松南气田火山岩气藏治水对策研究

李 明 松

(中石化东北油气分公司勘探开发工程部， 长春 130062)

1 松南火山岩气藏基本概况

1.1 气藏特征

松南气田位于松辽盆地南部长岭断陷中央隆起达尔罕断凸带，腰英台深层构造高部位。气田主体区为受达尔罕断裂控制的断鼻构造，发育2个局部构造点 —— YS1井区和YP7井区。区内发育北东、北北西及近东西向3组断裂，其中北东向断裂规模大，延伸较远。靠近达尔罕断裂发育小断层，断距约30 m。松南气田平面上划分为腰深1(YS1)、腰深102(YS102) 、腰平4(YP4)、长深1-4(CS1-4)、腰平7(YP7)等5个火山机构。其中，YS1火山机构以弱弹性水驱为主，YP7火山机构以强弹性水驱为主。

松南气田营城组火山岩气藏是一个受断裂控制、具有底水的常温常压岩性-构造气藏。储层物性与岩性相关性较大：火山碎屑岩孔隙度主要介于3.0%～8.0%，渗透率一般小于0.16×10-3μm2；火山熔岩孔渗分布不均匀，孔隙度介于1.0%～29.0%，渗透率介于0.01×10-3～81.92×10-3μm2。在纵向上可将火山岩储层划分为3个期次：期次一、期次二发育流纹岩，以溢流相为主；期次三发育凝灰岩，以爆发相为主。

1.2 开发现状

松南气田火山岩气藏自2006年被发现，至2018年底共计完19口钻井。气井以套管完井为主，以筛管和裸眼完井为辅，经历了开发评价、产能建设、气藏稳产3个阶段。目前，生产中采用的是Φ73 mm油管，开发地质储量采气速度约2.19%，开发地质储量采出程度约27.41%，气井见边底水明显[1]。气藏整体水气体积比(以下简称水气比)由开发初期的20×10-6，上升到目前的287×10-6，个别单井水气比达到了3 300×10-6。YS1火山机构和YP7火山机构产水差异大，YS1火山机构各气井的产水差异也非常明显，YP8、YP9高部位气井未见水，低部位的气井可见到明显的地层水。

2 松南火山岩气藏气井水侵伤害情况

截至2018年底，松南火山岩气藏有18口生产井。其中，15口井明显见到地层水，其余3口气井见凝析水。随着气藏采出程度加大，底水不断突进，大部分气井已见水。从这些见水井的分布来看，生产层位距离气藏原始气水界面越近，见水时间就越早。与气水界面相距100 m以上的5口气井均未见地层水；与气水界面相距100 m以下的5口气井均产地层水；与气水界面相距100 m的YP8气井，目前处于临界状态。气井见水时间受垂向裂缝沟通效果、采气速度等因素的影响，部分气井在垂向裂缝沟通后底水上升较快。

天然气田产出水包括凝析水和地层水2种类型[2]。通常，凝析水对气井生产影响不大。只有当生产压力降低，产气量小于临界携液量而无法携带出油管中的凝析水时，凝析水才会在井底聚集，进而影响气井生产。地层水一旦在产气过程中出现，对气井的影响会越来越大，严重时甚至可直接导致气井关井停产[3]。YP7火山机构的YP7井、YP11井由于产水量不断加大，水气比不断提高，导致在现有集输条件下不能保证正常携液生产，必须采取相应的工艺技术措施加以改善。目前，松南气田大部分气井已见地层水。当气井产水后，井筒和地层中原来的单向流动变为气液两相流动，渗流阻力增加导致单井产量降低；同时，气水物性存在较大差别，气藏储层存在非均质性，使得地层水在气藏中无法均匀推进，常常沿着裂缝或高渗区突进，从而使大量的天然气被封存于水中，最终导致气井动态储量损失[4]。

松南营城组YP3井，在见水前期可稳定生产，日产原料气约35×104m3，水气比小于20×10-6，产凝析水。至2012年底，见地层水后单井气量下降至日产原料气10×104m3的水平。近几年，该井单井动态储量一直呈下降趋势。

3 松南气田火山岩气藏治水对策

气藏治水措施主要有控水、排水和堵水等3种。从水驱气藏治水措施实施效果来看，控水、堵水措施更适用于早期见水的气藏，排水措施更适用于已进入开发中后期的气藏[5]。控水措施主要是通过调整气井工作制度，使井筒底部回压升高，减小生产压差以达减小水侵压差的目的，从而减缓水侵速度。排水措施主要是利用排水工艺，针对单井排除井底、井筒积液维持气井正常生产，针对气藏缩小水体能量，缓解水体向气层内部侵入，防止未见水气井过早出现水淹现象。堵水措施主要针对气水同层的气井，采用在水侵通道内加注水泥桥塞或者堵水剂的方法，降低水相的渗透率，从而减少产水量。

