超深層裂縫性致密砂巖氣藏水侵動(dòng)態(tài)特征分析
——以庫(kù)車坳陷克深2氣田為例

羅瑞蘭,張永忠,劉 敏,張建業(yè),馮金德,陳寶新

(1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083;2.中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院,新疆 庫(kù)爾勒 841000)

10.3969/j.issn.1671-8798.2017.05.001

2017-04-18

中國(guó)石油天然氣股份有限公司重大科技專項(xiàng)(2014E-3203)

羅瑞蘭(1974— ),女,新疆維吾爾自治區(qū)阜康人，高級(jí)工程師，博士，主要從事天然氣滲流機(jī)理及氣藏動(dòng)態(tài)分析研究。E-mail:luor169@petrochina.com.cn。

超深層裂縫性致密砂巖氣藏水侵動(dòng)態(tài)特征分析
——以庫(kù)車坳陷克深2氣田為例

羅瑞蘭1,張永忠1,劉 敏2,張建業(yè)2,馮金德1,陳寶新2

(1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083;2.中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院,新疆 庫(kù)爾勒 841000)

為了研究水侵對(duì)超深層裂縫性致密砂巖氣藏生產(chǎn)的影響,把庫(kù)車坳陷克深2氣田為對(duì)象,利用日常生產(chǎn)數(shù)據(jù),采用現(xiàn)代氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析方法,通過(guò)分析該類氣藏/氣井的水侵動(dòng)態(tài)特征,從而建立產(chǎn)水預(yù)警模式。根據(jù)氣井產(chǎn)氣指數(shù)變化特征,將產(chǎn)水氣井生產(chǎn)劃分為清井期、無(wú)水侵期、水侵初期和產(chǎn)水期四個(gè)階段。在水侵初期,產(chǎn)氣指數(shù)因能量補(bǔ)給而明顯增大,成為水侵預(yù)警的標(biāo)志,水侵一旦突破井底,產(chǎn)氣指數(shù)將快速降低。位于氣藏不同部位的氣井,其各階段持續(xù)時(shí)間不同,水氣比、產(chǎn)水指數(shù)等亦有差別。與氯離子濃度監(jiān)測(cè)、地面氣水分離計(jì)量等方法相比,產(chǎn)氣指數(shù)判別法能夠更早識(shí)別氣藏/氣井水侵,并且經(jīng)濟(jì)方便,這對(duì)及時(shí)調(diào)整開發(fā)對(duì)策、保障氣田控水穩(wěn)產(chǎn)具有積極作用。

超深層;天然裂縫;致密砂巖氣藏;產(chǎn)氣指數(shù);水侵動(dòng)態(tài)特征;克深2氣田

隨著油氣勘探工作的不斷深入,深層、超深層逐漸成為油氣資源發(fā)展的重要新領(lǐng)域,并不斷取得新進(jìn)展[1-5]。中國(guó)西部塔里木盆地庫(kù)車坳陷深層天然氣資源豐富,以氣田群方式富集,除大北、克深外,克拉蘇構(gòu)造帶西部的博孜、阿瓦以及依奇克里克構(gòu)造帶的迪北致密砂巖藏也已取得重大進(jìn)展[6-9]。該地區(qū)埋深大于4 500 m的超深層天然氣總資源規(guī)模超過(guò)30 000×108m3,探明率只有22%,勘探開發(fā)潛力巨大。

與常規(guī)氣藏明顯不同,超深層裂縫性致密砂巖氣藏具有儲(chǔ)層埋藏深度大、斷裂斷層發(fā)育、基質(zhì)致密、非均質(zhì)性強(qiáng)、氣水關(guān)系復(fù)雜等特點(diǎn),水侵表現(xiàn)活躍,這對(duì)該類氣藏生產(chǎn)具有極大的影響。中國(guó)四川盆地很多氣藏屬于裂縫性有水氣藏,從較早開發(fā)的震旦、二疊、三疊系到川東石炭系氣藏,在開發(fā)過(guò)程中都受到水侵的影響,引起油氣生產(chǎn)者的關(guān)注。不少科研人員[10-14]研究了裂縫性氣藏的水侵特征、水侵危害、水侵機(jī)理及相應(yīng)的開采方法,但其中以碳酸鹽巖氣藏為主,并且埋藏深度相對(duì)較淺,典型氣田如威遠(yuǎn)震旦系氣田(裂縫-孔洞型白云巖,埋深2 800 m),其儲(chǔ)層特征及氣藏開發(fā)特點(diǎn)與超深層裂縫性致密砂巖氣藏有較大差異。本研究以庫(kù)車坳陷克深2氣田為對(duì)象,利用日常生產(chǎn)數(shù)據(jù),采用現(xiàn)代氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析法,通過(guò)分析超深層裂縫性致密砂巖氣藏不同部位氣井的水侵動(dòng)態(tài)特征,從而建立氣井產(chǎn)水預(yù)警模式。

