海上深水气井间歇采气控水开发实验研究

郭敏灵 崔书姮 董 钊 孟文波 陈 诚 张海翔

(1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司， 广东 湛江 524057；2. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司， 广东 湛江 524057；3. 东北石油大学， 黑龙江 大庆 163000)

南海深水油气资源量占南海油气资源总量的70%，深水及超深水海域面积达153 km2，因此深水油气区是未来海洋油气资源勘探开发的重要方向[1-3]。南海深水气田L气田属于边底水驱动型气藏，开发中面临中后期生产见水的风险。现有较为成熟的控水工艺，如可膨胀封隔工具[4]、堵水凝胶[5]、吸水膨胀型高分子化合物(WSP)[6-8]、流入控制装置(ICD)[9-10]等，在海上油田也有应用[11-12]，但都仅适用于油井开发。对于气井开发，目前尚无较好的控水方法。同时，海上深水气井作业成本极其高昂，无法在后期生产期间通过修井实施控堵水干预作业。

间歇采气技术，通常是基于水锥推进模拟结果来及时调整气井生产制度，从而实现控水。从经济性和可控性的角度出发，可采用间歇采气技术进行海上深水气井开发。间歇采气过程中有关井、开井2个重要环节。在关井环节，储层压力恢复，原有的底水脊进流场会因压力扰动而重新分布，进而使气水界面发生变化。合理的间歇采气方式能够延缓底水脊进程度，均衡气水界面、增大底水波及体积、提高气藏最终采收率。现有研究大多侧重于间歇采气制度的优化，而对其作用机理、关井时机缺少深入探讨。本次研究中，将通过海上深水气井间歇采气实验对间歇采气的作用机理、关井时机及关井时长进行深入分析和优化。

1 间歇采气作用机理实验研究

生产制度不科学往往会影响气藏开发底水脊进程度的强弱。随着生产压差不断增大，储层的流体渗透性增幅也在变大。在顶部气层，由于气相流动性强而导致的能量损失速度大于底部水相能量供给速度，底水脊进压差增大进而使底水脊进加剧。为了验证该推论，我们通过以下实验分析间歇采气底水控脊的作用机理。

1.1 大型三维填砂物理模拟实验设计

在本次大型三维填砂物理模拟实验中，设计了实验装置(3D釜)和模拟系统，其中模拟系统由回压控制系统、注入系统、计量采集系统、气液分立系统、数控系统等部分组成，其运行流程如图1所示。以3D釜及其内部监测的数控系统为核心，数控系统主要由压力场采集探头、含水饱和度场电阻率测试探头和采集卡等设备组成。实验设备的基本参数有：有效空间，500 mm × 500 mm × 500 mm；最高工作温度，150 ℃；最大工作压力，50 MPa；总重，约3.0 t。

在大型填砂模型中，充填低渗透率储层时需对釜体进行特殊处理，否则砂体难以具备低渗透储层特征。因此，在釜体内壁上设计了卡槽，在卡槽上插入带渗透孔的薄钢隔板将原釜体内部大空间分隔成若干小空间，从而在小空间内充填出具备低渗透储层特征的砂体。

图1 大型三维边底水气藏物理模拟实验运行流程

对于含水饱和度测试，根据盐水与气/水的电阻差异来设计。与盐水相比，天然气的电阻率几乎为无穷大，因此，可采用电学性能反映底水脊进情况。通过矩形波低频交流电(供给电流I)轮巡测得A、B两电极间的电位差ΔU(A，B)，根据表征电阻求得实测电阻率，再由I求得含水饱和度。

(1)

(2)

式中：R—— 表征电阻，Ω；

I—— 电流，A；

Kd—— 电极系数；

Rt—— 实测电阻率，Ω；

Ro—— 储层完全含水电阻率，Ω；

Sw—— 含水饱和度，%；

δ—— 与岩性有关的常数；

α—— 饱和度指数。

1.2 实验方法

目标区南海L-1气田位于南海QDN盆地凹陷中央峡谷内，主要目的层埋深约3 400 m，水深约1 500 m。储层物性较好，属于高 — 特高孔、高 — 特高渗储层，地层水型为NaHCO3。目标区块边底水驱动控制的地质储量占总储量80%以上，边底水的水侵风险高。L-1气田共有14口开发井，9口中高水淹风险井，见水风险高。取L-1-4H井的参数搭建模型，方法如下：

