馮強漢 ，陽生國 ，熊 哲 ，高 航 ，張佳超 ，楊 懿 ，楊 振

（1.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內(nèi)蒙古烏審旗017300；2.西安石油大學石油工程學院，西安710065；3.西北大學地質學系，西安710069）

0 引言

蘇里格氣田位于內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯市鄂托克前旗及鄂托克旗境內(nèi)，構造上處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西北部和天環(huán)凹陷內(nèi)，為一寬緩的西傾單斜，是我國目前已發(fā)現(xiàn)的最大天然氣田［1-3］，主力產(chǎn)層為二疊系下石盒子組盒8段及山西組山1段［4-7］，儲層微觀孔隙結構復雜，非均質性較強，屬于典型“低壓、低滲、低豐度”氣藏［8-16］。近年來的生產(chǎn)實踐表明，蘇里格氣田西部儲層中氣水關系十分復雜，投產(chǎn)氣井存在不同程度的產(chǎn)水和積液問題［17-25］，直接導致單井產(chǎn)量下降迅速、氣井生產(chǎn)時間縮短及停產(chǎn)現(xiàn)象，嚴重影響了單井產(chǎn)能。一些學者［21-26］對蘇里格氣田西部的氣水分布開展了相關研究，但多集中于地層水化學特征、氣水分布控制因素等方面，所應用資料以靜態(tài)地質資料為主，對動態(tài)資料考慮較少。

根據(jù)蘇里格氣田西部生產(chǎn)實際，從出水井識別入手，基于測井、試氣靜態(tài)資料，并結合生產(chǎn)動態(tài)資料綜合分析，判定出水井及出水部位，再結合氣、水層識別，明確氣水分布規(guī)律，以期為蘇里格氣田西部開發(fā)部署提供依據(jù)。

1 生產(chǎn)井類型劃分

受采氣工藝流程限制，在蘇里格氣田沒有針對單井進行產(chǎn)水計量，對產(chǎn)水氣井無法直觀判斷，但部分井生產(chǎn)過程中進行了動態(tài)監(jiān)測測試，故研究過程中首先利用實測的簡化試氣、壓力計探液面、氣液計量現(xiàn)場試驗等動態(tài)監(jiān)測資料確定產(chǎn)水氣井和不產(chǎn)水氣井，對比分析二者在生產(chǎn)動態(tài)資料中的差異性，進而利用生產(chǎn)動態(tài)資料判斷產(chǎn)水井。綜合分析蘇里格氣田西部S48區(qū)生產(chǎn)井的試氣、生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測資料，將生產(chǎn)井劃分為試氣和生產(chǎn)中均無水型、試氣無水但生產(chǎn)中出水型及試氣與生產(chǎn)中均出水型等3種類型。

1.1 試氣和生產(chǎn)中均無水型

該類井多為長期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的正常氣井，試氣時無水產(chǎn)出，具有較高無阻流量；試產(chǎn)中水氣比＜0.5 m3/萬m3，在生產(chǎn)過程中生產(chǎn)曲線表現(xiàn)為兩段式，初期為緩慢壓降段，套壓降速低，通常＜0.02 MPa/d，后期為平穩(wěn)生產(chǎn)段，在低壓的條件下生產(chǎn)井仍有較長時間的平穩(wěn)生產(chǎn)期（圖1）。

1.2 試氣無水但生產(chǎn)中出水型

該類井試氣段測井解釋結論一般為氣層或含氣層，試氣不出水，生產(chǎn)過程中隨地層能量降低開始出水，隨著水氣比增大，產(chǎn)氣量下降。按出水時間先后可將該類井劃分為初期出水和后期出水2種類型。

