南海油田惠州潜山裂缝性凝析油气藏控水实验

2023-02-12邱浩文敏吴怡幸雪松马楠李占东郭天姿

新疆石油地质 2023年1期

邱浩，文敏，吴怡，幸雪松，马楠，李占东，郭天姿

(1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.黑龙江省天然气水合物高效开发重点实验室，黑龙江大庆 163318；3.东北石油大学海洋油气工程学院，黑龙江大庆 163318)

当前世界石油工业的研究热点逐渐由陆地油田开发转向海洋水域开发[1-2]。海洋油气田开发已成为中国油气稳产增产的战略主战区，特别是深水和超深水海域的天然气储量对油气战略接替的意义重大[3-6]。以南海东部油田钻井测试为例，深水气藏普遍边底水活跃，水体倍数大多集中在100 左右，且东部油田潜山气藏裂缝较发育，裂缝高输导能力加剧了深水气藏水侵风险，对气藏控水工艺提出了更高的要求[7]。目前，国外针对油藏控水报道较多，但针对气藏控水研究报道罕见。中国学者针对气藏控水进行了一些研究，如用数值模拟分析了深海底水气藏水侵规律[8]；针对南海LS17-2 高温高压气藏的特点，用物理模拟探讨了控水工艺的适用性[9]；针对惠州26-6 裂缝性潜山气藏，给出了分段控水工艺特点及其适应性，但缺乏与其他控水工艺有效性的对比[10]；针对海上油气井完井工艺，研究了水平井找水-控水一体化智能完井方法，可实现均衡控水，但工艺较为复杂[11]；针对陆上低渗气井开发突出问题，研究了化学控水提高采收率的控水采气工艺[12]；总结了气藏边水特征分析及控水技术，通过多分支增产措施，有效实施边水气藏控水技术[13]；就智能流控(AICD)筛管控水技术进行了系统阐述，AICD 可实现智能化均衡控水，但同样具有工艺复杂和普适性较差的局限性[14]。

储集层裂缝分布复杂，输导性强，在空间上成网状，一旦底水推进至裂缝附近，容易快速突破，形成水淹。如何最大限度提高底水气藏采收率是控水的难点，传统的方法侧重于多分支井控水和化学堵水，但二者又各自存在局限性：其一，多分支井可增大泄气面积，气水界面均匀推进，但多分支井工艺难度大，且受平台空间和钻井成本限制，采用多分支水平井进行控水在经济上不可行；其二，化学堵水是对见水位置直接封堵，可以延长无水生产时间，但海上气田多为高温高压井，要求化学试剂既具有抗高温和抗高压性能，又能实现精准封堵，不可控因素较多，化学堵水结果可信度有待商榷；其三，对裂缝性储集层而言，实现高输导性网状裂隙储集层有效控水是待解决的关键所在，很多传统水平井控水方法大多基于油藏经验提出，针对底水活跃气藏的控水工艺普适性较差，特别是非均质性极强的裂缝性储集层对控水工艺的要求更高。结合裂缝性凝析油气藏储集层非均质特征与底水推进时空演化，形成一套有效的潜山裂缝性凝析油气藏控水工艺，是本文要解决的问题。因此，在前人研究的基础上，以惠州潜山裂缝性凝析油气藏为例，提出了一套复合控水工艺，结合室内实验和数值模拟结果，重点评价不同控水工艺在潜山裂缝性凝析油气藏的适用性，旨在建立潜山气藏控水开发模式，为海域同类型气藏的开发提供借鉴。

1 地质概况

惠州潜山裂缝性凝析油气藏位于南海珠江口盆地东沙隆起北部斜坡带，构造上位于惠州凹陷南部复合断裂带[15](图1a)。惠州潜山裂缝性凝析油气藏含油气层系主要为恩平组、文昌组及古潜山，古潜山是本文研究的重点(图1b)。文昌组厚层中—深湖相优质烃源岩具油气兼生特征，为惠州凹陷油气成藏提供了坚实的物质基础。古近系发育大型扇三角洲沉积体系[16-17]，可形成大规模优质储集层，古潜山在2 组先存断裂差异活动的基础上，经历长时间风化及流体溶蚀改造，为古潜山形成裂缝-孔隙型优质储集层奠定了良好基础。

