碳酸鹽巖底水氣藏型儲(chǔ)氣庫(kù)氣井水淹機(jī)制分析
——以X儲(chǔ)氣庫(kù)為例

徐俊杰 王起京 梁 康

中石油北京天然氣管道有限公司

關(guān)鍵字 碳酸鹽巖 裂縫 底水氣藏 儲(chǔ)氣庫(kù) 氣井水淹

1 儲(chǔ)氣庫(kù)地質(zhì)概況

X儲(chǔ)氣庫(kù)是由正在試采的潛山凝析氣藏改建，儲(chǔ)層為奧陶系的峰峰組和上馬家溝組，巖性為白云巖和灰?guī)r，儲(chǔ)層埋深2 860 m。儲(chǔ)集空間以微細(xì)裂縫和孔隙為主，縫洞不發(fā)育；基質(zhì)平均孔隙度為2.88%，滲透率為1.15 mD；原始硫化氫含量為570 ～ 1 300 mg/m3，氣藏原始油氣界面 3 190 m、油水界面 3 240 m。

2 氣井出水特征及水體活躍性分析

X氣藏受地質(zhì)資料少、巖芯分析資料有限、碳酸鹽巖儲(chǔ)層測(cè)井參數(shù)解釋困難等因素的影響，通過(guò)靜態(tài)法認(rèn)識(shí)其水體大小程度較低；通過(guò)氣藏生產(chǎn)過(guò)程中的動(dòng)態(tài)資料分析，氣藏底水整體活動(dòng)性小，但局部水體較活躍。

1）XC1、XC2是2口試采井，生產(chǎn)井段分別為 3 081 ～ 3 187 m、3 019 ～ 3 173 m，而氣藏的原始?xì)庖航缑鏋? 190 m，生產(chǎn)層段的底界均接近原始?xì)庖航缑妫坏玐C1、XC2井在試采過(guò)程中產(chǎn)水量一直較小，其中XC1井最大日產(chǎn)水量為18 m3，XC2井基本不產(chǎn)水，且隨著地層壓力的下降產(chǎn)水量未見(jiàn)明顯增加的趨勢(shì)。X氣藏試采期間地層壓力由31.35 MPa 下降到 26.70 MPa，壓降達(dá) 4.65 MPa 的情況下，并未引起底水沿高角度裂縫系統(tǒng)上竄，說(shuō)明底水整體活動(dòng)性小。

2）X氣藏改建儲(chǔ)氣庫(kù)后，在2016年冬季采氣期X1井開(kāi)井就水淹停產(chǎn)，表明局部區(qū)域底水較活躍，對(duì)該井生產(chǎn)具有一定的影響。

3 X1井水淹停采及形成機(jī)制分析

X1井是一口水平井，自2010年投產(chǎn)至2015年采氣期產(chǎn)凝析水，生產(chǎn)狀況一直較好，僅在2015～2016年度采氣后期產(chǎn)地層水，產(chǎn)水量由初期的平均 5.6 m3/d 上升到后期的 56 m3/d。2016 年3月調(diào)峰結(jié)束后，實(shí)測(cè)井底壓力時(shí)井筒未積液；同年4月該井開(kāi)始注氣，全年階段注氣5 837×l04m3，地層壓力由注氣前的22.89 MPa上升到31.02 MPa，測(cè)壓也未發(fā)現(xiàn)井筒積液。同年12月27日，在該儲(chǔ)氣庫(kù)階段采氣 4 381×l04m3、地層壓力下降 1.9 MPa的情況下，該井開(kāi)井后不能自噴連續(xù)生產(chǎn)，實(shí)探井筒液面深度819 m，多次嘗試開(kāi)井無(wú)效，井筒取樣分析證實(shí)井筒積液為地層水，地層水造成該井整個(gè)采氣期無(wú)法生產(chǎn)。但該井2017年注氣正常，與以往注氣能力相比并無(wú)差異。該井的異常水淹停采情況分析：

1）X1井的產(chǎn)能較好，具有較高的攜液能力

X1井是該儲(chǔ)氣庫(kù)的一口主力井，通過(guò)試井確定的儲(chǔ)層有效滲透率為1.91 mD，表皮系數(shù)為－3.65，井底周圍地層完善程度較高，計(jì)算的無(wú)阻流量（291.7 ～ 344.03）mD，日注采氣量 50×104m3以上，產(chǎn)能較好。

