克拉美丽火山岩凝析气藏产水规律及产水模式

关键词：火山岩；凝析气藏；数值模拟；产水规律；产水模式

引言

克拉美丽火山岩凝析气藏是准噶尔盆地石炭系第一个拥有千亿方探明储量的大型火山岩气藏[1]，其火山岩凝析气藏占有较大比重，且该类型气藏开发投产具有较强的特殊性及复杂性：石炭系火山岩储层构造活动强烈，断裂体系复杂，具备良好的储集性能，但发育的裂缝连通各类孔隙，沟通边底水，极易导致井筒积液乃至气井停产；反凝析作用在造成凝析损失、孔隙堵塞的同时，还会因多相渗流进一步降低气相的渗流效率，从而使天然气和凝析油的高效开采变得更加复杂困难[2]。

开发资料显示，克拉美丽火山岩凝析气藏的凝析油含量普遍偏低，矿场多采用衰竭式开采，凝析油主要汇聚在井筒周围，储层内部凝析油滞留少，整体而言，反凝析现象对气井产能影响较小；近几年来，多数气井产能低，气藏产水增多，水气比上升幅度大，部分气井水淹关井，极大降低气藏开发效益。火山岩裂缝复杂性强、边底水活跃程度高，导致气井产水上升快，产量递减迅速，克拉美丽火山岩凝析气藏高效开发面临巨大挑战。厘清该区气藏水侵特征及产水模式具有重要的现实意义。

为此，基于克拉美丽火山岩凝析气藏岩石特性、储层特征、孔缝结构及生产数据建立相关数值模型，研究分析了5 个典型凝析气藏共计98 口气井的产水模式。该研究结果为克拉美丽火山岩凝析气藏老区调整挖潜、新区高效开发以及国内外类似特征凝析气藏的开发调整提供一定的借鉴。

1 气田概况

克拉美丽气田位于准噶尔盆地陆梁隆起东南部的DN 凸起西端，东距五彩湾气田约50 km，南距彩南油田30 km，主体部位的基底顶面埋深在2 000∼4 200 m[3 6]。储层岩相多样，岩性复杂，微裂缝发育，是天然气成藏的有利地区。

火山岩储层经过多期的构造运动，天然裂缝呈现出多方向性特征，不同井区主体方向存在差异。裂缝以构造缝最发育，其次为成岩缝。在构造缝中，以斜交缝最发育，其次为高角度缝和低角度缝。具有代表性的X10、X14、X17、X18 等4 大凝析气藏水体倍数在2∼4，表现出较强的水驱特征。各类构造缝沟通水体，使边底水呈现非连续的纵窜横侵复合型水侵特征。

气藏单井产能低，差异大，水气比变化幅度大，单井采出程度低。开发过程中边水突进及底水锥进特征显著，致使产气量大幅降低或停产。克拉美丽火山岩凝析气藏要投入高效开发，仍存在以下技术难点：1）火山岩岩性复杂、岩相多变，内幕分布及有利岩体需进一步落实；2）基质裂缝双重介质储层与常规凝析气藏差异大，难以建立裂缝双相介质模型并分析裂缝状态对气井产水影响；3）流体分布更加复杂，对产水特征、气水分布规律及凝析油分布状况需进一步研究；4）相同气藏区块的气井产量差异大，产水变化快，稳产能力差，致使气井配产难度大[7]。因此，针对气田当前地质及开发状况，亟需进一步研究气藏水侵及产水规律，确定不同储层条件及生产状况下的产水模式。

2 水侵及产水规律

2.1 水侵识别方法

水侵识别是产水气藏高效开发的一项重要研究内容[8]。经过多年的水驱气藏研究发展，水侵识别方法及水侵量计算等重要研究内容已取得较大突破，且对于不同储层特征方法各异，基本能实现油气矿场的实际运用。

