汪 洋 陳 軍 李 波 蔣 昊 汪小平

(1.西南石油大學 2.中國石油新疆油田公司采氣一廠 3.中國石油西南油氣田公司重慶氣礦)

圖1 滴西18氣藏主火山巖體分布

由于滴西18 氣藏的儲滲性能差，多數(shù)氣井進行了壓裂，壓裂縫容易溝通邊底水。目前滴西18 氣藏共完鉆氣井21 口，投產17 口，有4 口氣井水淹停產，另有4 口氣井因完井測試產水而未投產，出水井基本位于氣藏的邊翼部，最高日產水量達到90.0 m3/d。氣藏產水不斷增加，造成產氣量持續(xù)遞減，致使無法繼續(xù)維持方案設計的采氣規(guī)模。

圖2 滴西18氣藏剖面圖

1 氣井產水類型分析

火山巖氣藏巖相變化快、連片性差、分布不穩(wěn)定，因此滴西18 氣藏各井的產水特征差異較大。DX184、DX1812、DX1813、DX1824、DX1827、DX1829、DX1835井目前產出水氣比在0.042～0.095 m3/104m3之間，低于該氣藏產出凝析水水氣比上限值0.115 m3/104m3；DX1804、DX1805、DXHW181、DXHW182井目前水氣比分別為7.77 m3/104m3、0.976 m3/104m3、0.395 m3/104m3和2.545 m3/104m3，已經超出了該氣藏凝析水水氣比上限，表明DX1804、DX1805、DXHW181、DXHW182 井已經產出了地層水。

火山巖氣藏投入開發(fā)之前，地層水以原生孔隙水或夾層水的形態(tài)賦存于大小不等的凹陷中，當其投入開發(fā)之后，隨著地層壓力不斷下降，壓力波逐漸傳播到達水體邊界，地層水將沿地層高滲透帶或裂縫竄進至井底，導致氣井產出水中Cl-和礦化度發(fā)生突變。該氣藏地層水Cl-均值在4829 mg/L左右，礦化度均值在8532 mg/L左右，據此判斷各產水井產出水類型。根據氣田各產水井水性檢測資料表明，滴西18火山巖體(圖1左)DX1804 井和DX1805 井目前產出水的Cl-含量及礦化度值超過上述標準值，結合氣井的水氣比，推斷氣井已產出地層水；同樣，滴西183火山巖體(圖1右) DXHW181 井、DXHW182 井的Cl-含量及礦化度值目前均超過上述標準值，結合氣井的水氣比，同樣表明氣井已產出地層水。各井當前水氣比、Cl-含量及礦化度見表1，變化趨勢見圖3。

表1 滴西18井區(qū)水分析統(tǒng)計表

圖3滴西18井區(qū)產水井水氣比及水性變化圖

2 地層水產出規(guī)律及水侵類型

2.1 地層水產出規(guī)律

氣藏在開發(fā)過程中，氣藏的不同位置、不同時期，氣井產出水的規(guī)律是各不相同的。開發(fā)實踐表明：氣藏開發(fā)早期產出孔隙水或夾層水，開發(fā)中后期既有夾層水產出，又有地層邊底水侵入。地層邊底水產出既有沿高滲透帶竄入方式，也有邊水局部舌進侵入方式。不同賦存形式的水體其產出規(guī)律各異[5]。

(1)孔隙水產出

孔隙水是指含水飽和度大于臨界含水飽和度的空隙中存在的可動水。在生產過程中，由于生產壓差的誘導，這部分可動水在一定的壓差作用下流動。氣井表現(xiàn)出的生產特征：無水采氣期較短，生產水氣比高于凝析水氣比，在一段時間內，水氣比相對穩(wěn)定，波動不大。該氣藏DX1824 井投產初期不產水，直到2010年10月開始產少量水，水氣比一直維持在0.02～0.11 m3/104m3，由此初步判斷該井產出水為孔隙水。

(2)夾層水產出

夾層水是存在于氣層內、大小不一的凹陷水體，各種巖石類型的儲層中均可能存在，當氣層井點壓力下降時，生產壓差將導致夾層水的產出。若井點恰好穿過這類水體，則開井就會出水，氣井沒有無水采氣期，生產水氣比值比孔隙水水氣比值大一些，對于水體較大，延展較遠的夾層水，水氣比值可能更大。夾層水的產出，明顯地伴有氣大水大、氣小水小的特點。該氣藏DX183井生產特征表現(xiàn)出此規(guī)律，該井投產以來，產量做過多次調整，初期產量上調至11.24×104m3/d，2009年2月18日產量再上調至16.00×104m3/d，2009年3月20日產量下調到8.00×104m3/d，2009年4月1日產量又上調至11.00×104m3/d，隨著產量的上調產水量快速上升，產水量從平均0.8 m3/d上升到2.3 m3/d。

