柴达木盆地涩北气田疏松砂岩气藏水气体积比及水侵预警

2023-02-12柴小颖王燕刘俊丰陈汾君杨会洁谈志伟

新疆石油地质 2023年1期

柴小颖，王燕，刘俊丰，陈汾君，杨会洁，谈志伟

(中国石油青海油田分公司a.勘探开发研究院；b.井下作业公司，甘肃敦煌 736202)

涩北气田位于柴达木盆地三湖地区，属于第四系自生自储大型整装生物气疏松砂岩气田，是青海气区的主力气田。涩北气田构造为近东西向的完整潜伏短轴背斜[1]，储集层为湖相沉积，埋藏浅，岩性疏松，以含泥粉砂岩和泥质粉砂岩为主，孔隙度为25%～35%，渗透率在10～30 mD，属高孔中—低渗储集层。储集层非均质性强，气层薄且层数多，气藏气水关系复杂，均有边水环绕，为弱边水驱动的背斜型气藏。

涩北气田采用边水弹性驱动开采。随着开发程度的不断提高，水侵日趋严重，目前气田共有96 个水侵小层，水侵面积占40.1%，水侵小层占55.6%。气田产水量逐年增加，目前水气体积比达到6.42∶10 000，气层出水来源类型多，有凝析水、层内水、边水等，正确认识出水来源，判断水侵程度和阶段，是气藏综合治水的基础[1-2]。

长期以来，涩北气田水侵程度的分类和判断，以井口日产水量为主要依据。该气藏原始气层含水量较低，万方气携水量低于0.3 m3；气层水侵后，产水量会明显升高。但由于涩北气田储集层厚度和物性差异较大，单砂体日产气0.6×104～4.0×104m3，变化幅度均较大。井口日产水量不只与水侵程度有关，也与产气能力密切相关，绝对产水量在水侵监测的敏感性低，量化意义较差，仅依据井口日产水量很难准确评价出水类型和水侵程度。因此，亟需建立气藏水侵的定量化划分标准。

该浅层疏松砂岩气藏本身具有稳定的特低含水特点，水气体积比可敏感地表征水侵程度，在指示产水来源和水侵阶段方面具有量化价值[3]。本文以水气体积比的变化为切入点，分析大量生产井不同水侵阶段的产能和水气体积比变化特征，提出该气田水侵划分标准，为水淹层等级的测井标定提供依据；同时，通过及时监测水气体积比变化，判断水侵程度，在大规模水侵前进行预警，适时调整开采方案，从而实现稳定产能、延长含水开采期和提高水侵区域挖潜效果[4]。

1 原始气层的含水特征

涩北气田天然气以甲烷为主，甲烷平均含量为98.74%，含微量乙烷、丙烷和氮气，属于高热值干气。该气田天然气含水量低，在开发初期，产出气携带的水分来源于钻井液和地层水，后期则来源于边水推进。在水侵前，井口产水量主要与产气量有关，水气体积比较稳定。

1.1 开发初期气层

从开采的历史资料来看，该气田产出水气体积比稳定，除了气水同层和少数含气饱和度偏低的低渗透产层，一般的含气砂体都具有较低且稳定的水气体积比。在大规模开发之前，气层或单井的水气体积比一般都低于0.30∶10 000。由于单井投产气层厚度和储集层物性的差异，气体携带出的层内水量存在较大差异，在统计分析产水来源中缺乏明确的界限，而水气体积比的稳定性则避免了依据井口产水量统计带来的误差[5]。

研究区典型单气层月产气量大于45×104m3，水气体积比低于0.30∶10 000(图1)；而低产层多数是高泥质含量的低渗透层，气层含气饱和度相对较低，具有一定量的可动水，月产气量多低于45×104m3，水气体积比为0.30∶10 000～2.00∶10 000；气水同层则为外围过渡带或部分成藏幅度较小的砂体，在投产初期即有较高的水气体积比。

图1 涩北气田单砂体投产初期纯产能与水气体积比关系Fig.1.Monthly gas production vs.WGR for a single sand body at the initial production stage in Sebei gas field

1.2 大规模开发初期

根据涩北气田的开发实践，含气砂体开发过程中在水侵前确实存在水气体积比略有升高的特点。水侵前出水来自于岩石中的束缚水，由于大规模开发阶段的到来，气层地层压力下降，岩石孔隙结构和束缚水赋存状态发生改变，导致少量束缚水产出；另一方面，在开发过程中，孔隙内天然气体积系数变化的影响可能更为明显。在纯气层生产过程中，产出水不是靠单相流产出，而是被天然气携带到井口析出。因此，岩石中天然气与岩石骨架中水分的接触程度，是影响天然气携水量的重要因素[6]。而这种接触关系，主要取决于可采气体与岩石骨架的接触面积，随着开发的深入，井口采出的天然气，需要从更多的孔隙空间中获得，从而单位采出气体与岩石接触的比表面积明显增加，束缚水被携带出的比例升高。

