阿姆河右岸气田复杂出水模式精细识别和长效治理对策

刘荣和，高仪君，冷有恒，张 李，代小川

(1.中国石油川庆钻探工程有限公司，四川 成都 610051； 2.中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司，北京 100000)

0 引 言

阿姆河右岸B区中部气田为碳酸盐岩气藏，具有高温、异常高压特征，裂缝及水体较为发育。自2014年4月投产以来，共有生产井60余口。2015年8月产水趋势快速递增，最大产水量达1 300 m3/d，见水井比例高达63%，严重制约了阿姆河右岸气田产能发挥[1-3]。治水难度大主要体现在：气藏储层类型多、非均质性强、裂缝复杂，致使产水通道认识不清；气井水源多样，出水规律认识不明，气井出水特征差异大，水侵方式无法准确识别；B区中部气田边境强采、土方事故井破坏气藏等复杂情况，引发异常见水；现有治水配套技术不完善，单一治水方法无法满足复杂、异常出水的有效治理，难以指导出水井成功治水及高效开发。为了明确各出水井的水侵模式并指导气田治水，提出了地质因素、工程因素和开发因素相结合的方式，精细识别了5类复杂出水模式，并分类提出了长效治理对策，为气田长期高效平稳开发奠定了基础。

1 气田概况

阿姆河右岸区域为海相碳酸盐岩沉积，横跨多个沉积相带，B区中部位于浅水高能与深水盆过渡相带(即“起伏状”缓坡相带)，受构造应力作用，裂缝较为发育。基于裂缝发育情况储层类型主要发育孔隙(洞)型、裂缝—孔隙型、缝洞型，同时该地区边底水较为发育，压力系数在1.7以上，为异常高压气藏[4-6]。由于技术、设备、地质认识等原因，前苏联时期有23%的探井出现了恶性井喷等钻井事故，且前期事故井对后期的钻井也将产生重大影响，如D-1井受前期井喷事故井P-7井影响报废，阿姆河右岸勘探开发陷入了停滞状态。2007年7月，中石油集团公司与土库曼斯坦达成合作关系，重新开启了阿姆河右岸勘探开发工作。

阿姆河B区中部跨境气田有基尔桑、捷列克古伊和坦格古伊气田，乌兹别克斯坦境内已有开发井30余口，正钻井10余口。邻国强采导致地层压力下降加快、气水界面快速抬升，水窜能力增强，气田快速见水。出水井受储层物性、出水来源等地质因素以及事故井、固井质量等工程因素影响，生产动态表现出较大差异。单井出水量变化范围为0～300 m3/d，其中19口井日产水小于100 m3/d，7口井大于200 m3/d。同时，通过多周期单井水样分析，氯根变化范围为10 000～100 000 mg/L，其中5口井氯根小于10 000 mg/L，16口井大于50 000 mg/L。

2 气田出水模式判断方法

2.1 气田出水分类

气田的出水来源一般可分为气层内部水(气层内部封存水和凝析水)、气层外部水(上、下层水和边底水)、上覆地层水及各种工程液等。总结前人研究经验，一般可通过水性判断结合动态监测、试井判别、动态分析等方法识别气田出水来源[7-10]。通常来说，凝析水矿化度较低，工业用水和地层水矿化度较高，其中工业用水往往呈较强的酸性或碱性，而地层水的氯根含量较高。

2.2 地层水来源判断

确定产出液为地层水后，需进一步判断地层水的来源，气井产层测井解释结果为气水同产层且生产过程中明显表现出产水特征的，重点考虑为气层内部水；产层测井解释为气层，但上、下层存在气水层或水层的，考虑为上、下层出水。对于多层合采的气井，可开展多轮次的产出剖面测试，分析判断各生产层位的产液情况。根据上、下层位产液的先后顺序及各层位的产气产液变化情况判断边水水侵或底水锥进的种类。