1 克深2氣田基本特征

克深2氣田位于庫(kù)車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶克深區(qū)帶,為線狀斷背斜構(gòu)造,東西長(zhǎng)約47 km,南北寬約4 km,從西到東發(fā)育三個(gè)局部高點(diǎn)。氣藏儲(chǔ)層埋深6 500～7 400 m,地層壓力115.6～116.7 MPa,地層溫度162～169 ℃,壓力系數(shù)1.70～1.80,屬于異常高壓氣藏。

該氣田氣藏儲(chǔ)層為白堊系巴什基奇克組扇三角洲前緣和辮狀河三角洲前緣水下分流河道砂巖,厚約300 m,砂地比超過(guò)70%,無(wú)明顯隔層。巖石類型主要為中細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑砂巖,儲(chǔ)集空間類型多樣[6],主要有粒間孔、粒內(nèi)溶孔和微裂縫。儲(chǔ)層受強(qiáng)壓實(shí)作用控制,孔喉細(xì)小、配位數(shù)低、排驅(qū)壓力高,基質(zhì)孔隙度主要分布區(qū)間為2%～6%,基質(zhì)滲透率主要分布區(qū)間為0.01～0.1 mD,屬于典型超深層致密砂巖儲(chǔ)集層。

自喜山期以來(lái),庫(kù)車坳陷受多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的復(fù)合疊加和改造,該區(qū)脆性地層發(fā)育大量構(gòu)造裂縫,中生代儲(chǔ)層段尤為顯著,裂縫成為天然氣主要滲流通道。巖心觀察、鑄體薄片、CT掃描和成像測(cè)井資料表明,克深地區(qū)儲(chǔ)層構(gòu)造裂縫以高角度縫為主,占裂縫總數(shù)的80%以上,以半充填/未充填為主。

氣井產(chǎn)能與裂縫密切相關(guān),克深2氣田裂縫發(fā)育區(qū)氣井無(wú)阻流量在(100～400)×104m3/d之間,試井解釋儲(chǔ)層有效滲透率在0.87～16.1 mD之間,裂縫不發(fā)育區(qū)氣井(氣藏鞍部及邊部致密帶)無(wú)阻流量低于40×104m3/d,單井RTA動(dòng)態(tài)分析有效儲(chǔ)層滲透率僅為0.007～0.06 mD?？傮w而言,裂縫對(duì)克深2氣井產(chǎn)能貢獻(xiàn)率在90%以上。由于庫(kù)車深層巴什基奇克組裂縫整體發(fā)育,有效溝通了單砂體,因此氣藏在開發(fā)過(guò)程中表現(xiàn)出整體連通性較好的特征。

2 超深層裂縫性致密砂巖氣井水侵動(dòng)態(tài)特征

超深層裂縫性致密砂巖氣藏由于儲(chǔ)層埋藏深,氣藏壓力高,井底壓力測(cè)試及流體取樣困難,加之單井氣水分離計(jì)量成本高,因而給氣藏動(dòng)態(tài)分析、水侵判斷及預(yù)測(cè)帶來(lái)難度。為了解決這個(gè)問(wèn)題,采用現(xiàn)代氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析方法,利用氣井日常生產(chǎn)數(shù)據(jù)求得氣井不同時(shí)間的產(chǎn)氣指數(shù)J(t)曲線,根據(jù)其變化特征判斷氣井水侵動(dòng)態(tài)。J(t)表達(dá)式如下:

(1)

式(1)中:Q(t)為氣井產(chǎn)氣量,104m3/d;Δm(p)為擬生產(chǎn)壓差,MPa2/mPa·s;m(pR)為擬氣藏壓力,MPa2/mPa·s;m(pwf)為擬井底流壓,MPa2/mPa·s。

