李鳳穎，伊向藝，盧 淵，鄧元洲，龔 偉

(1.成都理工大學(xué)，四川 成都 610059;

2.中油川慶鉆探工程公司，四川 成都 610051;

3.中油西南油氣田公司，重慶 400021)

異常高壓有水氣藏水侵特征

李鳳穎1，伊向藝1，盧 淵1，鄧元洲2，龔 偉3

(1.成都理工大學(xué)，四川 成都 610059;

2.中油川慶鉆探工程公司，四川 成都 610051;

3.中油西南油氣田公司，重慶 400021)

在異常高壓有水氣藏開采過程中，地層水的侵入會(huì)形成“水封氣”，造成氣井單井產(chǎn)能下降和單井動(dòng)態(tài)控制儲(chǔ)量急劇減少，嚴(yán)重影響該類氣藏的最終開發(fā)效果。利用異常高壓有水氣藏水侵機(jī)理數(shù)值模擬模型，在研究水侵影響因素基礎(chǔ)上，總結(jié)出一套異常高壓有水氣藏的水侵規(guī)律。研究結(jié)果對于制訂合理的異常高壓有水氣藏開發(fā)技術(shù)對策，盡量降低“水封氣”對氣藏開發(fā)效果的影響，最終提高該類氣藏的采收率意義重大。

異常高壓;有水氣藏;水侵特征;水侵機(jī)理模型;“水封氣”

引 言

有水氣藏氣水主要滲流通道是裂縫，儲(chǔ)集層發(fā)生水侵后，地層水首先占據(jù)大裂縫滲流通道，其次是中小裂縫，最后是微細(xì)裂縫和孔隙［1］。由于各種類型儲(chǔ)層的差異，氣藏裂縫發(fā)育程度和分布在地層中異常復(fù)雜，因此氣藏水侵活動(dòng)中表現(xiàn)出多種多樣的水侵模式。裂縫性有水氣藏水侵可分為2種形式:一是邊、底水大面積侵入含氣區(qū)，裂縫不發(fā)育，主要表現(xiàn)出“水侵”特征;二是生產(chǎn)壓差使底水很快沿高滲裂縫竄至局部氣井，生產(chǎn)壓差越大水竄越快，主要表現(xiàn)出“水竄”特征。裂縫性水竄可導(dǎo)致很多氣井投產(chǎn)短時(shí)間內(nèi)出現(xiàn)地層水或氣水同產(chǎn)，不久就被水淹［2］。目前國內(nèi)學(xué)者將氣藏的水侵模式歸納為水錐型水侵、縱竄型水侵、橫侵型水侵和縱竄橫侵型水侵4種類型［3］。但是，還未見到國內(nèi)學(xué)者對上述水侵模式進(jìn)行定量化研究。

1 異常高壓有水氣藏水侵機(jī)理模型

影響有水氣藏采收率的因素很多，包括地質(zhì)、工程、管理和經(jīng)濟(jì)等各種因素，為了研究異常高壓有水氣藏的水侵規(guī)律，根據(jù)河壩飛三氣藏的儲(chǔ)層及流體參數(shù)資料，利用Eclipse數(shù)值模擬軟件設(shè)計(jì)了水侵機(jī)理理想模型。該理想模型為單一傾斜構(gòu)造頂部1口氣井，氣藏中主要儲(chǔ)集空間為基質(zhì)巖塊，裂縫為主要滲流通道;利用數(shù)值模擬網(wǎng)格加密技術(shù)模擬了裂縫滲流過程，在加密網(wǎng)格中裂縫的滲透率遵循導(dǎo)流能力守恒的原則。為模擬水侵過程中“水封氣”的形成過程，設(shè)計(jì)了一組橫向加密網(wǎng)格。此外利用Cater數(shù)值水體模型模擬了氣藏的邊水侵入過程。模型涉及的基本參數(shù)見表1。

