长兴组生物礁气藏水侵早期识别及调整对策

张明迪 ，赵勇 ，王本成 ，陈华生 ，李晓明

（1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041；2.中国石油新疆油田分公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000）

长兴组生物礁气藏水侵早期识别及调整对策

张明迪1，赵勇1，王本成1，陈华生2，李晓明1

（1.中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川 成都 610041；2.中国石油新疆油田分公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000）

元坝油田长兴组气藏为发育底水的复杂礁滩体高含硫气藏。气藏开发过程中，发生水侵会导致气井产能降低，影响气藏最终采收率，开展气藏早期水侵识别，有利于提前采取治水措施。文中结合气藏地质特征，深入分析了物质平衡方法、生产动态判别方法、产出水的矿化度判别方法、试井监测识别法等水侵识别方法的适用性，并进行优选。利用研究成果，成功识别了2口气井存在水侵，及时有效地调整了气井的生产制度，延长了气井的无水产气期。

礁滩体；水侵识别；矿化度；物质平衡；生产动态

多数气藏存在地层水，在开发过程中，气井发生水侵，会影响气井产能，增加气藏的开发难度，降低气藏的采收率，特别是高含硫气藏，地层水危害更大［1-6］。开展气藏水侵动态研究，准确识别气藏早期水侵，进而及时制定防水策略，是积极有效开发气藏的关键［7-11］。本文通过系统分析目前常用水侵识别方法的优缺点以及适用性，基于元坝气田长兴组气藏地质特征及早期开发现状，开展了气井早期水侵识别，明确了适合于复杂礁滩体气藏早期水侵的识别方法。

1 区块状况

元坝气田为受礁滩体控制、底水发育、高含硫的岩性气藏，气藏主体包含6部分：①号礁带、②号礁带、③号礁带、④号礁带、礁滩叠合区以及滩区（见图1）。储层岩性为白云岩，总体呈低孔、中低渗，以生物礁相储层为主，礁体储层复杂，纵向上多期发育、横向同期多个礁体叠置，目前共刻画出了21个礁群、90个单礁体。元坝气藏气水关系继承了礁体储层复杂性，具有“一礁一滩一水体”的特征，不同礁、滩体气水系统各自独立，水体以底水的形态展布。静态资料（地震、取心、测井等）分析表明，4条礁带与滩区均有水体发育，但规模有限，规律性不强。目前，气藏部分气井的产水量逐渐增加，水气比呈台阶式上升，且产量下降，综合分析表明气井产出地层水，该类气井主要分布在滩区。

图1 元坝气藏开发区域分布

2 气藏水侵早期识别

2.1 水侵机理

礁滩体储层的性质决定其地层水以底水为主，主要通过裂缝侵入储层。若储层中发育大裂缝，地层水优先选择沿着高渗透率的裂缝窜流至储层孔隙内，导致很多气井投产短时间就见地层水，危害较大；若裂缝欠发育，无大缝，底水沿微裂缝网侵入含气区，水侵活跃程度主要取决于储层非均质性的强弱以及供水区域水体能量的大小，长兴组气藏属于该种类型。

2.2 水侵影响因素

确定影响气藏水侵活动的主要因素，对准确分析预测有水气藏的水侵动态至关重要。从现阶段来看，影响元坝气田长兴组气藏底水水侵的因素主要包含两方面：一是以储层储渗空间分布为主的地质因素；二是气藏投产过程中，以气藏的采气速度为主的开发因素。

2.2.1 储渗空间分布

元坝气田各个礁、滩体储层空间展布不一，大小各异，同时受白云石化、溶蚀作用控制，储层物性差异较大，非均质性较强，造成发育水体不同的储渗单元。各单元能量不一样，水侵动力强弱不均，渗透能力较高的最先开始水侵，水侵速度最快。通过数值模型模拟表明：裂缝渗透率越高，水体体积越大，气井见水时间越早，且裂缝渗透率起主导地位；如裂缝欠发育，水体倍数即便很大，气井水侵也较缓慢。这与气藏开发实际基本相符。

2.2.2 采气速度

开采速度是影响气藏水侵的主要动态因素。采气速度越高，所需的生产压差越大，底水锥进也越快。模拟气井在不同采气速度的水侵动态，结果表明：随着气井采气速度提高，气井见水时间逐渐加快，且气井见水后，采气速度越高，产水量越大，表明气井可通过摸索合理采气速度，来达到有效控水（见图2）。

