性相對均質氣藏的特點，以澀北二號氣田A 氣藏為例，根據物質平衡原理引入生產指示曲線法、存水體積系數法和視地質儲量法對氣藏早期的水侵特征進行識別，并系統闡述這些方法的識別原理、適用條件等，再通過不同采出程度下曲線變化特征進行對比，優選出適用于澀北二號氣田弱水驅氣藏的水侵識別方法，以期為弱水驅氣藏的早期水侵特征識別提供指導。

1 識別方法

1.1 現場經驗識別法

以往氣藏水侵監測的常用手段［10-12］，一是定期取水樣進行測定，通過分析產出凝析水含量的變化，或者根據地層水與凝析水水型及礦化度等方面的不同，分析其來源，進而判斷水侵是否發生，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水，其水型和礦化度與邊水類似，水樣測定較難區分；二是分析氣藏水氣比變化曲線，如澀北二號氣田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入氣井后才能進行判斷，而在實際的氣田開發中，更希望在地層水尚未進入氣井井筒之前就能判斷氣藏是否有水侵，這樣才能有針對性地及時采取相應措施，做好防水和治水準備。

圖1 澀北二號氣田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 生產指示曲線法

根據物質平衡原理，在水驅氣藏開發過程中隨著氣藏內天然氣和水的采出，地層壓力不斷下降，會引起氣藏內天然氣、地層束縛水的彈性膨脹及巖石的壓縮，并導致邊底水的侵入，其過程滿足以下物質平衡方程［2-4］：

式中：G為氣藏原始地質儲量，m3；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；Cc為氣藏容積壓縮系數，MPa-1；Bw為地層水體積系數，m3/m3；Gp為累計產氣量，m3；Δp為氣藏總壓降，即pi?p，MPa；We為水侵量，m3；Wp為累計產水量，m3。

Cc反映了氣藏容積隨地層壓力的變化程度［3］，計算公式為

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

存水體積系數ω為氣藏水侵量減去累計產水量得到的剩余水量與氣藏原始儲量的比值［2-4］，計算公式為

式中：ω為存水體積系數。

天然氣的目前和原始體積系數分別可表示為

式中：psc為地面標準狀況下的壓力，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為地面標準狀況下的溫度，K。

那么用地層壓力表示的水驅氣藏的物質平衡方程，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。

對于一個正常壓力系統下的定容氣藏，其物質平衡方程中的ω=0，并忽略采氣過程中因壓力下降導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）可以簡化為

將式（7）和式（8）進行比較可以看出，在定容氣藏開發過程中氣藏擬壓力（pp）與累計產氣量（Gp）呈線性關系，而水驅氣藏由于邊水能量的補充，存水量增加，氣藏擬壓力下降速度會隨著累計產氣量的增加而減小，氣藏擬壓力（pp）與累計產氣量（Gp）之間會呈非線性關系。如澀北二號氣田A 氣藏的生產指示曲線（圖2）早期水侵不明顯，表現為定容氣藏的特征，此階段氣藏內天然氣的彈性膨脹驅動起主導作用，在氣藏的采出程度達到一定值后，生產指示曲線出現了明顯上翹，此時氣藏壓力開始受到邊水能量的補充。

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

根據物質平衡原理［13-17］和圖2 中的直線段公式可以計算出A 氣藏的動態儲量為26.63 億m3，而該氣藏累計產氣量達到9.13 億m3時生產指示曲線出現上翹的拐點，氣藏開始受到水侵的影響，對應氣藏采出程度為34.3%。

1.3 存水體積系數法

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

定義ppD為無因次擬壓力［3］，計算公式為

由式（9），（10）可得

式中：Rg為采出程度，即Gp/G。

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

圖3 澀北二號氣田A 氣藏無因次壓力與采出程度的關系Fig.3 Relationship between dimensionless pressure and recovery degree of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

1.4 視地質儲量法

氣藏的原始地質儲量（G）是一個不會隨著生產時間變化的參數，與累計產氣量無關，因此，基于氣藏物質平衡方程提出了視地質儲量法來進行氣藏水侵的早期識別［2-4］。定義Ga為視地質儲量，且令，那么，由式（1）變換可得

對于定容氣藏，水侵量We=0，則式（12）可表示為Ga=G，Ga與Gp的關系在直角坐標圖上為平行于x軸的直線；若為水驅氣藏，在水驅的作用下We不斷增加，Ga與Gp的關系將是一條曲線。澀北二號氣田的A 氣藏開發的初期曲線向上彎曲不明顯（圖4），但在累計產氣量達到6.55 億m3之后（對應采出程度為24.6%），曲線明顯上翹。

