礁灘型高壓邊水氣藏開發(fā)特征及對(duì)策
——以阿姆河右岸區(qū)塊Y氣田為例

冷有恒,張 李,蔡坤赤,李洪璽,張曉東,羅 勇,劉媛媛

(1中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司 2中國石油川慶鉆探工程有限公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院 3中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院)

0 引言

Y氣田位于土庫曼斯坦境內(nèi)，是具有高壓和邊水特征的礁灘型碳酸鹽巖氣藏。于2014年投入開發(fā)，目前采出程度接近40%，已經(jīng)進(jìn)入開發(fā)中期，在開發(fā)動(dòng)態(tài)上積累了豐富的資料。為了全面揭示礁灘型高壓邊水氣藏的開發(fā)特征，尋求科學(xué)的開發(fā)對(duì)策，本文通過研究氣井產(chǎn)能變化特征，揭示了應(yīng)力敏感對(duì)礁灘型高壓氣藏的影響；通過分析出水動(dòng)態(tài)變化，明確了礁灘型邊水氣藏的水侵特征；通過對(duì)氣藏連通性變化的深入分析，發(fā)現(xiàn)了氣藏開發(fā)過程存在井區(qū)分割、連通性變差的現(xiàn)象。在系統(tǒng)分析開發(fā)特征的基礎(chǔ)上，針對(duì)阿姆河右岸區(qū)塊Y氣田提出了四方面的開發(fā)對(duì)策，以期為國內(nèi)外同類氣田的合理高效開發(fā)提供借鑒。

1 氣藏基本地質(zhì)特征

Y氣田位于阿姆河右岸區(qū)塊B區(qū)中部，是阿姆河項(xiàng)目二期工程的主力建產(chǎn)氣田之一，該氣田西鄰B氣田，南鄰S氣田(見圖1)。B區(qū)中部為臺(tái)地—起伏狀緩坡沉積，礁灘體繼承性生長，發(fā)育緩坡礁灘群與點(diǎn)礁灘[1]。Y氣田位于生物礁灘群上，屬于典型的受構(gòu)造及邊底水控制的連片礁灘型氣藏，主要地質(zhì)特征為：①平面上儲(chǔ)層相對(duì)連續(xù)，屬中—低孔、中—低滲裂縫—孔隙型儲(chǔ)層；②沿?cái)嗔褞О樯l(fā)育的裂縫，主要以低角度和斜交縫為主；③氣藏埋深3 600 m，原始地層壓力61.5 MPa，壓力系數(shù)1.75，為高壓氣藏。

2 氣藏主要開發(fā)特征

2.1 應(yīng)力敏感對(duì)氣井產(chǎn)能的影響

2.1.1 以低角度裂縫為主的單井

以投產(chǎn)的Y- 22、Y- 103D、Y- 105D 三口高產(chǎn)井為例，三口井均位于構(gòu)造高點(diǎn)、礁體之上，低角度裂縫發(fā)育。投產(chǎn)1年后單井平均無阻流量遞減幅度(34.15%)明顯高于地層壓力遞減幅度(22.84%)(見表1)。主要原因是在氣藏投產(chǎn)初期，隨著地層壓力降低，以低角度縫為主的裂縫由于與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向大角度相交，裂縫易閉合[2]，氣體的滲流通道和滲透率減小，單井產(chǎn)能隨之下降。由此得出以低角度裂縫為主的單井，在開發(fā)早期，儲(chǔ)層應(yīng)力敏感是影響氣井產(chǎn)能的關(guān)鍵因素，也是造成氣井產(chǎn)能下降的主要原因。

圖1 Y氣田構(gòu)造—儲(chǔ)層疊合圖

表1 三口高產(chǎn)井無阻流量及壓力變化統(tǒng)計(jì)表

隨著地層壓力降低，產(chǎn)能下降幅度逐漸與地層壓力保持一致。以Y- 105D井為例，該井投產(chǎn)4年后，無阻流量年遞減率與地層壓力年遞減率均降為為10%左右，IPR曲線在投產(chǎn)4年后表現(xiàn)出與投產(chǎn)初期完全不同的特征(見圖2)。說明隨著地層壓力降低，應(yīng)力敏感對(duì)產(chǎn)能的影響逐漸減小[3- 4]，其影響主要集中在開采前3年。

