蜀南地区碳酸盐岩有水气藏地层水存储方式研究

2012-11-22西南石油大学资源与环境学院四川成都610500

长江大学学报(自科版) 2012年22期

关键词：底水气水水气

程超,未勇,黄静 (西南石油大学资源与环境学院，四川成都 610500)

胡述清 (中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司，四川成都 610051)

吴昌龙,张爱华 (中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州 646001)

蜀南地区碳酸盐岩有水气藏地层水存储方式研究

程超,未勇,黄静 (西南石油大学资源与环境学院，四川成都 610500)

胡述清 (中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司，四川成都 610051)

吴昌龙,张爱华 (中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司蜀南气矿，四川泸州 646001)

地层水的侵入严重制约着有水气藏的高效开发，储层渗流条件、地层水水体的大小和存储方式是影响气藏采收率的重要因素。因此，弄清地层水的存储方式对于制定合理有效的治水方案和提高采收率具有重要意义。基于出水机理和水侵特征，首次提出了岩性物性差异局部封存水和断层封存水的概念，并通过实例详尽分析了各种地层水存储方式的水侵特征、水侵模式以及对气藏开发效果的影响。蜀南地区碳酸盐岩有水气藏地层水的存储方式可分为可动自由水、岩性物性差异局部封存水和断层封存水，其中可动自由水包括构造圈闭气藏的边水和底水，岩性物性差异局部封存水包括构造圈闭条件下的局部封存水、裂缝圈闭系统的边部水和底部水。

采收率;可动自由水；局部封存水；断层封存水；水侵特征

蜀南地区碳酸盐岩气藏类型复杂多样，有水气藏占有很大比例。气藏在开发过程中出水后会致气井水淹，甚至停产，大量天然气滞留地下，目前平均采收率仅为40%～60%，严重制约着气藏的有效开发。对于有水气藏的高效开发这一世界难题，国内外学者进行了大量研究。Boyd等提出造成水驱气田采收率低的原因主要是地层水侵入裂隙中占据气体渗流通道，从而封闭了天然气[1-3]。储层渗流条件、地层水水体的大小和存储方式是影响气藏采收率的重要因素[4]。因此，弄清地层水的存储方式，对于制定合理有效的治水方案和治水措施、释放封闭气、改善勘探开发效果和提高采收率具有重要意义。为此，笔者对蜀南地区碳酸盐岩有水气藏地层水存储方式进行了研究。

1 可动自由水

可动自由水是指在生产压差下能够产出的地层水，常常是构造圈闭中的油气水运移聚集经分异所致，这种地层水的束缚水饱和度较低，其存储方式主要受构造圈闭和气柱高度的影响，其主要表现形式就是气藏的边水或底水，常常存在于构造圈闭气藏中。

1.1构造圈闭气藏边水

图1 气藏边水示意图

构造圈闭气藏(似构造圈闭气藏)边水是指聚集在构造的低部位(如背斜的翼部)，从气层四周边缘部分包围着天然气的地层水[5]，其气水界面与气层的顶、底面相交(见图1)。

边水气藏有统一的气水界面。一般情况下，产地层水的边水井一般位于构造的低部位，在开发过程中，边水水侵的显著特征是具边水的井随着邻近气井的产量增大而压力下降，近邻边水的气井在生产过程中具水驱特征。气井具有一段时间的无水采气期，地层水横向侵入，气井见水后产量变化明显[6]。边水水侵可分为3种类型，即均匀水侵、舌进水侵和裂缝水窜型。均匀水侵一般在低孔低渗的碎屑岩油气藏中，地层水沿层横向侵入，水量有一个从水显示到出水量渐增的过程，在碳酸盐岩中以舌进水侵和裂缝水窜型居多。蜀南自流井地区三叠系嘉陵江组气藏为背斜圈闭，嘉三段气藏储层为孔隙型及裂缝～孔隙型，渗透性较差，分布较稳定，具有统一的气水界面，边水井产量小(见表1)，气藏采气时边水推进很慢，边水极不活跃。气井出水后虽然对气井气产量有明显影响，但水产量不大且较稳定，气井尚能较长时间生产，对整个气藏无明显影响，具有明显的边水舌进水侵特征。例如，位于麻柳场西南角构造低部位的探边井麻12井，完井测试产水，原始地层压力能够与气藏内部的麻2井、麻3井等井可以对比，而气藏内部无产水井，说明气藏具边水特征的地质条件。动态监测表明，麻12井水层受到气藏开发的影响明显，证明水体与气藏是相通的，说明气藏已具备了边水的水动力学条件，因而认为麻12井区边水存储方式。如果处于边水部位，且靠近断层、缝洞非常发育渗透性非常好的井，则产水量会很大，裂缝是水侵的主要通道，水侵方式为纵串横侵，如自11井、隆9井(见表1)。另外，随着采气，引起气层压力下降，地层水沿着裂缝窜进气藏，顶部的气井也会出水，例如黄家场气田嘉四1亚段～嘉三段气藏顶部的家25井、自流井气田的嘉四1亚段～嘉三段气藏顶部的许多气井也都产微量地层水，此为典型的边水裂缝水窜特征，这种气藏生产见水时间快，无水采气时间短，一旦地层水前缘到达生产气井井底，造成气井出水突然，产水量上升快、量大，产气量大幅度下降[7]。