对于裂缝不发育、储层孔渗相对均质的弱水驱气藏，通常利用存水体积系数法、生产指示曲线法及视地质储量法等进行早期的水侵特征识别，并对比分析各种方法在不同采出程度下的曲线特征，识别出气藏水侵规律[9 11]；对于裂缝较发育，储层非均质性及水驱特征较明显的凝析气藏，现场通常采用水气比曲线对比分析和水样特征监测等方法来识别气藏的水侵特征，通过对比分析气井不同生产时期的试井资料以判断水侵强弱及快慢，参见图1。

实际矿场通过不稳定试井方法监测不同开发时期气水界面推进状况，但受测试仪器、储层物性差异、井间干扰等因素的影响，试井解释结果存在多解性。采用水气比曲线分析、水样监测等方法进行水侵特征识别时，需要地层水到达井底后才能判断，同时易受气藏形成过程中地层滞留水的影响，预见性较差，不能清楚认识气井产水规律，不利于提前采取预防措施[12 13]。

针对以上常规水侵识别方法的不足，结合数值模拟方法进行产水规律研究及产水模式总结。以实际储层缝网结构、水体特征等为基础，建立数值模型模拟研究气井产水特征，为气井的实时调控提供依据。模型中，结合FMI 成像测井解释结果，在近井地带合理设定离散裂缝，不同产水模式对应不同裂缝类型、规模及排布，气井避水高度为30 m，高渗层（渗透率为常规储层3 倍，厚度为5 m）位于储层中部，上部气层厚度50 m，下部底水水体大小为3倍。模型裂缝及水体完全根据克拉美丽火山岩气藏储层特征建立，对气井产水规律研究及特征分析具有较好适应性。

2.2 产出水类型及产水特征

克拉美丽凝析气藏地质及开发资料分析显示，产水类型较多，其中，边底水为最主要的产水类型，层间水次之，凝析水最少。

边底水在火山岩气藏普遍存在、对气井生产影响较大。尤其对于火山岩非均质强、裂缝发育等特征，加之压裂改造，使得气井实际生产时，边底水沿着天然缝及人工缝网纵窜、横侵进入井底，气井快速见水，造成井底积液，乃至气井停产。不同气井受边底水影响程度各异，在气井的任何生产阶段均可能产出边底水，且产水变化幅度较大，对气井生产具有明显的影响。

层间水是气藏内夹层封存的水体，通常在开采初期被采出，并且当气井钻遇或与裂缝沟通下才能被采出。当初期产水量较大时，气井携液困难，井底易积液，但由于水体能量有限，且气水产出通道不同，气相渗透率通常不因层间水的产出而明显降低。因此，气井产能受层间水的影响相对较小。

凝析水是赋存于天然气中的“水蒸汽”，与天然气混合呈单一气相，伴随气井整个生产过程。凝析水产量很低，基本不对气井产能造成影响。凝析水矿化度通常较地层水低，可通过产水量、水样检测等方式判断是否为凝析水[14 16]。

3 产水模式与开发对策

克拉美丽气井产水普遍，各单井产水差异大。对典型气藏各气井实际生产水气比统计分析，产水气井主要分为4 大类：1）第一类为开发前期水气比高，开发中后期大幅降低；2）第二类为在生产过程中，水气比保持稳定；3）第三类为随着生产时间的增加，水气比逐渐增大；4）第四类为开发前期不产水，开发中后期水气比逐渐增大。各类型产水气井水侵特征曲线显示，气井产水特征复杂多样，结合火山岩储层特征分析，裂缝及水体是造成气井产水变化的主要因素，除此之外有少部分气井基本不产水。因此，结合数值模拟技术，开展气井产水规律及特征研究。

3.1 产水模式及特征

基于典型凝析气藏实际储层参数，结合储层裂缝、水体、高渗层分布规律，设置不同储层缝网结构类型，建立相应数值模型。模型基本参数：模型尺寸为1 200 m×610 m×300 m，网格数为190 320 个，储层深度3 300 m，压力44.6 MPa，温度90.48 ◦C，孔隙度11.7%，基质渗透率1.476 mD，含气饱和度45%，储层厚度250 m，水体倍数为3.2，配产为5×104 m3/d，相关参数见表1、表2 和表3。

