苏里格气田西部S48区气水分布特征

2019-09-11冯强汉阳生国张佳超

岩性油气藏 2019年5期

冯强汉，阳生国，熊哲，高航，张佳超，杨懿，杨振

（1.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗017300；2.西安石油大学石油工程学院，西安710065；3.西北大学地质学系，西安710069）

0 引言

苏里格气田位于内蒙古自治区鄂尔多斯市鄂托克前旗及鄂托克旗境内，构造上处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部和天环凹陷内，为一宽缓的西倾单斜，是我国目前已发现的最大天然气田［1-3］，主力产层为二叠系下石盒子组盒8段及山西组山1段［4-7］，储层微观孔隙结构复杂，非均质性较强，属于典型“低压、低渗、低丰度”气藏［8-16］。近年来的生产实践表明，苏里格气田西部储层中气水关系十分复杂，投产气井存在不同程度的产水和积液问题［17-25］，直接导致单井产量下降迅速、气井生产时间缩短及停产现象，严重影响了单井产能。一些学者［21-26］对苏里格气田西部的气水分布开展了相关研究，但多集中于地层水化学特征、气水分布控制因素等方面，所应用资料以静态地质资料为主，对动态资料考虑较少。

根据苏里格气田西部生产实际，从出水井识别入手，基于测井、试气静态资料，并结合生产动态资料综合分析，判定出水井及出水部位，再结合气、水层识别，明确气水分布规律，以期为苏里格气田西部开发部署提供依据。

1 生产井类型划分

受采气工艺流程限制，在苏里格气田没有针对单井进行产水计量，对产水气井无法直观判断，但部分井生产过程中进行了动态监测测试，故研究过程中首先利用实测的简化试气、压力计探液面、气液计量现场试验等动态监测资料确定产水气井和不产水气井，对比分析二者在生产动态资料中的差异性，进而利用生产动态资料判断产水井。综合分析苏里格气田西部S48区生产井的试气、生产动态监测资料，将生产井划分为试气和生产中均无水型、试气无水但生产中出水型及试气与生产中均出水型等3种类型。

1.1 试气和生产中均无水型

该类井多为长期高产、稳产的正常气井，试气时无水产出，具有较高无阻流量；试产中水气比＜0.5 m3/万m3，在生产过程中生产曲线表现为两段式，初期为缓慢压降段，套压降速低，通常＜0.02 MPa/d，后期为平稳生产段，在低压的条件下生产井仍有较长时间的平稳生产期（图1）。

1.2 试气无水但生产中出水型

该类井试气段测井解释结论一般为气层或含气层，试气不出水，生产过程中随地层能量降低开始出水，随着水气比增大，产气量下降。按出水时间先后可将该类井划分为初期出水和后期出水2种类型。

初期出水井产层段的测井曲线含气性响应较好，试气结论多为含气层，试气过程中日产气量及无阻流量均较小，基本不出水或出少量水（水气比为0.5～1.0 m3/万m3），但在生产初期就产水。生产曲线呈现两段式特征：初期为快速压降段，套压下降快，通常降速＞0.02 MPa/d，日产气量低；后期由于积液，气井进入低产、低效期（图2）。由于生产井段的测井资料显示含气性较好，试气不出水而生产初期见水，说明生产中出水的水源主要为生产层内的毛细管水。

图1 苏里格气田西部S47井生产曲线Fig.1 Production curves of well S47 in western Sulige Gas Field

图2 苏里格气田西部S47-14-65井生产曲线Fig.2 Production curves of well S47-14-65 in western Sulige Gas Field

后期出水井产层段测井曲线含气性响应良好，试气结论多为气层，试气中日产气量及无阻流量均较大，生产曲线表现为初期套压缓慢下降、产量平稳，之后套压、产量均急速下降，气井开始出水，井筒大量积液，进入低产、低效期（图3）。由于生产井段的测井资料显示含气性良好，试气不出水，生产初期也不出水且产量稳定，说明生产中后期所出水的水源主要为气层上下围岩中的地层水。

图3 苏里格气田西部S48-10-74井生产曲线Fig.3 Production curves of well S48-10-74 in western Sulige Gas Field

图4 苏里格气田西部S173井生产曲线Fig.4 Production curves of well S173 in western Sulige Gas Field

1.3 试气与生产中均出水型

该类井生产层段测井解释结论和试气结论一般为气水同层或含水气层，水气比＞1.0 m3/万m3；生产曲线呈两段式（图4），初期为急速压降段，套压、产量降速均较大，地层能量快速下降，不久即转为低产、低效期，生产效果较差。

2 出水井的出水层位识别

由于苏里格气田西部S48区多数井的开发作业方式为多层合试或合采，故基于试气资料和动态生产资料综合分析确定的出水井，需要进一步明确具体的出水部位。受鄂尔多斯盆地东高西低构造背景的影响，整体上苏里格气田西部的成藏动力条件和气源供给均较其东部差，含气层中地层水的含量相对较高，导致含气层的中子测井值响应不明显。同时，垂向上受储层非均质性的影响，气井井眼极不规则，导致密度测井失真。测井曲线对比、分析认为，声波时差测井、电阻率测井参数均对含气性响应较为敏感，因此，采用声波时差、电阻率参数交会来识别气层、水层等。