(1) 布常规水平井(直径9 mm)，布井后以石英砂充填主釜体，其渗透率为500×10-3μm2；然后，安装底水层隔断，建立厚度约10 cm的底水层。

(2) 饱和水，同时测定气藏模型的孔隙体积34.2L。首先，打开底部注水泵和注水阀，饱和水。其次，饱和气，通过2个注气阀注入空气，再从2个出气阀排出。注气速度区间为7～30 mL/min，直到束缚水饱和度为0.23 。接着，通过注水阀注入水，至注入量接近25 L时频繁打开放气阀观察是否见水，若见水说明底水层已充满。然后，关闭所有阀门，通过注气阀再次饱和气，直到釜体中的压力达到30 MPa。同时，釜体外接一个储气罐作为供给气源。储气量计算需遵循相似准则。如L-1-4H井控区横纵比为77，折算后的外接30 MPa储气罐体积为0.457 m3。

(3) 向底水层供给恒定压力30 MPa，以生产压差0.4 MPa进行恒压底水驱采气实验。生产9 d后关井停产，进行关井增能测试。

(4) 观察采集系统气藏底水前缘界面推进情况，直至采出端含水率达到98%时结束实验。

间歇采气机理研究实验方案是：井筒长度，30 cm；井筒打开程度，平均密度0.3；关井时机，生产9 d后；关井时长，1.0、1.5、2.0 h；关井周期，1个周期；生产压差，0.4 MPa。

1.3 实验相似性设计

在三维底水脊进实验中，必须考虑相似性问题。在此根据以下数学模型和动力相似原则来加以阐述[13-15]。

气相方程：

(3)

式中：ρg—— 气相密度，kg/m3；

μg—— 气相黏度，Pa·s；

qg—— 气相流量，m3/d；

φ—— 孔隙度，%；

Sg—— 为含气饱和度，%。

水相方程：

(4)

式中：ρw—— 水相密度，kg/m3；

μw—— 水相黏度，Pa·s；

qw—— 水相流量，m3/d；

Sw—— 含水饱和度，%。

运动方程：

(5)

(6)

式中：ug—— 气相速度，m/s;

K—— 渗透率，μm2；

Krg—— 残余气渗透率，μm2；

pg—— 气相压力，MPa；

uw—— 水相速度，m/s;

K—— 渗透率，μm2；

Krw—— 残余水渗透率，μm2；

pw—— 水相压力，MPa。

饱和度方程：

Sg+Sw=1

(7)

定解条件：

pg(x，y，z，t)|t=0=pgi(x，y，z)

(8)

主要相似准数如下：

式中：Lm—— 井控区长度，m；

Hm—— 水平井避水高度，m；

LL—— 实验室井控区长度，m；

HL—— 实验室水平井避水高度，m；

pg0—— 气藏初始压力下的气相压力，MPa；

pw0—— 气藏初始压力下的水相压力，MPa；

ρw0—— 气藏初始压力下的水相密度，kg/m3；

ρg0—— 气藏初始压力下的气相密度，kg/m3；

σ—— 气水界面张力，mN/m；

θ—— 润湿接触角，(°)；

Krgw—— 残余气条件下的水相渗透率；

Kcwg—— 束缚水条件下的气相渗透率；

xR、yR、zR—— 气藏x、y、z方向的特征尺寸；

Π1—— 几何相似度；

Π2、Π3—— 气、水相在原始地层压力下与采气量为Q时的驱动压差之比；

Π4、Π5—— 气、水相的黏滞力与驱动力之比；

Π6、Π7—— 气、水相的重力与驱动力之比；

Π8—— 采气量为Q时的毛管力与驱动压差之比；

Π9—— 水平井的生产压差与趾跟压降之比。

产能方程：

(9)

拟压力函数方程：

(10)

(11)