通过统计大量单井，在大规模开发阶段，水气体积比略有升高，但极限值仍低于0.30∶10 000。因此，开发过程中地层水产出的比例极其有限。通过统计开发10 年以上的含气砂体，在边水到来前，水气体积比基本低于0.30∶10 000，表明气层的层内水由于来自束缚水，产出量不会无限升高。

1.3 低饱和度气砂体的含水特点

研究区存在部分饱和度较低的含气砂体，水气体积比则明显较高。该区域为自生自储气藏，部分层段由于生烃供给能力较差，形成低饱和度气砂体；部分低渗透层由于自身储集条件较差，形成低饱和度气砂体。这些气水同层和低产层都存在含气面积小、产出气体含水等特点，自开采初期即出现明显的携水生产特征[7]。这类气砂体数量有限，含水特征明确，与边水侵入出现的产水区分难度不大。本文重点分析纯气层在边水侵入过程的产水特征，对低产层和气水同层的水气体积比变化特点不再进行细述。

2 大规模开发阶段水气体积比

统计结果表明，气砂体开发早期及大规模开发初期水气体积比一般为0.01∶10 000～0.30∶10 000；随着气藏大规模开发，边水逐渐侵入，见水初期水气体积比一般为0.30∶10 000～2.00∶10 000；强水侵后，水气体积比可以达到1.00∶1 000，甚至高达1.00∶100。总之，开发过程中水气体积比具有多个数量级的变化，线性坐标掩盖了前期低水气体积比的变化特征，采用对数坐标可以充分体现含水特征的变化。

2.1 不同阶段气水体积比的特征

涩北气田气体含水比例极低，未水淹情况下水气体积比较低且稳定。在开发过程中，随着压力和含气饱和度下降，岩石骨架含有的束缚水有很小部分随天然气被采出，但被采出的比例十分有限，只有出现边水推进和其他水源时，水气体积比才会突然升高。由于早期纯气层水气体积比非常低，因此水侵前后水气体积比变化非常明显。

结合大量生产井水气体积比变化规律，尤其是对单砂体产能曲线的追踪分析，涩北气田浅层疏松砂岩气藏生产过程可划分为4 个阶段(图2)：低含水稳产阶段、初期水侵阶段、边水突破阶段和强水侵阶段，每个含气砂体开发过程中都基本具有这4 个阶段特征，在不同生产阶段，水气体积比变化特征不同。

图2 研究区S2-19井气层产能和水气体积比变化特征Fig.2.Variations of productivity and WGR of gas layers in Well S2-19

2.1.1 低含水稳产阶段

在气藏大规模开发初期，气藏压力下降慢，产能稳定，水气体积比极低，除了投产初期产出水有部分钻井液外，产出基本为气藏凝析水，水气体积比十分稳定，一般在0.30∶10 000 以下，单层日产气量多在1.5×104m3以上。

随着气藏开发，尤其是大规模投产阶段，气层压力逐步下降，单位孔隙体积内产气量下降，所携带水的比例逐步升高。但是由于岩石孔隙中并无可动水，产出水源于气体含水、毛细管滞留水、岩石骨架吸附水等，水气体积比不会随天然气采出而无限升高，存在明显的上限。历史资料统计表明，低含水稳产阶段气层的水气体积比最大值普遍在0.30∶10 000 附近。因此，此阶段气层产出水仍然是气层层内水。

以S2-19 井为例，低含水稳产阶段水气体积比仅为0.02∶10 000～0.10∶10 000，日产气量大于4.0×104m3。

2.1.2 初期水侵阶段

在气层初期水侵阶段，边水为主要出水来源。由于层内水的比例非常低，边水侵入会导致水气体积比明显增大。当气层的水气体积比连续升高，基本在0.3∶10 000～2.0∶10 000 之间波动，且产能出现明显的台阶状下降，可基本判断有水侵发生。但是由于初期水侵可能是边水不连续地零星入侵，或者由于气水界面抬升到比较靠近的位置，天然气裹挟的含水比例逐步升高，水气体积比呈现一定程度的上升。总体来看，由于水侵面积没有大规模突破，这个阶段产能具有一定的稳定性。

研究区S2-19 井在2010 年10 月出现了明显的见水特征(图2)，日产气量自4.0×104m3降至2.6×104m3附近后保持稳定至2015 年4 月，期间水气体积比由0.20∶10 000升高至2.00∶10 000，明显增大。

