四川盆地元壩二疊系長興組氣藏氣水分布特征及水侵早期識(shí)別

吳亞軍，劉莉萍,2，代 平,2，任海俠,2，劉遠(yuǎn)洋

1中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院；2中國石化西南油氣分公司地質(zhì)中心實(shí)驗(yàn)室

0 前 言

在有水氣藏的開發(fā)過程中，水侵的早期識(shí)別可以為合理調(diào)整氣井生產(chǎn)工作制度、延長無水采氣時(shí)間、制定下一步治水措施等諸多方面提供指導(dǎo)，是有水氣藏合理開發(fā)的重要研究?jī)?nèi)容。康曉東等［1］對(duì)早期水侵識(shí)別方法進(jìn)行過詳細(xì)的論述，指出早期水侵識(shí)別方法主要有產(chǎn)出水分析、壓降曲線識(shí)別、試井監(jiān)測(cè)和模擬計(jì)算等。國內(nèi)眾多的有水氣藏采用并發(fā)展了這些方法，在有水氣藏的水侵識(shí)別中得到廣泛的應(yīng)用［2-5］。

目前水侵早期識(shí)別方法存在各自的優(yōu)缺點(diǎn)，其應(yīng)用受限于不同的開發(fā)階段、不同的錄取資料前提等。實(shí)踐與數(shù)值模擬證明：部分有水氣藏在產(chǎn)水前地層視壓力與累計(jì)采氣量呈線性相關(guān)關(guān)系，因此壓降曲線法與物質(zhì)平衡法在水侵早期識(shí)別中的應(yīng)用可能受到限制；不穩(wěn)定試井是識(shí)別早期水侵較為準(zhǔn)確的方法，但這種方法需要開展不同時(shí)期的多次試井，其使用受到極大限制；水樣測(cè)定和氣水比變化分析是氣藏水侵監(jiān)測(cè)的重要手段［6］，且產(chǎn)出水化學(xué)特征分析具有方法簡(jiǎn)單、使用方便、參數(shù)易于求取等優(yōu)點(diǎn)，因此是最為常見的早期水侵識(shí)別方法。

劉莉萍等［7］、劉成川等［8］對(duì)川西三疊系須家河組、雷口坡組四段等氣藏氣水分布特征及控制因素的研究發(fā)現(xiàn)，氣井產(chǎn)出流體的性質(zhì)是動(dòng)態(tài)變化的，特別是產(chǎn)出液化學(xué)特征（當(dāng)氣井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)產(chǎn)出液為凝析水，隨著地層水的混合，產(chǎn)出液總礦化度不斷增加）。將這一思路應(yīng)用到元壩二疊系長興組氣藏，通過動(dòng)態(tài)跟蹤生產(chǎn)井產(chǎn)出液化學(xué)特征、天然氣組分變化特征，結(jié)合靜態(tài)地質(zhì)特征，明確氣藏氣水分布特征及控制因素，在此基礎(chǔ)上根據(jù)產(chǎn)水氣井的出水生產(chǎn)類型，建立基于生產(chǎn)數(shù)據(jù)及產(chǎn)出液化學(xué)特征的水侵早期識(shí)別通用模式，以期為元壩長興組氣藏下一步的開發(fā)部署指明方向，為有水氣藏穩(wěn)產(chǎn)提供實(shí)用方法。

1 氣藏地質(zhì)特征

元壩氣田位于四川盆地川西坳陷與川中隆起帶北部的低緩構(gòu)造帶結(jié)合部，長興組氣藏是條帶狀生物礁大氣藏［9-12］，包括北西—南東向展布的4個(gè)礁帶、1個(gè)礁灘疊合區(qū)（圖1），整體構(gòu)造較平緩，斷裂欠發(fā)育。氣藏儲(chǔ)層以生物礁相和生物碎屑灘相的白云巖、灰質(zhì)白云巖為主，儲(chǔ)集空間主要為晶間孔和晶間溶孔（圖2a，2b），裂縫主要為構(gòu)造縫、成巖縫，孔、縫多見瀝青充填。