式中：H—— 避水高度，m；

x—— 气水前缘高度，m；

Q—— 产能，m3/d；

α—— 产能修正系数；

Kg—— 气测渗透率，μm2；

Tsc—— 标况下温度，℃；

T——温度，℃；

p—— 驱替压力，MPa；

psc—— 标况下压力，MPa；

Z—— 气体偏差因子；

μg—— 气相黏度，Pa·s；

A—— 横截面积，m2。

水平井井筒压降公式：

Δpi=Δpmix+Δpwall+pacc

(12)

式中：Δpmix—— 混合压降，MPa；

Δpwall—— 摩擦压降，MPa；

Δpacc—— 径向流入加速度压降，MPa。

相似设计方法如下：

(1) 根据气藏原型参数，选择合适的几何尺寸相似比例系数，并根据Π1确定模型的尺寸参数。

(2) 根据气井试产产量，结合底水气藏水平井产能公式和井筒摩擦压降公式，分别计算水平井的生产压差Δpp-M和流量均衡分布时的趾跟端压降Δpf-M，以及二者的比值。

(3) 根据物理相似准则换算实验用生产压差Δpp-L，并根据Π8计算跟趾端压降Δpf-L。

(4) 给定模型中的井筒初值，计算Δpp-L与Δpf-L，并迭代计算跟趾端压降。此时求得的井筒半径即实验用井筒半径，产量即与原模型对应的模型产量。

于是得到以下结果：水平井相似长度为30 cm；生产时间等效为时间比尺，为长度比尺的立方除以采气速度比尺；单井配产满足Π2-Π7相似准则，速度比尺通常为长度比尺的平方；气藏模拟压力为30 MPa，以保证实验的绝对安全；孔渗型，与矿场相同；井区横纵比，为测试所得变量；采气速度2%～4%对应的生产压差为0.2～0.6 MPa。

1.4 实验结果分析

1.4.1 关井期间的压力动态分析

底水气藏初始压力为30 MPa，布井开发后气藏内压力发生了变化。关井前储层压力场变化如图2所示。若用p0、p1、p2分别代表底水层、底水脊进区、气藏区的平均压力，则有p0>p1>p2，且随着生产过程的推进p0与p2差值越来越大。在持续生产中，若顶部气层不及时补增能量，则底水脊进的前缘形态将随压差增大而变得陡峭，脊进程度逐渐加剧。

图2 关井前储层压力场变化

关井期间压力场的动态变化如图3所示。可以看出，关井措施起到了气层补充能量的效果，从而使底水层与顶部气层的真实压差值(p0-p2)变小，即底水脊进压差变小，脊进趋势减弱。

图3 底水气藏开发压力场动态

1.4.2 关井期间的流场动态分析

底水气藏开发中，关井1个周期的流场动态变化过程如图4所示。由于气相的流动能力远远高于水相，因经储层顶部气相区能量损失的速度大于底水脊进区能量补充的速度，且此现象越来越明显。当生产9 d时，脊进前缘形态“凸出”。此后进行关井处理：关井1 h，底水脊进的凸出部位界面先发生回落，凸字两肩向上推进；关井1.5 h，底水前缘界面开始整体向上推进；关井2 h，气水界面回到关井时刻，凸出前缘水位线。

图4 底水气藏关井一个周期的流场变化

图5所示关井期间的压力分析过程。在底水气藏未投产时，其储层内压力恒定为p0，布井开发后气藏内压力发生变化。根据流体永远从高压端指向低压端流动的原则原则，生产过程中的底水气藏内压力关系为：p0>p1>p2>p3，p4>p1，p4>p5。即储层内呈现出的流动态势为，p0指向p1、p2、p3及井底；p4指向p5，p4指向p1；p5指向p2、p6。采用间歇采气关井措施后，流场发生以下变化：气相由p6与p6′指向p3流动，并迅速平衡整个气藏区压力。用p7表示平衡后的压力，由于气体的流动能力远远高于水相，则p2与p7的关系可能有两种情况：

