涩北气田弱水驱气藏水侵早期识别方法

邓成刚，李江涛，柴小颖，陈汾君，杨喜彦，王海成，连运晓，涂加沙

（1.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌 736202；2.中国石油青海油田分公司气田开发处，甘肃敦煌 736202）

0 引言

涩北二号气田位于柴达木盆地东部三湖地区，属于“背斜层状边水气藏”，无断层发育，气藏为边水所环绕。储层岩性主要为泥质粉砂岩和粉砂岩，地层胶结疏松，以原生孔隙为主，有少量的次生孔隙。岩心样品分析孔隙度为10.3%～43.0%，平均为32.4%，渗透率为8.3～68.3 mD，平均为19.0 mD，总体表现为高孔、中—低渗储层的特点。储层砂体平面发育稳定，横向连通性好，总体上属孔隙性相对均质气藏［1］。

针对不同类型的水驱气藏有不同的开发方式，水驱气藏开发的主要原则是尽早识别，合理开采，从而达到提高采收率的目的［2-4］。多数水驱气藏在开发过程中其水驱特征表现得非常明显，这类水驱气藏在开采的早期（采出程度低于30%）就会大量产水，并且产水量会随着开发的不断深入而持续增加，但是还有一部分边水能量稍弱的水驱气藏在开发初期并不产水，这类水驱气藏往往容易被误认为是定容气藏，并按照定容气藏的开发方式和原则对其进行开发，从而造成开发技术和措施上的失误［5-9］。

以往油田现场多采用水气比变化分析、地层水水型监测等方法对气藏的水侵特征进行识别，但这些方法容易受气藏形成过程中地层滞留水的影响，同时需要地层水进入井筒后才能判断，无预见性［10-12］；通过分析不同时期不稳定试井曲线变化特征监测气藏气水界面的推进情况，但试井资料受仪器、井间干扰、储层平面物性差异等因素的影响，存在一定的多解性［2-4］。根据涩北二号气田总体发育高孔、中—低渗储层，无断层发育，属孔隙性相对均质气藏的特点，以涩北二号气田A 气藏为例，根据物质平衡原理引入生产指示曲线法、存水体积系数法和视地质储量法对气藏早期的水侵特征进行识别，并系统阐述这些方法的识别原理、适用条件等，再通过不同采出程度下曲线变化特征进行对比，优选出适用于涩北二号气田弱水驱气藏的水侵识别方法，以期为弱水驱气藏的早期水侵特征识别提供指导。

1 识别方法

1.1 现场经验识别法

以往气藏水侵监测的常用手段［10-12］，一是定期取水样进行测定，通过分析产出凝析水含量的变化，或者根据地层水与凝析水水型及矿化度等方面的不同，分析其来源，进而判断水侵是否发生，但在气藏形成过程中，在气藏的中低部位容易残存部分层内水，其水型和矿化度与边水类似，水样测定较难区分；二是分析气藏水气比变化曲线，如涩北二号气田A 气藏早期水气比上升不明显，但在采出程度高于44%后水气比急速上升（图1），明显受到边水水侵的影响。以上这2 种方法都是在地层水进入气井后才能进行判断，而在实际的气田开发中，更希望在地层水尚未进入气井井筒之前就能判断气藏是否有水侵，这样才能有针对性地及时采取相应措施，做好防水和治水准备。

图1 涩北二号气田A 气藏水气比变化曲线Fig.1 Water-gas ratio curve of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

1.2 生产指示曲线法

根据物质平衡原理，在水驱气藏开发过程中随着气藏内天然气和水的采出，地层压力不断下降，会引起气藏内天然气、地层束缚水的弹性膨胀及岩石的压缩，并导致边底水的侵入，其过程满足以下物质平衡方程［2-4］：

式中：G为气藏原始地质储量，m3；Bg为天然气体积系数，m3/m3；Bgi为原始条件下天然气体积系数，m3/m3；Cc为气藏容积压缩系数，MPa-1；Bw为地层水体积系数，m3/m3；Gp为累计产气量，m3；Δp为气藏总压降，即pi−p，MPa；We为水侵量，m3；Wp为累计产水量，m3。

