柴达木盆地台南气田边水水侵影响因素及剩余气分布特征研究

2020-07-07孙永亮王小鲁王玉善柴小颖李国良赵坤梅

录井工程 2020年2期

孙永亮王小鲁王玉善柴小颖李国良敬伟赵坤梅

(①中国石油渤海钻探工程有限公司油气合作开发分公司；②中国石油青海油田公司勘探开发研究院；③中国石油渤海钻探工程有限公司第一录井分公司)

0 引言

台南气田位于柴达木盆地东部，具有井段长、层多、砂岩疏松、边水气藏等特殊的地质条件，为国内外少见的第四系生物成因气田，气层薄而层数多，储集层非均质性强，气水分布复杂，地层水含量高，气井普遍出水[1]。近年来台南气田步入含水快速上升阶段，气井出水量增长较快，积液程度较高，排水采气工作量逐年加大，水淹停产井逐年增多，出水形势日益严峻，边水水侵严重影响了气田的高效开发和持续稳产，是目前台南气田面临的重大挑战。

鉴于对台南气田单砂体水驱边界条件、水侵影响因素缺乏有效认识，治水措施的针对性不强，水侵治理效果不理想[2]，目前亟需开展岩心水驱气渗流实验及气砂体水侵数值模拟研究，识别台南气田开发过程中边水水侵的主要影响因素，认清气水运动规律，进而制定合理的治水方案，开展堵水和强排水等先导试验，封堵储集层水侵高渗通道，以实现气藏的均衡开采，延缓水侵对气井产量的影响，治理气井水淹停产，最大限度地发挥气井的潜能，实现长期、稳定、高效地生产。

出水是台南气田气井低产低效的主要原因，显著降低了气田的可采储量。各开发层组投产时间、采出程度和压力衰竭程度不同，边水能量存在差异，不同砂体的水侵状况和剩余气分布各不相同。研究气藏剩余气的分布特征、类型及富集规律，据此完善调整井网井位部署，调节单井配产和采气速度，能够最大程度地提高气田的最终采收率，保持气田较高的开发水平。

1 气藏地质特征

台南气田为典型的构造层状边水气田，纵向上划分的多个含气小层，由于储集层非均质性、天然气充满程度、驱动能量的差异，各小层含气面积差异较大,有独立的气水界面。气水界面呈南高北低的趋势，与构造等高线不完全一致。由于岩性的控制作用，气水边界存在部分不规则的现象[1-2]。

台南气田构造平缓，地层倾角约1°，成藏驱替动力弱,气水分异程度差。地层压实作用弱，岩性疏松，赋存大量滞留水。成藏期较晚，生物气源生烃强度有限，气藏充注动力弱，形成连续气柱高度小。疏松砂岩圈闭规模和盖层封闭能力有限，当气藏达到一定规模后压力平衡，便没有能力继续排驱气藏以外砂岩储集层孔隙中的地层水，从而在气藏外围较低部位形成环状的地层水分布带，即气藏边水。当气藏投入开发生产后，气藏能量被释放，被原始气藏排驱在外的气藏边水就会产生回压，形成边水驱动。随着开发不断深入，地层压力逐渐下降，边水进入气藏占据储集层优势位置，加剧了储集层非均质性，使得静态含水饱和度和生产动态水气比逐渐升高，从而导致气田产能递减加快，严重制约了气田的稳产。

2 边水水侵影响因素

边水气藏开采过程中存在的最严重问题是地层水会沿着储集层优势通道，在压力梯度的作用下快速推进，降低气藏内气相的流动能力，直接引起气井产能的迅速降低，这一现象多发生在与边水连通的储集层高渗带。国内外大量生产测试资料表明，储集层内较高渗透地带是主要的产气层段，当气井出现地层水侵入现象时，主产气层段也将是主要的出水层段[3]。

由互不连通的毛细管孔道两相液流公式推导出水驱气两相界面运动速度的计算公式如公式(1)。由该公式可知，气藏边水水侵影响因素主要包括储集层毛管力、气水粘度差、孔喉半径、采气速度和水体体积，其中孔喉半径是最主要的影响因素[4-6]。

(1)

