柴達(dá)木盆地澀北氣田疏松砂巖氣藏水氣體積比及水侵預(yù)警

柴小穎，王燕，劉俊豐，陳汾君，楊會潔，談志偉

(中國石油 青海油田分公司a.勘探開發(fā)研究院；b.井下作業(yè)公司，甘肅 敦煌 736202)

澀北氣田位于柴達(dá)木盆地三湖地區(qū)，屬于第四系自生自儲大型整裝生物氣疏松砂巖氣田，是青海氣區(qū)的主力氣田。澀北氣田構(gòu)造為近東西向的完整潛伏短軸背斜[1]，儲集層為湖相沉積，埋藏淺，巖性疏松，以含泥粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，孔隙度為25%～35%，滲透率在10～30 mD，屬高孔中—低滲儲集層。儲集層非均質(zhì)性強(qiáng)，氣層薄且層數(shù)多，氣藏氣水關(guān)系復(fù)雜，均有邊水環(huán)繞，為弱邊水驅(qū)動的背斜型氣藏。

澀北氣田采用邊水彈性驅(qū)動開采。隨著開發(fā)程度的不斷提高，水侵日趨嚴(yán)重，目前氣田共有96 個(gè)水侵小層，水侵面積占40.1%，水侵小層占55.6%。氣田產(chǎn)水量逐年增加，目前水氣體積比達(dá)到6.42∶10 000，氣層出水來源類型多，有凝析水、層內(nèi)水、邊水等，正確認(rèn)識出水來源，判斷水侵程度和階段，是氣藏綜合治水的基礎(chǔ)[1-2]。

長期以來，澀北氣田水侵程度的分類和判斷，以井口日產(chǎn)水量為主要依據(jù)。該氣藏原始?xì)鈱雍枯^低，萬方氣攜水量低于0.3 m3；氣層水侵后，產(chǎn)水量會明顯升高。但由于澀北氣田儲集層厚度和物性差異較大，單砂體日產(chǎn)氣0.6×104～4.0×104m3，變化幅度均較大。井口日產(chǎn)水量不只與水侵程度有關(guān)，也與產(chǎn)氣能力密切相關(guān)，絕對產(chǎn)水量在水侵監(jiān)測的敏感性低，量化意義較差，僅依據(jù)井口日產(chǎn)水量很難準(zhǔn)確評價(jià)出水類型和水侵程度。因此，亟需建立氣藏水侵的定量化劃分標(biāo)準(zhǔn)。

該淺層疏松砂巖氣藏本身具有穩(wěn)定的特低含水特點(diǎn)，水氣體積比可敏感地表征水侵程度，在指示產(chǎn)水來源和水侵階段方面具有量化價(jià)值[3]。本文以水氣體積比的變化為切入點(diǎn)，分析大量生產(chǎn)井不同水侵階段的產(chǎn)能和水氣體積比變化特征，提出該氣田水侵劃分標(biāo)準(zhǔn)，為水淹層等級的測井標(biāo)定提供依據(jù)；同時(shí)，通過及時(shí)監(jiān)測水氣體積比變化，判斷水侵程度，在大規(guī)模水侵前進(jìn)行預(yù)警，適時(shí)調(diào)整開采方案，從而實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定產(chǎn)能、延長含水開采期和提高水侵區(qū)域挖潛效果[4]。

1 原始?xì)鈱拥暮卣?/h2>

澀北氣田天然氣以甲烷為主，甲烷平均含量為98.74%，含微量乙烷、丙烷和氮?dú)?，屬于高熱值干氣。該氣田天然氣含水量低，在開發(fā)初期，產(chǎn)出氣攜帶的水分來源于鉆井液和地層水，后期則來源于邊水推進(jìn)。在水侵前，井口產(chǎn)水量主要與產(chǎn)氣量有關(guān)，水氣體積比較穩(wěn)定。