根據(jù)Mattar提出的氣藏流動(dòng)物質(zhì)平衡原理[15],當(dāng)儲(chǔ)層處于擬穩(wěn)定流動(dòng)狀態(tài)時(shí),儲(chǔ)層中所有位置的壓力以相同速率降低,因而能夠利用流動(dòng)壓力而非關(guān)井壓力來(lái)進(jìn)行物質(zhì)平衡計(jì)算,求取不同產(chǎn)量、不同生產(chǎn)時(shí)間條件下的平均儲(chǔ)層壓力pR;井底流壓pwf則通過(guò)井口油壓pt折算得到。因此,只要有氣井日常生產(chǎn)數(shù)據(jù)(產(chǎn)氣量及油壓)就可求得不同時(shí)間的產(chǎn)氣指數(shù)J(t)曲線。利用現(xiàn)代氣井動(dòng)態(tài)分析軟件RTA可以方便實(shí)現(xiàn)以上計(jì)算[16]。

求得氣井J(t)值后,令m(pwf)=0,可得氣井無(wú)阻流量:

QAOF=J(t)·m(pR)。

(2)

克深2氣田自2013年4月投產(chǎn)以來(lái),陸續(xù)有多口井產(chǎn)水。通過(guò)對(duì)典型氣井J(t)變化特征的分析,可將超深層裂縫性致密砂巖氣藏產(chǎn)水氣井生產(chǎn)劃分為四個(gè)階段:第一階段為清井期,持續(xù)時(shí)間較短,一般為1～6個(gè)月,氣井在此階段逐漸返排出漏失的鉆完井液,近井地帶物性得到改善,J(t)持續(xù)增大;第二階段為無(wú)水侵期,由于基質(zhì)致密、裂縫發(fā)育,氣井表現(xiàn)出裂縫性線性流動(dòng)特征,處于不穩(wěn)定滲流階段,J(t)自然遞減;第三階段為水侵初期,氣井因獲得外圍水侵能量補(bǔ)充,J(t)有明顯增大;第四階段為氣井產(chǎn)水期,地層水突破井底后,水樣分析氯離子濃度快速上升,隨著產(chǎn)水量增大,氣井J(t)大幅下降。對(duì)于氣藏中不同部位的氣井,以上各階段持續(xù)時(shí)間不同,水氣比、產(chǎn)水指數(shù)、攜液能力等亦有較大差別,以下分別說(shuō)明。

2.1 構(gòu)造邊部氣井水侵特征

克深2氣田南翼有三口井在短期試采2～4個(gè)月后即出水,圖1為其中KeS2-2-5的過(guò)井剖面。該類氣井的基本特征為:位于構(gòu)造邊部斷裂帶附近,產(chǎn)能中等,(40～120)×104m3/d,有局部底水,投產(chǎn)后很快見水,初始產(chǎn)水量較大,1～2年后產(chǎn)水指數(shù)有所降低。

圖1 邊部氣井KeS2-2-5的過(guò)井剖面Fig.1 Cross well profile of KeS2-2-5 located at the edge of gas reservoir

KeS2-2-5井射孔底界海拔距氣水界面132 m,常規(guī)酸化后試氣無(wú)阻流量為118×104m3/d,2013年6月投產(chǎn),初始產(chǎn)量(35～42)×104m3/d,油壓下降較快(圖2)。該井產(chǎn)氣指數(shù)曲線如圖3所示,氣井經(jīng)歷了短暫的清井期、無(wú)水侵期后,在累采氣為1 500×104m3左右時(shí)(2013年8月5日)產(chǎn)氣指數(shù)開始增大,進(jìn)入水侵初期,水侵補(bǔ)給能量期很短,僅為15 d左右。2013年8月18日測(cè)得該井氯離子質(zhì)量濃度大幅上升至87 000 mg/L,表明此時(shí)地層水已到達(dá)井底。

圖2 KeS2-2-5井生產(chǎn)曲線Fig.2 Production curve of gas well KeS2-2-5

圖3 KeS2-2-5井產(chǎn)氣指數(shù)曲線(FMB)Fig.3 Gas productivity index curve of gas well KeS2-2-5

