延安氣田東部致密氣藏產(chǎn)水原因及控水方法研究

陳 瑞，吳小斌，劉磊峰，秦遠(yuǎn)成，雷開宇，李 洋

(1.延安大學(xué) 石油工程與環(huán)境工程學(xué)院，陜西 延安 716000；2.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710000；3.延長石油油氣勘探公司采氣一廠，陜西 延長 717100；)

近年來，在鄂爾多斯盆地天然氣勘探開發(fā)得到了高效發(fā)展[1-2]。隨著區(qū)塊勘探開發(fā)年限及規(guī)模的增大，氣井產(chǎn)水已成為氣田穩(wěn)產(chǎn)和高效開發(fā)中最為突出的問題。目前針對氣井控水方面的研究，大多側(cè)重于氣井見水后采用何種排水采氣工藝方法[3]，而在降低氣井水氣比的方面研究相對較少。本次研究深入分析了延安氣田東部致密氣藏產(chǎn)水原因及氣井產(chǎn)水的主要類型。通過采用不穩(wěn)定分析法對井區(qū)投產(chǎn)氣井生產(chǎn)壓差和水氣比進(jìn)行實測擬合，總結(jié)出氣井產(chǎn)水規(guī)律。按照產(chǎn)水規(guī)律調(diào)整合理生產(chǎn)壓差控制水氣比，達(dá)到減少產(chǎn)水、延長氣井穩(wěn)產(chǎn)周期、提升氣藏采收率的目的。

1 產(chǎn)水現(xiàn)狀

研究區(qū)自2015年開始投產(chǎn)，氣井在生產(chǎn)過程中容易產(chǎn)水且產(chǎn)水量有逐漸增大的趨勢[4-7]。目前研究區(qū)共投產(chǎn)氣井?dāng)?shù)117口，關(guān)停13口。根據(jù)2019年上半年59口氣井產(chǎn)水監(jiān)測數(shù)據(jù)結(jié)果顯示，平均水氣比為0.697 m3/104m3，水氣比分布范圍為0～12.6 m3/104m3，其中水氣比小于0.5 m3/104m3的氣井有45口，占比76.3%。

主力層山2段原始地層壓力為20.65 MPa，目前平均地層壓力15.77 MPa(據(jù)2019年已測9口靜壓數(shù)據(jù)統(tǒng)計)。區(qū)塊平均日產(chǎn)水量為19.1 m3，產(chǎn)水水型主要為GaCl2型。其中Cl-含量變化范圍為2270～124 000 mg/L，平均氯離子含量為52 741 mg/L。

2 產(chǎn)水原因分析

2.1 儲層特征及氣藏類型

研究區(qū)主力層山西組及盒8段主要為淺水環(huán)境的三角洲平原與三角洲前緣頻繁進(jìn)退和側(cè)向遷移[8]。儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)而且埋深較大造成儲層物性差，主力層山西組平均埋深2610 m，平均孔隙度5.38%，平均滲透率為0.19×10-3μm2，屬于特低孔、特低滲儲集層(儲層孔隙度主體介于2.0%～10.0%，滲透率在0.01～0.6 mD之間)。本區(qū)氣藏類型主要為三角洲前緣亞相具有復(fù)合韻律的致密砂巖氣藏，主力開采層位為山1段、山2段，部分井與盒8、本溪組合采。

2.2 氣井產(chǎn)水原因

氣井產(chǎn)水主要分為七種類型[9]：工作液反排、凝析水、儲層內(nèi)層竄水、原生層內(nèi)水、次生層內(nèi)水、套管外水竄、邊水。依據(jù)本區(qū)非均質(zhì)性強(qiáng)、物性差隔夾層多的儲層特點及氣井現(xiàn)場作業(yè)分析，氣井產(chǎn)水主要為：原生層內(nèi)水、次生層內(nèi)水以及凝析水三種類型。