2.1.2 以高角度裂縫為主的單井

以投產(chǎn)的Y- 21、Y- 107D井為例，兩口井主要發(fā)育高角度裂縫，隨著地層壓力下降，無阻流量始終保持較好水平，年遞減率低于5%，遠(yuǎn)低于地層壓力下降幅度(見表2)。根據(jù)Y- 21井的試井解釋結(jié)果可知：氣井投產(chǎn)3年以來，有效滲透率基本保持在10 mD左右，裂縫半長140 m左右，表明隨著地層壓力下降，裂縫保持較好的開啟狀態(tài)，滲流通道保持良好。由此得出以高角度裂縫為主的單井，儲(chǔ)層應(yīng)力敏感的影響較弱[5]，與以低角度裂縫為主的單井表現(xiàn)出完全不同的特征。

表2 兩口井無阻流量及壓力變化統(tǒng)計(jì)表

2.2 出水對(duì)氣井產(chǎn)能的影響

以Y- 22、Y- 105D、Y- 104三口不同時(shí)期的出水井為例，出水1年后無阻流量遞減幅度均超過50%，而地層壓力遞減幅度均低于10%(見表3)，表明出水對(duì)氣井產(chǎn)能影響顯著。這是因?yàn)闅饩坏┮娝嘀饾u占據(jù)越來越多的滲流通道，氣相滲透率大幅度降低，單井產(chǎn)能隨之降低[6- 7]，因此防止氣井過早見水是保持氣井產(chǎn)能水平的重要措施。

2.3 氣藏連通性變化分析

氣田投產(chǎn)初期，整體具有較好的連通性，表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：①投產(chǎn)井原始地層壓力一致，且各單井壓力下降速率基本一致(見圖3)；②后期投產(chǎn)井地層壓力與鄰井保持一致；③Y- 104井投產(chǎn)初期關(guān)井壓力恢復(fù)導(dǎo)數(shù)曲線后期下掉(見圖4)，表明井間存在干擾；④鄰井產(chǎn)量變化的影響：Y- 101D井與Y- 103D井相鄰，Y- 101D井關(guān)井6 d，Y- 103D井氣產(chǎn)量出現(xiàn)自然增長。

表3 三口井出水前后無阻流量及壓力變化統(tǒng)計(jì)表

圖3 氣田投產(chǎn)氣井地層壓力變化曲線

圖4 Y- 104井投產(chǎn)初期關(guān)井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線圖

隨著氣藏進(jìn)入開發(fā)中期地層壓力不斷地降低，局部井區(qū)之間的連通性變差，具體表現(xiàn)在以下兩個(gè)方面：①氣田開發(fā)進(jìn)入第3年，Y- 105D井與鄰井Y- 104的壓力逐漸有了差異，到投產(chǎn)第5年時(shí)，壓力差增加至2.3 MPa左右(在全氣藏關(guān)井期間)(見圖5);②Y- 104井投產(chǎn)3年多之后，其關(guān)井壓力恢復(fù)的壓力導(dǎo)數(shù)曲線后期特征由投產(chǎn)初期的下掉變?yōu)樯下N(見圖6)，表明該井與鄰井之間的連通性變差[8]，曲線表現(xiàn)出阻流邊界的特征。井區(qū)之間連通性由好變差的主要原因是：以低角度為主的裂縫雖然橫向溝通能力較強(qiáng)，但隨著地層壓力降低裂縫易閉合，主要依靠裂縫溝通的井區(qū)之間滲流能力變差，連為一體的氣藏逐漸分割[9- 10]，造成了局部井區(qū)連通性變差的現(xiàn)象。