为了准确判断出水层，首先运用单层试气、单层生产井的测井资料进行出水层识别，进而利用多层合试、合产井数据进行补充和验证（图5）。由图5可知，盒8段、山1段的气层、含气层、气水同层等在电阻率-声波时差交会图中的分布具有各自的优势区。气层具有高声波时差、高电阻率特征。盒8段气层分布区参数特征为：当声波时差＞240 μs/m时，电阻率＞10 Ω·m；当 206 μs/m≤声波时差≤240 μs/m时，电阻率≥5.1×107×e-0.0586DT。山1段气层分布区参数特征为：当声波时差＞243 μs/m时，电阻率＞18.5 Ω·m；当 213 μs/m≤声波时差≤243 μs/m 时，电阻率≥1.289 56×104×e-0.0231DT。水层具有低—中等声波时差、低电阻率的特征；干层具有低声波时差、高电阻率的特征。图 5（a）与图 5（b）各区间界限相同，图 5（c）与图 5（d）各区间界限相同，斜线方程分别在图 5（a）—（d）中标出。

图5 苏里格气田西部S48区电阻率-声波时差交会图Fig.5 Relationship between resistivity and acoustic moveout of S48 block in western Sulige Gas Field

在电阻率-声波时差交会图中，气层分布优势区中存在少量试气结论为气层但实际生产中产水的层，对比分析测井曲线可知其含气响应良好，综合分析认为生产中后期出水型井所产出水主要来自气层的上下围岩，故该生产层为气层且测井参数值在交会图中分布于气层区。气水同层主要分布于气层、干层、水层三者分布优势区的过渡区域。气-气水同产、含气-气水同产的测井参数值落入过渡区。综合分析认为，气-气水同产与含气-气水同产所产出水均为储层毛细管水，试气中由于毛细管水多呈束缚状态故未见出水，生产过程中随地层压力降低而导致毛细管水产出。

3 气水分布特征

3.1 地层水赋存状态

储层中地层水的赋存状态主要受微构造、生烃强度、沉积微相、孔喉大小及类型、孔喉连通性以及颗粒表面吸附性等多种因素影响。根据研究区盒8段、山1段储层微观孔隙结构特征，将地层水微观赋存状态划分为自由水、毛细管水（喉道封锁水）和束缚水3类。

自由水主要赋存于储层中物性和孔隙结构均相对较好的孔隙空间，在重力作用下可自由流动，一般分布于厚层河道砂体底部，测井曲线具有中—低声波时差、低电阻率的特征。在厚层河道中上部，含气部位的测井曲线表现为中—高声波时差、高电阻率特征。如果气水分异较差，测井曲线响应特征为中—高声波时差、较高电阻率。

图6 苏里格气田西部S48区气水分布类型Fig.6 Gas-water distribution type of S48 block in western Sulige Gas field

毛细管水主要赋存于非均质性较强的储层中，为天然气充注驱替不彻底而滞留在微—细孔隙中的地层水，重力作用下不能自由流动。这类非均质性较强的储层主要分布于厚层河道砂体侧翼、中上部位或薄层砂体中，储层中既含有天然气，又富含毛细管水，测井曲线响应特征表现为含气性较差，一般试气时不出水或出少量水，试气结论多为含气层或含水气层。经压裂改造后，随着气体不断采出，压力平衡被打破，生产初期便出水。

束缚水主要赋存于储层晶间微孔或吸附在颗粒表面，不能自由流动。该类型水在储层中普遍存在，经压裂改造后仍较难产出。

3.2 气水分布类型

基于出水井判识和出水井出水层位识别的结果，对比、分析S48区盒8段与山1段气水分布特征认为：平面上，受生烃强度、构造和非均质性共同作用的影响，区内以气水同层为主，含气层分布也较广泛，纯气层呈零星点状分布，不存在明显的天然气优势富集区；垂向上，自下而上从山1段至盒8段顶，水层逐渐增多，盒8段上部普遍含水。各小层内气层、水层、干层交替出现，没有统一的气水界面，气层、水层垂向分布，主要有5种类型（图6）。

（1）纯气型。砂体上下被较厚泥岩层分隔，储层物性好，地层水几乎全部为束缚水，测井响应为气层特征，试气及生产过程中均不出水。

（2）上气下水型。物性较好的砂体内部受重力分异影响，气层或含气层在上，水层或气水同层在下，储层测井解释结论为上气下水或气水同层，试气不出水，生产过程中初期不出水，后期常严重出水，生产所出水的水源主要为砂体底部的自由水。建议该类井在射孔时，尽量选择在砂层顶部射孔，并适当控制改造规模，达到不出水或多出气、少出水的目的，避免底部自由水侵入。

（3）上干/水下气型。主要受河道砂体正韵律的影响，下部层段粒度较粗、物性较好，多为气层或含气层，上部层段粒度较细、物性较差，多为干层或气水同层，纵向上呈现出上干/水下气的分布特点。在压裂后的生产过程中，由于压力降低可能导致出水。如图7所示，S48-11-33井的盒8段射孔段测井响应含气性较好，试气结论为气层，无水产出；由于射孔部位靠近其上部的干层，受压裂措施影响，上部干层内的水体沿压裂缝渗出，生产初期见水。建议该类井射孔位置偏离气层顶部，压裂时应控制改造规模。

图7 苏里格气田西部S48-11-33井气水纵向分布特征（上干下气型）Fig.7 Vertical distribution characteristics of gas and water of well S48-11-33（dry above gas）in western Sulige Gas field

（4）气水共存型。由于储层非均质性较强，地层水含量高，同一砂层内部气水难以分异。若地层水主要为自由水，则测井解释为气水同层，试气过程中出水，且水气比较高，生产过程初期即出水，压力下降快，无法稳产；若地层水主要为毛细管水，试气过程中常不出水或出少量水，生产过程中出水。建议该类井压裂时应减小改造规模，生产过程中尽量避免频繁开关井，以免积液。

（5）气、干/水层间互型。试气、生产特征与上干/水下气型相似，建议对该类井实施分压分求或分压合求，提高气层动用程度。