圖1 元壩長興組氣藏礁帶分布及產(chǎn)水氣井位置Fig.1 Distribution of reef zone and location of water-producing gas wells in Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

圖2 元壩長興組白云巖儲(chǔ)集空間特征Fig.2 Characteristics of dolomite reservoir space of Changxing Formation in Yuanba

元壩長興組氣藏于2014年12月投產(chǎn)，目前共有生產(chǎn)井30余口，其中12口井產(chǎn)水，各礁帶均有分布（圖1），產(chǎn)水規(guī)模不等，日產(chǎn)水4～86 m3/d，變化范圍大。前人對(duì)元壩長興組氣藏氣水關(guān)系、成藏主控因素等的研究表明，元壩長興組氣藏具有無統(tǒng)一氣水界面、“一礁一灘一藏”的復(fù)雜氣水分布特征［13-15］。由于相關(guān)研究是在氣藏的勘探階段或開發(fā)早期開展的，多以靜態(tài)地質(zhì)分析為主要手段，隨著氣藏開發(fā)的持續(xù)深入，能獲得的動(dòng)態(tài)、靜態(tài)資料日益豐富，故有必要對(duì)長興組氣藏的氣水分布特征進(jìn)行再認(rèn)識(shí)。

2 氣水分布特征

2.1 凝析水與地層水并存

以位于礁灘疊合區(qū)西北邊部的Y102-1井為例，基于生產(chǎn)曲線，結(jié)合歷年產(chǎn)出液化學(xué)特征分析凝析水與地層水相互關(guān)系（圖3）。

圖3 元壩長興組氣藏Y102-1井生產(chǎn)曲線及產(chǎn)出液主要離子含量曲線Fig.3 Production curve and main ion content curve of produced liquid of Well Y102-1 in Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

Y102井在2016年8月之前氣產(chǎn)量高，日產(chǎn)氣（40～65）×104m3/d，日產(chǎn)水較少，為5～15 m3/d，水氣比較低，為0.1～0.3 m3/104m3，產(chǎn)出液以凝析水為主。試采初期可見能量不大的局限地層水入侵，氣田水總礦化度在0.1～172.9 g/L之間，變化范圍大。通過優(yōu)化生產(chǎn)制度，2017年4月至2018年1月期間，氣水產(chǎn)量穩(wěn)定，日產(chǎn)氣（35～40）×104m3/d，日產(chǎn)水10～20 m3/d，水氣比為0.3～0.4 m3/104m3，地層水混合少，總礦化度小于25 g/L。2018年5月至今，氣產(chǎn)量較穩(wěn)定，日產(chǎn)氣控制在（30～40）×104m3/d，水產(chǎn)量持續(xù)上升至20～25 m3/d，混合水化學(xué)性質(zhì)較穩(wěn)定，總礦化度為38～42 g/L。

基于12口井歷年的產(chǎn)出液化學(xué)特征，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征綜合分析認(rèn)為，截至2020年底產(chǎn)出液為凝析水與地層水混合液，總礦化度與日產(chǎn)水量、日水氣比均存在指數(shù)正相關(guān)關(guān)系（圖4）。因此，可以利用產(chǎn)出液總礦化度高低，來判斷地層水侵入程度。

圖4 元壩長興組氣藏氣田水總礦化度與產(chǎn)量關(guān)系圖Fig.4 Relationship between total salinity and production of produced water of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