首先，油氣在成藏過程中部分砂巖透鏡體未完全充注，導(dǎo)致儲層存在小范圍滯留水形成原生層內(nèi)水；其次，儲層中低滲區(qū)孔隙及毛管中存在大量束縛水，通過構(gòu)造裂縫及人工壓裂縫串通，形成流動相的水即次生層內(nèi)水；最后，氣藏本身攜帶有部分水蒸氣在氣井開采過程中，井口處由于溫度及壓力的下降發(fā)生凝析作用導(dǎo)致產(chǎn)水。

2.3 生產(chǎn)壓差對氣井控水的影響

研究區(qū)山西組平均含水飽和度為51.21%，儲層中賦存的水主要為原生層內(nèi)水和次生層內(nèi)水。氣藏不存在明顯的邊底水，表現(xiàn)為同儲同出，開采能量主要依賴氣藏自身的氣體膨脹能量[10]，屬于彈性驅(qū)動氣藏。因此低滲透多韻律氣藏常規(guī)堵水是不適用的，而且很可能對該類儲層造成污染、堵塞。此外，開發(fā)中采取排水的方式控制氣井產(chǎn)水，只是一個短期的解決辦法，并沒有從根本上控制致密儲層產(chǎn)水。綜上所述，延安氣田低滲透致密氣藏開發(fā)過程中，應(yīng)該通過有效的控水方法來延長氣井的生產(chǎn)周期提高采收率。

有研究結(jié)果表明[11]：在含水飽和度相同的情況下，隨著壓力梯度增大，氣相相對滲透率會逐漸降低，而水相相對滲透率會逐漸增大，這種現(xiàn)象在含水飽和度較高時影響越顯著。這就說明氣相滲流能力隨壓力梯度的增大而降低，水相滲流能力隨壓力梯度的增大而增大。

研究區(qū)儲層含水飽和度較高，氣井常以氣水兩相滲流的形式產(chǎn)出。根據(jù)上述結(jié)論較高的壓力梯度將會造成氣井水氣比逐步升高最終造成氣井水淹。另一方面儲層的含氣性和物性是難以改變的，因此通過確定合理生產(chǎn)壓差來調(diào)整壓力梯度，從而減緩氣井見水、延長生產(chǎn)周期，是致密氣藏控水穩(wěn)產(chǎn)的一項重要舉措。

3 生產(chǎn)壓差與水氣比的關(guān)系

衡量氣井產(chǎn)水的一個重要參數(shù)就是水氣比。為確定研究區(qū)氣井水氣比與生產(chǎn)壓差的對應(yīng)關(guān)系，研究中結(jié)合不穩(wěn)定試井法和傳統(tǒng)動態(tài)分析法進(jìn)行氣井生產(chǎn)參數(shù)的監(jiān)測。具體方法是：首先通過改變氣井的工作參數(shù)，使氣井井底流壓發(fā)生變化；其次根據(jù)壓力變化數(shù)據(jù)研究氣井控制范圍內(nèi)的地層參數(shù)和氣井完善制度，推算目前地層壓力；最后通過地層壓力及井底流壓得出生產(chǎn)壓差，將其與水氣比擬合總結(jié)氣井在不同生產(chǎn)壓差下的產(chǎn)水變化規(guī)律。

3.1 套壓與井底流壓的線性關(guān)系

本次研究收集7口氣井壓力實測數(shù)據(jù)，利用saphir軟件擬合公式，通過套壓折算成井底流壓，得出井底流壓與套壓的關(guān)系為(圖1)：

Y=1.2541X-0.2283

式中：Y──井底流壓，MPa；

X──井口套壓，MPa。

圖1 研究區(qū)井底流壓與井口套壓關(guān)系圖

3.2 海拔深度與地層壓力的關(guān)系

根據(jù)研究區(qū)近一年主力生產(chǎn)層位山1段、山2段的試氣結(jié)果資料以及靜壓測試數(shù)據(jù)，回歸分析氣層海拔深度和目前地層靜壓值的線性關(guān)系，得出主力層山1段、山2段分層目前地層壓力與海拔深度的擬合公式(圖2)：

