四川盆地上三叠统隔气式气驱产水模式

陆正元 李 颖 彭 轩 龚昌明

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学),成都 610059;2.中国石油西南油气田分公司川中油气矿区,四川遂宁629001)

四川盆地上三叠统砂岩为致密裂缝-孔隙型储层。根据气藏在平面上的展布及其井间连通范围,上三叠统砂岩气藏可以是如中坝气田、平落坝气田等发育的较大规模连通的整装气藏;也可以是如川中低缓穹隆区发育的连通范围很局限的多裂缝系统气藏。在局限多裂缝系统气藏中,压力和流体在系统之间没有连通性,各井所在的裂缝系统可以看成是独立开发单元,气井开发见水普遍,见水后气井产量明显降低。本文在研究多裂缝系统气藏开发地质特征的基础上,认为上三叠统多裂缝系统砂岩气藏不存在连通范围较大的边底水体,与气藏相关的地层水体能量有限,基本不具备侵入气藏并大量产出的能力。气井见水或测试产水主要受控于被水体分隔的天然气膨胀驱动,产水量越多则表明被水体分隔的天然气储量越大。和四川盆地中二叠统裂缝-溶洞型储层类似,隔气式气驱水模式普遍存在[1],这是局限封闭性小水体气藏高产水的实质所在。

1 气藏基本地质特征

四川盆地中部基底刚硬、褶皱平缓,低缓穹隆区主要分布有遂南、磨溪、龙女寺、蓬莱镇、潼南等NE-NEE向的穹隆状低缓构造。上三叠统砂岩为灰白色长石石英砂岩,砂层厚度均为100 m左右。遂南构造岩心分析孔隙度为3.99%～6.09%,平均渗透率为0.49×10-3μ m2,含水饱和度高达53%。裂缝不发育部位的气井采用加砂压裂也难以投产,天然裂缝发育对气井产能有重要控制作用[2]。获得高产的气井在钻井过程中普遍具有井喷、井漏、放空现象,或岩屑中可见次生的方解石、石英晶体,裂缝发育是局部获得工业性天然气产能的必要条件[3]。现有开发资料表明,川中低缓穹隆区的遂南、磨溪、龙女寺、蓬莱镇等构造发现的裂缝-孔隙型气藏受裂缝分布空间非均质性影响,井间连通性很差,如在遂南构造投产的11口气井中的各井表现出不同的开采特征,各井均可看成是独立的开发单元[2]。

通常把地下由裂缝沟通的储集体称为裂缝系统。在同一裂缝系统中地层流体之间具有压力连通关系,而裂缝系统之间为致密岩体分隔,开发上基本没有连通关系。相对于整装气藏而言,一般将其称为多裂缝系统气藏。由于裂缝发育规模有限,裂缝系统控制的空间范围不大,各系统间储量差别也很大,裂缝系统是天然气开发的最小单元。

2 气水分布和产水能量分析

2.1 复杂气水分布特征

多裂缝系统气藏的气井出水是各井开发中的普遍现象,有些井投产即出水,有些井可以有较长的无水采气期。构造上没有统一的气水界面,遂南构造各钻井投产前的产液情况如图1[3]。遂8井为高产气井产纯气,测试段最低海拔高度为-1 972.02 m;而遂12井测试段最低海拔高度为-1 872.37 m,较遂8井高100 m却产气水：各井均为相对独立没有连通关系的开发单元。磨溪、龙女寺、蓬莱镇等构造气水产出具有类似特征。

通常油气藏开发中随着地层压力降低,边底水侵入导致生产井见水。但要求边底水在地层压力降低的情况下有足够的膨胀量,一般边底水体积要大于油藏体积10倍以上[4]。对气藏而言,边底水能够向气藏侵入则需要更大的水体体积。裂缝系统空间范围的局限性决定了多裂缝系统气藏内不存在较大体积的边底水,从而水体能量有限。图1描述了各井的测试情况,并不能刻画地下气水关系。图中所示的遂35、遂40和遂12井气体下方的局限小水体因其有限的体积决定了水体能量不足,水体自身能量不可能侵入气藏。测试不产水不代表裂缝系统中没有水,各井投产后在经过不同时间的产气后均产水。