Cc反映了气藏容积随地层压力的变化程度［3］，计算公式为

式中：Cp为岩石压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；Swc为束缚水饱和度，%。

存水体积系数ω为气藏水侵量减去累计产水量得到的剩余水量与气藏原始储量的比值［2-4］，计算公式为

式中：ω为存水体积系数。

天然气的目前和原始体积系数分别可表示为

式中：psc为地面标准状况下的压力，MPa；Z为目前条件下的偏差因子；T为目前条件下的地层温度，K；Zi为原始条件下的偏差因子；Ti为原始条件下的地层温度，K；pi为气藏原始地层压力，MPa；Tsc为地面标准状况下的温度，K。

那么用地层压力表示的水驱气藏的物质平衡方程，由式（1），（3），（4），（5）可得

式中：p为气藏目前地层压力，MPa。

若采用拟压力表示［3］，式（6）可以写成

式中：pp为气藏目前地层拟压力，即p/z，MPa；ppi为气藏原始地层拟压力，即pi/zi，MPa。

对于一个正常压力系统下的定容气藏，其物质平衡方程中的ω=0，并忽略采气过程中因压力下降导致的地层束缚水的弹性膨胀及岩石压缩引起的体积变化［3］，则式（7）可以简化为

将式（7）和式（8）进行比较可以看出，在定容气藏开发过程中气藏拟压力（pp）与累计产气量（Gp）呈线性关系，而水驱气藏由于边水能量的补充，存水量增加，气藏拟压力下降速度会随着累计产气量的增加而减小，气藏拟压力（pp）与累计产气量（Gp）之间会呈非线性关系。如涩北二号气田A 气藏的生产指示曲线（图2）早期水侵不明显，表现为定容气藏的特征，此阶段气藏内天然气的弹性膨胀驱动起主导作用，在气藏的采出程度达到一定值后，生产指示曲线出现了明显上翘，此时气藏压力开始受到边水能量的补充。

图2 涩北二号气田A 气藏生产指示曲线Fig.2 Production indicator curve of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

根据物质平衡原理［13-17］和图2 中的直线段公式可以计算出A 气藏的动态储量为26.63 亿m3，而该气藏累计产气量达到9.13 亿m3时生产指示曲线出现上翘的拐点，气藏开始受到水侵的影响，对应气藏采出程度为34.3%。

1.3 存水体积系数法

在正常压力系统下水驱气藏开发的早期，人们忽略了岩石压缩和束缚水膨胀性的影响，由式（7）得到的水驱气藏物质平衡方程［2-4］为

定义ppD为无因次拟压力［3］，计算公式为

由式（9），（10）可得

式中：Rg为采出程度，即Gp/G。

对于水驱气藏，由于存水体积系数ω＜1，故由式（11）可知ppD与Rg的关系在直角坐标图上为直线倾角大于45°的曲线；对于定容气藏，水侵体积系数ω=0，ppD与Rg的关系在直角坐标图上为直线，倾角为45°［2-4］。涩北二号气田的A 气藏在开发早期基本未受到水侵的影响，但在气藏采出程度达到34%以上后，无因次压力与采出程度关系曲线出现了上翘的特征（图3）。

图3 涩北二号气田A 气藏无因次压力与采出程度的关系Fig.3 Relationship between dimensionless pressure and recovery degree of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

1.4 视地质储量法

气藏的原始地质储量（G）是一个不会随着生产时间变化的参数，与累计产气量无关，因此，基于气藏物质平衡方程提出了视地质储量法来进行气藏水侵的早期识别［2-4］。定义Ga为视地质储量，且令，那么，由式（1）变换可得

对于定容气藏，水侵量We=0，则式（12）可表示为Ga=G，Ga与Gp的关系在直角坐标图上为平行于x轴的直线；若为水驱气藏，在水驱的作用下We不断增加，Ga与Gp的关系将是一条曲线。涩北二号气田的A 气藏开发的初期曲线向上弯曲不明显（图4），但在累计产气量达到6.55 亿m3之后（对应采出程度为24.6%），曲线明显上翘。

图4 涩北二号气田A 气藏视地质储量与累计产气量关系曲线Fig.4 Relationship between apparent geological reserve and accumulated gas production of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