表1 數(shù)值模擬理想氣藏模型參數(shù)

在氣藏開發(fā)過程中，邊、底水侵入含氣區(qū)必須具備以下2個(gè)條件:一是含氣區(qū)壓力低于含水區(qū)壓力，二者壓差越大，水侵速度越快;二是含氣區(qū)與含水區(qū)之間存在高滲透裂縫滲流通道［4］。針對上述問題，結(jié)合水侵機(jī)理模型進(jìn)行了氣藏水侵規(guī)律的定量化研究。

2 異常高壓有水氣藏水侵影響因素研究

有水氣藏在開發(fā)中水侵特征主要受2個(gè)方面的影響:一是地質(zhì)因素，即氣藏儲(chǔ)層的基質(zhì)滲透率、裂縫大小和分布、水驅(qū)能量等;二是開發(fā)因素，包括采氣速度、井網(wǎng)部署、氣井單井配產(chǎn)等。通過多方論證，確定了儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率、構(gòu)造、裂縫滲透率及長度、水體大小及活躍程度、開采速度等5方面為影響氣藏水侵的主要因素。

2.1 儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率越低，氣井見水時(shí)間越早，采收率越低

地層水在侵入氣藏過程中，基質(zhì)孔隙滲透率的大小對水侵會(huì)產(chǎn)生較大影響［5－7］。利用理想模擬模型設(shè)計(jì)了基質(zhì)滲透率為 1 ×10－3、5 ×10－3、8 ×10－3、10 ×10－3μm24 種情況。模擬計(jì)算結(jié)果表明，對于裂縫－孔隙型氣藏，基質(zhì)滲透率對氣井的見水時(shí)間、氣藏最終采收率等具有較大的影響。氣藏基質(zhì)滲透率越低，氣井見水時(shí)間越早，采出程度越低，氣藏水淹情況嚴(yán)重;反之，基質(zhì)滲透率越高，氣井見水時(shí)間越晚，采出程度越高(表2)。

表2 氣藏不同基質(zhì)滲透率開發(fā)技術(shù)指標(biāo)

2.2 裂縫性氣藏，構(gòu)造越平緩，氣井見水時(shí)間越早，水淹情況越嚴(yán)重

為研究構(gòu)造對氣藏水侵的影響，設(shè)計(jì)了不同地層傾角的理想水侵模型(地層傾角分別為5.7、11.5、17.4、23.6、30.0°)。模擬結(jié)果表明，對于裂縫性有水氣藏，在水侵量一定的情況下，構(gòu)造越平緩，氣井見水時(shí)間越早，采出程度越低;反之地層傾角越大，氣井見水時(shí)間越晚，采出程度越高(表3)。

表3 氣藏不同傾角模型預(yù)測開發(fā)技術(shù)指標(biāo)

2.3 裂縫是裂縫性氣藏水侵的主要決定性因素

氣井生產(chǎn)所形成的壓力降首先沿大裂縫傳到遠(yuǎn)處，在大裂縫中形成低能帶，如果大裂縫與水體連通則水沿大裂縫迅速到達(dá)井底，形成裂縫水竄。裂縫水竄主要與地層中大裂縫或斷裂帶、儲(chǔ)層的非均質(zhì)性具有密切關(guān)系［8－9］?？紤]裂縫滲透率和裂縫長度對水侵的影響，設(shè)計(jì)了裂縫滲透率分別為0.1×10－3、0.2×10－3、0.5 ×10－3、0.8 ×10－3、1.0 ×10－3μm25 種理論模擬模型。模擬結(jié)果表明，隨著裂縫滲透率與基質(zhì)滲透率比值的增加，氣井見水時(shí)間提前，無水采氣期縮短，水氣比上升加快，氣藏采收率降低(表4)。

表4 氣藏不同裂縫滲透率開發(fā)技術(shù)指標(biāo)

