延安气田东部致密气藏产水原因及控水方法研究

2019-10-11吴小斌刘磊峰秦远成雷开宇

延安大学学报(自然科学版) 2019年3期

陈瑞，吴小斌，刘磊峰，秦远成，雷开宇，李洋

(1.延安大学石油工程与环境工程学院，陕西延安 716000；2.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710000；3.延长石油油气勘探公司采气一厂，陕西延长 717100；)

近年来，在鄂尔多斯盆地天然气勘探开发得到了高效发展[1-2]。随着区块勘探开发年限及规模的增大，气井产水已成为气田稳产和高效开发中最为突出的问题。目前针对气井控水方面的研究，大多侧重于气井见水后采用何种排水采气工艺方法[3]，而在降低气井水气比的方面研究相对较少。本次研究深入分析了延安气田东部致密气藏产水原因及气井产水的主要类型。通过采用不稳定分析法对井区投产气井生产压差和水气比进行实测拟合，总结出气井产水规律。按照产水规律调整合理生产压差控制水气比，达到减少产水、延长气井稳产周期、提升气藏采收率的目的。

1 产水现状

研究区自2015年开始投产，气井在生产过程中容易产水且产水量有逐渐增大的趋势[4-7]。目前研究区共投产气井数117口，关停13口。根据2019年上半年59口气井产水监测数据结果显示，平均水气比为0.697 m3/104m3，水气比分布范围为0～12.6 m3/104m3，其中水气比小于0.5 m3/104m3的气井有45口，占比76.3%。

主力层山2段原始地层压力为20.65 MPa，目前平均地层压力15.77 MPa(据2019年已测9口静压数据统计)。区块平均日产水量为19.1 m3，产水水型主要为GaCl2型。其中Cl-含量变化范围为2270～124 000 mg/L，平均氯离子含量为52 741 mg/L。

2 产水原因分析

2.1 储层特征及气藏类型

研究区主力层山西组及盒8段主要为浅水环境的三角洲平原与三角洲前缘频繁进退和侧向迁移[8]。储层非均质性较强而且埋深较大造成储层物性差，主力层山西组平均埋深2610 m，平均孔隙度5.38%，平均渗透率为0.19×10-3μm2，属于特低孔、特低渗储集层(储层孔隙度主体介于2.0%～10.0%，渗透率在0.01～0.6 mD之间)。本区气藏类型主要为三角洲前缘亚相具有复合韵律的致密砂岩气藏，主力开采层位为山1段、山2段，部分井与盒8、本溪组合采。

2.2 气井产水原因

气井产水主要分为七种类型[9]：工作液反排、凝析水、储层内层窜水、原生层内水、次生层内水、套管外水窜、边水。依据本区非均质性强、物性差隔夹层多的储层特点及气井现场作业分析，气井产水主要为：原生层内水、次生层内水以及凝析水三种类型。

首先，油气在成藏过程中部分砂岩透镜体未完全充注，导致储层存在小范围滞留水形成原生层内水；其次，储层中低渗区孔隙及毛管中存在大量束缚水，通过构造裂缝及人工压裂缝串通，形成流动相的水即次生层内水；最后，气藏本身携带有部分水蒸气在气井开采过程中，井口处由于温度及压力的下降发生凝析作用导致产水。

2.3 生产压差对气井控水的影响

研究区山西组平均含水饱和度为51.21%，储层中赋存的水主要为原生层内水和次生层内水。气藏不存在明显的边底水，表现为同储同出，开采能量主要依赖气藏自身的气体膨胀能量[10]，属于弹性驱动气藏。因此低渗透多韵律气藏常规堵水是不适用的，而且很可能对该类储层造成污染、堵塞。此外，开发中采取排水的方式控制气井产水，只是一个短期的解决办法，并没有从根本上控制致密储层产水。综上所述，延安气田低渗透致密气藏开发过程中，应该通过有效的控水方法来延长气井的生产周期提高采收率。

有研究结果表明[11]：在含水饱和度相同的情况下，随着压力梯度增大，气相相对渗透率会逐渐降低，而水相相对渗透率会逐渐增大，这种现象在含水饱和度较高时影响越显著。这就说明气相渗流能力随压力梯度的增大而降低，水相渗流能力随压力梯度的增大而增大。

研究区储层含水饱和度较高，气井常以气水两相渗流的形式产出。根据上述结论较高的压力梯度将会造成气井水气比逐步升高最终造成气井水淹。另一方面储层的含气性和物性是难以改变的，因此通过确定合理生产压差来调整压力梯度，从而减缓气井见水、延长生产周期，是致密气藏控水稳产的一项重要举措。

3 生产压差与水气比的关系

衡量气井产水的一个重要参数就是水气比。为确定研究区气井水气比与生产压差的对应关系，研究中结合不稳定试井法和传统动态分析法进行气井生产参数的监测。具体方法是：首先通过改变气井的工作参数，使气井井底流压发生变化；其次根据压力变化数据研究气井控制范围内的地层参数和气井完善制度，推算目前地层压力；最后通过地层压力及井底流压得出生产压差，将其与水气比拟合总结气井在不同生产压差下的产水变化规律。

3.1 套压与井底流压的线性关系

本次研究收集7口气井压力实测数据，利用saphir软件拟合公式，通过套压折算成井底流压，得出井底流压与套压的关系为(图1)：

Y=1.2541X-0.2283

式中：Y──井底流压，MPa；

X──井口套压，MPa。

图1 研究区井底流压与井口套压关系图

3.2 海拔深度与地层压力的关系

根据研究区近一年主力生产层位山1段、山2段的试气结果资料以及静压测试数据，回归分析气层海拔深度和目前地层静压值的线性关系，得出主力层山1段、山2段分层目前地层压力与海拔深度的拟合公式(图2)：

山1段：Pi=-0.0192H-7.7156(R2=0.8422)

山2段：Pi=-0.0197H-11.676(R2=0.8622)

式中：Pi──地层压力，MPa

H──海拔，m

图2 研究区山1段(1)-山2段(2)地层压力与海拔深度关系图

3.3 生产压差与水气比的拟合

本次研究收集整理全区23口井46井次的压力以及单井产水、产气数据，通过前两种方法获得不同工作制度下井底流压及地层压力，然后计算生产压差。利用saphir软件以及相应的拟合公式，获得生产压差和水气比关系图(图3)。

图3 研究区水气比、日配产与生产压差关系图

由拟合成果可知：水气比与生产压差存在正相关的关系。当生产压差为3.0～5.0 MPa时，水气比随着生产压差增大表现较为平稳，缓幅度上升，并保持在0.5 m3/104m3附近；当生产压差大于5.0 MPa时，水气比随生产压差增大而急剧上升；当生产压差小于3.0 MPa时，气井基本不产水或产水量低且产能较差，无法实现效益最大化。综合分析，气井能够保持稳定生产能力且产水较低的合理生产压差应保持在3.0～5.0 MPa的范围。