2 识别方法对比

针对涩北二号气田边水能量较弱的A 气藏，对比水侵识别的4 种方法（表1）。油田现场采用的水样监测及生产曲线法识别水侵比较直观，但无预见性，需要在气藏采出程度达到44.55%才能识别水侵。生产指示曲线法、存水体积系数法、视地质储量法较现场经验法有一定的预见性，综合对比来看，视地质储量法曲线出现上翘的拐点时对应采出程度最低，仅为24.6%，比现场经验法低20%，比生产指示曲线法、存水体积系数法均低10%，因此，推荐使用视地质储量法。视地质储量法在气藏水侵早期识别时的应用效果较好，分析其原因，主要是由于视地质储量法参照对比的原始地质储量并不随累计产气量的变化而变化，在视地质储量与累计产气量关系图上为平行于x轴的直线，较容易看出视地质储量与原始地质储量的差别，对气藏水驱作用的敏感性强，水侵识别结果可靠性高。

表1 涩北二号气田A 气藏不同水侵识别方法对比结果Table 1 Comparison of different water invasion identification methods for A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

3 应用实例分析及调控效果评价

根据水驱气藏的物质平衡方程可以计算出气藏的水侵量［17-20］为

进而可以计算出气藏边底水的驱动指数［11］为

式中：DIe为边底水驱动指数。

根据涩北二号气田A 气藏生产数据计算不同采出程度下的岩石和水的弹性膨胀量、水侵量、边底水驱动指数等如表2 所列。从表2 可以看出，随着气藏的持续开发，地层束缚水弹性膨胀和岩石压缩所引起的气藏体积变化量在逐渐增加，但仅为气藏水侵量的2%，因此，对于正常压力系统下的水驱气藏可以忽略不计。同时，把表2 中气藏边底水驱动指数与采出程度之间的关系绘制到图5 中，得到该气藏的边底水驱动指数变化曲线，可以看出该气藏采出程度高于20%以上后，边底水驱动指数上升较快，从早期的边水不活跃气藏逐渐演化为边水较活跃气藏。

表2 涩北二号气田A 气藏生产动态数据及计算参数值Table 2 Production dynamic data and calculated parameters of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

图5 涩北二号气田A 气藏边底水驱动指数变化曲线Fig.5 Curve chart of driving index change of edge and bottom water of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

近年来，根据涩北气田各开发层组的生产动态和水侵特征，适当降低了部分采速过高、水侵严重层组的采速，并结合产销任务对各气藏进行了开关井优化，以期实现各气藏纵向上和平面上的均衡。以涩北二号气田的A 气藏为例，通过上述水侵特征识别和水体能量的计算，在2010 年以后发现其边水趋于活跃，具有水侵气藏的生产特征，适当降低了其采气速度，平均采气速度由调控前的4.84%降低至调控后的3.11%，并通过优化配产和开关井调整，适当降低了气藏边部气井的采速，提高了气藏中高部位气井的采速，开展平面上的均衡采气调控。通过连续几年的调整，气藏平面上压力分布趋于均衡，顶部形成明显的压降漏斗区（图6）；气藏的开发指标也有所好转，2012 至2014 年年递减率连续3 年出现了下降，但近两年由于气藏的水侵日趋严重，而强排水措施未跟上，递减率有重新增高的趋势（图7）。

图6 涩北二号气田A 气藏调控前（a）、调控后（b）压力平面分布图Fig.6 Pressure distribution of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field before regulation（a）and after regulation（b）

图7 涩北二号气田A 气藏年递减率和水气比变化趋势Fig.7 Annual decline rate and water-gas ratio change trend of A gas reservoir in Sebei No.2 gas field

4 结论

（1）现场经验识别法，如水样监测、水气比变化曲线分析等判断气藏的水侵特征最为直接，但在识别气藏水侵的过程中容易受滞留层内水、作业液等因素干扰，并且要在边水进入井筒后才能识别，无预见性，可作为气藏水侵特征识别的辅助手段。

（2）涩北气田部分弱水驱气藏开发初期水驱特征不明显，但随着气田的深入开发，边水逐渐趋于活跃，对气田的开发造成较大影响；同时，随着地层压力的下降，地层束缚水与岩石的弹性膨胀量也在逐年增加，但总量较小，仅为气藏水侵量的2%，可以忽略不计。

（3）生产指示曲线法、存水体积系数法、视地质储量法3 种方法均适用于对涩北气田这类边水能量较弱，且无裂缝发育的相对均质气藏进行早期水侵特征识别，对气藏水侵的识别有一定的预见性。相比较之下，视地质储量法对气藏水侵作用敏感性强，曲线发生上翘拐点时对应的采出程度最低，水侵识别结果可靠性高，因此，推荐使用该方法对弱水驱气藏进行早期的水侵特征识别。