图2 气井日产水量与采气速度关系

2.3 水侵早期识别方法

在水驱气藏中，常用产出水分析、物质平衡法、生产动态判别法、试井监测识别法等方法进行水侵识别，但鉴于不同水侵识别方法的优缺点，需对其进行分析，优选出适于复杂生物礁气藏的早期水侵识别方法。

2.3.1 气井产出水识别

鉴于气藏地层水的化学特征与凝析液存在较大的差异，可通过地层水氯离子的质量浓度及STIFF图版法，进行水侵识别。地层水含有有机盐，氯离子的质量浓度远远高于不含矿物质或含少量矿物质的凝析液，根据产出水样中氯离子的质量浓度测定结果，可分析气井产水情况。STIFF图版法主要按照Na++K+与Cl-，Ca2+与SO42-，Mg2+与HCO3-3类进行图版绘制，分析气井不同时间下 K++Na+，Ca2+，Mg2+，Cl-，SO42-，HCO3-等的变化。若Na++K+与Cl-呈分离状并开口逐渐增大，则气井发生水侵，反之亦然。产出水识别水侵法，需要地层水流入井筒才能对其识别，因此，存在一定的滞后性。

2.3.2 物质平衡法识别

基于物质平衡原理，通过分析水体能量的侵入，造成气藏压力与产量的线性关系曲线发生上翘这一现象，识别水侵。若气井生产时间不长，水驱作用不强，则不能出现上翘段，影响水侵识别，故该方法存有较大的局限性。

2.3.3 生产动态判别

该方法主要利用气藏生产过程中，不同时间内水气比变化、H2S含量变化以及产量递减曲线的分析判别气藏水侵。

1）气藏生产初期，气井产出地层中的凝析水，生产中表现为产水量、水气比均较小并且稳定。对于有边底水的气藏，气井生产一段时间后，如果伴随着生产水气比、产水量上升，产气量、油压明显下降，说明此时边底水可能已经侵入气藏。由水气比变化可有效确认气井是否发生水侵，但前提是地层水已进入井筒，引起产水量变化，并产生了部分水封气，影响了气井生产动态。2）H2S在水中的溶解度随压力的降低而减小，随气井生产，水逐渐侵入井筒，压力下降，H2S从水中逸出，则天然气中H2S的含量会逐渐升高，但若气井生产初期就含H2S的，适用性较差。3）产量递减曲线主要是针对边底水气井，基于不同水侵时期的生产特征以及产量递减分析曲线特征（见表1），进行水侵识别。产量递减曲线法可准确识别气井的水侵程度，但需气井产量、压力数据准确，不影响曲线形态。

表1 产量递减曲线识别水侵

2.3.4 试井监测识别

基于试井理论，静态地质因素引起的试井曲线边界特征反映，在一口井的多次试井中不会改变。通过对气井进行多次试井监测，分析试井双对数曲线变化情况，来识别水侵快慢及强弱。该方法可以准确、快速地识别气井是否发生水侵，但需要进行多次的试井，限制了该方法的使用。

3 元坝礁滩体气藏水侵识别及调整对策

以元坝气田某礁带气井YBx3为例，开展水侵早期识别。YBx3井是位于某礁带东南端的一口水平井，在钻井过程中，气井斜导眼在储层下方钻遇一气水同层（未钻穿），其水线位置距离气井水平段58.2 m，水体规模有限，气井生产中具有出水风险。产出液分析表明：该井氯离子质量浓度低于10 g/L，STIFF图版中Na++K+与Cl-分离开口未见增大，无法分辨是否发生了水侵的状况，并且，由于气井的生产时间较短，以及未开展多次试井监测，物质平衡法及试井监测法也无法使用；故采用生产动态方法对气井进行分析。

气井生产过程中，H2S含量及液气比相对稳定，前期配产 40×104m3/d，压力下降较快（0.050MPa/d），但后期配产45×104m3/d，生产更为稳定，油压下降速度较低（0.001MPa/d），表现为能量充足。结合该井的地质特征，分析气井的能量补充可能来源于下部水体，也可能为生产压差增大后三类储层储量的补充。

绘制气井关井期间的井口油压恢复曲线，油压恢复较缓慢（见图3）。如果气井在三类储层储量有效补充下，井口油压的恢复趋势应更快。因此，推测气井的能量补充可能主要来源于下部水体。采用Blasingame、FMB产量递减曲线开展YBx3井水侵早期识别的诊断（见图4、图5。图中qdD，tmD分别为气井无因次产量、无因次时间）。可以看出：YBx3井Blasingame与FMB特征曲线均发生上翘，判断气井发生了早期水侵，处于能量补充阶段。

