深水水驱气藏高效开发技术研究

2023-11-24殷修杏李华周小涪陈建华郭冰柔高子康

石油石化绿色低碳 2023年5期

殷修杏，，李华，周小涪，陈建华，郭冰柔，高子康

（1.中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南海口 570300；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

深水A气田共7个井区，气田物性好，属于高孔–特高孔、高渗–特高渗气藏，且均为“一砂一井”，井控程度低，近80%为边底水驱气藏（60%底水、20%边水）。由于不同砂体的储层物性、驱动类型及水体能量存在较大差异，且受隔夹层影响产水规律更加复杂。深水气田后期治水难度大，及早深入开展出水规律研究并制定合理的防控策略，远好于后期被动治水。

深水A气田水深超1 000米，国内外相关开发技术及经验较缺乏，调研表明国外无同类型气田，国内唯一的深水气田荔湾3–1气田在地质油藏特征、开发模式等方面与深水气田群相比差异较大，可借鉴资料少。鉴于此，开展了水侵机理与流动特征实验，结合物模实验及数值模拟研究，对影响高渗–特高渗水驱气藏开发效果的参数进行研究，在此基础上综合深水气藏地质特征及开发模式，对气藏进行聚类差异分析，提出了对应的开发策略形成了深水水驱气藏高效开发技术。为后续深水气田开发提供了有效的技术支持。

1 气田概况

深水A气田所处海域海况受台风和季风影响，最大潮差2.24 m，水深为1 252.2～1 530.5 m。砂体沿峡谷呈条带状展布，均为岩性气藏，主要发育厚层限制性低–中弯度浊积水道复合体，储层物性好，表现为高孔–特高孔、高渗–特高渗[1]。该气田属正常的温度压力系统，天然气组分以甲烷为主，整体气柱高度不大，在9.8～85.6 m之间。气藏驱动类型为边、底水驱动和弹性驱动，以水驱气藏为主，水体倍数3～20倍。气井产能高，各井无阻流量均大于1 000万方/天。

2 室内驱替实验研究及分析

2.1 核磁共振测试水驱气实验

考虑不同渗透率和驱替速度，采用核磁共振在线测试水驱气饱和度变化，评价深水A气田岩心水驱气驱替效率，如图1～3所示。PV代表孔隙体积，曲线特征表明部分较大孔隙中流体基本被驱替出来，称之为可动孔隙，而其他较小孔隙中的流体大部分未被驱替出来，称之为不可动峰；两峰之间存在一个可动流体T2截止值大于截止值的峰称为可动峰，小于截止值的峰称为不可动峰；可动峰随气驱至束缚水状态后下降很多，120 mD岩样截止值为5 ms，409 mD岩样截止值9.7 ms，572 mD岩样截止值为10 ms。

图1 岩心渗透率120 mD时不同驱替速度下T2谱曲线

图2 岩心渗透率409 mD时不同驱替速度下T2谱曲线

实验结果表明注水超过0.8 PV后，驱替效率基本不变，驱替后基本上处于残余气状态。将T2谱曲线转化为驱替速度与驱替效率关系曲线，如图4所示，驱替效率随驱替速度先增后减，高渗透岩心存在“临界速度”。驱替速度小于此速度时均匀推进驱替效率增加；驱替速度大于此速度时会产生超前推进，发生窜流，从而导致驱替效率下降。

图4 不同驱替速度下的驱替效率

2.2 三维平板物理模拟实验

为了分析开发主控因素对气井见水规律的影响，采用可视化三维平板模型[2-3]，模型尺寸32 cm×30 cm×7.5 cm，研究不同渗透率（200、300、500 mD）、井型（直井、水平井）、采气速度（3%、6%、10%）、水体能量大小（5、20、50倍水体）、夹层发育情况等因素对气井见水规律的影响，采用饱和度探针实现水驱气过程可视化。图5、6表明低速开采过程中气体流速较慢，水体能量较小，难以形成水锥。地层水稳定抬升，尚未至模拟井底，天然气便已消散殆尽。当水体能量充足时在井底附近出现水锥，如图7所示，在采气速度10%条件下，高渗水驱气藏地层水抬升较快，尤其在水体能量较大时，井底极易发生锥进，导致气井过早见水[4]。