中生界古潜山储集层非均质性极强，裂缝、溶洞、粒间孔等多种孔隙类型并存，构造裂缝较发育，裂缝倾角主要为30°～70°，以中—高角度斜交裂缝为主，其次为10°～30°的低角度斜交裂缝，倾角小于10°的水平裂缝和大于80°的垂直裂缝较少。古潜山地层可划分为3 套层组，其岩性和测井曲线分层特征较为明显，上部岩性为厚层闪长岩，储集空间以孔隙型和裂缝-孔隙型为主，测井曲线表现为近平直低自然伽马、低声波时差和高电阻率特征，且深、浅侧向电阻率曲线分段特征明显；中部岩性为构造片岩和玄武安山岩，储集空间以裂缝-孔隙型为主，测井曲线表现为锯齿状低自然伽马、较高声波时差和较高电阻率特征；底部岩性主要为花岗岩，储集空间为裂缝型和裂缝-孔隙型，测井曲线表现为锯齿状低自然伽马、高声波时差和高电阻率特征，且深、浅侧向电阻率曲线分异明显。

2 实验方案设计

2.1 实验设计

实验采用三维耐高温耐高压反应系统，能够承受最高压力为75 MPa，最高温度为150 ℃。采用空气代替天然气，蒸馏水代替底水。为了模拟底水均衡注水，在底水注入阀上方铺装有均匀孔的面板，以实现面注。选择惠州潜山裂缝性凝析油气藏H2-3井为实验设计参考井，实验主体装置是内胆为50 cm×50 cm×50 cm正方体的釜体，釜体内铺设多个压力传感器，同时铺设90 个饱和度传感器用于测量地层水饱和度。釜体距地面30 m，气水界面高度为10 cm，水平井段位于斧体中部，水平井段长40 cm。

2.1.1 非均质储集层及实验参数设计

储集层设计结合了H2-3井水平方向渗透率分布特征以及釜体内部尺寸，把储集层简化为3 个渗透率级别的储集层。同时，将带有筛孔的多个隔板固定在釜体内壁上，将釜体划分为3 个独立空间，每个独立空间充填并压实不同粒径的石英砂，以此实现非均质气藏水侵模拟效果。在储集层渗透率设置方面，通过人工夯实方式进行填砂，填砂模型各段储集层渗透率与对应的岩心按25∶1进行等效。

本次实验的温度、地层压力与惠州潜山裂缝性凝析油气藏相同，参考气藏开发物理模拟相似理论[18]完成主要参数设计(表1)。在保证填砂模型与气藏采用相同的孔隙介质、流体密度和黏度不变的情况下，若要满足气相重力和驱动力之比与水相重力和驱动力之比相似，则填砂模型采气速度与气藏采气速度的比例是填砂模型水平井段长度与气藏水平井段长度的比例的平方。本次实验釜体容积为100 L，填砂压实后平均孔隙度为20%，38.67 MPa 压力下釜体内充填的空气在常温常压下体积约为563 L。根据气藏、水平井、储集层渗透率与填砂模型参数设计的比例以及气藏开发物理模拟相似理论，填砂模型等效采气速度为50 L/d。

表1 气藏与填砂模型主要参数Table 1.Main parameters of gas reservoir and sand-packing model

2.1.2 裂缝参数设计

岩心、成像测井等资料分析结果表明，惠州潜山裂缝性凝析油气藏发育网状裂缝、中—高角度裂缝、低角度裂缝以及诱导缝，成像测井识别的裂缝主要为半充填裂缝，其次为构造裂缝和溶蚀缝，风化带裂缝更发育。根据成像测井资料，结合岩心描述裂缝的产状，导入各井的裂缝数据，粗化裂缝强度曲线，建立裂缝储集层模型，并采用随机模拟方法建立离散裂缝数值模型。

裂缝实验主要通过以下步骤实现：①填砂模型的人工裂缝特征及其分布设计，根据数值模拟中裂缝储集层模型粗化结果中裂缝的样式及分布特征，完成裂缝等效设计，包括裂缝长度、分布特征和空间组合关系，保证填砂模型与数值模型中裂缝发育的一致性(图2a、图2b)，数值模型中裂缝长度进行等比例缩小，得到填砂模型中裂缝长度；②人工裂缝填砂模型制作，填砂模型采用10～30 目陶粒作为模拟裂缝支撑剂，通过分层搭接铺设建立完整裂缝。根据裂缝垂向分布特征，将人工裂缝分为3 层，参考填砂模型中水平井段位置的裂缝样式及分布特征，由下至上进行各个层段内不同位置裂缝的切割及下入陶粒支撑剂充填，保证在切割过程中同一裂缝在不同层段连通，并对砂体进行压实。

