苏东气田气井出水水源快速识别方法研究

2015-03-02王彦鹏中海石油服务有限公司天津分公司天津300452

长江大学学报(自科版) 2015年29期

关键词：内水苏东产水

王彦鹏　(中海石油服务有限公司天津分公司，天津 300452)

曾顺鹏　(重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331)

陈启文，张春雨　(中石油长庆油田分公司采气四厂，陕西西安 710021)

冀政，石磊，刘雨婷，章哲宇　(重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331)

苏东气田气井出水水源快速识别方法研究

王彦鹏(中海石油服务有限公司天津分公司，天津 300452)

曾顺鹏(重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331)

陈启文，张春雨(中石油长庆油田分公司采气四厂，陕西西安 710021)

冀政，石磊，刘雨婷，章哲宇(重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331)

[摘要]水源识别是认识气藏气水活动规律、调整合理生产制度、制定相应治水措施的关键。苏里格特低渗气田实施整体压裂改造，裂缝交错分布，出水气井数量大，气井产水异常。在缺乏生产测井资料条件下，应用传统方法难以准确、快速地判断水源类型，造成治水措施选择不准、大量气井暴性出水甚至停产。通过对大量气井的生产动态数据进行挖掘，优选出多个典型井组的气井进行水体能量、水侵量及水体活跃程度综合性评价，并对不同出水类型气井的日产曲线、水气比等7项参数进行筛选、分类、统计，结合现场专家意见，制定了针对苏东气田的水源识别标准，建立了一套快速水源识别方法。现场应用表明，在缺乏生产测井资料的情况下，利用该标准能够方便、快捷、有效地指导识别苏东气井的水源类型。

[关键词]苏东气田；气井出水；水源类型；水体能量；水侵量；水体活跃程度；识别标准；快速识别

苏东气田特低渗气藏开发时实施整体压裂，由于天然裂缝与人工裂缝交错，导致气井出水异常[1]。在快速投产、高速开发过程中，现场生产测井实施很少，尤其对于水平井来说测井几乎没有进行，导致气水界面无法确定，出水水源类型难以判断，无法制定相应的治水对策。目前，国内外学者对于常规气藏的出水来源判别方法已做了很多研究，均是以生产测井解释结果为主要判断依据，并且这些方法判别步骤烦琐、工作量大[2~10]。对于缺少生产测井解释资料的上万口苏东气田出水气井，如何及时、准确判别出水类型显得十分困难，导致气井出水治理不及时，大面积关井停产。因此，针对苏东气田缺乏生产测井资料、出水气井数量多的问题，利用大量气井的生产动态资料，开展水体能量、水侵量及水体活跃程度评价，通过分析这些水侵特征参数的大小及变化趋势，建立新的水源识别方法；并通过应用统计分类法，结合现场专家意见，总结出一套针对苏东气田的方便、快捷的水源识别标准。

1出水水源识别技术

1.1　水源类型识别方法

针对苏东气田缺乏生产测井解释资料，气水界面不明，可利用大量气井产水量与产气量变化数据、油压变化趋势、见水时间、水样分析资料、完井测试资料及不稳定试井资料等对出水水源进行初步判断，并通过对多个区块的水体能量、水侵量及水体活跃程度进行综合性评价，将地面出水特征及地层水侵特征相结合，科学判别出水水源。技术路线如图1所示。

图1　苏东气田水源识别技术路线

由于凝析水、束缚水及工作液3种水源有较明显的出水特征，可运用分析日产曲线、矿化度与水气比关系、含水饱和度等方法逐一确定。而部分地区气井出水情况复杂，在无法确定气水分布特征的情况下，仅依靠前几种方法很难区分层内水、层间水和边水。因此，提出通过分析不同区块的水侵特征，准确区分各出水水源在地层中的变化规律，通过与其他方法综合比较，最终明确气井出水类型。具体方法是：

1)区块筛选分类通过对上百口气井的生产动态数据进行统计分析，运用日产曲线法、矿化度-水气比法等对气井水源进行初步识别，将出水特征相似或井位相邻的气井视为一个小区块。

2)水体倍数计算根据水驱气藏物质平衡法，分析各个区块地层压力下降大小及水体倍数。在同一时间段内，边水水体储量最大，水体倍数也最大，且上升最快，地层压力下降明显(图2)；水层水窜水次之；层内水水体较小，上升缓慢，地层压力下降缓慢(图3)。

图2　某边水特征区块水体倍数曲线　　　　　　　　　　　　图3　某层内水特征区块水体倍数曲线

图4　水侵特征气井曲线拟合法水侵指示曲线

由图4(b)可知，边水水侵特征井数据点偏离45°线较大，说明受水侵影响严重，计算的水侵量也较大；层间水窜水水侵量次之；层内水较小。若层内水出水持续时间长，那么其水侵量也有可能较水窜水更大。