图5 水平井采气速度3%条件下不同水体倍数含水饱和度

图6 水平井采气速度6%条件下不同水体倍数含水饱和度

图7 水平井采气速度10%条件下不同水体倍数含水饱和度

实验结果表明：水体能量较弱时，气水界面稳定抬升，难以形成水锥，如图5～7所示；夹层的存在和水平井开发能有效抑制水锥高度，形成较平缓的水侵前缘，如图8、9所示。

图8 采用不同井型开发条件下平板模型含水饱和度

图9 有无隔夹层条件下平板模型含水饱和度

因此建议深水A气田高渗透气藏在水体能量较弱井区适当提高采气速度，并合理采用水平井、隔夹层抑制水锥，延缓见水时间[5-6]。

3 不同地质条件及开发模式对开发效果影响分析

为了明确不同地质和开发参数对开发效果的影响，基于气藏精细描述结果，建立了精细地质模型，开展数值模拟研究[7]。

3.1 不同水体倍数对开发效果影响

气藏开发实践表明，水体规模的大小直接影响到气藏水侵的活跃程度[8]。深水A气田有水气藏的水体倍数介于3～20之间，为了研究水体大小对气藏开发效果的影响，分别设计水体倍数为3、4、10、20、50五种数模模型开展水侵影响研究。不同模型下采气速度统一设定为4.5%，预测生产时间30年。不同水体倍数对开发效果影响程度如表1所示。

表1 不同水体倍数对开发效果影响程度

模拟结果表明，在采气速度不变的条件下，水体倍数越大，气藏见水时间越早，累产气逐渐降低，开发效果变差，如图10所示。

图10 不同水体倍数对开发效果影响程度模拟

3.2 射开程度对开发效果影响

气藏开发实践表明，充分利用隔夹层的挡水作用，开发井适当降低射开程度，有助于延缓气井见水时间[9]。为了研究射开程度对气藏采收率的影响，分别设计射开程度为气藏厚度的10%、20%、30%、50%、67%、100%共六种数模模型开展定向井段射开程度影响研究。不同模型下水体倍数为4，采气速度统一设定为4.5%，预测生产时间30年。射开程度对开发效果影响程度如表2所示。

表2 射开程度对开发效果影响程度

模拟结果表明，在水体能量和采气速度不变的条件下，随着定向井段射开程度增加，稳产期延长，见水时间逐渐提前，累产气先增加后减少。综合考虑，推荐定向井段射开气层有效厚度的1/3，延缓气井见水，保障深水气井开发效果，如图11所示。

图11 射开程度对开发效果影响程度模拟

3.3 采气速度对开发效果影响

对于有水气藏，边底水向气藏内部的侵入不可避免；但在气藏开发过程中，采取合理的采气速度可以控制边底水向气藏的侵入，从而延长气藏的无水采气期，提高气藏开发效果[10]。为了研究采气速度对水驱气藏开发效果的影响，分别设计3%、4.5%、6%、8%、10%五种采气速度。不同模型下水体倍数为4倍、定向井段射开气藏有效厚度的1/3，预测时间为30年。采气速度对开发效果影响程度如表3所示。

表3 采气速度对开发效果影响程度

数模模拟结果与物模模拟结果相同，水驱气藏存在最优采气速度。随着采气速度增加，气藏见水时间提前，稳产期缩短，采收率先增加后降低，如图12所示。

图12 采气速度对开发效果影响程度模拟

3.4 井型对开发效果影响

三维平板物理模拟实验表明，在水驱气藏开发中，与定向井开发效果对比，水平井在延缓气井见水方面存在一定优势，数模研究结果同样证实了该结论。在地质模型、采气速度、井位相同的条件下，定向井与水平井的稳产时间相差不大，但水平井见水时间晚3年，致使其开发效果优于定向井。井型对开发效果影响程度如表4所示。考虑深水气田均采用水下井口开发，气井见水后治理措施难度大、成本高，推荐水驱气藏采用水平井方式进行开发[11-12]，如图13所示。

表4 井型对开发效果影响程度

图13 井型对开发效果影响程度模拟

4 开发实践

超深水超大型气田的开发，针对气藏特征，采用聚类差异分析[13]，按驱动类型不同将气藏分为三类，弹性气驱、边水驱、底水驱，统筹考虑气田稳产期、各砂体见水风险、采收率等指标，考虑底水气藏见水风险高，开发难度大，尽量采用水平井开发，且将井位部署在构造高部位，同时降低采气速度，气井按3%采气速度配产，达到延缓气井见水、提高采收率的效果；边水气藏可适当提高采气速度，推荐气井按5%采气速度配产，提高气田稳产期内采气能力；弹性气藏则作为气田的调峰区块，保障气田向下游的供气稳定。

气田自投产以来生产稳定，各井压力下降趋势一致，井口压力稳定在32 MPa左右，达到了均衡开采效果，无非均匀水侵特征。深水A气田的成功开发，打破了国外深水气田开发技术的垄断，创造了巨大的经济效益和社会效益。