结合气藏地质及生产资料，通过建立机理模型进行模拟预测，将气井产水模式划分为5 种模式。

3.1.1 产水模式1

气井产水发生在前中期，随着累计产水量的增加，气井日产气量逐渐降低，累计产气量曲线增长逐渐变缓，水气比不断上升，产水特征曲线见图4。这类井所在的区域存在较大水体，且含有高渗透层，井筒与水体之间有小裂缝沟通。该模式对应的缝网结构见图5，微细裂缝网络穿过高渗层和其他层位沟通边底水，高渗透层存在于气层中部偏上。气井初期不产水或产水较少，后期水体沿着微细裂缝网逐渐侵入井底，产水增加，水气比上升。边水作用较弱时，高渗层能够在产水逐渐增多情况下保证气井继续产气，但产气量较低。随着水侵程度增大，气井逐渐积液水淹，排水采气等措施难以生效，气井会停止生产。

3.1.2 产水模式2

气井产水发生在中后期，随着累计产水量的增加，气井日产气量降低，但降低幅度较小，水气比缓慢上升，但产水总量较少。产水特征曲线（图6）显示，气井主要为舌进水侵，无水产气期较长。气井产水后储量未有损失，产气量和水气比基本保持稳定，地层水能量有限，气井可带水稳定生产。气藏区块存在小水体，且避水高度合理。产水模式2 的缝网结构见图7，储层中有少量微细裂缝，不存在高渗透层。气井初期不产水，后期小水体逐渐舌进侵入井底，气井开始产水，但产气量并无大幅度降低，水气比基本保持稳定。该产水模式下，无水产气期长短主要取决于避水高度，后期产水上升幅度主要取决于水体能量强弱。

3.1.3 产水模式3

气井整个生产过程均有产水，但日产气量和水气比均保持稳定，不随累计产水量的增加而发生较大改变。水体能量中等，气层中存在高渗透层，高渗层位于气层中部偏上，井筒与水体之间有较大裂缝沟通。产水特征曲线（图8）显示，产水原因主要为强舌进水侵和弱裂缝水窜，早期产水，表明射孔层位到达水层或井筒与水层之间存在较明显的裂缝沟通，其缝网结构见图9。

整个生产过程中，气水同产，且气井产气量和水气比能够基本保持稳定：一方面，地层水能量有限，气井可带水稳定生产；另一方面，水体能量较大时，由于井底与边底水之间有较大裂缝沟通，开井生产时，边底水能够快速到达井底，气井产水较多，但通过排水措施能够维持气井低产量生产，且存在高渗层，改善储层物性，能够在产水条件下同时给气体提供良好的运移通道。

3.1.4 产水模式4

产水特征表现为初期产水较多，产气少，随着累计产水量的增加，日产水量逐渐降低，日产气量逐渐增大并趋于稳定，产水特征曲线见图10。

这类气井控制范围内存在小水体，储层中有大裂缝沟通有限小水体或井底到达水体附近（图11），水体多为夹层水和封闭水体，边底水能量较弱，且边底水与井筒沟通不明显。初期产水量大，井筒易积液，气井大多会实时采取排水或关井控产措施；后期产水大幅降低，产气逐渐上升并趋于稳定。

3.1.5 产水模式5

除了上述4 类典型的产水模式外，还有部分气井只产气，基本不产水或者仅产出少量凝析水。这类气井控制范围内的储层岩性和物性较好，气藏封隔性也较好，没有边底水侵入，或井筒与水体沟通较差，边底水还未到达井底。