1.1 開發(fā)初期氣層

從開采的歷史資料來看，該氣田產(chǎn)出水氣體積比穩(wěn)定，除了氣水同層和少數(shù)含氣飽和度偏低的低滲透產(chǎn)層，一般的含氣砂體都具有較低且穩(wěn)定的水氣體積比。在大規(guī)模開發(fā)之前，氣層或單井的水氣體積比一般都低于0.30∶10 000。由于單井投產(chǎn)氣層厚度和儲集層物性的差異，氣體攜帶出的層內(nèi)水量存在較大差異，在統(tǒng)計(jì)分析產(chǎn)水來源中缺乏明確的界限，而水氣體積比的穩(wěn)定性則避免了依據(jù)井口產(chǎn)水量統(tǒng)計(jì)帶來的誤差[5]。

研究區(qū)典型單氣層月產(chǎn)氣量大于45×104m3，水氣體積比低于0.30∶10 000(圖1)；而低產(chǎn)層多數(shù)是高泥質(zhì)含量的低滲透層，氣層含氣飽和度相對較低，具有一定量的可動水，月產(chǎn)氣量多低于45×104m3，水氣體積比為0.30∶10 000～2.00∶10 000；氣水同層則為外圍過渡帶或部分成藏幅度較小的砂體，在投產(chǎn)初期即有較高的水氣體積比。

圖1 澀北氣田單砂體投產(chǎn)初期純產(chǎn)能與水氣體積比關(guān)系Fig.1.Monthly gas production vs.WGR for a single sand body at the initial production stage in Sebei gas field

1.2 大規(guī)模開發(fā)初期

根據(jù)澀北氣田的開發(fā)實(shí)踐，含氣砂體開發(fā)過程中在水侵前確實(shí)存在水氣體積比略有升高的特點(diǎn)。水侵前出水來自于巖石中的束縛水，由于大規(guī)模開發(fā)階段的到來，氣層地層壓力下降，巖石孔隙結(jié)構(gòu)和束縛水賦存狀態(tài)發(fā)生改變，導(dǎo)致少量束縛水產(chǎn)出；另一方面，在開發(fā)過程中，孔隙內(nèi)天然氣體積系數(shù)變化的影響可能更為明顯。在純氣層生產(chǎn)過程中，產(chǎn)出水不是靠單相流產(chǎn)出，而是被天然氣攜帶到井口析出。因此，巖石中天然氣與巖石骨架中水分的接觸程度，是影響天然氣攜水量的重要因素[6]。而這種接觸關(guān)系，主要取決于可采氣體與巖石骨架的接觸面積，隨著開發(fā)的深入，井口采出的天然氣，需要從更多的孔隙空間中獲得，從而單位采出氣體與巖石接觸的比表面積明顯增加，束縛水被攜帶出的比例升高。

通過統(tǒng)計(jì)大量單井，在大規(guī)模開發(fā)階段，水氣體積比略有升高，但極限值仍低于0.30∶10 000。因此，開發(fā)過程中地層水產(chǎn)出的比例極其有限。通過統(tǒng)計(jì)開發(fā)10 年以上的含氣砂體，在邊水到來前，水氣體積比基本低于0.30∶10 000，表明氣層的層內(nèi)水由于來自束縛水，產(chǎn)出量不會無限升高。

1.3 低飽和度氣砂體的含水特點(diǎn)

研究區(qū)存在部分飽和度較低的含氣砂體，水氣體積比則明顯較高。該區(qū)域?yàn)樽陨詢獠?，部分層段由于生烴供給能力較差，形成低飽和度氣砂體；部分低滲透層由于自身儲集條件較差，形成低飽和度氣砂體。這些氣水同層和低產(chǎn)層都存在含氣面積小、產(chǎn)出氣體含水等特點(diǎn)，自開采初期即出現(xiàn)明顯的攜水生產(chǎn)特征[7]。這類氣砂體數(shù)量有限，含水特征明確，與邊水侵入出現(xiàn)的產(chǎn)水區(qū)分難度不大。本文重點(diǎn)分析純氣層在邊水侵入過程的產(chǎn)水特征，對低產(chǎn)層和氣水同層的水氣體積比變化特點(diǎn)不再進(jìn)行細(xì)述。

