东海水驱气藏开发特征及开发对策实践

2024-01-04李久娣

海洋石油 2023年4期

李久娣，田彬

（1.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海 200120；2.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120）

海上气田开发投入一般较高，因此气田投产后普遍采用少井高产的开发策略[1]，而XH 凹陷已开发气藏以水驱气藏为主，受采气速度等因素影响，大部分气藏水侵速度较快，气井见水早，气藏稳产难度大[2]。边底水侵入井底将在近井地带形成水封气并在井周形成“水锁”效应，降低气相渗流能力的同时影响气藏的有效动用，最终在气藏中形成死气区，导致气藏采收率下降[3-4]。基于此，为提高该类气藏开发效果，在气藏开发早期，一般通过控制采气速度、加强水侵动态监测的方式，减缓边、底水侵入速度[5]；而对于已发生水侵的气藏或水淹的气井则通过采取封堵调层、排水采气等措施以延长气藏生产时间，最大程度提高气藏采收率[6]。

1 东海XH 凹陷水驱气藏区带分布特征

从圈闭因素来看，东海已开发油气藏以构造油气藏为主，构造以断背斜、断鼻为主，其次为断块及背斜[7]，目前已开发气藏中构造气藏储量占东海已开发气藏地质储量的50%，而构造-岩性气藏及岩性气藏分别占比33%和17%。按照驱动因素，东海天然气藏可以分为水驱气藏和气驱气藏两大类，与圈闭因素划分结果相对应：以构造类型为主的气藏，水体普遍较为发育，而以构造-岩性或岩性为主的气藏水体则普遍较为局限，水体倍数有限。东海已开发气藏以水驱气藏为主，水驱气藏储量占比65%，气驱气藏储量占比35%。其中，中央背斜带由于以辫状河三角洲的分流河道、水下分流河道沉积微相为主（图1），砂体分布较广泛，厚度较大，连片性好，因此边底水能量较强，气井产水量大；而西部斜坡带则以潮控三角洲沉积为主（图2），砂体受较强的潮汐作用影响而分布相对局限，个别气藏储集体仅限于小型潮道砂体[7]，因此边底水能量相对较弱，气井产水量较少。

图1 花港组时期沉积相图Fig.1 Sedimentary facies diagram of Huagang Formation period

图2 平湖组时期沉积相图Fig.2 Sedimentary facies diagram of Pinghu Formation period

2 东海水驱气藏生产动态特征

东海已开发气藏以构造气藏为主，气藏驱动方式以水驱为主。总结目前东海已开发水驱气藏开发特征发现，东海水驱气藏生产总体呈“无水采气期-产压递减期-低压低产期”三段式特征。在气井生产初期，即无水采气期，此时边底水尚未侵入井底，产量总体稳定或随地层压力衰竭有所下降，压降速率相对缓慢；而当边底水侵入井底，气井开始见水，此时生产压差及井筒压力损失逐渐增加，气井油压随产水增加迅速下降；到气井产水后期，气井进入低压低产期，此时产水上升至较高水平并趋于稳定，气井井筒携液能力受到较大影响，随时面临停喷风险。

具体而言，水驱气藏根据水驱指数的大小，又可细分为活跃水驱（水驱指数大于0.3）、次活跃水驱（水驱指数0.1～0.3）和不活跃水驱（水驱指数小于0.1），不同水驱气藏类型又有不同的生产动态特征[7]。

2.1 活跃水驱气藏

活跃水驱气藏在地质上一般需要同时具备两个条件：第一，气藏水体能量较为充足，气藏规模相对于水体而言相对有限，水体倍数较大，呈强边底水特征；第二，水侵通道顺畅，一般表现为储层物性较好且无明显隔夹层分布，边底水能够随气藏压力下降较为顺畅地侵入井底。该类水驱气藏虽然在生产上也呈现出三段式特征，但是其无水采气期较短，投产后气井快速见水，压力在无水期及低产水期小幅下降；另一方面，气井见水后产水量及水气比迅速攀升，产气量快速递减，井口压力随产水量增加快速下降直至无法自喷（图3）。

图3 活跃水驱气藏典型生产特征曲线Fig.3 Typical production characteristic curve of active water drive gas reservoirs

2.2 次活跃水驱气藏

次活跃水驱的气藏在地质上一般存在两种情况：首先对于气藏边底水的大小而言，水体能量一般为中等水平，水体大小相对有限，呈中等-弱边底水气藏；另一种情况则为水侵通道受阻，即水体倍数虽然较大，但储层物性差或者隔夹层较为发育，使得气藏水侵强度并不显著。