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(3)氣藏邊底水產出

隨著氣藏的開發(fā)不斷深入，氣藏內壓力不斷下降，壓降漏斗逐步加深擴大，壓力波傳播到氣水邊界后，邊底水將沿著滲流通道侵入到井底。邊水的入侵方式隨著滲流通道的不同而不同，對于視均質地層，水侵方式為舌進侵入方式；對于大孔道或裂縫控制的高滲透產氣層，水侵方式多為竄進侵入方式。氣井生產特征表現(xiàn)為：①有無水采氣期；②生產水氣比高于凝析水氣比；③氣井一旦出水，生產水氣比逐漸上升，上升速度隨水侵方式的不同而不同，舌進侵入方式下水氣比上升速度相對較慢，邊底水竄進侵入方式下水氣比升上速度相對較快。該氣藏DX1804、DX1805、DXHW181和DXHW182 等4口井表現(xiàn)出此類特征。

2.2 水侵類型

滴西18火山巖氣藏部分氣井已發(fā)生水侵，嚴重地影響了氣藏的正常開采；分析氣井水侵類型對了解該氣藏的氣井產水特征、產水類型和水侵途徑具有重要意義。有水氣藏的開采實踐中，地層水水侵主要表現(xiàn)為水錐型、橫侵型和縱竄橫侵型等水侵模式[10]，而該氣藏表現(xiàn)出水錐型和縱竄橫侵型兩種類型。

(1)水錐型

儲層底部存在大孔道或高滲透條帶的井，當氣井采速較高時，在井底大生產壓差作用下，水侵在微觀上表現(xiàn)為底水沿大孔道或裂縫上竄，宏觀上呈水錐推進。這類井產水量主要受采速控制，由于受到水體自身重力的影響，一般上升比較平緩，對氣藏開采的影響較小。該氣藏DXHW182 井表現(xiàn)出水錐型水侵動態(tài)，該井投產初期日均產氣量15.5×104m3/d，平均產水0.7 m3/d；2010年1月后隨著產氣量上調至20×104m3/d后，氣井日產水量快速上升，達到14.5 m3/d；之后日產水量和日產氣量保持了一個都相對穩(wěn)定的時期，到2011年6月26日后，產水量又進一步快速上升，最高達到39.4 m3/d，而日產氣量則下降至15.6×104m3/d。

(2)縱竄橫侵型

在邊水氣藏的開發(fā)中，往往處于構造高部位或孔隙發(fā)育的高滲區(qū)氣井先期投產后，在頂部或孔隙發(fā)育的高滲區(qū)形成低壓區(qū)，邊水則沿大孔道及高滲透帶向構造高部位竄流，使這些部位的井過早地產地層水，甚至水淹，這種水侵對氣藏開采危害大。該氣藏DX1804井產水動態(tài)疑似這種類型。該井投產初期產氣7.01×104～9.40×104m3/d，產水0.3～0.6 m3/d，水氣比0.01～0.26 m3/104m3；后期日產氣1.66×104～3.61×104m3/d ，產水2.28～13.33 m3/d，水氣比2.25～7.92 m3/104m3。從構造上分析，該井位于火山巖體構造中部位置(圖2)，該井打開層段橫向上離水體較遠，與其相鄰的DX1805井位于構造高部位，其投產時間為2008年9月5日，DX1805投產初期氣量高達16.88×104m3/d，油壓下降顯著，從初期的31.8 MPa降至目前的17 MPa，可見在DX1805井附近形成了低壓區(qū)，邊水沿大孔道及高滲透帶向DX1805井竄進，由于DX1804井儲層裂縫發(fā)育，地層水向DX1805竄流過程中進入氣層后再橫侵至DX1804井，導致該井產氣量快速遞減，從而使得該井只有通過降低流壓，增大生產壓差維持小產量生產。

3 水侵特征

氣藏水侵過程具有較強的規(guī)律性，并與儲層的滲流介質展布特征密切相關，具體表現(xiàn)為氣井產水特征同井區(qū)儲集層相對高滲透帶的展布有關。以生產水氣比為縱坐標,出水累積時間為橫坐標,分析不同高滲帶滲透率與儲集層平均滲透率之比下的生產水氣比隨生產時間變化規(guī)律, 并將水氣比曲線歸納為一次方型(線形型)、二次方型和多次方型3種類型，相應地將水侵特征分為4類[6]：