為了核實(shí)KeS2-2-5產(chǎn)水量,2014年4月對(duì)該井進(jìn)行了地面氣水分離計(jì)量,產(chǎn)水量為80～160 m3/d,產(chǎn)氣量?jī)H(2～3)×104m3/d,之后一直關(guān)井。2015年9月進(jìn)行了第二次地面氣水分離計(jì)量,產(chǎn)水量60～130 m3/d,產(chǎn)氣量不足0.1×104m3/d,水氣比大幅上升至1 200～3 500 m3/104m3,此時(shí)，氣井已基本喪失產(chǎn)氣能力。從表1可看出，與2014年4月相比,在相同的油嘴工作制度下,KeS2-2-5井在2015年9月的產(chǎn)水量和產(chǎn)水指數(shù)都有所降低。結(jié)合地質(zhì)研究成果分析(圖1),該井位于南部邊緣,底部有小型鍥狀水體,根據(jù)當(dāng)時(shí)動(dòng)態(tài)特征可初步判斷該井連通水體能量有限,可能為局部水體。

表1 KeS2-2-5井地面氣水分離計(jì)量數(shù)據(jù)Table 1 Gas-water separation measurement data of gas well KeS2-2-5

2.2 底水區(qū)氣井水侵特征

底水區(qū)氣井的儲(chǔ)層海拔位置相對(duì)較低,氣井產(chǎn)能中等至較高,底部有較大面積的底水,圖4為克深2氣田一口典型底水區(qū)氣井KeS3的過(guò)井剖面。

圖4 底水區(qū)氣井KeS3的過(guò)井剖面Fig.4 Cross well profile of KeS3 in bottom water zone

KeS3井射孔底界海拔距氣藏氣水界面124 m,常規(guī)完井后試氣無(wú)阻流量為254×104m3/d,2013年4月投產(chǎn),初期配產(chǎn)(50～60)×104m3/d,之后下調(diào)為40×104m3/d連續(xù)生產(chǎn)2年(圖5)。該井產(chǎn)氣指數(shù)曲線如圖6所示,氣井經(jīng)歷清井期和無(wú)水侵期后,在累采氣為2.62×108m3左右時(shí)(2015年2月23日)產(chǎn)氣指數(shù)開始明顯增大,水侵初期補(bǔ)給能量持續(xù)時(shí)間為40 d左右,2015年4月初該井產(chǎn)氣指數(shù)呈斷崖式下降,表明水侵已嚴(yán)重影響氣井產(chǎn)能。

圖5 KeS3井生產(chǎn)曲線Fig.5 Production curve of gas well KeS3

圖6 KeS3井產(chǎn)氣指數(shù)曲線(FMB)Fig.6 Gas productivity index curve of gas well KeS3

KeS3井在2014年12月之前氯離子質(zhì)量濃度一直低于500 mg/L,無(wú)出水跡象,而2015年1月至9月間無(wú)氯離子質(zhì)量濃度的監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù),因此無(wú)法從該參數(shù)了解氣井水侵情況。為了核實(shí)KeS3井產(chǎn)水量,2015年10月、2016年8月對(duì)該井進(jìn)行了兩次地面氣水分離計(jì)量,從計(jì)量數(shù)據(jù)(表2)可看出,與2015年相比,在相同油嘴工作制度下(4、5 mm),2016年氣井的產(chǎn)水量與產(chǎn)水指數(shù)變化不大,由此判斷:與邊部氣井相比,底水區(qū)氣井連通的水體能量相對(duì)較強(qiáng)。

表2 KeS3井地面氣水分離計(jì)量數(shù)據(jù)Table 2 Gas-water separation measurement data of gas well KeS3

2.3 構(gòu)造高部位氣井水侵特征

構(gòu)造高部位氣井的儲(chǔ)層海拔位置相對(duì)較高,氣井產(chǎn)能高,離底水區(qū)有一定距離,該類氣井見水相對(duì)較晚,初始產(chǎn)水量不大,水氣比較低,氣井?dāng)y液能力強(qiáng),圖7為一口典型構(gòu)造高部位氣井KeS3-1的過(guò)井剖面。

圖7 構(gòu)造高部位氣井KeS3-1過(guò)井剖面Fig.7 Cross well profile of KeS3-1 located at high point of structure

KeS3-1井位于克深3井的構(gòu)造高點(diǎn)，射孔底界海拔距氣藏氣水界面204 m，體積酸壓后試氣無(wú)阻流量175×104m3/d,2014年5月缺產(chǎn)后初期產(chǎn)量(40～50)×104m3/d,日常生產(chǎn)曲線如圖8所示。從該井生產(chǎn)指數(shù)曲線可知(圖9)，當(dāng)氣井經(jīng)歷了清井期和無(wú)水侵期后，在累采氣為1.67×108m3左右時(shí)(2015年8月14日)生產(chǎn)指數(shù)開始明顯增大，水侵補(bǔ)給能量持續(xù)至累采氣約為2.34×108m3(2016年5月1日)。