可见在初期水侵阶段，产能较原始气层有明显下降，但在整个边水推进过程中，产能波动不大，而水气体积比则稳步升高，具有更强的敏感性，对预示下一阶段的水侵程度具有更好的量化指示作用，这一特征在诸多气田开发中具有共性[8]。

2.1.3 边水突破阶段

当严重水侵时，边水推进形成连续的水流，井点周围被大面积水淹，产能大幅度下降，产能下降幅度一般在50%以上。对36个单层砂体水侵过程中的生产曲线变化特征分析结果表明，边水突破阶段普遍较短，一般仅2 至数个月(砂体厚度越小，所需时间越短)，随后日产水量大幅度升高，产能进一步降低。

而该阶段内，水气体积比有小幅度变化，一般为2.00∶10 000～5.00∶10 000。对单砂体水侵过程中生产曲线追踪分析表明，边水突破阶段虽然生产过程较短，产能与初期水侵阶段无很大差异，但水气体积比的变化十分明确，具有广泛的代表性，具有预示强水侵的重要指导意义。

S2-19井在2015年4月至2016年5月，产能出现台阶状小幅度下降，期间水气体积比突破2.00∶10 000，最高达5.00∶10 000(图2)。

2.1.4 强水侵阶段

在边水突破阶段之后，含气砂体水侵较快进入强水侵阶段，产能大幅度下降，水气体积比在5.00∶10 000以上。追踪统计36 个单砂体，水气体积比多为5.00∶10 000～25.00∶10 000。当然，由于后期产能稳定性差，或者积液等现象影响，也可能出现低产能和低产水的情况。

S2-19自2016年6月水气体积比高于5.00∶10 000，日产气量从原始气层的约4.0×104m3下降至1.0×104m3，日产水量升高到了10 m3附近。

统计3 个气田单砂体的开采特征表明，水气体积比高于5.00∶10 000，会出现产能严重下降的现象，一般降幅在50%以上，该阶段水气体积比的界限比较明显，诸多砂体的生产曲线呈现了较好的一致性。

2.2 基于水气体积比特征识别和定义水侵程度

由于砂体产能差异和投产层数及厚度不同，开发过程中按照产能和出水量定义含气砂体或气井的水侵等级是比较困难的[9]，但是几个阶段的水气体积比变化都具有规律性，可以较好地结合单砂体产能变化的幅度确定水侵等级及阶段。

按照上述水侵阶段划分方法，对36 个单砂体的生产曲线进行了分析，其水气体积比变化具有明确的规律性。追踪分析了36个纯气层单砂体(图3)，有28个单砂体进入水侵阶段，且追踪到了各个阶段的产能和水气体积比数据。单砂体在低含水稳产阶段，平均日产气量2.43×104m3，水气体积比0.11∶10 000；进入初期水侵阶段，平均日产气量1.86×104m3，下降幅度为23.5%，平均水气体积比1.21∶10 000；进入强水侵阶段后，平均日产气量0.94×104m3，下降幅度为61.3%，平均水气体积比10.10∶10 000。

图3 单砂体投产后不同阶段产能和水气体积比变化特征Fig.3.Gas productivity and WGR in different stages after production of a single sand body

上述单砂体水侵过程中的水气体积比和产能变化显示，水侵初期砂体水气体积比为0.30∶10 000～2.00∶10 000，仅极个别薄砂体水气体积比上升较快；强水侵阶段水气体积比多大于5.00∶10 000，且产能大幅度下降。边水突破阶段普遍生产周期较短，属于初期水侵阶段与强水侵阶段的过渡，未做单独统计。从产能下降幅度上来看，边水突破阶段，日产气下降幅度多数在25%以内；而强水侵阶段，日产气下降幅度多数在50%以上。

基于产能在水侵上具有明显的变化规律，将涩北气田浅层疏松砂岩气藏生产过程中的水侵等级，划分为未水侵、弱水侵、中等水侵和强水侵4个级别(表1)。

表1 涩北气田疏松砂岩气藏水侵等级划分Table 1.Classification of water invasion in unconsolidated sandstone gas reservoirs in Sebei gas field

2.3 水侵砂体出砂对产能影响

涩北气田储集层埋藏浅，成岩作用差，机械压实作用弱，胶结程度差，作为典型的疏松砂岩气藏，开发过程中会不可避免地出现岩石物理结构变化，对产能和含水特征造成一定影响。该区疏松砂岩具有高泥质含量的特点，地层一旦见水，将会发生水化膨胀，砂质颗粒间的附着力减小，地层强度降低，导致砂岩胶结砂变疏松。同时，地层流动由单相气流变为气水两相流，携砂能力比单相气流的携砂能力强，也使地层更容易出砂。