该类气藏的生产动态表现出典型的三段式特征：首先，投产后具有一段无水采气期，该阶段外部水体能量补充尚不明显，拟压力与累产量仍呈现出近似的线性关系；之后，气井见水进入产压递减期，产水量及水气比逐渐增加，油气产量开始递减，但一般不会出现短时暴性水淹；最后进入带水低产期，该时期产水量趋于稳定，气井进入带水低压低产状态（图4）。

图4 次活跃水驱气藏典型生产特征曲线Fig.4 Typical production characteristic curves of not veny active water drive gas reservoirs

2.3 不活跃水驱气藏

表现为不活跃水驱的气藏在地质上一般也同样存在两种情况：第一种为气藏边底水水体能量较弱，水体较小，为弱边底水气藏；第二种为部分气藏水体倍数虽然较大，但储层物性差或隔夹层广泛分布，使得水侵通道受阻甚至隔断。

该类气藏在生产动态上虽然也表现出三段式特征，但其无水采气期较长，投产初期气井产量稳定，压力随产出呈现线性下降，表现出弹性气驱气藏的特征；其次，该类气藏见水后产水量有限，通过流程降压或气举措施一般可延续带水生产，实现较好的开发效果（图5）。

图5 不活跃水驱气藏典型生产特征曲线Fig.5 Typical production characteristic curve of inactive water drive gas reservoirs

3 水驱气藏开发技术对策

影响水驱气藏开发效果的因素主要包括地质和开发两个方面[8-9]。地质因素无法改变，然而可以认识和利用，东海气田经过多年开发实践，基于水驱气藏开发效果主控因素的研究成果，通过制定合理的开发技术政策，建立了“早期防水、过程控水、后期排水”全周期防水治水策略，实现了水驱气藏的有效开发。总体思路为：在气藏开发前期，开展地层水体能量以及开发过程中水侵方向预测研究，充分利用隔夹层分布特征，优化井位部署及完井方式，控制合理配产，最大程度延长无水采气期；在气藏开发中期，通过建立水侵动态监测机制，控制水侵速度，及时封堵出水层，减缓气井产量递减；在气井产水后期，则主要开展排水采气工艺实践，延长带水气井生产年限，最终提高水驱气藏采收率（表1）。

表1 水驱气藏影响因素总结Table 1 Summary of influencing factors of water drive gas reservoir

经过多年的发展，目前东海气田已形成多项防水控水、排水采气等提高水驱气藏采收率的特色技术。

3.1 水平井轨迹优化防水技术

东海已开发气田普遍采用不规则井网，井位部署遵循“沿长轴、占高点”的原则，纵向多穿层，平面占高点，同时在井型上采用了定向井、水平井、多分支井等多种井型。在开发前期，通过开展地质特征分析优化井型井位，增加避水高度，降低生产压差，以延缓气井生产过程中边底水的侵入速度。

B 气田主力气层隔夹层较为发育且平面稳定分布，开发井B2H 井通过充分利用隔夹层的挡水作用，将水平段部署在隔夹层之上，虽然水平段距底水界面仅9.1 m，但较好地遮挡了底水的水侵路径，投产后实现了3 年无水期，取得了较好的开发效果（图6）。

图6 B2H 井井轨迹示意图Fig.6 Well trajectory diagram of Well B2H

3.2 水平井变密度定向射孔防水技术

已有研究结果显示水平井正常生产时，其压力沿水平井筒方向并非均匀分布，水平段跟端的生产压差一般要大于趾端，这也就造成了水平井在开发底水气藏时，跟端由于生产压差较大，往往更容易见水，因此，在东海底水气藏开发实践中，基于水平段井筒压力分布特征，通过制定针对性的变密度定向射孔方案，实现了均衡水平段生产压差、有效抑制底水锥进的目的。某气田A10H 井通过采用水平段变密度定向射孔完井方式，无水期相比常规完井延长1 年以上，增加可采储量2 500×104m3。

3.3 气井合理生产制度优化技术

气井的见水时间与储层物性、水体大小、避水高度等地质因素相关，同时也与气井的生产制度密切相关，综合考虑气井产能水平、稳产能力以及携液能力等因素，通过数值模拟等方法可以确定气井的合理生产制度。另一方面，通过统计东海已开发典型水驱气藏气井无水期与采气速度的关系，发现气井无水期随采气速度增加呈递减趋势，通过回归两者之间的相关关系发现：若要实现3 年无水期的目标，建议采气速度应控制在5%以内。