2）X1井水侵模式分析

我國(guó)多年的碳酸鹽巖裂縫型底水氣藏開(kāi)發(fā)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)證明，氣井的水侵有4種模式[1-2]，即縱竄型、水錐型、橫侵型以及縱竄橫侵型。結(jié)合X儲(chǔ)氣庫(kù)的地質(zhì)特點(diǎn)、生產(chǎn)歷史及氣井水淹特征，認(rèn)為該井的水淹方式為“縱竄橫侵”型模式[3-4]。由于X儲(chǔ)氣庫(kù)的裂縫以微細(xì)裂縫為主，主產(chǎn)氣層位置較高，受該井生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)的影響，積液并未影響到注氣生產(chǎn)，井底積液因遠(yuǎn)井地帶裂縫的滲透性較差，在注氣時(shí)不容易退回低部位地層，從而造成該井開(kāi)井就水淹。形成因素：①地質(zhì)因素 X儲(chǔ)氣庫(kù)儲(chǔ)層縫洞不發(fā)育，滲流通道以微細(xì)裂縫為主，該井鉆井過(guò)程中未發(fā)現(xiàn)大溶洞，無(wú)明顯漏失現(xiàn)象證實(shí)了該井原始儲(chǔ)層以微細(xì)裂縫為主；X1井水平段長(zhǎng)352.5 m，鉆遇Ⅱ級(jí)裂縫層段27.4 m，Ⅲ級(jí)裂縫層段79.6 m，縱向上裂縫發(fā)育差異性較大；X1井水平井段避水高度相對(duì)較低，為127.9 m，為底水入侵提供了條件。②工程因素 該井經(jīng)過(guò)酸化改造后，試井結(jié)果顯示井底附近儲(chǔ)層較好，存在局部高滲地帶，由于遠(yuǎn)井地帶以微細(xì)裂縫為主，物性較差，地層水在注氣時(shí)不容易退回低部位地層；該井完井油管底部為兩根篩管，所處深度為井眼軌跡的最低處（3 112 m左右），底水容易聚集，影響井底積液的攜帶。③生產(chǎn)因素 2015年X儲(chǔ)氣庫(kù)因老井封堵施工的原因未實(shí)施注氣，該氣庫(kù)地層壓力長(zhǎng)期虧空（停注268 d），致使底水侵入氣藏，氣藏平均地層壓力由27.24 MPa（2016年3月采氣末氣藏壓力平衡后測(cè)壓）上漲到28.68 MPa（2016年11月測(cè)壓，平均漲幅1.44 MPa），尤其是X1井壓力漲幅最大 (達(dá) 2.3 MPa)。2015～2016年度X儲(chǔ)氣庫(kù)采氣量歷年最高，采氣末地層壓力歷年最低，X1井采氣中后期采地層水，底水沿裂縫上竄到水平井段附近。

3）X1井水淹停噴機(jī)制

根據(jù)X1井水侵動(dòng)態(tài)特征，其水淹停噴機(jī)制：①2015～ 2016年度冬季生產(chǎn)后，氣藏地層壓力下降至歷年最低的22.59 MPa，在較大壓差的驅(qū)動(dòng)下，地層水沿著裂縫竄到X1井的水平井段，造成該井2016年2月16日開(kāi)始產(chǎn)地層水，而同年3月11日至3月31日停采期該井未注氣，底水繼續(xù)上竄到井底，在水平段形成積液。②2016年4月該井開(kāi)井注氣，仍正常注氣生產(chǎn)，表明井底積液并沒(méi)有導(dǎo)致過(guò)大的注氣阻力，井底液面深度預(yù)計(jì)在篩管深度附近。該井完井油管底部為兩根篩管，所處深度為井眼軌跡的最低處（3 112 m左右），通過(guò)注氣并不能將井底的底水完全推回遠(yuǎn)井地層，兩根篩管一直被水淹，這導(dǎo)致了該井注入氣可通過(guò)篩管向氣藏高部位低壓區(qū)運(yùn)移，而采氣時(shí)高壓天然氣會(huì)驅(qū)替井底篩管液面以上積液向井筒流動(dòng)導(dǎo)致氣井水淹停噴。③2016年冬季開(kāi)井后，井底積液在儲(chǔ)層高部位天然氣的推動(dòng)下沿井筒上升，使得氣井的井口壓力快速下降，直到井口壓力降低到與進(jìn)站壓力持平，井筒內(nèi)氣液流動(dòng)停止，井筒液面最高上升到819 m。④關(guān)井后井筒內(nèi)發(fā)生氣水滑脫的作用，天然氣上升而液面下降，井口壓力上升，地層水退回到井底。關(guān)井 40 d 后實(shí)測(cè)液面深度由 819 m 下降到 2 915 m。⑤2017年3月采氣結(jié)束后該井開(kāi)井注氣，注氣量能力與以往無(wú)明顯區(qū)別（圖1）。