通过历年对阿姆河右岸各井开展的试井分析，总结了根据压力恢复曲线形态分析判断地层水来源的方法：①边水推进时，天然线性水边界在双对数曲线上会有与断层影响类似的特征反映，由于气水流度差异较大，表现为曲线后期上翘的特征，边水离气井越近，压力导数上翘时间越早；②底水影响时，压力恢复双对数曲线上有定压边界反映，压力波传导到定压边界(底水)后，导数曲线呈下掉特征，但试井的压力导数曲线受水体倍数、水侵程度轻重等的影响，会表现出异常现象，导数曲线上翘或下掉，此时应结合数值模拟研究成果，对底水上升情况进行综合判定[14-18]。

2.3 阿姆河右岸气田出水模式判断

阿姆河右岸气田出水情况复杂，根据大量现场实际取样，通过物理性质和化学性质梳理气田水特性，总结出水性判别简表(表1)。

表1 阿姆河右岸地区水性判别简表

3 出水模式精细识别及治理对策

考虑气藏储层类型多、非均质性强、裂缝复杂、边底水活跃、土方事故井等影响，结合阿姆河气田地质、工程和开发因素，明确了复杂出水模式，在常见的底水水锥型和裂缝水窜型基础上，提出3类出水模式：边水断裂水窜型、高压盐水倒灌型和浅层淡水倒灌型(图1)。基于阿姆河右岸5类复杂出水模式的地质特点和动态特征，针对不同出水类型不同时期提出了相应的长效治水对策[19-25]。

3.1 底水水锥型

底水水锥型气井的储层类型主要为孔隙型，或井底附近存在微细裂缝，且分布相对均匀，无大裂缝存在，储层表现出似均质特征，井底附近形成一个相对低压区，微观上底水沿裂缝上窜，宏观上呈水锥推进(图2a)。气井早期出水后，产水量小且上升平缓，生产压差与产水量正相关。后期通过降低产气规模，产水量、氯根出现明显下降，甚至表现出产纯气生产特征。别列克特立气田B-22井见水模式是典型的底水水锥型(图2b)，出水期间水气比一直较稳定，关井或者调低配产后，地层水受重力作用占主导而产水量降低，如果以小产量继续生产，水气比将维持在较低水平。

图2 底水水锥型出水特征

底水水锥型产水气井的治理思路为控水采气，延长无水采气期，提高最终采收率。底水水锥型产水气井一般情况下都有一定的避水距离，近井地带的较大压降漏斗是导致气井见水的主要条件。对于此类产水气井，应适当的控制生产压差，延长无水采气期，控制地层水上升速度，避免水锁、卡断、扰流过早出现，形成封闭气而降低采收率。

3.2 裂缝水窜型

裂缝水窜型气井的储层类型主要是裂缝孔隙型，其特征是在井底或井底附近存在高角度大裂缝，裂缝发育且分布广泛。随着气井生产，底水沿这些高角度大裂缝迅速上窜，水体活跃，有的甚至表现为管流特征，但这种水窜发生范围一般较小，气藏气水界面基本未发生明显变化(图3a)。皮尔古伊气田P-23井见水模式是典型的裂缝水窜型(图3b)，气井生产特征表现出早期快速见水，且产水量快速上升。后期降产控水效果不明显，见水对气井生产影响极大，短期内可使气井完全水淹。

裂缝水窜型产水气井的治理思路为初期利用自

图3 裂缝水窜型出水特征

喷排水，中后期采用排水采气工艺。裂缝水窜型产水气井产水迅猛且量大，高水气比，且产气通道同时也是产水通道，通过降低生产压差已经无法控制地层水的侵入。对于此类出水气井，需要分阶段实施治理：初期地层压力高，充分利用自喷排水，将产水矛盾由地下转移到地面，通过扩容地面水处理装置来解决；在生产中期，地层压力下降自喷能力变弱后，可以通过速度管柱或者泡排等方式来排水。

3.3 边水-断裂水窜型

受大型断裂系统影响，气藏边部与水体能量沟通，气井泄压造成边水沿断裂条带或高渗带裂缝快速突进，此类见水模式为边水-断裂水窜型(图4a)。该类气井的储层类型主要是裂缝-孔隙型、缝洞型，裂缝是气水流体渗流的主要通道。气田边水活跃，整体见水特征为边部气井早期见水，内部气井相继见水。气井产水大小受边部水体能量控制，边部气井见水量较大，内部气井产水量逐渐减弱。扬古伊气田见水模式是典型的边水-断裂水窜型，受桑迪克雷气田S-21井下部水体影响，边部气井Y-22、Y-101D相继见水，且见水后降产控水效果不明显(图4b)。