圖5 Y- 104井與鄰井Y- 105D井壓力變化曲線

圖6 Y- 104井投產(chǎn)3年多關(guān)井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線圖

2.4 水侵對(duì)氣藏開發(fā)的影響

2.4.1 水侵優(yōu)勢通道

Y氣田與S氣田相鄰，且Y氣田的主控?cái)鄬友由熘罶氣田附近，兩個(gè)氣田之間具備溝通的地質(zhì)基礎(chǔ)。S氣田一直處于未開發(fā)狀態(tài)，該氣田氣柱高度小，底水能量強(qiáng)。隨著Y氣田投入開發(fā)，地層壓力不斷降低，S氣田的水體在壓差作用下逐漸運(yùn)移至Y氣藏，由此造成了S氣田S- 21井地層壓力由原始的61.9 MPa降為55 MPa左右。水體進(jìn)入Y氣田后，由于主控?cái)鄬痈浇芽p發(fā)育，水體自然將裂縫發(fā)育帶作為優(yōu)勢通道侵入氣藏[11- 12]，因此相對(duì)邊部的Y- 22井首先見水，一個(gè)月之后相鄰的Y- 101D井見水。見水后，緊鄰斷層的Y- 101D井(距離斷層0.5 km)水氣比上升趨勢明顯強(qiáng)于Y- 22井(距離斷層1.2 km)，說明越靠近斷層水體易快速侵入，且產(chǎn)水上升趨勢更迅猛。

2.4.2 氣田出水特征

(1)水體能量較大的氣田，“控水”是控不住的。氣田出水后，采氣速度由9.2%降為5.2%，產(chǎn)水趨勢得以控制，水氣比在0.8 m3/104m3左右穩(wěn)定了一年多。但由于水體能量較大，凈水侵量不斷增加，水量在穩(wěn)定一段時(shí)間后仍然呈現(xiàn)攀升趨勢，目前水氣比約3.2 m3/104m3(圖7)。由此分析,氣藏一旦出水，降產(chǎn)控水的有效期較短，對(duì)于水體能量較大的邊水氣藏(水體倍數(shù)約5倍)，“控水”是控不住的。因此，對(duì)于有水氣藏，早期控制采氣速度，盡可能延長無水采氣期是提高氣藏開發(fā)效果的有效方式。

圖7 Y氣田采氣曲線

(2)氣藏關(guān)井后水氣比再上臺(tái)階。每年處理廠檢修期間，全氣藏停產(chǎn)關(guān)井(3 d以上)，再次開井生產(chǎn)后，水氣比均進(jìn)一步抬升(圖7)，主要原因是關(guān)井期間氣區(qū)和水區(qū)的壓差仍然存在，水體仍源源不斷向Y氣田供給，凈水侵量不斷增加，再次開井生產(chǎn)后產(chǎn)水趨勢再上臺(tái)階。因此，針對(duì)此類水體能量較大的邊水氣藏，減少開關(guān)井的次數(shù)有利于控制水侵量，延緩水氣比的上升趨勢。

3 高效開發(fā)對(duì)策

3.1 高壓氣藏開發(fā)早期需控制采氣速度

Y氣田和B氣田均位于阿姆河右岸B區(qū)中部，相距約3 km，均為高壓氣藏，儲(chǔ)層條件類似。Y氣田在開發(fā)初期以較高的采氣速度開采，單位壓降采氣量較低(0.6×108m3/MPa)，降低采氣速度后，單位壓降采氣量逐漸上升至4.1×108m3/MPa；而B氣田一直保持合理采氣速度開采，單位壓降采氣量持續(xù)穩(wěn)定在較好的水平(6.2×108m3/MPa)，證明保持合理采氣速度開采對(duì)高壓氣藏至關(guān)重要[2]，主要是異常高壓氣藏比常壓氣藏?fù)碛懈嗟牡貙幽芰浚瑸榱擞行Ю玫貙幽芰浚陂_采初期控制采氣速度生產(chǎn)才能取得更好的開采效果[13]。