2 大規(guī)模開發(fā)階段水氣體積比

統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，氣砂體開發(fā)早期及大規(guī)模開發(fā)初期水氣體積比一般為0.01∶10 000～0.30∶10 000；隨著氣藏大規(guī)模開發(fā)，邊水逐漸侵入，見水初期水氣體積比一般為0.30∶10 000～2.00∶10 000；強(qiáng)水侵后，水氣體積比可以達(dá)到1.00∶1 000，甚至高達(dá)1.00∶100?？傊?，開發(fā)過程中水氣體積比具有多個(gè)數(shù)量級的變化，線性坐標(biāo)掩蓋了前期低水氣體積比的變化特征，采用對數(shù)坐標(biāo)可以充分體現(xiàn)含水特征的變化。

2.1 不同階段氣水體積比的特征

澀北氣田氣體含水比例極低，未水淹情況下水氣體積比較低且穩(wěn)定。在開發(fā)過程中，隨著壓力和含氣飽和度下降，巖石骨架含有的束縛水有很小部分隨天然氣被采出，但被采出的比例十分有限，只有出現(xiàn)邊水推進(jìn)和其他水源時(shí)，水氣體積比才會突然升高。由于早期純氣層水氣體積比非常低，因此水侵前后水氣體積比變化非常明顯。

結(jié)合大量生產(chǎn)井水氣體積比變化規(guī)律，尤其是對單砂體產(chǎn)能曲線的追蹤分析，澀北氣田淺層疏松砂巖氣藏生產(chǎn)過程可劃分為4 個(gè)階段(圖2)：低含水穩(wěn)產(chǎn)階段、初期水侵階段、邊水突破階段和強(qiáng)水侵階段，每個(gè)含氣砂體開發(fā)過程中都基本具有這4 個(gè)階段特征，在不同生產(chǎn)階段，水氣體積比變化特征不同。

圖2 研究區(qū)S2-19井氣層產(chǎn)能和水氣體積比變化特征Fig.2.Variations of productivity and WGR of gas layers in Well S2-19

2.1.1 低含水穩(wěn)產(chǎn)階段

在氣藏大規(guī)模開發(fā)初期，氣藏壓力下降慢，產(chǎn)能穩(wěn)定，水氣體積比極低，除了投產(chǎn)初期產(chǎn)出水有部分鉆井液外，產(chǎn)出基本為氣藏凝析水，水氣體積比十分穩(wěn)定，一般在0.30∶10 000 以下，單層日產(chǎn)氣量多在1.5×104m3以上。

隨著氣藏開發(fā)，尤其是大規(guī)模投產(chǎn)階段，氣層壓力逐步下降，單位孔隙體積內(nèi)產(chǎn)氣量下降，所攜帶水的比例逐步升高。但是由于巖石孔隙中并無可動水，產(chǎn)出水源于氣體含水、毛細(xì)管滯留水、巖石骨架吸附水等，水氣體積比不會隨天然氣采出而無限升高，存在明顯的上限。歷史資料統(tǒng)計(jì)表明，低含水穩(wěn)產(chǎn)階段氣層的水氣體積比最大值普遍在0.30∶10 000 附近。因此，此階段氣層產(chǎn)出水仍然是氣層層內(nèi)水。

以S2-19 井為例，低含水穩(wěn)產(chǎn)階段水氣體積比僅為0.02∶10 000～0.10∶10 000，日產(chǎn)氣量大于4.0×104m3。

2.1.2 初期水侵階段

在氣層初期水侵階段，邊水為主要出水來源。由于層內(nèi)水的比例非常低，邊水侵入會導(dǎo)致水氣體積比明顯增大。當(dāng)氣層的水氣體積比連續(xù)升高，基本在0.3∶10 000～2.0∶10 000 之間波動，且產(chǎn)能出現(xiàn)明顯的臺階狀下降，可基本判斷有水侵發(fā)生。但是由于初期水侵可能是邊水不連續(xù)地零星入侵，或者由于氣水界面抬升到比較靠近的位置，天然氣裹挾的含水比例逐步升高，水氣體積比呈現(xiàn)一定程度的上升?？傮w來看，由于水侵面積沒有大規(guī)模突破，這個(gè)階段產(chǎn)能具有一定的穩(wěn)定性。