图4 边水-断裂水窜型出水特征

边水断裂水窜型产水气井治理思路为采用边井排水、内井控水策略，阻滞边水横侵，有效保护气藏内部。整个断裂系统发育，边部井无法通过控制生产压差来抑制地层水的产出，气井控水采气可能导致水体侵入到气藏内部，进一步危害到中部气井。因此，对于此类出水气井最佳的治理方式是充分发挥边部气井的产能优势，尽量通过排水采气来延缓地层水侵入气藏内部；中部气井采取控水采气的策略延缓地层水的产出。

3.4 高压盐水倒灌型

受晚侏罗统启莫里阶广泛发育的巨厚岩膏层影响，阿姆河盆地沉积体系分为盐上和盐下，岩膏层厚度约1 000 m。上下盐层为纯盐层，局部构造膏盐层中存在大量高压盐水体，受事故井的影响，高压盐水水体在上覆压力的驱动下，沿固井水泥环与膏盐岩层之间裂隙流入储层并在井底富集，进一步向生产井扩散，此类见水模式为高压盐水倒灌型(图5a)。

该类见水特征主要为产出水矿化度高，水样氯根最高达到100 000 mg/L。膏岩层中高压盐水体呈分散的透镜状分布，主要为层间滞留水，范围分布不连续，具有水体体积有限和不活跃的特点。开井早期类似于近井带排液特征，日产气、油压“双升”，产水量、水气比早期较高但快速降低，后期产水量小，水气比稳定(图5b)。

图5 高压盐水倒灌型出水特征

高压盐水倒灌型产水气井治理思路为尽早利用地层能量排出有限水体。盐水串流通道为固井质量较差的位置，无法进行修补。高压盐水层主要发育在下石膏的HA层之上，盐水层发育在巨厚岩层之间，水体能量有限，对于该类气井通过主动排水采气，后期产水量可能减少甚至不产水。

3.5 浅层淡水倒灌型

受阿姆河开发早期井喷事故井影响，大量天然气沿报废井眼或套管外环空(固井质量极差)上窜，在上白垩统谢农阶形成了不同规模的浅层高压“次生气藏”，同时上部浅层淡水与下部储层逐步置换，导致事故井井周形成独立水源。浅层水的下泄除了影响事故井通道附近的气水分布外，还会横流影响整个区域的生产井，此类见水模式为浅层淡水倒灌型(图6a)。该类型见水特征主要为产出水矿化度低，水样氯根平均为10 000 mg/L。距事故井越近生产井受到影响越大、产水越严重，但浅层水倒灌水量有限。此类井测试期间产水量较大，生产制度调整对水气比影响不大(图6b)。

图6 浅层淡水倒灌型出水特征

浅层淡水倒灌型产水气井治理思路为充分利用自身能量和外来水能量，主动排水，减少倒灌水波及范围。井筒内的液面由于重力分异而下沉，表明浅层水泄流的速度有限，排水具有一定可行性。对于此类井要充分利用初期地层能量和外来水能量，主动排水，减少波及范围。

4 结论及建议

(1) 阿姆河气田B区复杂碳酸盐岩气藏主要发育孔隙(洞)型、裂缝-孔隙型、缝洞型3种储层类型，B区中部边底水广泛发育，因土方事故井、邻国强采、多期裂缝发育等因素造成气井出水类型复杂多样。

(2) 通过系统研究不同气田出水来源、产水通道、水体规模、活跃程度等，结合出水气井生产动态特征，提出了底水水锥型、裂缝水窜型、边水-断裂水窜型、高压盐水倒灌型和浅层淡水倒灌型5类出水模式，为产水井的精准治理指明了方向。

(3) 在充分论证了不同治水技术的特点、工艺难点及适应性的基础上，针对5类出水模式提出不同出水类型不同时期治水策略。