圖1 X1井水淹停噴示意圖

4 X1井恢復(fù)產(chǎn)能措施及應(yīng)用效果

1）X1井恢復(fù)產(chǎn)能方案

X1井雖水淹停采，但注氣正常，表明井底積液并沒(méi)有導(dǎo)致過(guò)大的注氣阻力，積液液面深度預(yù)計(jì)在篩管深度附近；X1井的水淹屬于局部水淹，結(jié)合四川碳酸鹽巖氣藏多年的有水氣藏開(kāi)發(fā)的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)的調(diào)研和分析，借鑒西南油氣田“排水采氣”技術(shù)，研究制定了X1井恢復(fù)氣井自噴生產(chǎn)的方案。

方案一：采用連續(xù)油管排水采氣，恢復(fù)氣井生產(chǎn)。①采用“連續(xù)油管”設(shè)備，將連續(xù)油管下入到X1井的水平段；②開(kāi)井，利用地層的能量，通過(guò)連續(xù)油管將井筒積液產(chǎn)出地面，直到恢復(fù)天然氣的自噴生產(chǎn)；③若因地層壓力低，連續(xù)油管不能夠連續(xù)排液，則通過(guò)在油管與連續(xù)油管環(huán)空注入高壓氮?dú)鈳椭乓骸?/p>

方案二：在采氣初期地層壓力最高，利用現(xiàn)有系統(tǒng)開(kāi)井排液并恢復(fù)自噴生產(chǎn)。①注氣期盡可能多注氣，將氣藏的地層壓力提高到上限壓力，為排液采氣提供充足的能量。②開(kāi)井前將采氣系統(tǒng)的壓力盡可能降低，然后開(kāi)X1井排液，采出的井流物進(jìn)入正常的生產(chǎn)流程進(jìn)行處理。③若因系統(tǒng)壓力仍然滿足不了排液的要求，則將系統(tǒng)的壓力進(jìn)一步降低，直到降低到最低，為排液創(chuàng)造最有利的條件。④上述3中排出的地層水進(jìn)入到生產(chǎn)分離器，采用手動(dòng)的方式通過(guò)低壓系統(tǒng)外輸，采出的天然氣則通過(guò)放噴火炬系統(tǒng)點(diǎn)火燃燒。待氣井恢復(fù)到連續(xù)自噴生產(chǎn)狀態(tài)后，采氣系統(tǒng)恢復(fù)到正常的生產(chǎn)狀態(tài)。⑤氣井恢復(fù)連續(xù)自噴生產(chǎn)后，工作制度應(yīng)保持穩(wěn)定，避免關(guān)井。

上述兩套方案中，方案一的優(yōu)點(diǎn)是可在任何時(shí)段實(shí)施，但缺點(diǎn)是費(fèi)用高，作業(yè)過(guò)程中存在一定的安全風(fēng)險(xiǎn)；方案二的優(yōu)點(diǎn)是充分利用氣藏的地層能量，不需要任何投資，安全風(fēng)險(xiǎn)小，缺點(diǎn)是必須安排在采氣初期地層壓力最高的階段。經(jīng)過(guò)優(yōu)選，推薦首先采用方案二。

2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果

2017年11月22日對(duì)X1井采用“零背壓放噴排液”的方式組織開(kāi)井生產(chǎn)。該井油壓由開(kāi)井初期的24.4 MPa快速下降至1.3 MPa后，緩慢上漲至19.1 MPa，8 天共累積產(chǎn)液 1 091 m3后，產(chǎn)氣能力恢復(fù)到 22.6×104m3/d（表 1），開(kāi)井成功。2017—2018 年度采氣期該井共采氣 3 198×104m3。

5 結(jié)論

1） “縱竄橫侵”型水侵模式造成了X1井能注氣但不能采氣生產(chǎn)，這影響了儲(chǔ)氣庫(kù)調(diào)峰生產(chǎn)?，F(xiàn)場(chǎng)通過(guò)在采氣初期利用較高地層壓力，對(duì)X1井采用“地面系統(tǒng)零背壓放噴排液”的方式，促進(jìn)了井底積液排出，成功恢復(fù)了該井采氣生產(chǎn)能力。

2）X儲(chǔ)氣庫(kù)的底水已表現(xiàn)出其復(fù)雜性，應(yīng)在不斷加大儲(chǔ)氣庫(kù)調(diào)峰生產(chǎn)的基礎(chǔ)上，強(qiáng)化對(duì)底水活動(dòng)能力及影響的認(rèn)識(shí)，為儲(chǔ)氣庫(kù)調(diào)整和挖潛提供依據(jù)。