表1 自流井地区嘉三气藏原始状态下的气水界面及产水井数据表

1.2构造圈闭气藏底水

图2 气藏底水示意图

构造圈闭气藏底水是指位于气层底部，托着天然气的地层水[5]。底水气藏表现为天然气充满度不够，有统一的气水界面，且气水界面仅与气层底面相交(见图2)。气藏下段是水侵的主要部位，表现为动用程度高，剩余气饱和度低；而上部动用程度低，剩余气潜力大[8]。底水水侵除了具边水水侵特征外，还以指进和锥进方式向上侵入到气藏。指进方式是地层水通过裂缝等渗流通道以同一气水界面的形式向上侵入；锥进方式是当延伸到水层的断裂系统非常发育且渗透性好时，地层水不以同一气水界面的形式向上推进，而是以水锥方式向上锥进。

蜀南地区威远构造震旦系储层类型为大型块状白云岩“裂缝-孔洞型”，高角度裂缝发育[9]。威基井是震旦系气藏的发现井，测试气水同产。威22井、威13井、威11井、威24井等钻井显示和测试成果确定了孔隙储层原始气水界面为海拔-2489m。自1970年12月气藏威5井首先开始产地层水以后，出水井愈来愈多，在生产过程中各井均先后出水，地层水不断充填天然气的主要渗流通道——裂缝，致使分布于孔隙层的大量天然气逐步变成了水封气。随着气藏逐步水侵，净地层水侵量不断增加，目前气藏几乎全部水淹。该气藏为典型的底水存储方式气藏，其水侵途径为裂缝，水侵方式有水锥型、纵窜型、横侵型和复合型4种。

1)水锥型主要位于在大量微细网状裂缝发育的产层，微观上底水沿裂缝上窜，宏观上呈水锥推进。水锥型气井产水量小且上升缓慢，大都分布在气藏边、翼部低渗地区，但也有少数井分布在顶部高渗地区，如威2井、威61井等。

2)纵窜型气井多位于高角度大缝区，有大缝与井筒直接相连，底水沿大缝直接窜流入井筒，十分活跃，有时甚至表现为管流特征，产水迅猛且水量大，对气井生产影响很大，如威35井、威44井、威101井。

3)横侵型主要发生在附近低角度裂缝发育的井区，且与有高角度裂缝、洞穴的井相连，地层水由横向侵入，纵向上出现水层下气层交互分布现象。横侵型气井底水大多不活跃，只有位于构造高点附近的中高渗地带的少量井较为活跃，如威34井、威40井、威57井。

4)复合型该气藏的底水活动极少存在单纯的一种水侵模式，而往往是多种模式的组合。

2 局部封存水

局部封存水在碳酸盐岩气藏中常有发现，俗称“口袋水”、“鸡窝水”或“透镜体水”[10]。形成局部封存水的原因主要如下：①纵向上地层的物性差异致使油气运移时排流不畅，造成地层水滞留，在层间形成局部封存水。②横向上由于岩性和物性的变化，造成局部的物性差异圈闭。局部封存水含可动自由水少，束缚水饱和度高，产水量大小程度取决于岩性物性差异圈闭的分布范围，在蜀南地区主要有3种类型，即构造圈闭气藏的局部封存水、裂缝圈闭系统的边部地层水和底部地层水。