在數(shù)值模擬模型的基礎(chǔ)上，充分考慮應(yīng)力敏感和邊部水體的影響，優(yōu)化得到Y(jié)氣田合理采氣速度為4.2%。

3.2 “內(nèi)控外排”政策保障氣田整體開發(fā)效果

“內(nèi)控”指氣田內(nèi)部井控制采氣速度，“外排”指目前兩口邊部出水井持續(xù)排水。氣藏出水后采氣速度控制在4.2%左右，邊水錐進(jìn)方向的兩口出水井Y- 101D、Y- 22是全氣藏的保護(hù)井，只要達(dá)到合理排水量，保持排侵平衡，就能有效阻止水體進(jìn)入氣藏內(nèi)部。該措施實(shí)施4年來，水體沒有進(jìn)一步侵入氣藏，水氣比控制在3.2 m3/104m3左右。

3.3 優(yōu)化合理排水量保障氣藏排侵平衡

Y- 22和Y- 101D井實(shí)際排水量為440～590 m3/d，水體沒有進(jìn)一步侵入氣藏(距離Y- 101D井不到1 km的Y- 103D井至今沒有出水)，表明目前的排水量是足夠的，但是隨著水侵量的增加，進(jìn)一步提高排水量才能更好的保護(hù)氣藏[14]。利用數(shù)值模擬模型進(jìn)行預(yù)測，結(jié)果表明，在氣井不能自噴排水的時(shí)候需要及時(shí)進(jìn)行連續(xù)氣舉排水采氣，排水量以700 m3/d最優(yōu)。

3.4 建立觀察井完善氣藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)

(1)觀察井：將S氣田的S- 21井作為Y氣田的觀察井使用，每年對(duì)該井進(jìn)行靜壓監(jiān)測，對(duì)于評(píng)估水體能量、掌握水體動(dòng)態(tài)，及時(shí)調(diào)整排水采氣方案具有較好的指導(dǎo)作用。

(2)產(chǎn)水風(fēng)險(xiǎn)井：與出水井Y- 101D井相距不到1 km的Y- 103D井需要持續(xù)控產(chǎn)防水，強(qiáng)化水侵監(jiān)測，每半月進(jìn)行氯根監(jiān)測。

(3)主要生產(chǎn)井：重點(diǎn)井連續(xù)進(jìn)行產(chǎn)能監(jiān)測，一年一次，評(píng)價(jià)氣井產(chǎn)能變化，同時(shí)根據(jù)關(guān)井壓力恢復(fù)曲線判斷水侵具有較好的診斷作用。

4 結(jié)論及建議

(1)高壓氣藏在開發(fā)早期，應(yīng)力敏感對(duì)以低角度縫為主的單井產(chǎn)能影響大，隨著地層壓力降低，影響逐漸減弱；對(duì)以高角度縫為主的單井應(yīng)力敏感影響小，產(chǎn)能保持程度較好。

(2)高壓氣藏進(jìn)入開發(fā)中期，由于井區(qū)之間部分裂縫閉合，依靠裂縫溝通的井區(qū)之間滲流能力隨之變差，連為一體的氣藏逐漸分割，造成了局部井區(qū)連通性變差的現(xiàn)象。

(3)沿?cái)嗔褞Х植嫉牧芽p發(fā)育區(qū)是水侵優(yōu)勢通道，見水后水氣比上升快；氣藏出水初期降產(chǎn)控水效果顯著，但維持時(shí)間有限；全氣藏關(guān)井水侵量持續(xù)增加，開井后水氣比會(huì)進(jìn)一步增加。

(4)保持合理采氣速度開采對(duì)連片礁灘型高壓氣藏提高開采效果尤為重要；持續(xù)貫徹“內(nèi)控外排”開發(fā)對(duì)策，保持氣田排侵平衡；建立完善的動(dòng)態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)對(duì)保障氣田平穩(wěn)高效生產(chǎn)具有重要作用。