式中：v为气水界面运动速度，m/s；r为孔喉半径，μm；pc为储集层毛管力，MPa；μw为水的粘度，mPa·s；μg为气的粘度，cP(1 cP=10-3mPa·s)；Δp为生产压差，MPa；t为生产时间，s；L为孔道长度，m；Lt为t时刻气水界面运动的距离，m。

2.1 储集层毛管力

岩心分析结果显示,台南气田储集层束缚水饱和度较高，介于45%～60%之间，岩石强亲水，水不易被驱除，两相等渗点低，介于0.04～0.08之间，共渗区范围小，水相相对渗透率随含水饱和度上升急剧增大，水进阻力小、见水快。非均质储集层岩心水驱气渗流实验显示，边水侵入气层后，首先进入储集层大孔道，很短时间小孔道也充满水，大小孔道均受到有效波及，水驱气过程中毛管力为动力，孔喉越小毛管力越强[7]。

2.2 气水粘度差

流度比描述驱替相和被驱替相的相对流动能力，流度比小于1则驱替前缘均衡推进，流度比大于1则驱替前缘易形成粘性推进。台南气田地层条件下储集层地层水与天然气粘度差异大，两相共流区水气流度比范围0.01～0.2，水驱气类似润湿相的聚合物驱替非润湿相的低粘度原油，在均质储集层中边水水侵近似活塞驱动。在非均质储集层中，岩性差异导致了储集层内不同位置气水流动能力差异较大，气井的见水时间也不相同。

2.3 孔喉半径

储集层孔喉半径是影响水侵速度的主要因素,孔喉半径越大，储集层的导流能力越强，边水的弹性能量能够得到充分发挥，使得边水的推进距离增大，水侵速度加快，边水沿储集层高渗带突进现象越明显。

岩心水驱气渗流实验结果显示，非均质储集层水侵过程中，由于渗流通道差异，水相容易沿高渗带突进，发生绕流后会减小甚至封堵部分低渗层气相渗流通道，导致气相不连续分布，甚至封存部分气体，出现宏观的“水包气”现象[8](图1)。

图1 岩心水侵突进现象微观图像

台南气田储集层非均质性强，单砂体储集层品质系数RQI按公式(2)计算，宏观上可表征孔喉半径的大小，对于好的储集层，孔喉半径大，孔喉弯曲度小，则RQI值大，RQI与孔喉半径呈正相关关系。

(2)

式中：K为渗透率，103mD；φe为有效孔隙度，无量纲；r为孔喉半径，μm；Fs为形状因子，无量纲；τ为孔喉的弯曲度，无量纲。

采用聚类分析算法刻画高渗带展布，高渗带平面上主要呈条带状分布，面积比例介于5%～20%之间。采用数值模拟技术，模拟非均质储集层高渗带对水侵的影响，结果显示，边水沿高渗带突进现象明显(图2)。针对台南气田中高孔中低渗、非均匀水侵的特点，设置台南气田储集层背景孔隙度为0.3，渗透率为30 mD,高渗带分别为3倍、5倍、10倍渗透率级差，面积比例5%，生产时间6年，模拟非均质储集层不同渗透率级差对水侵的影响。结果显示，边水容易沿储集层高渗带突进，不同渗透率级差突进程度不同，突进距离分别为200、400、600 m，且自3～5倍级差开始突进明显，渗透率级差越大，突进程度越大(图3)。

2.4 采气速度

采气速度代表气田的开采强度，直接决定了气田的稳产年限和出水动态。水驱气渗流实验结果显示，配产相同时，储集层渗透率越高，水侵前缘推进速度越快；同一储集层，配产越高，即采气速度越快，水侵前缘推进速度越快(图4)。

图2 储集层高渗带展布及剩余气饱和度平面图

图3 储集层不同渗透率级差对水侵的影响

图4 不同储集层水侵前缘推进速度与实验配产关系

设置储集层高渗带5倍渗透率级差，采气速度分别为3%、6%和10%，生产时间6年，数值模拟非均质储集层不同采气速度对水侵的影响。结果显示，水侵沿储集层高渗带突进距离分别为50、200、300 m，且随着采气速度增大，水侵沿储集层高渗带突进现象更趋明显。

为了均衡开采，抑制边水的推进，各个层组及井间的相对采气速度有较大的调整空间，在不超过合理配产上限的前提下，通过调整井数和单井配产，达到控制各个层组边水推进状态的目的。