2.2 气藏产水驱动能量分析

由于川中上三叠统砂岩气藏为多个互不连通的裂缝系统,决定了没有大规模的连片边底水体存在。开发中地层水矿化度保持稳定,也证明了没有外来地表水体补给。因此,裂缝系统中的水体均系规模不大的无源之水。气井产水不能像常规气藏那样解释为边底水提供能量水侵。

综合分析川中地区上三叠统砂岩气藏中的产水驱动能量符合隔气式气驱水模式,在有限空间的封闭系统中,地层水产出主要依靠被水体分隔的天然气膨胀驱动产出[1](图2)。地下天然气被地下水体分隔为若干个互不统一的储气空间,从能量传导上可以简化为气井所在的储气空间和由水体分隔的其他储气空间。在气井生产过程中,气井所在的储气空间压力下降。尽管地层水能量很小,且侵入气藏的水量极有限,但是如果存在水体分隔的其他天然气储集空间,其中的天然气膨胀必然驱动水体“侵入”气藏,直至井底产出。由此建立的排水找气理论在四川盆地中二叠统缝洞气藏勘探开发中获得成功。川中地区上三叠统砂岩气藏与川南中二叠统碳酸盐岩具有许多类似的开发地质特征,均表现为相互不连通的有限空间的储集系统、自生自储的烃源特征、普遍气水共存和超压等等,因此,客观上气水产出具有相似的气驱水方式。

图1 遂南气田上三叠统砂岩气藏剖面图[3]Fig.1 Section of the gas pool in the Upper Triassic sandstone in the Suinan gas field

图2 隔气式气驱水示意图[1]Fig.2 Scheme of water drive by compartment-gas

川中地区蓬基井可以作为在上三叠统砂岩多裂缝系统隔气式气驱水的典型代表,该井钻至香溪群第四段时大量喷水不产气。自1959年11月开始自喷生产卤水制盐,至1987年8月31日停喷,累计生产卤水超过3.50×106m3;后为间喷期开采,1988年2月停喷后采用潜泵抽吸生产;1987年以来井口天然气量明显增加,气水比越来越高。通过30多年的采水,蓬基井由一口特大产水井变为具工业采气价值的气水同产井,气水比不断升高。该井地下储集系统具有独立性,产出大量气水的动力主要来自于水体上方天然气弹性膨胀[5,6]。

3 隔气式气驱水的气水产出模式分析

通过川中多裂缝系统气水开发过程分析,发现在生产井排水过程中地下气水界面并不按照图2的理想方式缓慢下降。由于地层水和天然气的黏度存在显著差异,在同样压力作用下,天然气的流度要比地层水高出100倍左右[7]。在较大压差开发条件下,被分隔空间的天然气或多或少会突破底部水体窜入井底被采出,类似于具有气顶的油藏在采油压差过大时的气顶气窜入。被水体分隔的天然气是产水的驱动能量,产生气窜是开发分隔天然气的主要方式。

在隔气式气驱水情形下,影响开发过程中的气水产量变化因素较多,例如：气井所在的储气空间天然气储量大小决定了开发过程中的井底压力下降的快慢;被水体分隔的其他储集空间天然气的储量大小决定了其提供给边底部水体侵入已开发空间的能量大小;分隔水体的体积和分隔阻力大小决定了分隔气在井底压力下降时窜入开发空间的难易程度;生产井的产量大小也直接影响了井底压力下降值,压力下降形成的压降漏斗越大越易于产生气窜。气井产水可以概括为投产不产气的原始产水井、投产即气水同产井、气井开发中见水和基本不出水的纯气井4种主要产水情形。下面讨论各产水情形下的局限裂缝系统有限水体气藏的气水产出模式。

3.1 投产不产气的原始产水井

钻井位处裂缝系统含水空间,测试初期肯定产水。如果裂缝系统完全为水体充满或水体上方天然气储量很小,则随着水体的排出,水井压力降落很快,并很快自然停喷。由于四川盆地上三叠统裂缝系统中的天然气为砂体周围的烃源岩就近运移成藏,在保存条件良好的情况下裂缝系统中普遍为气水共存,完全没有天然气的裂缝系统可能性很小。