4)水体活跃程度计算根据曲线拟合法计算水侵替换系数，判断该区块水体活跃程度。根据天然气可采储量计算方法行业标准(SY/T 6098-2000)，水侵替换系数≤0.15时为不活跃水侵；0.15<水侵替换系数<0.4时为次活跃水侵；水侵替换系数≥0.4时为活跃水侵。层内水和水窜水一般表现为不活跃或次活跃水侵，边水表现为次活跃或活跃水侵。

5)结果分析通过计算结果分析各井组水侵特征，并结合邻井出水情况，最终判别出水原因及出水类型。

1.2　水源类型快速识别“标准”

运用上述识别方法，可以对苏东气田各气井出水水源进行准确识别。但是，由于该方法识别指标没有具体量化，界限模糊，需要与多个气井识别指标相互比较才能得出结论，会造成识别效率低下，使治水措施制定不及时。为了快速、准确地识别苏东气田上万口气井的出水水源，需要在上述识别技术路线指导下，应用分类-统计-专家意见，建立更加快捷、高效的识别方法。

通过对上万口气井的生产动态数据的挖掘，排除生产动态数据异常的气井，优选出典型区块的200余口气井进行出水水源识别分类，对7项判别指标进行数据统计，通过与现场专家意见结合，最终制定出一套针对苏东气田气井出水水源快速识别“标准”(表1)。

表1　苏东气田不同出水来源气井识别“标准”

注：Sw为含水饱和度。

可以参照此“标准”，分析气井各判别参数随时间的变化规律，并与表1进行对比，判断气井出水来源，使水源识别更加方便、快捷。

2现场应用

以长庆油田采气四厂苏东XX井为例，生产动态曲线如图5所示。

图5　苏东XX井生产动态曲线

该井原始含水饱和度偏高(57.2%)，于2012年4月29日压裂后开井投产，一投产就开始产水，产水量1~3m3/d，产水矿化度高达89g/L，且产水量、水气比波动较大，持续时间较短，判断该井初期产水为工作液。

2012年7月至2013年5月，水气比稳定在0.5m3/104m3左右，产水量较小(0.5m3/d)；计算得到该井所在井组在该阶段的水体倍数为0.77，上升趋势缓慢；平均水侵量0.076×108m3，水侵量较低；水侵替换系数0.11，符合层内水识别标准。分析发现邻井出水特征与该井相似，判定为层内水。

2013年6月后，该阶段产水量突然增大至1.5~2m3/d，不稳定试井解释分析，压力导数曲线没有“下掉”趋势，水气比及油压稳定。因此，排除边水可能性。早期岩心分析表明，该井所在隔层的泥质含量约为37%~60%，计算其排驱压力约为2.87~4.95MPa。目前生产压差大于5MPa，已到达隔层突破条件。计算得到该井所在井组当前水体倍数1.10，上升趋势适中、水侵量0.041×108m3、水侵替换系数0.171，符合水窜水识别标准，结合邻井出水特征，综合判定该阶段产水为层间水窜水。

3结论

1)在没有生产测

井资料的条件下，通过应用大量生产动态资料，对水体能量、水侵量及水体活跃程度进行综合性评价，建立了一种适合苏东气田气井出水水源识别方法。

2)通过对上万口气井的生产动态资料进行数据挖掘，优选出典型井组的上百口气井进行分类-统计-专家意见，制定出了一套快速、准确的气井出水水源识别标准，为及时、有效地制定治水措施提供了重要依据。

3)应用上述方法对苏东区块416口出水气井进行水源识别，水源类型主要以原生层内水及次生层内水为主，占64.11%；南区主要为边水水侵，占61.39%；现场专家认为应用该标准可使出水类型的识别效率提高到70%以上。

本文获得中石油长庆油田分公司2013年科技攻关项目“苏东41-33区块出水机理及控水对策研究”(DSCQC-13-76)资助。

[参考文献]

[1]周通，张文强，张家志，等.苏里格气田苏东41-33区块储层综合评价研究[J].长江大学学报(自科版)，2014,11(20)：4～6.

[2] Nassar I S，Ahmed H. El-Banbi. Modified black oil PVT properties correlations for volatileoil and gas condensate reservoirs[J]. SPE164712，2013.

[3]Zhang Qinghui. A prediction of water breakthrough time in low-perm gas reservoirs with bottom water[J].SPE147873，2011.

[4]孙虎法，王小鲁，成燕春，等.水源识别技术在涩北气田气井出水中的应用[J].天然气工业，2009,29(7)：76～78.

[5]罗万静，万玉金，王晓冬，等.涩北气田多层合采出水原因及识别[J].天然气工业，2009，29(2)：86～88.