结合YBx3井的测井情况，初步认为YBx3礁群储层未发育大裂缝，以微裂缝为主，渗透率为1×10-3～5×10-3μm2，主要从水体能量及采气速度方面分析对气井水侵的影响，制定防水策略。

图3 YBx3井油压恢复曲线

图4 YBx3井Blasingame递减曲线

图5 YBx3井FMB递减曲线

研究认为，YBx3井礁群由多个小礁体叠置组成，礁体之间储层相互连通。将YBx3井礁群作为一个连通体整体考虑，基于气井斜导眼参数，仅分别选取气水同层不同含水饱和度，利用静态法估算水体大小为80.1×104～190.7×104m3。

综合考虑YBx3井斜导眼外礁群发育水体厚度变化引起的体积增加，在地质模型中考虑2种水体大小，对气井进行生产模拟预测。1）考虑190.7×104m3水体。预测结果表明，该井受水体影响较小，配产30×104～45×104m3/d时，要6 a以后才产水（见表2），且最大产水量为2.6～3.8m3/d。2）考虑附加一个10倍的数值水体。预测结果表明，水体对气井开发指标影响较大，配产45×104m3/d时，产水时间提前到3 a左右（见表3），且最大产水量也增加到50～65m3/d。

综上分析，认为YBx3井下部存在水层，且生产动态中反映出气藏早期水侵特性，为延长气井的无水采气期、增加气井稳产年限，调整该井配产到30×104m3/d（采气速度4%）。从目前生产来看，产气、产液、油压处于稳定状态，调整对策切实可行。

表2 YBx3井不同配产下生产指标预测

表3 补充10倍水体YBx3井不同配产下生产指标预测

通过对目前常用水侵识别方法的适用性分析，针对气藏不同开发阶段、水侵程度，应考虑采用不同的方法进行识别。元坝气田长兴组气藏投产时间不长，多数气井处于水侵早期，水侵程度低，且目前所获得资料有限，产量递减曲线对判断处于水侵早期阶段气井适应性最强。利用该方法识别元坝气田YBx4井与YBx3井，认为目前都处于水侵早期能量补充阶段。针对2口水侵气井，现场应及时制定防水策略，调低产量，控制采气速度，以延长气井无水采气期。

4 结论

1）气藏早期水侵识别是气藏高产稳产的关键因素，而针对元坝气田影响其水侵的主要因素是储渗空间及采气速度。

2）产出水识别法主要用于气井出水后的水侵识别；物质平衡法主要适用于压降图出现曲线段，部分气井存在识别风险；试井监测识别法需多次试井监测资料；生产动态法以生产数据为依据，其中产量递减曲线判断水侵早期阶段适应性最强。

3）针对元坝气藏处于水侵早期阶段，采用产量递减曲线开展水侵早期识别，应用效果较好。此方法可推广应用于类似的生物礁气藏的水侵早期识别。

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（编辑 王淑玉）

Adjustment countermeasures and recognition of early water invasion in Changxing Formation biohermal gas reservoir

ZHANG Mingdi1,ZHAO Yong1,WANG Bencheng1,CHEN Huasheng2,LI Xiaoming1
(1.Research Institute of Exploration and Development,Southwest Oil and Gas Company,SINOPEC,Chengdu 610041,China;2.Engineering Technology Research Institute,Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay 834000,China)

The gas reservoirs of Changxing Formation in Yuanba gas field are characterized by complex reef-flat facies,bottom water and high sulfur.The water invasion in the process of gas reservoir development can reduce the gas reservoir recovery and seriously influence gas production.Therefore,the recognition of early water invasion is beneficial to the water control measures.According to the practical geological character of gas reservoir,the adaptability evaluation of the methods such as material balance,production performance,the salinity of water monitoring,well test and so on,were analyzed and optimized.Using the research results,two gas wells with water invasion were successfully identified;timely and effective adjustment of gas wells production system extended the no water stage of gas wells.

reef-flat body;recognition of water invasion;salinity;material balance;production performance

国家科技重大专项课题“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”（2016ZX05017-005）

TE344

A

10.6056/dkyqt201706014

2017-05-21；改回日期：2017-09-20。

张明迪，男，1982年生，工程师，硕士，主要从事气藏工程及数值模拟研究。E-mail：179284653@qq.com。

张明迪，赵勇，王本成，等.长兴组生物礁气藏水侵早期识别及调整对策［J］.断块油气田，2017，24（6）：800-804.

ZHANG Mingdi，ZHAO Yong，WANG Bencheng，et al.Adjustment countermeasures and recognition of early water invasion in Changxing Formation biohermal gas reservoir［J］.Fault-Block Oilamp;Gas Field，2017，24（6）：800-804.