2.5 水体体积

有限水体的边水气藏，边水体积越大，则弹性能量越大。在气藏衰竭式开发过程中，水侵量取决于边水弹性能量的释放程度，当边水的能量能够充分释放时，水侵量随着水体的增大而增加。边水推进过程中存在压力损耗，当水体体积增大到一定程度后，边水与气藏之间的压力梯度变小，边水弹性能量不能充分释放，水侵量的增加幅度变小。储集层渗透率较低时，气藏压降传导到水区边界时间较长，增大水体，边水能量不能有效补充气藏，水侵量较小；渗透率较高时，气藏与边水连通性好，气藏能量补充较快，水侵量较大。

数值模拟不同体积水体对气藏水侵量影响，设置储集层渗透率分别为30、150 mD,采气速度6%，生产时间6年，水体大小分别为7倍、15倍、30倍。渗透率较低时，水体体积增大，水侵量分别为147、157、163万m3，水侵量较小；渗透率较高时，水侵量分别为241、332、352万m3，水侵量较大，水侵量增加幅度随水体体积增大而变小。

3 剩余气分布特征研究

目前，国内外研究剩余气分布的方法主要有取心井岩心分析法、剩余油饱和度测井法、油藏数值模拟法、开发地质与动态综合分析法、水动力学法等。台南气田剩余气形成与分布主要受地质和开发两大因素的影响。地质因素主要指沉积微相、储集层特性、微型构造、流体性质、水体大小等，表现为对剩余气分布的控制；开发因素主要指采气速度、井网分布等[9]。本文采用数值模拟和动态分析相结合的方法，根据剩余气含气面积、含气饱和度、储量丰度的变化规律研究剩余气分布特征。

3.1 剩余气表征方法

剩余气分布表征参数包括：含气范围内含气饱和度Sg及减幅ΔSg，表征剩余储量品质；含气面积Ag及减幅ΔAg，表征剩余储量分散程度；储量丰度Rg及减幅ΔRg，表征剩余储量富集程度。根据数值模拟结果，计算台南气田水侵单砂体的ΔSg、ΔAg及ΔRg，分析参数之间的相关性及水侵特征。

ΔSg与ΔRg正相关，ΔSg幅度大，含气饱和度随储量减少而减小，以层内水及边水驱动为主。ΔSg与ΔRg无关联，ΔSg幅度小，随储量减少，含水饱和度无一致性变化趋势，存在3种情况：ΔSg为0～2%，边水无明显水侵，同时层内含极少可动水，以衰竭式弹性开采为主；ΔSg为2%～5%，地层水少，物性好，边水均匀推进，以边水驱动为主，剩余储量集中在高部位；ΔSg为5%～10%，地层水多，物性差，以层内水驱为主，采出气后大量层内水被滞留。

ΔAg与ΔRg正相关：边水整体均匀推进，以边水驱动为主。ΔAg与ΔRg反相关：边水侵入难度大，以层内水驱动为主。ΔAg与ΔRg关联度差：边水、层内水、弹性衰竭几种开采机理同时存在。

3.2 剩余气类型与分布特征

从地质储量、储集层物性、非均质性、水侵特征、开发方式等方面分析剩余气的分布控制因素，数值模拟计算含气面积、含气饱和度、储量丰度的变化情况，结合气井生产动态数据，总结剩余气的分布模式为五种类型(图5,表1)，主要为高部位富集型和稀井区富集型，比例分别为46.2%和23.0%。

3.3 水侵区剩余气含气饱和度

岩心水驱气渗流实验结果表明(表2)，水侵区剩余气主要赋存在低渗层和离气井较远的储集层。配产越高则剩余气含气饱和度越大，实验中配产 20 mL/min时剩余气含气饱和度平均 31% ，配产 150 mL/min时剩余气含气饱和度平均36%；低渗储集层差异更为明显，渗透率越低，水侵区剩余气含气饱和度越高，渗透率为3.6 mD的岩心，配产150 mL/min时剩余气含气饱和度达到50%。实验结果说明，水侵绕流后离气井较远的储集层中剩余气难以采出，适当降低配产，有利于提高采收率[10]。