火山岩储层复杂、孔缝结构多变，气井生产状况差异明显，但同一产水模式气井生产动态特征相似。产水模式1 与产水模式2 气、水产量均较高，后期水气比上升明显；产水模式3 与产水模式4 气产量低，产水量较高，后期水气比低。产水模式分类及特征汇总见表4。

3.2 气井开发调整对策

克拉美丽火山岩凝析气藏气井出水普遍，主要受地质及工程因素影响。开发初期可采取预防治措施，中后期则根据气井生产动态进行实时调控。

火山岩呈块状，岩体储层厚度大，裂缝发育，边底水活跃。针对各种产水模式气井，实行“整体考虑”，即采取较大避水高度及合理生产制度，以达预防效果。对于开发调整阶段，不同模式气井产水状况差异大，实行“分类治理”，即产水模式1 和产水模式2 前期产水少，后期产水明显上升，可进行排水采气，适当降低采气速度，部分水淹严重气井应进行堵水或关井措施；产水模式3 和产水模式4 整体产水少，可采取稳定生产制度，保持带水产气，控制气井产水；产水模式5 则采取控水采气措施，保持合理的生产制度，减缓边水横侵及底水锥进，以达气井连续高产、稳产目的。

4 实例分析验证

XA 气藏包含23 口气井，自2009 年起气井逐步投产，前期基本不产水，月产量及水气比变化曲线见图12。2016 年，气井产水量大幅上升，产气、产油显著下降，表明边底水作用突出。产气与水气比关系曲线显示，气井出水后，产气量显著降低，且水气比变化幅度大，表明气井产水规律复杂，出水调控难度大。该气藏气井水侵特征曲线（图13）显示，气井水侵特征介于强舌进与强裂缝水窜之间，进一步表明边底水对气井生产具有较大影响。部分气井前期为高导裂缝水窜，后期为强舌进，表明气井与层间水沟通，受边底水影响较明显；部分气井后期舌进或水窜增强，表明储层压力变化及改造措施导致气井与水体沟通增强。综合分析表明，火山岩储层气井与水体主要由缝网沟通，气井产能主要受边底水影响。

统计分析研究区5 个典型凝析气藏98 口气井生产数据，绘制单井产量曲线并定性分类，与5 种产水模式进行对比分析。结果表明，98 口气井实际生产曲线也可分为5 大类，并且与5 类产水模式曲线特征基本吻合。98 口实际生产井中，符合产水模式1 曲线特征的井共10 口，典型井如XC1 井，其产水曲线如图14 所示。

符合产水模式2 曲线特征共50 口，典型井如XA2 井，产水曲线如图15 所示，该模式为气藏主要的产水模式，同时印证了气藏边底水活跃的特征。

符合产水模式3 曲线特征有16 口，典型井如XA3 井，产水曲线如图16 所示。

符合产水模式4 曲线特征有3 口，该产水模式下，随着生产时间的增加，气水比逐渐降低，典型井如XC2 井，其产水曲线如图17 所示。

符合产水模式5 特征的井有19 口，该模式的井均只产气，不产水，典型井如XC3 井，生产曲线如图18 所示。

综上分析表明，基于数值模拟研究得到的5 类产水模式具有很好的可靠性，符合研究区实际产水规律。

5 结论

1）火山岩凝析气藏岩相复杂、裂缝发育、非均质性强，通常采用水气比曲线分析、地层水监测及不稳定试井等方法进行水侵识别，并结合数值模拟技术研究不同储层状况的气井产水规律。

2）气藏产出水主要为边底水及层间水，气井水侵及产水特征曲线显示，多数气井处于强舌进与强裂缝水窜之间，气藏边底水活跃，对气井产能影响较大，预防水侵及排水采气是研究区后期调控开发的研究重心。

3）通过典型气藏产水机理模型研究，将气井产水模式分为5 类，对比98 口气井实际产水曲线，得到模拟曲线与实际生产曲线分类结果基本吻合，产水模式划分及相应曲线分析结果可靠程度高，可为新区开发和老区调整提供参考。