松南火山岩气藏目前地层压力为28 MPa，生产油管采用Φ73 mm13Cr油管。在现有集输系统配套条件下的主要问题是，YP7火山机构气井不能正常携液生产，YS1火山机构气水界面非均匀抬升。对于松南火山岩弱弹性水驱的YS1火山机构和强弹性水驱的YP7火山机构[6]，前者治水宜以控水为主，后者治水宜以排水为主。随着开发生产的持续进行，对于YS1火山机构进行整体治水，进行立体气藏开发。即，在高部位采气，在低部位排水，气藏进行整体治水。下面详述具体治水措施。

3.1 临界压差控水，延长无水采气期

在分析松南气田火山岩YS1火山机构气井产水机理和影响因素的基础上，制定针对性的控水对策。水平井具有生产压差小及底水脊进临界产量大于直井临界产量的优势。我们可以根据底水脊进临界生产压差和临界产气量指导气井配产，延缓底水锥进速度，控制水侵伤害，延长气井无水采气期。

根据物质平衡原理和等值渗流阻力法，考虑垂向渗透率与水平渗透率之比、水气密度差、气水黏度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响，推导底水气藏水平井临界生产压差公式，定量确定其变化规律。在水平井开发底水气藏的过程中，底水不断上升。根据物质平衡原理，得出气藏含气高度和含水高度变化规律，其表达式为[7]：

hg=Hp(1-NpBgNEη)

(1)

hw=Hp(NpBgNEη)

(2)

(3)

N=AHpφ(1-Swc)

(4)

式中：hg—— 气藏目前含气高度，m；

Hp—— 气藏原始含气高度，m；

Np—— 水平井井排中单井的累计产气量，m3；

Bg—— 累计产气量Np下的气体体积系数；

N—— 水平井单元泄气面积的地质储量，m3；

E—— 波及系数，%；

η—— 驱气效率，%；

Swc—— 束缚水饱和度，%；

Srg—— 残余气饱和度，%；

Sig—— 气藏原始含气饱和度，%；

φ—— 孔隙度，%；

A—— 井排单元中水平井的泄气面积，m2。

水平井的泄气面积，可认为由井两端各1个半圆与中间1个矩形组成。其面积计算公式为：

(5)

式中：L—— 水平井水平段长度，m；

a—— 井排单元中水平井的泄气直径，m。

在底水气藏开采过程中，垂直井下面形成一道水锥，而水平井则出现横截面与锥形相近，并且在整个水平井长度下面延伸的脊状。垂直井和水平井一般位于气层顶部，在气井见水时，垂直井水锥体积Vv和水平井水脊体积Vh的计算式为：

(6)

Vh=Vv+LaHp2

(7)

水平井水脊体积由水平井两端的半锥形和棱柱体组成，波及系数计算式为：

E=VhAHp

(8)

当已知水平井累计产气量时，可确定气藏含气高度和含水高度：

(9)

(10)

底水驱动垂向临界速度为：

(11)

式中：vc—— 底水驱动垂向临界速度，ms；

ρw—— 地层水密度，gm3；

ρg—— 气体密度，gm3；

Kh—— 水平渗透率，10-3μm2；

μw—— 地层水黏度，mPa·s；

μg—— 气体黏度，mPa·s。

在底水未到达水平井井底时，从原始气水界面到水平井井底的区域可划分为2个区，即底水脊进区和纯气区。假定底水脊进区中只有水流动，剩余气为残余气。

根据等值渗流阻力法，计算底水脊进区中流动阻力及纯气区中流体渗流阻力：

R1=μwhwAKvKrw

(12)

R2=μghgAKvKrg

(13)

式中：R1—— 水脊进区水体渗流阻力，MPa；

R2—— 纯气区气体渗流阻力，MPa；

Kv—— 垂向渗透率，10-3μm2；

hw—— 气藏目前水脊高度，m；

Krw—— 水相相对渗透率，小数；

Krg—— 气相相对渗透率，小数。

原始气水界面到水平井井底的压差计算式为：

Δp=pwgc-pwf

(14)

式中：Δp—— 原始气水界面到水平井井底的生产压差，MPa；

pwgc—— 原始气水界面孔隙压力，MPa；

pwf—— 水平井井底压力，MPa。

纵向上流体流量计算式为：

Q=Δp(R1+R2)