图5 压力分析示意图

(1)p7>p2。根据流体流动方向原理，水脊前缘水头界面将被压低，有利于控水开发。这正是实验中的现象。

(2)p7≤p2。说明底水前缘与底水供给层无限接近，气水界面前缘还未形成明显的底水水脊态势，属于无效关井。

无效关井将会降低采气效率，故选择正确的关井时机十分重要。与此同时，气水界面两肩部位，如右侧压力分布为p4>p5，则p4处的水相始终向p5流动，这将进一步拉平整个气水界面直至p4=p5。而在前一种情况下，压力场继续演进，很快使p7=p2。此后，整体气水界面(包括p2处)再次向上推进，直至储层压力达到30 MPa，或者未至30 MPa时再次开井生产。

2 间歇采气关井时机选择实验

大于生产压差时底水脊进陡峭程度增加，小于生产压差时底水脊进相对平缓。因此，间歇采气技术的关井时机最迟应在形成此临界压差之时。

2.1 实验方案

关井时间节点的实验测试方案：取渗透率为0.1、0.5、1.0、2.0、2.5 μm2的岩心样品，各自分别在0.2、0.4、0.6、0.8、1.0、2.0、4.0、6.0、8.0、10.0 MPa的不同压差条件下进行注水。

2.2 实验结果

储层渗透率-水侵速度-生产压差的关系曲线如图6所示。可以看到，水侵速度随着驱替压差增大而加快，且其曲线上存在变化加剧的拐点，不同渗透率曲线拐点所对应的压差值也不同，渗透率越大其拐点对应的生产压差越小。这说明在非均质储层开发时问题较突出，压差越大水脊程度越大，尤其是在驱替压差大于非均质储层渗透率最大值曲线拐点对应的压差时。

2.5 μm2储层在生产压差为0.6 MPa时的水侵速度为114.32 mL/min，0.1 μm2储层在生产压差为0.6 MPa时的水侵速度为11.38 mL/min，二者相差102.94 mL/min。若气藏继续生产而气层能量未得到及时补充，则气层压力快速下降而导致底水脊进压差增大。假设压差增至1.0 MPa，此时2.5 μm2储层的水侵速度为185.69 mL/min，而0.1 μm2储层的水侵速度为20.72 mL/min，二者的差值为164.97 mL/min。显然，后一个差值比前一个差值增大了62.03 mL/min，底水水脊现象加剧，不利于气藏开发。因此，为了避免底水水脊因为生产制度的影响而加剧，建议将目标井储层最大渗透率产水速度曲线拐点对应的驱替压差设置为非均质储层底水气藏开发的安全生产临界点，即当底水层与气层压差到达临界点时需及时实施关井增能措施。各级渗透率储层对应的底水脊进临界压差如表1所示。

3 间歇采气控水开发实验

3.1 水脊加剧临界压差预测方法

对于关井时机节点对应的临界压差(底水层与气层)，可在室内物理模拟实验过程中通过埋在储层内的压力传感器探头进行实时反馈，但在实际矿场应用中却不便在储层内部预埋压力测试传感器。为了便于现场应用，提出根据累计产气量预测水脊加剧临界压差的方法。

图7 底水气藏二维剖面主视图

气体通过储层被采出到大气压下时，其体积会随着压力降低而增大。为了折算气藏被采出的地下体积，应将出口处气体计量的采出气体积修正为地下体积(V0i)：

(13)

(14)

Vc=Vt-Vj

(15)

(16)

带入已知的ΔpL、φ、Vt、pi，可知ΔVL=(V0i-Vj)。

3.2 实验步骤

(1) 布井，布常规水平井(直径9 mm)。布井后使用石英砂充填主釜体，如L-1-4H井为非均质渗透率，分为4段充填：0 — 9 cm段渗透率为0.25 μm2；9 — 15 cm段渗透率为2.50 μm2；15 — 25 cm段渗透率为0.25 μm2；25 — 30 cm段渗透率为1.50 μm2。然后，建立底水层，厚10 cm。

(2) 饱和水，测定气藏模型孔隙体积34.2 L。饱和气，直到釜体中的压力达到30 MPa。同时，釜体外接一个储气罐作为供给气源，储气量计算需遵循相似准则。如L-1-4H井控区横纵比为1 ∶77，折算后的外接30 MPa储气罐体积为0.457 m3。

