川东沙坪场石炭系气藏治水效果初步评价

2012-01-12李世临陆秀林张文济何晋玲

天然气勘探与开发 2012年4期

李世临郑超陆秀林秦伟张文济何晋玲

(中国石油西南油气田公司重庆气矿)

0 引言

沙坪场区块石炭系气藏为川东地区大天池气田中储量和产能最大的气藏，在气藏开发中产生局部水侵，严重地影响了气田生产规模和高效开发[1、2]。合理的地层水治理方式对气藏开采规模的延续以及增加采收率具有重要的现实意义。

沙坪场构造地理位置位于重庆市梁平县和垫江县境内，区域位置处于印支开江古隆起的西南斜坡带上，为川东大天池构造带东翼断下盘的1个潜伏构造(图1)。区内发育有沙①、沙②、沙③及沙④等4条较大的逆断层，各断层向上消失于二叠系和三叠系，向下消失于志留系地层中(图2)。

沙坪场区块石炭系地层层位属于上石炭统黄龙组(C2hl)，按其岩性自下而上分为三段。C2hl1：为石膏、白云岩或次生灰岩；C2hl2：为一套白云岩；C2hl3：为原生沉积石灰岩夹白云岩。石炭系储层主要发育于C2hl2段中下部和C2hl3段的中部，岩性主要是溶孔角砾云岩、粉晶角砾云岩、粉晶云岩和残余砂屑云岩。

1 地层水分布

川东石炭系气藏属边水气藏，气水界面不统一，海拔高差悬殊，同一背斜高部位产水、低部位产气而呈现出无规则的气水体分布，高陡构造带的主体背斜构造产层单一，天然气充满度低，其端部、翼部、断层下盘构造产层众多、天然气充满度高[3]。

图1 沙坪场区域位置

沙坪场区块石炭系气藏为断层遮挡(西翼)和地层尖灭(北端)以及构造圈闭的复合圈闭气藏。Td94井完钻测试结果产水，气藏内其余井均为气井。在开采过程中，Td90、Td29、Td82、Td81、Td14井已先后产出地层水。Td94井所产地层水为封存水，Td90井为裂缝性水窜[4-6]，截止到2011年10月整个气藏边水活动并不强烈，只是在Td90井附近表现活跃，沙坪场区块石炭系气藏目前为以水驱为辅的弹性气驱气藏。

图2 沙坪场区块二叠系底界构造

Td90井为东部边水沿沙②号断层北段裂缝性水窜，目前以Td90井井区为分界的北、中区域压差较大，可能Td90井井区附近已经被水占据通道，将两区域分隔。

南段的Td82、Td29井由于距气水界面距离近，自2006年便表现出边水入侵，Td82井于2008年12月出现带液困难，Td29井于2009年4月出现带液困难； 2011年7月份Td82井水量明显增大，产气量在逐渐减少，水侵正在加剧。

北段的Td14井于2009年6月出现水侵迹象，氯根含量和矿化度急剧上升。Td81井于2009年4月产出地层水，到2011年4月10日，本井不能带液生产，被迫关井，地层水入侵加剧。

2 水侵特征

2.1 水侵机理

气藏水侵特征分为4类：①舌进弱水侵型，相对高渗带渗透率与储层平均渗透率比值不大于2;②舌进强水侵型，相对高渗带渗透率与储层平均渗透率比值在2～3之间；③裂缝弱水窜型，相对高渗带渗透率与储层平均渗透率比值在5～10之间；④裂缝强水窜型，相对高渗带渗透率与层平均渗透率比值在100以上，Td90井区就属于这种类型[4-6]。

2.2 地层水入侵的主要证据

(1)地层水侵入的地质条件

气藏北区与沙③号断层北段距离较近，Td90井出水后的几年未进行排水，应该有部分地层水进入该区地层，同时，Td90井排水强度对该区水体活动有一定影响，由于长期极限产量生产，目前该区压力较低，形成了压降漏斗，导致水体推进[6-7]。

(2)产水量增加、水气比上升、水性显示地层水特征[8]。

通过水气比和水性分析可以看出，2009年4月，Td81井产出水的氯根含量由19mg/L上升到18700mg/L，矿化度由0.27g/L上升到506.34g/L，Li、Sr、Br、I、B等微量元素含量增加，表现出地层水特征；水气比上升到0.1m3/104m3，产水量增加(表1，图3)。

图3 Td81井生产曲线图

Td14井在2009年4月到现在，氯根含量由6963mg/L上升到33343mg/L，矿化度由0.54g/L上升到55.24g/L，Li、Sr、Br、I、B等微量元素含量增加，产水量增加，水气比达到0.13m3/104m3，表现出地层水特征(表1，图4)。