2.1构造圈闭气藏局部封存水

构造圈闭气藏的局部封存水可能分散存在于气藏的多个地方，其水侵的主要特征是该区域储层物性较差，产水量小且随着生产压差的调整而改变。如麻柳场嘉陵江组气藏麻4井在测试初期部分产水，但是在后期测试中不产水，为不产气也不产水的干层，表明该井区有局部封存水，其形成原因是古海水随软泥一起保存下来，经成岩压实特别是石膏层的差异压实以及各种后期改造作用，部分残留水仍充填在细小孔隙中。这种水介于自由水与束缚水之间，受毛管压力吸附作用，当生产压差增大到大于这种吸附力时，水就会被气体膨胀排出。麻柳场气田嘉陵江气藏已投产气井产水统计表如表2所示。从表2可以看出，投产气井产水量小，且均匀产出，未出现产出量大的趋势，符合构造圈闭气藏局部封存水的特征。

表2 麻柳场气田嘉陵江气藏已投产气井产水统计表

2.2裂缝圈闭系统地层水

裂缝圈闭系统是指在致密岩体的隔挡下，由一个或多个互不连通或弱连通的裂缝圈闭组成的非构造圈闭，其边部地层水和底部地层水的水侵特征分别与构造圈闭气藏的边水与底水类似，但不同之处在于水体又不连续分布，整体上没有统一的气水界面，均属于局部封存水。分析认为，在非均质性极强的地层中，岩性或物性差异将同一系统中的流体分成2个或多个空间单元，各空间单元为同一底水或边水衬托的气水共存格局，形成了不连续的气体和水体分布，即隔气式、隔水式和隔气隔水式气藏[3](见图3)，其特征是在气藏开采过程中，随地层压力下降，水侵能量不能稳定持续，可能在某一个或几个开采阶段发生突变。开采早期突变增加，开采后期则突变减小甚至消失，水的产出主要依靠分隔气的弹性膨胀。蜀南地区二叠系茅口组许多裂缝性气藏的地层水就以边部水和底部水这2种方式存储，如威远、孔滩、荔南桐、黄家场、杨家山、青杠坪等区块。

图3 隔气式、隔水式和隔气隔水式气藏示意图

3 断层封存水

断层封存水是存在于一个独立的断裂系统中沿断裂面分布的地层水，这是一种特殊的地层水存储方式，在油气田中不多见。断层封存水的主要特征如下：①产水井产水量不大且均匀，原始地层压力的下降不受周边产气井的影响；②产水井靠近断层，不受构造圈闭位置的影响，在构造高、低部位均可能出现。③该存储方式的地层水为无源封存水，水体封闭有限。

麻柳场嘉陵江组气藏麻11井位于构造北部，靠近断层。该井在嘉陵江组测试产水，但产水能量较小。采用井下取样器共取得地层水水样3次，地层水矿化度均较高，且是封闭性的CaCl2水型。2次地层压力测试表明，在累积排水量较小的情况下，地层压力从22.310MPa下降到了21.830MPa，降幅达0.48MPa，说明封存水的水体是有限的。对其进行压力恢复测试，结果发现压力恢复缓慢，测试72h还没有出现径向流现象，表明该处的产水为局部封存水。该井的原始地层压力为22.310MPa，折算到麻2井产层中部海拔的压力为22.173MPa，远比近期麻2井的地层压力24.010MPa、麻3井的折算压力23.332MPa和麻6井23.313MPa的地层压力低，原始压力下降不可能受这些井的影响。该井构造位置较高，理应不产水，只有在断层和裂缝的影响下形成独立的裂缝性气藏，产断层封存水才能真实地反映这一地质现象。从测试资料动态分析认为麻11井为独立的裂缝系统，存在水体有限的无源封存水，即断层封存水。

4 结论

1)从出水机理和水侵特征出发，认为蜀南地区碳酸盐岩有水气藏地层水的存储方式可分为可动自由水、岩性物性差异局部封存水和断层封存水。

2)可动自由水包括构造圈闭气藏的边水和底水。边水气藏有统一的气水界面，产地层水的边水井一般位于构造的低部位，在开发过程中的特征是具边水的井随着邻近气井的产量增大而压力下降，近邻边水的气井在生产过程中具水驱特征，气井具有一段时间的无水采气期，地层水横向侵入后产量变化明显。底水气藏表现为天然气充满度不够，有统一的气水界面。底水水侵除了具边水水侵特征外，还以指进和锥进2种模式向上侵入到气藏中。

3)构造圈闭气藏局部封存水是因为岩性和物性在纵横向的变化差异使油气运移时排流不畅，造成地层水滞留，在层间形成的地层水。这种地层水可动自由水少，束缚水饱和度高，水体大小程度取决于岩性物性差异圈闭的分布范围。

4)断层封存水的主要特征是产水井靠近断层，产水量不大且均匀，地层压力的下降不受周边产气井的影响，水体封闭有限。

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