研究表明，开发井采气段普遍出现自然伽马升高特征，表明气砂体生产中携带的黏土和砂质颗粒在射孔段附近形成堆积和沉淀，堵塞孔隙喉道，与砂体受水敏影响相似，一定程度上会导致含气砂体产能下降。

当然，水侵层出砂造成的影响主要体现在单井砂面上升速度加快，导致较多的气井井筒砂埋现象出现。因此，在水气体积比监测过程中，要及时了解气井井况，不能仅局限于水气体积比和产能变化，机械地判断水侵程度。

3 现场应用

3.1 初期见水时间的确定

及时掌握气层初期见水时间和后续水侵进程，对于调整开发措施有重要意义。研究区气藏气砂体数量多，砂体繁杂，在多层合采的过程中，井口日产气量差异较大。由于含气砂体束缚水的产出，井口产水的绝对量变化较大，采用井口日产水量变化判断砂体水侵，误差较大。

通过开采曲线分析，在研究区气层开采过程中，随着边水推进范围的延伸，多数井都有一个零星出水的初期见水阶段。在这个阶段，天然气裹挟少量边水产出，导致水气体积比略有升高。通过监测水气体积比变化，可以及时了解气井的出水变化，迅速开展产水来源分析，更新砂体水侵动态，掌握边水推进程度和运动规律[10-11]。

3.2 水侵突破阶段的监测

当水气体积比上升到0.30∶10 000 以上，即可判定到了水侵突破阶段。由于初期见水阶段时间长、规律性好和水气体积比稳定，与水侵突破阶段可以清晰区分。而大量生产井资料表明，水气体积比突破2.00∶10 000 后，则常常是边水即将突破的强水侵前兆，因此水侵突破阶段作为重要的强水侵“窗口”，具有特殊的意义。

从确定见水到到水侵大面积突破，强水侵到来前的时间窗口一般为数月，物性越好的气层或者储量规模越小的气砂体，其时间窗口越短。

及时分析单井产能曲线特征和水气体积比变化，及时预判强水侵阶段的到来，有助于采取相应的措施，提高气层的开采效果，延缓含水突破时间的到来[12-14]。

T3-17井于2009年初投产，日产气量3.6×104～6.2×104m3；在2012年7月，水气体积比升高到0.30∶10 000之上，并逐步走高，其中，2012 年10 月—2013 年6 月，水气体积比为2.00∶10 000～5.00∶10 000，日产气量下降到2.5×104m3左右，到达强水侵阶段(图4)。

图4 研究区T3-17井产能和水气体积比变化特征Fig.4.Variations of productivity and WGR in Well T3-17

配合对水侵等级的预判，在生产中相应的调整工作制度，从最初的7.0 mm 气嘴逐步下调到4.0 mm 气嘴，一定程度上减缓了水侵速度，避免了快速水侵导致产能严重下降局面，以及积液导致的趟井问题，在强水侵阶段保持了较长时间的高含水生产周期。

基于这一认识，生产中为避免水侵快速突破，及时进行水侵状况监测，尤其是对强水侵阶段的时间窗口进行分析预警，在生产中发挥了较好的作用。

3.3 强水侵阶段生产效益的提高

强水侵阶段虽高含水，但仍具有较长的生产期，故应进一步细化分析。如果水侵区域处于强水侵阶段早期，一般仍具有较长的带水挖潜时期，而该阶段的末期则产能很快趋向枯竭，这是和油层强水淹的重要特征[15]。但是，研究区为高矿化度、高泥质含量的疏松砂岩低阻气藏，在中等水侵到强水侵阶段，其电性特征可能无显著的差异，对中—强水侵区域的新井，很难从电测井响应特征上判断其有无投产价值，尤其是难于判断是处于强水侵阶段的早期、中期或末期[16-19]，这对于强水侵区的新井评价和决策带来了较大困难。

由于含气砂体规模、开采速度等差异，强水侵阶段具有的生产周期长度可能存在很大差异，不同砂体类比性较差。通过结合具体砂体采气井的水侵规律，摸清开采井组内采气井的水侵阶段，对水侵区域的挖潜有重要的参考作用[20]。

以一号气藏2-4 小层为例，该砂体平面上水侵严重，目前采气井产能大幅度下降，水气体积比持高不下，部分井已经停井(表2)。综合分析S2-14井、S2-6井、S2-29井等高含水井区的挖潜价值，部署S2-8井进行水侵区域挖潜。S2-14 井和S2-6 井都处于强水侵阶段末期，产能趋向枯竭，都已在该阶段生产超过60 个月，S2-8井位置略高于S2-14井和S2-6井，与S2-28井接近，具有可比性。且S2-28 井评价为强水侵阶段中期，仍有较稳定产能，高含水生产期为34 个月，也明显短于S2-14井等，综合评价S2-8井区为强水侵阶段中期，仍有携水生产的潜力。