研究區(qū)S2-19 井在2010 年10 月出現(xiàn)了明顯的見水特征(圖2)，日產(chǎn)氣量自4.0×104m3降至2.6×104m3附近后保持穩(wěn)定至2015 年4 月，期間水氣體積比由0.20∶10 000升高至2.00∶10 000，明顯增大。

可見在初期水侵階段，產(chǎn)能較原始?xì)鈱佑忻黠@下降，但在整個(gè)邊水推進(jìn)過程中，產(chǎn)能波動不大，而水氣體積比則穩(wěn)步升高，具有更強(qiáng)的敏感性，對預(yù)示下一階段的水侵程度具有更好的量化指示作用，這一特征在諸多氣田開發(fā)中具有共性[8]。

2.1.3 邊水突破階段

當(dāng)嚴(yán)重水侵時(shí)，邊水推進(jìn)形成連續(xù)的水流，井點(diǎn)周圍被大面積水淹，產(chǎn)能大幅度下降，產(chǎn)能下降幅度一般在50%以上。對36個(gè)單層砂體水侵過程中的生產(chǎn)曲線變化特征分析結(jié)果表明，邊水突破階段普遍較短，一般僅2 至數(shù)個(gè)月(砂體厚度越小，所需時(shí)間越短)，隨后日產(chǎn)水量大幅度升高，產(chǎn)能進(jìn)一步降低。

而該階段內(nèi)，水氣體積比有小幅度變化，一般為2.00∶10 000～5.00∶10 000。對單砂體水侵過程中生產(chǎn)曲線追蹤分析表明，邊水突破階段雖然生產(chǎn)過程較短，產(chǎn)能與初期水侵階段無很大差異，但水氣體積比的變化十分明確，具有廣泛的代表性，具有預(yù)示強(qiáng)水侵的重要指導(dǎo)意義。

S2-19井在2015年4月至2016年5月，產(chǎn)能出現(xiàn)臺階狀小幅度下降，期間水氣體積比突破2.00∶10 000，最高達(dá)5.00∶10 000(圖2)。

2.1.4 強(qiáng)水侵階段

在邊水突破階段之后，含氣砂體水侵較快進(jìn)入強(qiáng)水侵階段，產(chǎn)能大幅度下降，水氣體積比在5.00∶10 000以上。追蹤統(tǒng)計(jì)36 個(gè)單砂體，水氣體積比多為5.00∶10 000～25.00∶10 000。當(dāng)然，由于后期產(chǎn)能穩(wěn)定性差，或者積液等現(xiàn)象影響，也可能出現(xiàn)低產(chǎn)能和低產(chǎn)水的情況。

S2-19自2016年6月水氣體積比高于5.00∶10 000，日產(chǎn)氣量從原始?xì)鈱拥募s4.0×104m3下降至1.0×104m3，日產(chǎn)水量升高到了10 m3附近。

統(tǒng)計(jì)3 個(gè)氣田單砂體的開采特征表明，水氣體積比高于5.00∶10 000，會出現(xiàn)產(chǎn)能嚴(yán)重下降的現(xiàn)象，一般降幅在50%以上，該階段水氣體積比的界限比較明顯，諸多砂體的生產(chǎn)曲線呈現(xiàn)了較好的一致性。

2.2 基于水氣體積比特征識別和定義水侵程度

由于砂體產(chǎn)能差異和投產(chǎn)層數(shù)及厚度不同，開發(fā)過程中按照產(chǎn)能和出水量定義含氣砂體或氣井的水侵等級是比較困難的[9]，但是幾個(gè)階段的水氣體積比變化都具有規(guī)律性，可以較好地結(jié)合單砂體產(chǎn)能變化的幅度確定水侵等級及階段。