(3) 对底水层供给恒定压力30 MPa，以生产压差0.4 MPa进行恒压底水驱采气实验，观察数据采集系统反演的气藏底水前缘界面推进规律。

(4) 记录产气、产水情况，计算采出气地下体积与注水体积之差。当采出气地下体积与注水体积差值ΔVL等于(V0i-Vj)时，在对应时间节点Ti关井增能，按方案执行关井时长。

(5) 继续生产，记录产气、产水情况，计算采出气地下体积与注水体积之差。当采出气地下体积与注水体积差ΔVL再次等于(V0i-Vj)时，开始下一周期关井停产。

(6) 重复步骤，直至含水率为98%时结束实验。

实验方案如表2所示。

表2 L-1-4H井实验方案

3.3 实验结果分析

3.3.1 水脊分析

水驱至含水率98%时的气水分布情况如图8所示。其中，方案Y-1的水平井持续生产开发气藏至采出端含水率为98%时，底水脊进前缘明显呈“凸”形，且水平井高渗带含水饱和度明显高于低渗处，过早水淹导致气藏仍有较多气体未采出。方案Z-4为水平井间歇采气开发气藏至采出端含水率为98%，非均质储层特有的底水脊进前缘参差不齐的状况得到了改善。特别是气藏底部的水体波及程度明显随关井时长增加而增大，高含气饱和度区域范围明显减小。方案Z-3关井时长2 h组对应的水脊图较为理想，优于方案Z-1、Z-2、Z-3的关井时长0.5、1.0、6.0 h组。同时，关井时长6.0 h组的气水前缘界面反而会高于关井前脊进前缘高度。这说明间歇采气技术应用的关井时长具有选择性，不可过久。

图8 水驱至含水率98%时的气水分布情况

3.3.2 日生产数据与关井周期分析

图9所示分别为底水气藏对应的日产气和日产水生产曲线。可以看出，方案Z-1、Z-2、Z-3周期采气组延长无水采气的时间最久，分别比方案Y-1持续生产组见水时间延迟1、1.5、2 d。日产气曲线存在波浪状，关井时间越长日产气量越低。方案Z-4关井6.0 h组的日产水曲线显示，关井时长过久可能会导致气井提前见水，Z-4组比Z-3组见水时间提前0.5 d。因此，间歇采气技术的关井时长以不超过2.0 h为宜。

图9 5种开发方案的产气与产水曲线

此外，统计间歇采气控水开发实验关井周期，共9轮。关井周期间隔随关井周期增大而缩短，二者成负相关，拟合后相关系数达到99.84%。表3所示为实验所测关井时机折算的矿场尺度。

表3 实验所测尺度关井时机折算的矿场尺度

3.3.3 含水率与采收率分析

图10所示为5种开发方案的采收率与含水率。方案Y-1、Z-1、Z-2、Z-3、Z-4对应的采收率分别为58.12%、61.06%、62.33%、61.45%、56.33%。采收率的提升主要发生在无水采气期，见水后各组的采收率增幅相差不大。此外，采用间歇采气组方案Z-1、Z-2、Z-3组比持续采气组Y-1的采收率分别提高了2.94、4.21、3.33个百分点。采用间歇采气Z-4组采收率比Y-1持续采气组采收率组下降1.79个百分点。再次说明关井时间不宜过长，Z-2与Z-3组对比已经表现出随关井时长增加气井增产下降的趋势。综合分析认为，L-1-4H井间歇采气制度的室内关井时长以1.0～2.0 h最佳，折算矿场关井时长以10.3～20.6 d最佳。

图10 5种开发方案的含水率与采收率变化

4 结 语

对间歇采气技术进行了作用机理、关井时机及关井时长的优化实验研究。明确间歇采气技术的主要作用机理是，及时为气层增能，防止因气相流动能力强、气层能量损失快导致的底水层与气层真实生产压差变大而使水脊加剧。针对不同渗透率岩心在不同压差条件下进行注水实验，进一步得到水侵速度加剧的对应注水压差，根据该注水压差等底水脊进压差原则确定关井时机。通过大型三维物理模拟底水气藏开发装置，开展了间歇采气技术开发底水气藏控锥机理研究实验，明确了关井期间储层内的压力场与流场变化规律，认为关井时机不宜过早、关井时长不宜过久。通过优化筛选实验，确定了最佳的关井时长。