如圖1所示，氣藏東部的①號(hào)礁帶，區(qū)域構(gòu)造位置最低，3口產(chǎn)水井位于局部構(gòu)造高部位，現(xiàn)已證實(shí)該礁帶整體含水；氣水同產(chǎn)，且產(chǎn)水量最大，日產(chǎn)水63～73 m3/d，水氣比為6.55～11.34 m3/104m3，產(chǎn)出液總礦化度為38.4～48.8 g/L，為地層水與凝析水的混合液。②號(hào)礁帶、礁灘疊合區(qū)共有產(chǎn)水井5口，從各井分布的位置看，均位于各礁群的邊部，局部構(gòu)造位置相對(duì)較低；日產(chǎn)水11～45 m3/d，水氣比為0.54～2.28 m3/104m3，產(chǎn)出液總礦化度為32.5～47.7 g/L，為地層水與凝析水的混合液。③號(hào)礁帶整體構(gòu)造位置較高，僅東南端不同礁群低部位的兩口井產(chǎn)水，對(duì)應(yīng)的產(chǎn)水量分別為86 m3/d、46 m3/d，水氣比分別為11.11m3/104m3、1.95 m3/104m3，產(chǎn)出混合液總礦化度分別為50.7 g/L、37.6 g/L。④號(hào)礁帶構(gòu)造位置最高，礁帶東南段低部位出現(xiàn)兩口產(chǎn)水井，目前產(chǎn)水量較低，分別為4 m3/d、15 m3/d，水氣比分別為0.43 m3/104m3、0.76 m3/104m3，產(chǎn)出混合液總礦化度分別為18.4 g/L、38.8 g/L，地層水產(chǎn)出程度最低。

2.2 游離氣與溶解氣并存

生產(chǎn)井歷年天然氣組分分析數(shù)據(jù)表明：在氣源充足且產(chǎn)水量較低的情況下，天然氣主要成分甲烷（CH4）和硫化氫（H2S）含量均呈振蕩上升趨勢(shì)（圖5），二者為此消彼長的關(guān)系；隨著產(chǎn)水量增加硫化氫含量增加，甲烷含量增幅較低。甲烷、硫化氫均溶于水，其在地層水中的溶解度隨壓力的減小而降低［16-17］。隨著生產(chǎn)的進(jìn)行會(huì)有甲烷和硫化氫從地層水中脫溶而出對(duì)氣源進(jìn)行補(bǔ)充，故二者呈上升趨勢(shì)；由于硫化氫在水中溶解度大于甲烷，隨著地層水的增多，天然氣中自水中析出硫化氫的含量增加更多。

圖5 元壩長興組氣藏Y102-1井天然氣甲烷、硫化氫含量曲線Fig.5 Methane and hydrogen sulfide content curves in natural gas of Well Y102-1 of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

對(duì)元壩長興組氣藏31口井天然氣組分分析數(shù)據(jù)的統(tǒng)計(jì)（圖6）表明：隨著地層水產(chǎn)出程度增加，存在烴類組分（主要為甲烷）含量降低、非烴組分（主要為硫化氫、氮?dú)?、二氧化碳）含量增加的變化趨?shì)。4排礁帶中水侵程度最低的④號(hào)礁帶，甲烷含量最高，平均為92.02%，硫化氫、二氧化碳含量最低，分別平均為4.78%、2.73%。其次為③號(hào)礁帶，水侵程度較低，甲烷含量較高，平均為90.6%，硫化氫、二氧化碳含量較低，分別平均為4.50%、4.52%。②號(hào)礁帶、礁灘疊合區(qū)、①號(hào)礁帶的天然氣組成具相似性，甲烷含量較低，平均為87.50%，硫化氫、二氧化碳含量較高，分別平均為6.63%、5.56%；相對(duì)③、④號(hào)礁帶而言，非烴組分增加，反映出元壩長興組氣藏作為一個(gè)整體，①、②號(hào)礁帶及礁灘疊合區(qū)更加靠近氣藏邊界。此外，地層壓力系數(shù)的相對(duì)高值（1.17～1.18）出現(xiàn)在③、④號(hào)礁帶的高部位；構(gòu)造低部位且開始見水的氣層壓力系數(shù)較低（1.04～1.08）；氣井出水程度較大的①、②號(hào)礁帶及礁灘疊合區(qū)，地層壓力系數(shù)為1.11～1.14。在地層條件下天然氣溶于地層水，且隨著地層壓力的降低溶解度減?。?8］。據(jù)此推斷，③、④號(hào)礁帶以游離氣為主，①、②號(hào)礁帶及礁灘疊合區(qū)游離氣與溶解氣并存。