按照上述水侵階段劃分方法，對36 個(gè)單砂體的生產(chǎn)曲線進(jìn)行了分析，其水氣體積比變化具有明確的規(guī)律性。追蹤分析了36個(gè)純氣層單砂體(圖3)，有28個(gè)單砂體進(jìn)入水侵階段，且追蹤到了各個(gè)階段的產(chǎn)能和水氣體積比數(shù)據(jù)。單砂體在低含水穩(wěn)產(chǎn)階段，平均日產(chǎn)氣量2.43×104m3，水氣體積比0.11∶10 000；進(jìn)入初期水侵階段，平均日產(chǎn)氣量1.86×104m3，下降幅度為23.5%，平均水氣體積比1.21∶10 000；進(jìn)入強(qiáng)水侵階段后，平均日產(chǎn)氣量0.94×104m3，下降幅度為61.3%，平均水氣體積比10.10∶10 000。

圖3 單砂體投產(chǎn)后不同階段產(chǎn)能和水氣體積比變化特征Fig.3.Gas productivity and WGR in different stages after production of a single sand body

上述單砂體水侵過程中的水氣體積比和產(chǎn)能變化顯示，水侵初期砂體水氣體積比為0.30∶10 000～2.00∶10 000，僅極個(gè)別薄砂體水氣體積比上升較快；強(qiáng)水侵階段水氣體積比多大于5.00∶10 000，且產(chǎn)能大幅度下降。邊水突破階段普遍生產(chǎn)周期較短，屬于初期水侵階段與強(qiáng)水侵階段的過渡，未做單獨(dú)統(tǒng)計(jì)。從產(chǎn)能下降幅度上來看，邊水突破階段，日產(chǎn)氣下降幅度多數(shù)在25%以內(nèi)；而強(qiáng)水侵階段，日產(chǎn)氣下降幅度多數(shù)在50%以上。

基于產(chǎn)能在水侵上具有明顯的變化規(guī)律，將澀北氣田淺層疏松砂巖氣藏生產(chǎn)過程中的水侵等級，劃分為未水侵、弱水侵、中等水侵和強(qiáng)水侵4個(gè)級別(表1)。

表1 澀北氣田疏松砂巖氣藏水侵等級劃分Table 1.Classification of water invasion in unconsolidated sandstone gas reservoirs in Sebei gas field

2.3 水侵砂體出砂對產(chǎn)能影響

澀北氣田儲集層埋藏淺，成巖作用差，機(jī)械壓實(shí)作用弱，膠結(jié)程度差，作為典型的疏松砂巖氣藏，開發(fā)過程中會不可避免地出現(xiàn)巖石物理結(jié)構(gòu)變化，對產(chǎn)能和含水特征造成一定影響。該區(qū)疏松砂巖具有高泥質(zhì)含量的特點(diǎn)，地層一旦見水，將會發(fā)生水化膨脹，砂質(zhì)顆粒間的附著力減小，地層強(qiáng)度降低，導(dǎo)致砂巖膠結(jié)砂變疏松。同時(shí)，地層流動由單相氣流變?yōu)闅馑畠上嗔?，攜砂能力比單相氣流的攜砂能力強(qiáng)，也使地層更容易出砂。

研究表明，開發(fā)井采氣段普遍出現(xiàn)自然伽馬升高特征，表明氣砂體生產(chǎn)中攜帶的黏土和砂質(zhì)顆粒在射孔段附近形成堆積和沉淀，堵塞孔隙喉道，與砂體受水敏影響相似，一定程度上會導(dǎo)致含氣砂體產(chǎn)能下降。

當(dāng)然，水侵層出砂造成的影響主要體現(xiàn)在單井砂面上升速度加快，導(dǎo)致較多的氣井井筒砂埋現(xiàn)象出現(xiàn)。因此，在水氣體積比監(jiān)測過程中，要及時(shí)了解氣井井況，不能僅局限于水氣體積比和產(chǎn)能變化，機(jī)械地判斷水侵程度。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 初期見水時(shí)間的確定