如果水体上方的天然气储量较大,则在产水过程中地层压力降落较慢,这种情况下可以通过排水获得天然气[1]。在分隔水体水量较大时可能会较长期产水,如蓬基井排水3.50×106m3后才开始气水同产。但在分隔水体阻力较小时可能水井会较快地变为气水同产。开发方式对实现水井变为气水同产井也有很大影响,低产量生产以产水为主不产气,提高压差则为上方储气空间天然气窜入提供了条件,水井将很快变为气水同产。

遂37井位于遂南构造的较低部位(图1),其钻井、测试和开发过程表现出了一个气水产出的复杂过程。遂37井钻进2 382.5 m中蹩跳钻现象严重,岩屑中见透明、自形晶石英晶簇,于迟到时间见泥浆出口气水浸;钻至2 388.24 m停钻观察中发生井喷,喷出物呈白色雾状,以水为主带气和油,估计放喷累产水514 m3。该井1979年5月完钻,洗井后放喷产盐水,测试日产盐水173 m3。当时盐水问题无法解决,被迫停止试油并关井。

遂37井从1984年12月～1988年12月期间一直只产盐水供盐厂制盐,月产水量 337～795.9 m3;此期间累计产盐水24 978 m3,基本不产气。1988年底至1989年2月,对该井进行试油,除原产层外,补充射孔井段为香二(2 347～2 343 m)、香四(2 239～2 229 m),测试结果为气水同产,产气13 860 m3/d,产水408 m3/d。1989年3月份开井后一直气水同产。该井在试油中射开了香二和香四段,但油气水性质分析认为产层应属于原产水的香二段。

从该井的整体生产特征(图3)分析,井筒钻在裂缝系统的含水部位,在水体上方存在一个或多个被水体分隔的含气空间;由于能量充足渗透性好,钻井中发生井喷,喷出物以水为主并有水体上方的天然气窜入。后从1984年开始持续产水至1988年12月,由于受盐厂生产能力限制产水量较低,近4年的排水制盐过程相当于缓慢排水,井口压力稳定,表明能量充沛。水体上方的天然气是产水的动力,但分隔的气体因井底压降较小不具备突破水体窜入井底的条件,因而只能使得储集系统中的气水界面缓慢下降。1989年初进行的射孔测试中,加大了地层产水量,井底压力下降快,为水体上方天然气突破水体窜入井底创造了条件。可以推论,如该井在井喷时即大排量连续产出水,分隔气很快就可以突破水体。同样,蓬基井早期若加大排水也会早日实现气水同产。

3.2 试油或投产时的气水同产井

根据井孔储层在裂缝系统中的位置和气水空间相对大小变化,川中地区多裂缝系统气藏中的试油或投产即为气水同产井有2种驱动模式。

第1种情况是钻井位处天然气储量较小的含气空间,被水体分隔的储气空间储量较大并且与井底连通较好,控制压差小产量开发则产气,提高压差则气水同产。以白庙构造庙4井的生产过程(图4)为例,该井产层段1 968～1 976 m钻进中一直有跳钻现象,见有较多的次生方解石晶粒,起钻发生强烈井喷,喷出物主要为天然气和地层水。完井后于1979年1月6～7日测试,气产量为7.46×104m3/d,水产量为110 m3/d。井喷和测试过程中累计产气量为1.12×106m3,累计产水量约为1 860 m3,试油后一直关井。1989年7月投产后,因用户消耗气量限制,不能全天开足生产,每天只生产8 h左右,至1989年11月一直低产量产纯气,12月起断续产水。

该井在强烈井喷以及其后的试油过程中,相当于大产量开采,井底压力下降快,水体分隔的天然气驱动水体进入井底产出表现为气水同产。长期关井后投产以小产量间隙产气为主,每天的关井必然使井底压降减小。这样的开发过程只能使已开发空间气水界面缓慢上升,被分隔的储气空间气水界面缓慢下降。因此,尽管试油气水同产,但小产量开发时可以产纯气。