圖4 澀北二號氣田A 氣藏視地質儲量與累計產氣量關系曲線Fig.4 Relationship between apparent geological reserve and accumulated gas production of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

2 識別方法對比

針對澀北二號氣田邊水能量較弱的A 氣藏，對比水侵識別的4 種方法（表1）。油田現場采用的水樣監測及生產曲線法識別水侵比較直觀，但無預見性，需要在氣藏采出程度達到44.55%才能識別水侵。生產指示曲線法、存水體積系數法、視地質儲量法較現場經驗法有一定的預見性，綜合對比來看，視地質儲量法曲線出現上翹的拐點時對應采出程度最低，僅為24.6%，比現場經驗法低20%，比生產指示曲線法、存水體積系數法均低10%，因此，推薦使用視地質儲量法。視地質儲量法在氣藏水侵早期識別時的應用效果較好，分析其原因，主要是由于視地質儲量法參照對比的原始地質儲量并不隨累計產氣量的變化而變化，在視地質儲量與累計產氣量關系圖上為平行于x軸的直線，較容易看出視地質儲量與原始地質儲量的差別，對氣藏水驅作用的敏感性強，水侵識別結果可靠性高。

表1 澀北二號氣田A 氣藏不同水侵識別方法對比結果Table 1 Comparison of different water invasion identification methods for A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

3 應用實例分析及調控效果評價

根據水驅氣藏的物質平衡方程可以計算出氣藏的水侵量［17-20］為

進而可以計算出氣藏邊底水的驅動指數［11］為

式中：DIe為邊底水驅動指數。

根據澀北二號氣田A 氣藏生產數據計算不同采出程度下的巖石和水的彈性膨脹量、水侵量、邊底水驅動指數等如表2 所列。從表2 可以看出，隨著氣藏的持續開發，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，對于正常壓力系統下的水驅氣藏可以忽略不計。同時，把表2 中氣藏邊底水驅動指數與采出程度之間的關系繪制到圖5 中，得到該氣藏的邊底水驅動指數變化曲線，可以看出該氣藏采出程度高于20%以上后，邊底水驅動指數上升較快，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 澀北二號氣田A 氣藏生產動態數據及計算參數值Table 2 Production dynamic data and calculated parameters of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

圖5 澀北二號氣田A 氣藏邊底水驅動指數變化曲線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，根據澀北氣田各開發層組的生產動態和水侵特征，適當降低了部分采速過高、水侵嚴重層組的采速，并結合產銷任務對各氣藏進行了開關井優化，以期實現各氣藏縱向上和平面上的均衡。以澀北二號氣田的A 氣藏為例，通過上述水侵特征識別和水體能量的計算，在2010 年以后發現其邊水趨于活躍，具有水侵氣藏的生產特征，適當降低了其采氣速度，平均采氣速度由調控前的4.84%降低至調控后的3.11%，并通過優化配產和開關井調整，適當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控。通過連續幾年的調整，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（圖6）；氣藏的開發指標也有所好轉，2012 至2014 年年遞減率連續3 年出現了下降，但近兩年由于氣藏的水侵日趨嚴重，而強排水措施未跟上，遞減率有重新增高的趨勢（圖7）。

圖6 澀北二號氣田A 氣藏調控前（a）、調控后（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 澀北二號氣田A 氣藏年遞減率和水氣比變化趨勢Fig.7 Annual decline rate and water-gas ratio change trend of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

4 結論

（1）現場經驗識別法，如水樣監測、水氣比變化曲線分析等判斷氣藏的水侵特征最為直接，但在識別氣藏水侵的過程中容易受滯留層內水、作業液等因素干擾，并且要在邊水進入井筒后才能識別，無預見性，可作為氣藏水侵特征識別的輔助手段。

（2）澀北氣田部分弱水驅氣藏開發初期水驅特征不明顯，但隨著氣田的深入開發，邊水逐漸趨于活躍，對氣田的開發造成較大影響；同時，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。

（3）生產指示曲線法、存水體積系數法、視地質儲量法3 種方法均適用于對澀北氣田這類邊水能量較弱，且無裂縫發育的相對均質氣藏進行早期水侵特征識別，對氣藏水侵的識別有一定的預見性。相比較之下，視地質儲量法對氣藏水侵作用敏感性強，曲線發生上翹拐點時對應的采出程度最低，水侵識別結果可靠性高，因此，推薦使用該方法對弱水驅氣藏進行早期的水侵特征識別。