(15)

(16)

式中：v—— 流体视渗流速度，ms。

流体真实渗流速度vz和视渗流速度的关系为：

υz=υφ

(17)

水平井临界生产压差为：

(18)

以松南气田YP8井为例进行研究，该井地层压力为24.3 MPa，地层温度为133 ℃，其他参数见表1。

表1 松南气田YP8井基础数据

从YP8井含水高度和含气高度变化图(见图1)可看出，随着气体不断从储集层中采出，含气高度逐渐降低，底水界面逐渐上升，含水高度不断升高，且临界生产压差呈现递减趋势(见图2)。在气藏开发过程中，需要时刻关注气井临界生产压差，及时调整工作制度，防止底水过早锥进，从而延长无水采气期，提高气藏最终采收率。

图1 YP8井含水高度和含气高度变化图

图2 YP8井临界生产压差变化图

根据气水界面距离、裂缝发育程度、物性差异，计算临界生产压差与临界产气量，确保气藏气水界面近均匀抬升。气井生产压差控制在临界生产压差以下，进行差异化配产(见表2)。其中，A类井产凝析水，距气水界面较远，可以对其采取适当高配策略；B类井产地层水，距气水界面较近，可对其采取低配策略，确定生产压差控水。

表2 气井差异化配产表

3.2 排水采气，提高采收率

在目前的生产条件下，强弹性水驱的YP7火山机构气井生产油压下降到了松南气田的整体集输压力值以下。该火山机构气井水气比高达3 000×10-6，地层能量不足以有效地将液量输送到地面。对于这种生产中已见地层水的高水气比气井，需采用排水采气工艺来保证气井的正常生产。随着开发生产的持续进行，YS1火山机构水侵量不断增加，对气井和气藏的影响会越来越大。建议对气藏进行立体开发，纵向和横向上同时治水，适时开展低部位排水、高部位采气的试验。

3.2.1 地面井口增压

YP7强弹性水驱火山机构的水体能量足。该火山机构的YP7井和YP11井于2008年投产以来，水气比一直较高。目前，其水气比高达3 300×10-6，日产水量达60 m3。 2015年6月YP7出现停喷。2015年11月，开始采用增压开采技术降低单井的外输压力，降低井口回压，以降低井底流压，使气井在较低井底流压下生产，重新建立和谐的气水流动关系, 实现自喷带液生产。在后期，进行了流压监测。通过降低井口压力来实现增压生产，井底流压从停喷前的20.58 MPa降至目前的14.31 MPa。通过增压，有效地加大了井底生产压差，实现了气井连续带液生产。2017年10月，在YP11井应用了此项治水措施。目前两井均能连续稳定生产，累计增产气3 000×104m3。在取得良好经济效益的同时,也提高了采收率。此方法在两井的成功应用，说明在松南气田现有集输系统压力下，通过井口增压可以达到排液采气的目的。

3.2.2 气藏纵向上立体开发

针对裂缝性整装有水气藏，可采用排水、采气相结合的整体治水措施，有效提高气藏综合治水和开发效果。对于YS1略弹性水驱火山机构，可以考滤在位于构造有利部位的主产区，优选主产气井，控制合理采气速度，使气藏均匀降压，控制水体不均匀推进。在底水气藏高渗区气水界面以下层段各井，开展阻止水向主产气区不均匀推进的排水采气措施，拖住边水、底水的推进，调整气水边界推进速度，降低水封区的压力，缓解水体向气藏内部侵入的压力，避免气藏水侵恶化。

松南火山岩气藏YP16井目前日产原料气5.3×104m3，日产水90 m3。该井位于构造低部位，且距气水界面较近。在该井实施增压生产，虽开采成本较高，但通过该井的排水生产，可以改善气藏内部气水关系，控制水侵区内的水侵量，有效控制底水突进速度，有助于改善气藏整体开发效果。

4 结 语

在底水气藏开发过程中，底水界面抬升，含水高度不断升高，含气高度逐渐下降，水平井临界生产压差呈现递减变化趋势。根据底水脊进临界生产压差和临界产气量指导气井配产，可延长气井无水采气期，提高气藏最终采收率。针对强弹性水驱的YP7火山机构，选择人工排水采气的方式，延长气水同产期，可以提高气藏采收率。在当前阶段，针对YS1火山机构应用临界压差指导临界气量生产，可以有效地控制地层水入侵。随着开发生产的持续进行，针对YS1弱弹性水驱火山机构，可以考虑在构造高部位采气，低部位排水，从而控制底水锥进速度。