图4 Td14井生产曲线图

目前Td26、Td30、Td31、Td80、Td84、Td85、Td86、Td87、Td88、Td91、Td92 、Td93、Td31为凝析水，而Td29、Td82、Td96、Td030-1井水性资料均显示，矿化度和氯根含量较高，钾钠和钙镁离子含量介于凝析水与地层水之间，表现出地层水与凝析水的混合特征(表1)。

表1 气井水性动态监测表

3 地层水治理措施及效果

随着水侵影响逐渐加剧，气藏采气速度和单井产量会迅速下降，气井自喷能力也减弱，甚至导致井底严重积液而停产(如Td81井)，从而使气井开采难度大大增加，并降低气藏采收率[9，10]。储集层的微裂缝及孔隙一旦被地层水所占据，天然气将在地层中被分割，导致此部分天然气采出十分困难，从而减少动态储量，影响最终采收率。地层水矿化度高、温度高，因而腐蚀性很强，对输气管线、转水装置和脱水装置等地面设施造成严重腐蚀，增加了气井和气藏生产管理难度。

3.1 Td90井排水采气治理措施及效果分析

(1)排水采气工作初期的实施情况与效果分析

2002年重庆气矿对Td90井实施了堵水作业，未能实现堵水采气的目的，随着气藏的开采，地层压力下降，气井无法自排，堵水采气作业未能达到预期效果。随后针对Td90井无法自排，曾采取过下连续油管液氮气举、环空反注液氮助排、大型解堵酸化、车载压缩机气举等多种助排方式，但均未见到实质性的效果。

(2)高压气举排水采气效果分析

2006年1月开始对Td90井实施高压气举排水采气，经过近一年的气举，Td90井仍不能自排，但产水量有所下降，邻近气井Td91井水气比也有所降低，排水采气工作初见一定成效。2007年4月对Td90井进行了修井作业，更换了Td90井油管，优化了管串结构。2007年增压改造之后，Td90井地层压力下降速度0.0080MPa/d；气藏北部Td14井地层压力下降速度为0.0017MPa/d；气藏中部天东30井地层压力下降速度0.0116MPa/d；北部气区地层压力最低，从地层压力的下降速度来看，水区下降速度明显高于气藏北区气区，排水起到了保护北部气区的效果。

Td90井高压气举排水降低了水体能量，地层水对Td91井影响减弱，对Td14井、Td30井的影响不明显(图5)，排水措施的实施对气藏的保护作用明显，效果良好。

注：a、Td96井水气比；b、Td30井水气比；c、Td81井水气比；d、Td14井水气比；e、Td91井水气比；f、Td90井排水量

(3)电潜泵排水效果分析

2009年11月初电潜泵开始试运行，排水量最高达到418m3/d，排水量稳定在350m3/d左右，排水量较此前的高压气举排水量稍有增加。油套压力均有上升，并于12月初开始产出天然气(0.2×104m3/d)，其排水效果比较理想，基本上能达到保护气藏的目的。根据监测结果，Td91井、Td30井在Td90井关井期间均受到了影响，Td14井压力变化不明显。在Td90井关井及排水期间，沙坪场区块石炭系未出地层水气井氯离子含量范围在31mg/L(Td87井)～4679mg/L(Td96井)之间，没有气井出现水量、氯离子含量大幅上涨的现象，出水气井未出现水量大幅上涨。

3.2 气藏南段排水采气措施实施效果分析

2006年气藏南段出现边水入侵特征，根据2007年5月稳定试井解释成果，在综合考虑储层的供气能力后，将Td82井的合理配产在5×104m3/d左右，Td29井的合理配产在6×104m3/d左右。在水侵初期将两井的产量控制在合理产量范围内，将会降低气井压力下降速度，减缓边水入侵，达到延长无水采气期的目的，但是降低产量同时会降低气井带液生产能力。

表2 天东90井及周边气井井底流压统计表

Td29井于2009年4月开始泡排后，通过不断调整加注制度，有效解决了气井积液的问题(图6)。

图6 Td29井生产曲线图

Td82井于2008年12月实施泡排之后，气井带液能力有所提高，生产情况有明显的改善(图7)。虽增产幅度不大，整体呈现递减趋势，产水量波动较大，整体呈现递增趋势，在产量和气井能量不足的情况下，泡排剂的加入增强了携液能力，见到了比较明显的效果。

图7 Td82井生产曲线图

3.3 气藏北段排水采气措施实施效果分析

Td14井在出地层水后，及时采取控水生产，压力回升，生产平稳，效果显著。2009年6月Td14井出地层水后，于7月8日实施控水采气，进行了产量调整，由14×104m3/d降低到10×104m3/d，很快便见到效果，到2009年8月8日，套压由8.57MP上升到10.66MPa，油压由6.62MPa上升到9.8 MPa ，氯根含量14144mg/L降低到9mg/L，其余微量元素含量下降到1mg/L以下，产水量和水气比下降，地层水特征消失(图4)Td91井在Td90井未排水期间水气比较高，后一直采取控制井口压力生产，目前水性仍为凝析水，生产情况稳定。