圖6 元壩長興組氣藏天然氣主要成分含量統(tǒng)計(jì)圖Fig.6 Statistical diagram of main component content in of natural gas of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

3 氣水分布控制因素

通過跟蹤生產(chǎn)井產(chǎn)出液、天然氣及地層壓力等生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，結(jié)合氣藏構(gòu)造、儲(chǔ)層、裂縫發(fā)育程度等靜態(tài)地質(zhì)特征，分析元壩長興組氣藏氣水分布控制因素。

（1）氣水分布總體受區(qū)域構(gòu)造位置控制

前面述及的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及流體特征均表明，元壩長興組氣藏氣水分布總體受區(qū)域構(gòu)造位置控制，西北部構(gòu)造位置較高的③、④號(hào)礁帶水侵程度小于東南部構(gòu)造位置較低的①、②號(hào)礁帶及礁灘疊合區(qū)。

前人研究認(rèn)為元壩長興組氣藏為古油藏裂解形成［13］，無論是古油藏還是后期裂解成氣藏，均是油氣占據(jù)構(gòu)造高部位，低部位為地層水。石油裂解成天然氣的過程中體積會(huì)增加［19］，油水界面或氣水界面必然下移，而天然氣溶于水，因此會(huì)形成氣水過渡帶。③、④號(hào)礁帶以游離氣為主，古油藏應(yīng)該位于此或范圍更小，而①、②號(hào)礁帶及礁灘疊合區(qū)則為氣水過渡帶，多口井測(cè)試初期便呈現(xiàn)高礦化度的地層水特征，通過優(yōu)化生產(chǎn)制度可實(shí)現(xiàn)較為穩(wěn)定的氣水同產(chǎn)。

（2）局部構(gòu)造部位及儲(chǔ)層非均質(zhì)性控制氣水分布

位于氣水過渡帶的①、②號(hào)礁帶及礁灘疊合區(qū)內(nèi)部，由于局部構(gòu)造的形成調(diào)整氣水分布，以及礁帶內(nèi)發(fā)育多個(gè)儲(chǔ)層不連通的礁群，因而形成各礁群邊部水侵程度較大，局部構(gòu)造高部位游離氣含量較高，呈“一礁一灘一藏”的復(fù)雜氣水分布的特征（圖7）。

圖7 元壩長興組氣藏①號(hào)礁帶氣水分布剖面圖（據(jù)文獻(xiàn)［20］，剖面位置見圖1）Fig.7 Gas and water distribution profile of No.1 reef belt of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba(cited from reference［20］，position is shown in Fig.1)

（3）裂縫發(fā)育程度控制水侵速度

元壩長興組整體構(gòu)造較平緩，斷裂欠發(fā)育，但鉆進(jìn)過程中出現(xiàn)裂縫型漏失。巖心薄片觀察、成像測(cè)井解釋等資料均顯示元壩長興組儲(chǔ)層裂縫發(fā)育，只是以小尺度裂縫為主［12，21］。該地區(qū)斷裂不發(fā)育，主要發(fā)育與褶皺相關(guān)的構(gòu)造縫，以及古油藏裂解增壓而使巖石破裂所形成的不規(guī)則網(wǎng)狀縫。

元壩長興組產(chǎn)水氣井的生產(chǎn)水氣比曲線總體包括2類：①如圖8a所示，大部分氣井水產(chǎn)量不是突然增高，而是經(jīng)過2～3 a的時(shí)間分段臺(tái)階式上升，每上升一次可以維持較長時(shí)間的穩(wěn)定生產(chǎn)，然后再次出現(xiàn)升高，多次反復(fù)。水產(chǎn)量的上升必然與多條裂縫逐漸被突破，從而溝通了周邊水體相關(guān)。②如圖8b所示，Y28井長興組較大尺度的裂縫發(fā)育程度高，水侵速度最快，產(chǎn)水量大。