圖8 KeS3-1井生產(chǎn)曲線Fig.8 Production curve of gas well KeS3-1

圖9 KeS3-1井產(chǎn)氣指數(shù)曲線(FMB)Fig.9 Gas productivity index curve of gas well KeS3-1

KeS3-1井從投產(chǎn)至2015年7月之間監(jiān)測(cè)氯離子質(zhì)量濃度為1 000～2 000 mg/L,2015年10月12日測(cè)試氯離子質(zhì)量濃度上升至5 600 mg/L,至2016年5月之間無(wú)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)。為了核實(shí)產(chǎn)水情況,2016年6月24日至7月3日對(duì)該井進(jìn)行了地面氣水分離計(jì)量,測(cè)得氯離子質(zhì)量濃度為50 000 mg/L左右,產(chǎn)水量和水氣比相對(duì)較低(表3),結(jié)合過(guò)井氣藏剖面圖分析,產(chǎn)出水來(lái)自北部KeS3井的底水。

表3 KeS3-1井地面氣水分離計(jì)量數(shù)據(jù)Table 3 Gas-water separation measurement data of gas well KeS3-1

2.4 致密區(qū)低產(chǎn)氣井水侵特征

位于氣藏鞍部及邊部致密區(qū)的氣井所在海拔較低,儲(chǔ)層裂縫不發(fā)育,離氣水過(guò)渡帶較近,試氣無(wú)阻流量低(≤40×104m3/d)。該類氣井在投產(chǎn)初期就產(chǎn)水,氯離子質(zhì)量濃度在30 000～60 000 mg/L之間,產(chǎn)氣量與產(chǎn)水量均較低,不具備長(zhǎng)期連續(xù)生產(chǎn)能力,屬于低效井。表4列出了兩口典型致密區(qū)低產(chǎn)氣井的地面氣水分離計(jì)量數(shù)據(jù),氣井平均產(chǎn)水量低于10 m3/d,平均產(chǎn)水指數(shù)低于0.2 m3/(d·MPa),明顯低于前三類氣井。

表4 致密帶氣井地面氣水分離計(jì)量數(shù)據(jù)Table 4 Gas-water separation measurement data of gas wells located in tight zones

3 克深2氣田水侵形勢(shì)分析及調(diào)控建議

根據(jù)地質(zhì)綜合研究分析,克深2氣藏靜態(tài)水體倍數(shù)約為3～4倍。自2013年4月投產(chǎn)以來(lái),該氣田已有16井產(chǎn)水,其中邊部氣井4口、底水區(qū)氣井3口、高部位氣井3口、致密區(qū)氣井6口,水侵速度及活躍程度大大超出了方案預(yù)測(cè),這主要與邊部底水沿高角度裂縫快速竄進(jìn)有關(guān)。根據(jù)克深2氣田氣井產(chǎn)水情況,作出水侵路徑分析示意圖(圖10),可看出水侵從低部位逐步向構(gòu)造高點(diǎn)推進(jìn),以3個(gè)構(gòu)造高點(diǎn)為中心,將氣田分成3塊,其中西部的克深3井區(qū)已全面見水。根據(jù)水侵路徑及氣井產(chǎn)氣指數(shù)曲線特征分析,預(yù)測(cè)克深2井區(qū)近期還將有4口氣井見水,氣藏整體生產(chǎn)面臨較大水侵風(fēng)險(xiǎn)。由于不同構(gòu)造部位氣井的水侵特征有較大差別,建議采取不同調(diào)控措施。

圖10 克深2氣田(2、3井區(qū))水侵路徑分析示意圖Fig.10 Sketch map of water invasion path of Keshen-2 gas field(2 and 3 block)