3.4 地层水动态监测技术

一般而言，水驱气藏气井氯根浓度变化可以分为四段：在气井投产返排期，气井产出液主要为钻完井液，氯根浓度较高，之后，产出液氯根浓度随返排率增加逐渐减小；在气井生产无水期，产出水主要为凝析水，水气比一般小于0.2 m3/104m3，氯根浓度较低（一般小于500 mg/L）；在气井产水早期，产出水为地层水与凝析水的混合液，产出水氯根浓度逐渐增加，直至接近地层水氯根浓度水平；在气井产水中后期，随着气井大量产水，氯根浓度趋于稳定，维持在较高水平（图7）。因此，明确不同地层的地层水矿化度及氯根浓度水平，同时对各气井所产水做好矿化度及氯根浓度监测可及时识别出水层位，为后续气井治水堵水措施的制定具有重要的指导意义。

图7 水驱气藏气井产水氯根浓度变化曲线Fig.7 Variation curve of chlorine concentration in water produced gas wells of water drive gas reservoirs

通过统计东海各气井的氯根浓度、地层水水型、生产层位以及生产层位的深度，发现中央背斜带南部气田地层水水型以CaCl2型为主，而中央背斜带中部及北部气田地层水水型则以NaHCO3型为主，进一步研究表明，水型的差异主要与生产层位深度相关，以3 200 m 深度为界，浅层地层水水型主要以CaCl2型为主，而深层主要以NaHCO3型为主。

地层水水型不同导致氯根浓度存在差异，统计结果表明：东海地层水中，NaHCO3水型氯根浓度普遍小于3 000 mg/L，而CaCl2水型氯根浓度则普遍大于2 500 mg/L，同时，地层水氯根浓度随地层深度增加呈下降趋势，通过回归不同水型氯根浓度与深度的关系，可以有效预测不同深度地层水的氯根浓度，这一认识为产水气井出水层识别及后续堵水治水措施制定起到了重要的指导作用（图8）。

图8 氯根浓度与地层垂深散点图Fig.8 Scatter diagram of chlorine concentration and formation vertical depth

3.5 井筒积液监测及诊断技术

气井产水后，随着产气量递减、产水量增加，井筒举升能力不断下降，并在井筒中开始出现积液现象，使得井筒压力损失不断增加，气举自喷能力减弱。因此，及时识别井筒积液并对积液类型进行识别，对于后续治水排水，具有重要的指导意义。

为了更加准确地判断各产水气井井筒的积液状况，除尽可能多地实施钢丝作业测试以外，针对大斜度井、水平井等不具备测试条件的复杂井型，基于室内实验研究成果，利用修正的Belfroid 预测模型推导出角度范围在 5°≤θ≤90°的倾斜井筒临界携液流速预测公式（1）[10]。

式中：νcrit为气井临界流速，m /s； σ为气水界面张力，N /m；β为井筒与水平方向的夹角，°； ρg、 ρl分别代表气体和液体的密度，kg/m³。

利用修正的Belfroid 模型对东海部分产水气井的临界携液流量进行计算，并将其测试结果同积液实测结果进行对比（表2）。结果表明：在适用范围内，修正的Belfroid 模型较为准确地预测了气井的积液状况。

表2 东海某气田产水气井积液情况判别统计Table 2 Statistical for discrimination of liquid accumulation in water-producing gas wells in a gas field in East China Sea

3.6 产水气井排水采气工艺技术

气井产水后，根据地层特征、气水关系、气井的管柱类型和生产特征，可分别采取堵水或排水采气工艺措施，以尽量延长一次开采的带水生产周期，而气井一旦水淹，就必须采用二次开采的人工助排工艺来排出井底积液以维持生产[11]。

东海气田先后探索实践了气举、超声雾化、泡沫排水、涡流排采、电潜泵等排水采气工艺，并在实践过程中评价了不同排水采气工艺的适用性。总体而言，目前气举排水采气包括气举阀气举、打孔气举以及连续油管气举等方式，因其措施成本低，效果显著而得到了广泛的应用；电泵排水对于油井提液效果明显，但是对于气井的排水采气机理目前尚有待进一步研究；泡排、涡轮排采以及超声雾化排水采气在部分气井开展了应用实践，但由于增产效果不明显，因此目前未实现大规模推广使用。后续，东海气田将进一步探索各类排采工艺的增产机理及适用条件，不断提升水驱气藏采收率水平。