圖8 元壩長興組氣藏產(chǎn)水氣井的生產(chǎn)水氣比變化趨勢(shì)圖Fig.8 Variation trend chart of water-gas ratio of water-producing gas well of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

4 氣井產(chǎn)水早期識(shí)別

研究表明，元壩長興組氣藏的氣井大量產(chǎn)水之前產(chǎn)出液化學(xué)特征存在明顯變化，出水生產(chǎn)類型與儲(chǔ)層裂縫發(fā)育程度相關(guān)。本文以產(chǎn)出水化學(xué)特征分析方法為基礎(chǔ)，結(jié)合產(chǎn)水氣井出水生產(chǎn)類型分析，建立產(chǎn)水早期識(shí)別模式，并對(duì)元壩長興組氣藏生產(chǎn)氣井進(jìn)行產(chǎn)水早期識(shí)別。

4.1 產(chǎn)水早期識(shí)別通用模式

何曉東等［22］對(duì)四川盆地邊水氣藏的水侵特征識(shí)別研究認(rèn)為，根據(jù)產(chǎn)水氣井的水氣比變化趨勢(shì)，出水生產(chǎn)類型可分為線性型、多次方型及二次方型，它們是不同儲(chǔ)層物性特征的體現(xiàn)，并反映3種水侵特征。①線性型儲(chǔ)層中微細(xì)網(wǎng)狀縫發(fā)育，分布較均勻，與孔隙組成視均質(zhì)儲(chǔ)層；試井解釋綜合滲透率與基質(zhì)滲透率的比值較小，一般在10倍以下；表現(xiàn)為水氣比上升緩慢，采用線性方程便可以很好地描述趨勢(shì)線。②多次方型儲(chǔ)層中存在中縫及其以上的大裂縫，分布集中，形成裂縫性高滲帶；生產(chǎn)測(cè)井或者試井解釋存在較大裂縫顯示，包括裂縫在內(nèi)的儲(chǔ)層綜合滲透率是基質(zhì)滲透率的數(shù)十倍，屬于非均質(zhì)性儲(chǔ)層裂縫高滲帶產(chǎn)水；水氣比快速上升，需采用三次方及其以上方程描述趨勢(shì)線。③二次方型儲(chǔ)層中一般無中縫及其以上的大裂縫存在，小縫及微細(xì)網(wǎng)狀縫發(fā)育，但分布不均，局部發(fā)育形成裂縫-孔隙型較好的滲透層；試井解釋綜合滲透率較大，與基質(zhì)滲透率的倍數(shù)比多次方型的小，一般在10～20倍；水氣比上升速度介于前兩者之間，可以采用二次方方程描述趨勢(shì)線。

為了建立不同出水生產(chǎn)類型氣井的產(chǎn)水早期識(shí)別通用模式，作者選取了川東北元壩長興組、川西須家河組典型產(chǎn)水氣井，根據(jù)水氣比及水分析數(shù)據(jù)，開展水侵早期識(shí)別分析，并提出預(yù)警時(shí)間（表1，圖9）。水分析數(shù)據(jù)中氯離子含量與總礦化度具有相同的變化趨勢(shì)，為節(jié)約成本，增強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)可操作性，選用氯離子含量進(jìn)行分析。

表1 四川盆地氣井產(chǎn)水早期識(shí)別通用模式Table 1 A general model for early identification of water production of gas wells in Sichuan Basin