對(duì)位于構(gòu)造邊部及底水區(qū)的氣井,水侵初期補(bǔ)給能量時(shí)間短、見水快、產(chǎn)水量大,易形成暴性水淹,導(dǎo)致氣井產(chǎn)能和采收率大幅下降;因此,在生產(chǎn)初期需要嚴(yán)格控制生產(chǎn)壓差,建議產(chǎn)量為試氣無(wú)阻流量的1/6～1/7。當(dāng)氣井見水后,根據(jù)產(chǎn)水指數(shù)變化特點(diǎn)判斷水體能量大小,若連通水體范圍有限,建議在具備污水回注的條件下及時(shí)開展排水采氣,以延緩水侵向構(gòu)造高部位推進(jìn),如克深2井區(qū)南翼區(qū)域;若水體能量充足,建議維持現(xiàn)有生產(chǎn)工作制度,不宜開展強(qiáng)排水措施,如克深3井區(qū)。對(duì)于構(gòu)造高部位氣井,在投產(chǎn)初期可適當(dāng)高產(chǎn),但配產(chǎn)不宜超過(guò)試氣無(wú)阻流量的1/5;該類氣井見水較晚,見水初期產(chǎn)水量小,水氣比低,但產(chǎn)水指數(shù)高,建議在保證氣井?dāng)y液能力的條件下適當(dāng)控制生產(chǎn)壓差,以保證氣井平穩(wěn)生產(chǎn)。致密帶低產(chǎn)氣井可作為水侵觀察井,在投產(chǎn)后連續(xù)監(jiān)測(cè)氯離子質(zhì)量濃度的變化情況,以跟蹤水侵進(jìn)程。

4 結(jié) 論

水侵對(duì)超深層裂縫性致密砂巖氣藏生產(chǎn)影響很大,通過(guò)對(duì)該類氣藏/氣井的水侵動(dòng)態(tài)特征的分析,筆者建立了產(chǎn)水預(yù)警模式,并提出相應(yīng)的調(diào)控建議:

1)利用產(chǎn)氣指數(shù)可將該類氣藏產(chǎn)水氣井生產(chǎn)劃分為四個(gè)階段:清井期、無(wú)水侵期、水侵初期和產(chǎn)水期。在水侵初期,產(chǎn)氣指數(shù)將因水侵能量補(bǔ)給而明顯增大,成為水侵預(yù)警標(biāo)志,與氯離子濃度監(jiān)測(cè)、地面氣水分離計(jì)量等方法相比,產(chǎn)氣指數(shù)判別法能夠更早識(shí)別氣藏/氣井水侵,以及時(shí)提出調(diào)控對(duì)策。

2)不同部位氣井的各個(gè)生產(chǎn)階段持續(xù)時(shí)間不同,產(chǎn)水量、水氣比、產(chǎn)水指數(shù)等指標(biāo)亦有較大差別,宜采取不同調(diào)控對(duì)策:構(gòu)造邊部及底水區(qū)的氣井水侵初期補(bǔ)給能量時(shí)間短、產(chǎn)水量大,在生產(chǎn)初期需嚴(yán)格控制生產(chǎn)壓差,以防過(guò)早暴性水淹;構(gòu)造高部位氣井在生產(chǎn)初期可適當(dāng)高產(chǎn),見水后需控制生產(chǎn)壓差,以防水侵過(guò)快推進(jìn)造成氣藏局部分隔。

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Analysisofwaterinvasionperformanceofultra-deepandnaturallyfracturedtightsandgasreservoirs-AcasestudyofKeshen-2gasfield

LUO Ruilan1, ZHANG Yongzhong1, LIU Min2, ZHANG Jianye2, FENG Jinde1, CHEN Baoxin2

(1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China;2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Tarim Oilfield Company, Korla 841000, Xinjiang, China)

In order to explore the effects of water invasion upon the production of ultra-deep and naturally fractured tight sand gas reservoirs, this paper analyzes the water invasion performances of this kind of reservoir, and establishes an early warning model of water influx based on routine production data by employing the modern gas well production performance analysis method, with the Keshen-2 gas field in Kuqa Depression as an example. According to the characteristics of gas productivity indexes, the production performance of gas wells can be divided into four stages: well cleanup period, no water invasion period, early water invasion period and water producing period. In the early stage of water invasion, the gas productivity indexes will increase significantly due to energy supply provided by water, which will become the symbol of water invasion warning. Once water breaks through the bottom hole, the gas productivity index will be reduced rapidly. Gas wells located at different positions in the reservoir, differ in the duration of each stage, the ratio of water to gas, and the water productivity index. Compared with the chloride ion concentration monitoring, as well as the gas and water separation metering method, the method of gas productivity indexes can identify water invasion earlier in the economical and convenient manner. This method has positive effects on adjusting the development strategy, controlling water and stablizing production of the gas field.

ultra-deep formation; natural fracture; tight sand gas reservoirs; gas productivity index; water invasion performance; Keshen-2 gas field

TE332

A

1671-8798(2017)05-0321-07