图3 遂37井采气曲线Fig.3 The performance curve of Well Sui 37

图4 庙4井采气曲线Fig.4 The performance curve of Well Miao 4

随着开发气产量的加大,同时已开发储气空间天然气能量逐渐降低,被水体分隔空间的天然气能量补给明显,可以驱动底水进入井底产出,并有分隔空间的天然气突破水体窜入井底产出,此时气井带水能力加大,因此气水产量提高,显示出“水侵”假象。当开采到一定程度时,起分隔作用的水体阻力越来越小,分隔气不仅能进行能量补给,能突破水体产出的天然气量不断增加,水气比自然逐渐降低,表现出分隔式气驱水的特征。

第2种情况是井孔储层位处裂缝系统的含水部分,水体上方存在被分隔的天然气储存空间,储气空间与井底连通较好,控制压差小产量开采则产水,提高压差则气水同产。第2种的典型实例是钻于1978年的遂12井,该井投产前试油期间累计产气0.22×106m3,累计产水161.81 m3,试油结果为气水同产。试油后从1978年6月～1988年5月关井期间,井口油套压持续降低(图5)。但是1978年6月的地层压力(30.81 MPa)与1988年6月的地层压力(30.88 MPa)相比并没有下降,说明关井期间井口压力下降与井筒内液柱调整有关,证明了该井实际上钻在地下储集系统的含水部位。试油过程中井筒附近被水体分隔的天然气突破水体气窜产出。

3.3 开发中的见水井

对于水体不大的多裂缝系统气藏而言,气井开发一段时间后见水,应该理解为隔气式气驱水。如果钻井所在的储气空间天然气储量较小,被水体分隔的其他储气空间中天然气储量较大时,气井投产尤其是开发强度较大时,容易在井底产生明显压降,底部水体在被分隔的天然气驱动下向气井所在储气空间侵入。这种情况下气井无水开发时间较短,很快变为气水同产。

如果分隔水体阻力较小,则出现一段水侵假象后,分隔空间天然气易于产生气窜,井口产量变为水少气多,在分隔水体较小时甚至有望在一段时间气水同产后变为纯气井。如果分隔水体阻力较大,被分隔的天然气只能提供驱水能力,但不能突破分隔水体进入井筒产出,则井口含水逐渐升高并最终出现水淹,其特征与存在较大能量边底水气藏的常规水侵类似。

3.4 基本不出水的纯气井

当裂缝系统中没有被水体分隔的其他天然气储气空间时,气井以产气为主。如果裂缝系统中底水体积较大,在开发后期可能见少量水,但很难产出大量水。如果钻井所在储气空间的天然气储量较大,但存在的水体分隔储气空间天然气储量较小时,也基本不会产出地层水。在这种情况下,可能存在水侵,但水侵能量很小,侵入水基本不影响裂缝系统天然气开发。气藏开发应遵循纯气藏衰竭式进行。

图5 遂12井采气曲线Fig.5 The performance curve of Well Sui 12

4 结论

四川盆地中部上三叠统砂岩裂缝储层横向上连通性较差,地下裂缝系统之间具有相互分隔性。气藏不存在连通范围较大的边底水体,与气藏相关的地层水体能量有限,水体本身基本不具备侵入气藏并大量产出的能力。气井开发中见水或测试产水主要受控于被水体分隔的天然气膨胀驱动,隔气式气驱水是气井产水的主要驱动方式,产水量越多则表明被水体分隔的天然气储量越大。所以对于水井应该积极排水获得水体上方或被水体分隔的天然气。

隔气式气驱水主要表现为直接驱动水体进入气藏或井底,在水体阻力较小时隔气空间的天然气能够突破水体产生气窜进入井底,增加气井带水能力,是产水过程中气产量逐渐增加的重要原因。如果不能形成气窜,则会表现为以产水为主的常规水侵特征。提高气井排水能力,降低水体阻力,增大隔气储集空间天然气和井底的压差,是开发措施上增加气窜机会的关键,也是提高有水气藏采收率的主要措施之一。

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