（1）線性型（Y101-1井）

Y101-1井的生產(chǎn)水氣比隨產(chǎn)水時(shí)間關(guān)系為線性型（圖9a）。壓力恢復(fù)試井解釋結(jié)果表明，產(chǎn)層為均質(zhì)儲(chǔ)層，有效滲透率為0.66×10-3μm2，無雙重介質(zhì)或者大裂縫的特征。

投產(chǎn)初期氯離子含量為4～5 g/L，2017年7月升到20.4 g/L，據(jù)此判斷氯離子含量開始出現(xiàn)上升的時(shí)間在2017年3～4月，而產(chǎn)水量從2017年10月才出現(xiàn)明顯上升趨勢(shì)（圖9a）?？梢?，Y101-1井氯離子含量明顯升高的時(shí)間比產(chǎn)水量明顯升高的時(shí)間提前6～8個(gè)月。

（2）二次方型（D1井）

D1井的生產(chǎn)水氣比隨產(chǎn)水時(shí)間關(guān)系為二次方型（圖9b）。成像測(cè)井資料表明，該區(qū)發(fā)育的裂縫主要以斜交縫為主，高角度縫較少；壓力恢復(fù)試井解釋表明，儲(chǔ)層雙重介質(zhì)特征不明顯，3個(gè)產(chǎn)層中有2個(gè)具有雙重介質(zhì)特征，但儲(chǔ)能比在0.01～0.03之間，說明裂縫不發(fā)育，儲(chǔ)集性能較差，另外一層解釋為均質(zhì)介質(zhì)。

D1井投產(chǎn)初期氯離子含量在2 g/L左右，2009年9月氯離子含量出現(xiàn)升高，達(dá)到6 g/L，2009年10月升至11 g/L，而在此階段產(chǎn)水量基本未發(fā)生變化，產(chǎn)水量出現(xiàn)明顯上升的時(shí)間為2010年2～3月（圖9b）?？梢?，D1井氯離子明顯升高的時(shí)間比產(chǎn)水量明顯升高的時(shí)間提前4～6個(gè)月。

（3）多次方型（X86井）

X86井的生產(chǎn)水氣比隨產(chǎn)水時(shí)間關(guān)系為三次方型（圖9c）。該井位于大斷層附近，地質(zhì)分析與成像測(cè)井均表明該井周圍高角度裂縫普遍發(fā)育。

圖9 四川盆地產(chǎn)水氣井出水生產(chǎn)類型的產(chǎn)水早期識(shí)別通用模式Fig.9 A general model for early identification of water production types in water producing gas wells in Sichuan Basin

水樣分析結(jié)果顯示（圖9c），氯離子含量在2006年10月8日為0.03 g/L，而10月24日急劇升高到15.9 g/L；此時(shí)氣井產(chǎn)水量也發(fā)生變化，從原來穩(wěn)定的3.8 m3/d升至5.4 m3/d，且后期產(chǎn)水量增加趨勢(shì)明顯。

綜上所述，對(duì)于基本不發(fā)育大裂縫的均質(zhì)儲(chǔ)層或者裂縫-孔隙型儲(chǔ)層，水體的侵入不會(huì)沿著高滲帶大量而迅速地進(jìn)入井筒附近，而是沿著微裂縫局部有限的優(yōu)勢(shì)通道首先進(jìn)入生產(chǎn)井附近，從而造成產(chǎn)出水氯離子含量或者礦化度升高，但是由于微裂縫發(fā)育不均，各個(gè)方向的地層水侵入生產(chǎn)井在時(shí)間上就必然呈現(xiàn)出有先有后的情況，從而造成氯離子含量并不是立即就升高到地層水的水平，而是隨著四周侵入的地層水的匯集而慢慢升高，這使得氯離子含量出現(xiàn)上升的時(shí)間早于產(chǎn)水量上升的時(shí)間。這種現(xiàn)象可作為大裂縫不發(fā)育的氣井產(chǎn)水早期預(yù)警模式。