山1段：Pi=-0.0192H-7.7156(R2=0.8422)

山2段：Pi=-0.0197H-11.676(R2=0.8622)

式中：Pi──地層壓力，MPa

H──海拔，m

圖2 研究區(qū)山1段(1)-山2段(2)地層壓力與海拔深度關(guān)系圖

3.3 生產(chǎn)壓差與水氣比的擬合

本次研究收集整理全區(qū)23口井46井次的壓力以及單井產(chǎn)水、產(chǎn)氣數(shù)據(jù)，通過前兩種方法獲得不同工作制度下井底流壓及地層壓力，然后計算生產(chǎn)壓差。利用saphir軟件以及相應(yīng)的擬合公式，獲得生產(chǎn)壓差和水氣比關(guān)系圖(圖3)。

圖3 研究區(qū)水氣比、日配產(chǎn)與生產(chǎn)壓差關(guān)系圖

由擬合成果可知：水氣比與生產(chǎn)壓差存在正相關(guān)的關(guān)系。當(dāng)生產(chǎn)壓差為3.0～5.0 MPa時，水氣比隨著生產(chǎn)壓差增大表現(xiàn)較為平穩(wěn)，緩幅度上升，并保持在0.5 m3/104m3附近；當(dāng)生產(chǎn)壓差大于5.0 MPa時，水氣比隨生產(chǎn)壓差增大而急劇上升；當(dāng)生產(chǎn)壓差小于3.0 MPa時，氣井基本不產(chǎn)水或產(chǎn)水量低且產(chǎn)能較差，無法實現(xiàn)效益最大化。綜合分析，氣井能夠保持穩(wěn)定生產(chǎn)能力且產(chǎn)水較低的合理生產(chǎn)壓差應(yīng)保持在3.0～5.0 MPa的范圍。

4 合理生產(chǎn)壓差控水的應(yīng)用

4.1 氣井措施調(diào)整

2019年3月通過現(xiàn)場監(jiān)測計算，區(qū)塊內(nèi)5口氣井的生產(chǎn)壓差小于3.0 MPa，產(chǎn)能還有提升的潛力；12口氣井的生產(chǎn)壓差在合理范圍內(nèi)，建議保持目前配產(chǎn)，同時加密觀察、跟蹤含水變化；6口氣井的生產(chǎn)壓差大于5.0 MPa，建議降低氣井配產(chǎn)，減緩井底壓降速度，延長氣井穩(wěn)產(chǎn)期(表1)。

表1 研究區(qū)氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

4.2 氣井措施效果對比

截止2019年7月根據(jù)已調(diào)整氣井水氣比的分析顯示，A10-1等4口井通過提配，產(chǎn)能得到了有效提升，效果顯著；A16-1和Y388-1兩口井通過降配，有效的控制了氣井產(chǎn)水(表2)。

表2 研究區(qū)氣井應(yīng)用效果對比表

5 結(jié)論

(1)延安氣田氣井產(chǎn)水受儲層特征影響主要以原生層內(nèi)水、次生層內(nèi)水以及凝析水三種類型的水產(chǎn)出；

(2)研究區(qū)主力層山西組氣藏類型主要為具有復(fù)合韻律的致密砂巖氣藏。該類氣藏不適合采用堵水方法，宜采用控水配合排水的方式控制氣井產(chǎn)水；

(3)通過確定合理生產(chǎn)壓差來調(diào)整壓力梯度，可以減緩氣井見水。這是致密氣藏控水穩(wěn)產(chǎn)的一項重要舉措。

(4)根據(jù)不穩(wěn)定試井法試驗結(jié)果得出致密氣藏生產(chǎn)壓差與水氣比呈正相關(guān)關(guān)系，生產(chǎn)壓差保持在3.0～5.0 MPa時，氣井穩(wěn)產(chǎn)周期長、產(chǎn)水較低。