与非均质储集层设计同理，气藏储集层和裂缝的渗透率是填砂模型储集层和裂缝的25倍(表2)，使填砂模型裂缝渗透率与填砂模型储集层渗透率的比值与气藏一致，以此保证填砂模型参数设计满足气藏开发物理模拟相似理论。

表2 气藏与填砂模型裂缝主要参数Table 2.Main parameters of fractures in gas reservoir and sand-packing model

2.1.3 控水实验方案设计

设计了弹性开采实验、连续封隔体控水实验、水敏凝胶控水实验、变密度筛管控水实验和变密度筛管+连续封隔体组合控水实验共5 组控水实验。弹性开采实验是不采取任何控水措施，仅依靠地层天然能量开采；连续封隔体控水实验基于覆膜砾石阻水原理，在水平井井筒外环绕包裹一层长40 cm、宽10 cm、井筒周围厚2 cm 的隔水透气覆膜砾石(图2c)，以此模拟裸眼井筒和筛管之间的环空，当地层水突破前缘侵入时，覆膜砾石的隔水透气作用起到了限水产气作用；水敏凝胶控水实验对水平井段跟端和趾端的近井裂缝进行封堵，在距跟端和趾端3 cm 处，分别设置长7 cm、高5 cm 的水敏凝胶段(图2d)，水敏凝胶成胶后再进行实验；变密度筛管控水实验通过水平井打开程度控制产气量，水平井射孔间隔分别为3.8 cm、1.0 cm和4.4 cm(图2e)，以实现均衡地层压力，防止底水快速锥进；变密度筛管+连续封隔体组合控水实验联合变密度筛管和连续封隔体，分别设置为低密度孔眼、高密度孔眼和中密度孔眼，井筒周围铺设2 cm 厚的覆膜砾石(图2f)。

图2 裂缝模型及控水实验方案设计Fig.2.Fracture model and water control experiment design

2.2 数据采集

整个实验过程中，温度和压力分别通过热电偶和压力传感器回传，釜体内各个测点的电阻率传输到计算机终端软件立体成像，监测填砂模型水侵过程，全部测点3 min 更新一次监测数据，保证水侵过程刻画的准确性。应用气体流量计实时测量采出气体流量以及总产气量，填砂模型产水后记录见水时间并收集产出水，用电子天平称重。

3 结果与讨论

3.1 控水效果

与弹性开采实验对比，其他4 组控水实验在不同模拟时间的底水水侵特征差异较大(图3、图4)，底水跟趾效应明显，跟端底水锥进速度较快，逐渐向趾端波及。实施连续封隔体控水工艺之后，低含水期底水锥进过程与弹性开采相似，但总体上底水推进速度较快，弹性开采无水采气时间为6.8 d，总采气时间为9.4 d，最高日产水量为40 L。水平井段遇水后，连续封隔体阻断见水部位，形成部分隔水屏障，未见水部位继续产气，最终气水界面较为平缓，延长了气井生产时间。由此可见，连续封隔体控水效果主要表现在见水后，虽然无法改变底水锥进效应，但见水后能够有效对见水部位进行封堵，使最终气水界面更加均匀，无水采气时间与弹性开采相同，但总采气时间为10.4 d，与弹性开采相比延长总采气时间10.64%，采气量增加8.41%(图4)。

图3 非均质储集层5组控水实验不同模拟时间水平井开发水脊形态Fig.3.Forms of water ridges in a horizontal well at different simulation times in 5 groups of water control experiments in heterogeneous reservoirs

用水敏凝胶对水平井段跟端和趾端的近井裂缝进行封堵，有效封堵高渗透裂缝，底水锥进至近水平井段封堵部位，水体由水平井段跟端和趾端裂缝带向水平井段中部运移，气水界面表现为近水平井段锥进特征。从水侵实验可以看出，早期底水活跃，水侵突进快，在跟端和趾端出现了突进水锥点，特别是水沿裂缝上升速度较快，当底水突破避水前缘后，水敏凝胶遇水成胶，水体锥进界面开始缓慢下降，底水锥进形态发生改变，底水在裂缝段的锥进速度放缓，无水采气时间为7.2 d，最高日产水量为34 L，与弹性开采相比，有效延长无水采气时间5.88%，延长总采气时间7.37%，提高采气量5.09%(图4)。