及時(shí)掌握氣層初期見水時(shí)間和后續(xù)水侵進(jìn)程，對于調(diào)整開發(fā)措施有重要意義。研究區(qū)氣藏氣砂體數(shù)量多，砂體繁雜，在多層合采的過程中，井口日產(chǎn)氣量差異較大。由于含氣砂體束縛水的產(chǎn)出，井口產(chǎn)水的絕對量變化較大，采用井口日產(chǎn)水量變化判斷砂體水侵，誤差較大。

通過開采曲線分析，在研究區(qū)氣層開采過程中，隨著邊水推進(jìn)范圍的延伸，多數(shù)井都有一個(gè)零星出水的初期見水階段。在這個(gè)階段，天然氣裹挾少量邊水產(chǎn)出，導(dǎo)致水氣體積比略有升高。通過監(jiān)測水氣體積比變化，可以及時(shí)了解氣井的出水變化，迅速開展產(chǎn)水來源分析，更新砂體水侵動態(tài)，掌握邊水推進(jìn)程度和運(yùn)動規(guī)律[10-11]。

3.2 水侵突破階段的監(jiān)測

當(dāng)水氣體積比上升到0.30∶10 000 以上，即可判定到了水侵突破階段。由于初期見水階段時(shí)間長、規(guī)律性好和水氣體積比穩(wěn)定，與水侵突破階段可以清晰區(qū)分。而大量生產(chǎn)井資料表明，水氣體積比突破2.00∶10 000 后，則常常是邊水即將突破的強(qiáng)水侵前兆，因此水侵突破階段作為重要的強(qiáng)水侵“窗口”，具有特殊的意義。

從確定見水到到水侵大面積突破，強(qiáng)水侵到來前的時(shí)間窗口一般為數(shù)月，物性越好的氣層或者儲量規(guī)模越小的氣砂體，其時(shí)間窗口越短。

及時(shí)分析單井產(chǎn)能曲線特征和水氣體積比變化，及時(shí)預(yù)判強(qiáng)水侵階段的到來，有助于采取相應(yīng)的措施，提高氣層的開采效果，延緩含水突破時(shí)間的到來[12-14]。

T3-17井于2009年初投產(chǎn)，日產(chǎn)氣量3.6×104～6.2×104m3；在2012年7月，水氣體積比升高到0.30∶10 000之上，并逐步走高，其中，2012 年10 月—2013 年6 月，水氣體積比為2.00∶10 000～5.00∶10 000，日產(chǎn)氣量下降到2.5×104m3左右，到達(dá)強(qiáng)水侵階段(圖4)。

圖4 研究區(qū)T3-17井產(chǎn)能和水氣體積比變化特征Fig.4.Variations of productivity and WGR in Well T3-17

配合對水侵等級的預(yù)判，在生產(chǎn)中相應(yīng)的調(diào)整工作制度，從最初的7.0 mm 氣嘴逐步下調(diào)到4.0 mm 氣嘴，一定程度上減緩了水侵速度，避免了快速水侵導(dǎo)致產(chǎn)能嚴(yán)重下降局面，以及積液導(dǎo)致的趟井問題，在強(qiáng)水侵階段保持了較長時(shí)間的高含水生產(chǎn)周期。

基于這一認(rèn)識，生產(chǎn)中為避免水侵快速突破，及時(shí)進(jìn)行水侵狀況監(jiān)測，尤其是對強(qiáng)水侵階段的時(shí)間窗口進(jìn)行分析預(yù)警，在生產(chǎn)中發(fā)揮了較好的作用。