(1) 舌進弱水侵型—相對高滲帶滲透率與儲集層平均滲透率比值不大于3；

(2) 舌進強水侵型—相對高滲帶滲透率與儲集層平均滲透率比值在3～5 之間；

(3) 裂縫水侵型—相對高滲帶滲透率與儲集層平均滲透率比值在5～100 之間；

(4) 高導裂縫水侵型—相對高滲帶滲透率與儲層平均滲透率比值在100 以上。

基于上述理論分析，利用氣藏生產數(shù)據，做出DX1804、DX1805、DXHW181和DXHW182等4口主要產水井的水氣比變化曲線(圖4)。從圖4可以看出，DX1804生產水氣比上升速度介于高滲帶滲透率與儲集層平均滲透率之比5～100 之間，推斷該井為裂縫水侵型；而DX1805、DXHW181 和DXHW182 等3口井生產水氣比上升速度小于高滲帶滲透率與儲集層平均滲透率之比值3 ，這些井當屬舌進弱水侵。

圖4滴西18井區(qū)產水井水氣比變化曲線

4 水侵途徑

結合滴西18氣藏構造形態(tài)、儲層結構、裂縫密度、物性展布、射孔層段、氣水界面位置(圖1、圖2)及氣井地層水產出先后順序(圖5)等，分析認為，滴西18 火山巖體水侵路徑(圖6)：底水首先縱竄橫侵至DX1804 井，再縱竄橫侵至DX1805 井；滴西183 火山巖體：① 構造上DXHW181 和DXHW182 位于低部位；② 測井解釋成果表明DXHW181 和DXHW182 裂縫發(fā)育；③ 產水動態(tài)上DXHW181 和DXHW182 井投產初期產水量小、水氣比保持穩(wěn)定，生產過程中產水量和水氣比突然升高，產氣量迅速降低，結合地層水侵入時間和水性分析數(shù)據，初步推斷DXHW181 和DXHW182 屬于底水錐進，水侵路徑見圖6。

圖5 滴西18氣藏水侵井日產水變化圖

圖6 滴西18氣藏水侵路經示意圖

5 結論與認識

通過對滴西18 氣藏出水特征的研究, 明確了氣藏產水機理,有助于正確認識該氣藏地層水活動規(guī)律,可為生產規(guī)劃中制定合理治水措施提供參考依據。通過對滴西18 氣藏產水特征的研究, 得到了以下結論和認識：

(1)利用氣井產出水中Cl-含量、礦化度及水氣比判斷DX1804、DX1805、DXHW181 和DXHW182 井已產出地層水；

(2)在地層水產出規(guī)律分析基礎上，結合滴西18 氣藏各井產水動態(tài)特征，認為DX1824 產出孔隙水，DX183 產出夾層水，而DX1804、DX1805、DXHW181 和DXHW182 為邊底水侵入；

(3)對滴西18 氣藏水侵類型和水侵特征分析認為：滴西18 氣藏水侵模式主要為水錐型(DXHW181、DXHW182)和縱竄橫侵型(DX1804、DX1805)。

1 李士倫.天然氣工程[M].北京:石油工業(yè)出版社，2000.

2 李士倫,孫良田,郭平,等.氣田及凝析氣田開發(fā)新理論新技術[M].北京:石油工業(yè)出版社,2005.

3 李士倫,王鳴華,何江川，等.氣田與及凝析氣田開發(fā)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2004.

4 孫來喜,武楗棠,朱紹鵬.低滲透無邊水、底水氣水同產氣藏產水原因分析[J].天然氣工業(yè),2008,28(1):113-115.

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6 何曉東,鄒紹林,盧曉敏.邊水氣藏水侵特征識別及機理初探[J].天然氣工業(yè),2006,26(3):87-89.

7 王炯.基于穩(wěn)定流法的低滲透儲層滲流規(guī)律實驗研究[J].特種油氣藏,2005,12(5):93-94.

8 唐人選.底水油藏水錐動態(tài)模擬及見水時間預測[J].新疆石油地質,2003,24(6):572-573.

9 鄭建東,盧艷,朱建華.徐深氣田中基性火山巖氣水層測井識別[J].天然氣工業(yè),2009,(08):32-34.

10 馮異勇,賀勝寧.裂縫性底水氣藏氣井水侵動態(tài)研究[J].天然氣工業(yè),1989,18(03):40-44.