4.2 元壩長興組氣藏產(chǎn)水早期識(shí)別

根據(jù)以上建立的氣井產(chǎn)水早期識(shí)別模式，可對(duì)出水生產(chǎn)類型為線性型或二次方型的氣井采用氯離子含量進(jìn)行預(yù)警分析。首先對(duì)元壩長興組氣藏的出水生產(chǎn)類型進(jìn)行分析，12口產(chǎn)水氣井除3口由于生產(chǎn)不正常而無法判斷外，8口井的水氣比變化趨勢(shì)為線性型，僅Y28井的為多次方型（圖8b）。元壩長興組氣藏裂縫欠發(fā)育，無大縫，底水沿微裂縫網(wǎng)侵入［19］，水侵較慢，氣井產(chǎn)水后產(chǎn)水量、水氣比上升速度慢，存在產(chǎn)水早期預(yù)警期，故可采用以上識(shí)別模式，利用氯離子監(jiān)測(cè)資料對(duì)目前尚未明顯產(chǎn)地層水的氣井進(jìn)行產(chǎn)水預(yù)警。

目前氣藏未產(chǎn)水井22口，水氣比小于0.2 m3/104m3的氣井短期內(nèi)見水的可能性較小。本文只對(duì)目前水氣比大于或接近0.2 m3/104m3的12口氣井進(jìn)行早期識(shí)別。截至2020年10月，除2口井因未取氯離子監(jiān)測(cè)資料而無法識(shí)別外，其余10口井均無見水風(fēng)險(xiǎn)（表2）。其中1號(hào)井目前產(chǎn)水可控，需持續(xù)關(guān)注。對(duì)裂縫較為發(fā)育、雙重介質(zhì)特征明顯的氣井，如Y205-2井，一旦見水，預(yù)計(jì)產(chǎn)水類型為多次方型，無預(yù)警期，應(yīng)加強(qiáng)監(jiān)控，開展合理配產(chǎn)分析。

表2 元壩長興組氣藏未產(chǎn)水井早期識(shí)別結(jié)果Table 2 Early identification results of water-unproduced wells of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

5 結(jié) 論

（1）元壩長興組氣藏凝析水與地層水、游離氣與溶解氣并存；產(chǎn)出液總礦化度與日產(chǎn)水量、水氣比均存在指數(shù)正相關(guān)關(guān)系；在氣源充足且產(chǎn)水量較低的情況下，天然氣主要成分中甲烷和硫化氫含量均呈振蕩上升趨勢(shì)，二者為此消彼長的關(guān)系；產(chǎn)出液總礦化度高、天然氣中硫化氫含量高則地層水侵入程度大。

（2）元壩長興組氣藏氣水分布總體受區(qū)域構(gòu)造位置控制，西北部構(gòu)造位置較高的③、④號(hào)礁帶水侵程度小于東南部構(gòu)造位置較低的①、②號(hào)礁帶及礁灘疊合區(qū)；各礁帶自成氣水系統(tǒng)，局部構(gòu)造部位及儲(chǔ)層非均質(zhì)性控制氣水分布；裂縫發(fā)育程度控制水侵速度，水產(chǎn)量的上升與多條裂縫逐漸被突破而溝通周邊水體相關(guān)。

（3）元壩長興組氣藏氣井產(chǎn)水類型以線性型或多段線性型為主，氣井產(chǎn)水后產(chǎn)水量、水氣比上升緩慢，氣井見水存在預(yù)警期，應(yīng)密切監(jiān)控水化學(xué)特征，出現(xiàn)見水風(fēng)險(xiǎn)時(shí)應(yīng)及時(shí)優(yōu)化生產(chǎn)制度，增加氣藏采出程度。

（4）構(gòu)造高部位或構(gòu)造相對(duì)低部位裂縫欠發(fā)育的礁灘發(fā)育區(qū)為開發(fā)部署首選目標(biāo)。

（5）建立的水侵早期識(shí)別模式適用于有水氣藏，且參數(shù)易于獲取，可推廣應(yīng)用。