3.3 強(qiáng)水侵階段生產(chǎn)效益的提高

強(qiáng)水侵階段雖高含水，但仍具有較長的生產(chǎn)期，故應(yīng)進(jìn)一步細(xì)化分析。如果水侵區(qū)域處于強(qiáng)水侵階段早期，一般仍具有較長的帶水挖潛時(shí)期，而該階段的末期則產(chǎn)能很快趨向枯竭，這是和油層強(qiáng)水淹的重要特征[15]。但是，研究區(qū)為高礦化度、高泥質(zhì)含量的疏松砂巖低阻氣藏，在中等水侵到強(qiáng)水侵階段，其電性特征可能無顯著的差異，對中—強(qiáng)水侵區(qū)域的新井，很難從電測井響應(yīng)特征上判斷其有無投產(chǎn)價(jià)值，尤其是難于判斷是處于強(qiáng)水侵階段的早期、中期或末期[16-19]，這對于強(qiáng)水侵區(qū)的新井評價(jià)和決策帶來了較大困難。

由于含氣砂體規(guī)模、開采速度等差異，強(qiáng)水侵階段具有的生產(chǎn)周期長度可能存在很大差異，不同砂體類比性較差。通過結(jié)合具體砂體采氣井的水侵規(guī)律，摸清開采井組內(nèi)采氣井的水侵階段，對水侵區(qū)域的挖潛有重要的參考作用[20]。

以一號氣藏2-4 小層為例，該砂體平面上水侵嚴(yán)重，目前采氣井產(chǎn)能大幅度下降，水氣體積比持高不下，部分井已經(jīng)停井(表2)。綜合分析S2-14井、S2-6井、S2-29井等高含水井區(qū)的挖潛價(jià)值，部署S2-8井進(jìn)行水侵區(qū)域挖潛。S2-14 井和S2-6 井都處于強(qiáng)水侵階段末期，產(chǎn)能趨向枯竭，都已在該階段生產(chǎn)超過60 個(gè)月，S2-8井位置略高于S2-14井和S2-6井，與S2-28井接近，具有可比性。且S2-28 井評價(jià)為強(qiáng)水侵階段中期，仍有較穩(wěn)定產(chǎn)能，高含水生產(chǎn)期為34 個(gè)月，也明顯短于S2-14井等，綜合評價(jià)S2-8井區(qū)為強(qiáng)水侵階段中期，仍有攜水生產(chǎn)的潛力。

表2 澀北氣田一號氣藏S2-8井周邊生產(chǎn)井水侵狀況Table 2.Water invasion status of production wells around Well S2-8 in No.1 gas reservoir in Sebei gas field

完鉆井資料顯示，S2-8 井有明顯的水淹特征，測井解釋上部層段強(qiáng)水淹，下部為中水淹。投產(chǎn)后日產(chǎn)氣0.92×104m3，產(chǎn)水6.68 m3，水氣體積比為7.30∶10 000，目前產(chǎn)能穩(wěn)定，與水侵等級和部署前預(yù)判產(chǎn)能情況吻合。水侵階段的綜合分析在水侵區(qū)域挖潛部署中起到了重要的參考作用。

4 結(jié)論

(1)對于自身含水較低的多砂體層狀氣藏，水氣體積比對水源判別和水侵的監(jiān)測效果優(yōu)于產(chǎn)水量，水氣體積比變化的幅度可以達(dá)到上百倍，跨度較大，生產(chǎn)中推薦采用對數(shù)刻度進(jìn)行分析，可以及時(shí)在生產(chǎn)曲線上發(fā)現(xiàn)早期的侵入現(xiàn)象。

(2)澀北氣田疏松砂巖氣藏生產(chǎn)過程可劃分為低含水穩(wěn)產(chǎn)階段、初期水侵階段、邊水突破階段和強(qiáng)水侵階段4 個(gè)階段，相應(yīng)的可劃分為未水侵、弱水侵、中等水侵和強(qiáng)水侵4個(gè)等級。

(3)邊水突破階段可以較好地預(yù)判大規(guī)模水侵階段的到來，在該階段可針對性實(shí)施降水穩(wěn)產(chǎn)措施，以有效延長氣井生產(chǎn)時(shí)間。

(4)在強(qiáng)水侵階段，普遍仍具有較長的攜水生產(chǎn)期，應(yīng)通過參考周邊井生產(chǎn)特征，綜合分析目標(biāo)井所處區(qū)域的水侵動態(tài)，實(shí)現(xiàn)氣藏的進(jìn)一步挖潛。