還考慮了不同裂縫長度對水侵的影響(縫長為 0、500、1 000、1 500、2 000 m)。研究結(jié)果表明，隨著裂縫長度的增加，氣井見水時(shí)間提前，水氣比上升加快，氣藏采收率降低(表5)。

表5 氣藏不同裂縫長度開發(fā)技術(shù)指標(biāo)

2.4 水體能量是決定水侵活躍程度的關(guān)鍵

水體能量的大小直接影響到氣藏水侵的活躍程度［10］，設(shè)計(jì)了水層水體倍數(shù)比分別為1、3、10、30、100的理論模型 (卡特水侵模型，對應(yīng)水層滲透率為0.01×10－3、0.10×10－3、1.00×10－3、10.00 × 10－3、100.00 × 10－3μm2)。研究表明，隨著邊水水體儲(chǔ)量的增加，氣井見水時(shí)間越早，無水采氣期縮短，水氣比上升快，氣藏采收率降低 (表6)。

表6 氣藏不同水層滲透率開發(fā)技術(shù)指標(biāo)

2.5 采氣速度是控制水侵的主要手段

對于邊水氣藏，在具備一定的客觀地質(zhì)條件下 (水體較大、在水區(qū)與氣區(qū)之間存在較好的滲流通道)，邊水向氣藏內(nèi)部的侵入是不可避免的。但在氣藏開發(fā)過程中，采取合理的采氣速度，可以較好地控制邊水向氣藏內(nèi)部的侵入，延長氣藏的無水采氣期，提高氣藏的開發(fā)效果。如采氣速度選取過大，氣藏在開采過程中形成較大的壓降漏斗，導(dǎo)致氣井過早水淹，使氣藏處于十分被動(dòng)的開發(fā)局面［11］。模擬計(jì)算了邊水氣藏不同開采速度對氣藏開發(fā)效果的影響 (表7)。研究結(jié)果表明，氣藏采氣速度越低，見水時(shí)間越晚，但采出程度并不是最高。

表7 氣藏不同開采速度開發(fā)技術(shù)指標(biāo)

3 結(jié)論

(1)儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率越低，氣井見水時(shí)間越早，采收率越低。

(2)裂縫性氣藏構(gòu)造越平緩，見水越早，水淹情況越嚴(yán)重。

(3)裂縫是裂縫性氣藏水侵的主要決定性因素;隨著裂縫長度的增加，氣井見水時(shí)間早，水氣比上升快，氣藏采收率低。

(4)水體能量是決定水侵活躍程度的關(guān)鍵，采氣速度是控制水侵的主要手段。

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Water encroachment characteristics of water－bearing gas reservoir with abnormal pressure

LI Feng－ying1，YI Xiang－yi1，LU Yuan1，DENG Yuan－zhou2，GONG Wei3
(1．Chengdu University of Technology，Chengdu，Sichuan610059，China;
2．Chuanqing Drilling Engineering Company，PetroChina，Chengdu，Sichuan610051，China;
3．Southwest Oil＆Gas Field Company，PetroChina，Chongqing400021，China)

The encroachment of formation water into water－bearing gas reservoir with abnormal pressure can cause“water sealing gas”，leading to decline of well productivity and drastic reduction of the dynamic reserves controlled by individual well，finally affecting ultimate recovery．The regularity of water encroachment into water－bearing gas reservoir with abnormal pressure is presented through numerical simulation based on the study of water encroachment influence factors．This study has important significance to adopting countermeasures，mitigating the effect of“water sealing gas”and finally improving recover factor for such reservoirs．

abnormal pressure;water－ bearing gas reservoir;water encroachment;mechanism; “water sealing gas”

TE371

A

1006－6535(2011)05－0089－04

20110113;改回日期20110421

李鳳穎(1987－)，女，2009年畢業(yè)于成都理工大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)為成都理工大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)在讀碩士研究生，從事油氣藏工程及數(shù)值模擬研究。

編輯 孟凡勤