变密度筛管控水作用贯穿整个气藏开采期，能够较好地控制跟趾效应。相比而言，在气井生产期，底水锥进控制作用较明显。低含水期底水近匀速推进，早期水体均匀缓慢上升，随着采气时间推移，高渗透带渗流阻力小，水线推进快，但受变密度筛管均衡影响，压降梯度小，从而限制了水体推进速度。同样，低渗透带渗流阻力大，底水推进相对缓慢，但水平井段打开程度高，降低了压降梯度，从而均衡了水体推进速度。但受气藏裂缝不均匀分布影响，底水易沿裂缝发育区向水平井段运移，仍表现为分段式锥进特征。变密度筛管控水效果体现在见水前，改变底水锥进效应，使气水界面均匀上升，采气时间与连续封隔体相同，但无水采气时间为7.4 d，最高日产水量为39 L，与弹性开采相比延长无水采气时间8.82%，延长总采气时间8.42%，提高采气量6.29%(图4)。

图4 5组控水实验水平井日产水量Fig.4.Daily water production of a horizontal well in 5 groups of water control experiments

综上可知，连续封隔体和水敏凝胶在气井采气期对底水控制作用不明显，主要是在气井见水后高效堵水，延长无水采气时间和总采气时间。但受海洋生态环境限制，水敏凝胶具有一定的环保风险。变密度筛管是根据水平井段储集层孔渗特征设置不同的孔间隔来实现控水，变密度筛管控水能够在底水推进过程中起到限制作用，但底水一旦突破，水平井水窜难以避免。因此，单个控水方案均存在一定的局限性。采用变密度筛管+连续封隔体组合控水，气水界面平稳上升，气水界面与变密度筛管控水结果相似，水平井段见水后，连续封隔体阻水隔水，其他部位继续产气，气水界面进一步均衡。变密度筛管+连续封隔体组合控水效果较好，减弱了底水锥进效应，气水界面均匀上升，与弹性开采相比，延长无水采气时间8.84%，延长总采气时间13.70%，提高采气量10.40%。总体而言，气藏底水水侵表现为分段式特点，即开采初期水体为渐进式上升，中—后期为锥进式发展，后期呈突进式侵入。

3.2 控水机理

气藏底水开采初期，将填砂模型底部视为均质地层(图5)，气体的流动遵循达西定律，满足：

图5 底水气藏水平井开采模拟示意图Fig.5.Schematic diagram of production simulation with horizontal wells in bottom-water gas reservoirs

根据连续方程和压缩系数气体状态方程，有：

将半径r处的气体体积流量折算为标准状态下的气体体积流量：

由此可知，气体在流动方向上的压力降与流体的流速成正比，与孔隙渗透率成正比，与流体的黏度成反比。开采初期，底水位于底部均质地层(图5)，均质裂缝气藏渗透率Ki=K1，因此，水体推进为渐进式上升。

随着气藏开采时间的推移，水平井段第j段气体流向井底的距离为

气体在跟端流向井底距离为r，气体在趾端流向井底距离为r+L，即水平井段越长，相同时间内任意水平井段气体流向井底的距离差异越大，流量差异越明显，底水跟趾效应越明显，跟端底水锥进速度较快，逐渐向趾端波及，此时底水一般为锥进式发展。随着水体突破避水前缘接触裂缝储集层，裂缝气藏渗透率与近井地层渗透率相等，此时水体快速突进上升。

随着底水继续推进至近井带时，不同控水工艺地层渗透率差异较大。连续封隔体近井带铺设覆膜砾石，其独特材质和颗粒组合减小了地层渗透率，增大了地层阻水能力[19]；水敏凝胶与连续封隔体机理相似，封堵近井高渗透带，达到堵水的目的；变密度筛管是将近井带近似分割成不同纵向渗透带，依据不同渗透带进行水平井分段变密度射孔[20]，实现高渗透带打开程度低、低渗透带打开程度高的效果，从而达到了均衡控水的目的。

4 开采模拟与方案设计

为了验证室内实验结果，指导惠州潜山裂缝性凝析油气藏高效开发，根据H2-3井地质与数值模拟，分析不同控水工艺下产气特征，从而提供最优化的完井控水设计。古潜山气藏为底水驱动，在模型中设定底水界面、双重介质的相渗曲线等，并根据古潜山气藏水平井的推荐配产，模拟水平井20年的生产动态(图6)。结合连续封隔体、水敏凝胶和变密度筛管控水工艺的基本思路，优选组合控水方案。通过数值模拟结果可知，变密度筛管+连续封隔体组合控水工艺具有最优的控水效果，与实验模拟结果相吻合，根据组合控水工艺的最终生产方案预测分析，惠州潜山裂缝性凝析油气藏可延长无水采气时间0.7 年，延长总采气时间1.9年，增加产气量1.9×108m3，提高采收率10.5%。