初期出水井產(chǎn)層段的測井曲線含氣性響應較好，試氣結論多為含氣層，試氣過程中日產(chǎn)氣量及無阻流量均較小，基本不出水或出少量水（水氣比為0.5～1.0 m3/萬m3），但在生產(chǎn)初期就產(chǎn)水。生產(chǎn)曲線呈現(xiàn)兩段式特征：初期為快速壓降段，套壓下降快，通常降速＞0.02 MPa/d，日產(chǎn)氣量低；后期由于積液，氣井進入低產(chǎn)、低效期（圖2）。由于生產(chǎn)井段的測井資料顯示含氣性較好，試氣不出水而生產(chǎn)初期見水，說明生產(chǎn)中出水的水源主要為生產(chǎn)層內(nèi)的毛細管水。

圖1 蘇里格氣田西部S47井生產(chǎn)曲線Fig.1 Production curves of well S47 in western Sulige Gas Field

圖2 蘇里格氣田西部S47-14-65井生產(chǎn)曲線Fig.2 Production curves of well S47-14-65 in western Sulige Gas Field

后期出水井產(chǎn)層段測井曲線含氣性響應良好，試氣結論多為氣層，試氣中日產(chǎn)氣量及無阻流量均較大，生產(chǎn)曲線表現(xiàn)為初期套壓緩慢下降、產(chǎn)量平穩(wěn)，之后套壓、產(chǎn)量均急速下降，氣井開始出水，井筒大量積液，進入低產(chǎn)、低效期（圖3）。由于生產(chǎn)井段的測井資料顯示含氣性良好，試氣不出水，生產(chǎn)初期也不出水且產(chǎn)量穩(wěn)定，說明生產(chǎn)中后期所出水的水源主要為氣層上下圍巖中的地層水。

圖3 蘇里格氣田西部S48-10-74井生產(chǎn)曲線Fig.3 Production curves of well S48-10-74 in western Sulige Gas Field

圖4 蘇里格氣田西部S173井生產(chǎn)曲線Fig.4 Production curves of well S173 in western Sulige Gas Field

1.3 試氣與生產(chǎn)中均出水型

該類井生產(chǎn)層段測井解釋結論和試氣結論一般為氣水同層或含水氣層，水氣比＞1.0 m3/萬m3；生產(chǎn)曲線呈兩段式（圖4），初期為急速壓降段，套壓、產(chǎn)量降速均較大，地層能量快速下降，不久即轉為低產(chǎn)、低效期，生產(chǎn)效果較差。

2 出水井的出水層位識別

由于蘇里格氣田西部S48區(qū)多數(shù)井的開發(fā)作業(yè)方式為多層合試或合采，故基于試氣資料和動態(tài)生產(chǎn)資料綜合分析確定的出水井，需要進一步明確具體的出水部位。受鄂爾多斯盆地東高西低構造背景的影響，整體上蘇里格氣田西部的成藏動力條件和氣源供給均較其東部差，含氣層中地層水的含量相對較高，導致含氣層的中子測井值響應不明顯。同時，垂向上受儲層非均質性的影響，氣井井眼極不規(guī)則，導致密度測井失真。測井曲線對比、分析認為，聲波時差測井、電阻率測井參數(shù)均對含氣性響應較為敏感，因此，采用聲波時差、電阻率參數(shù)交會來識別氣層、水層等。

為了準確判斷出水層，首先運用單層試氣、單層生產(chǎn)井的測井資料進行出水層識別，進而利用多層合試、合產(chǎn)井數(shù)據(jù)進行補充和驗證（圖5）。由圖5可知，盒8段、山1段的氣層、含氣層、氣水同層等在電阻率-聲波時差交會圖中的分布具有各自的優(yōu)勢區(qū)。氣層具有高聲波時差、高電阻率特征。盒8段氣層分布區(qū)參數(shù)特征為：當聲波時差＞240 μs/m時，電阻率＞10 Ω·m；當 206 μs/m≤聲波時差≤240 μs/m時，電阻率≥5.1×107×e-0.0586DT。山1段氣層分布區(qū)參數(shù)特征為：當聲波時差＞243 μs/m時，電阻率＞18.5 Ω·m；當 213 μs/m≤聲波時差≤243 μs/m 時，電阻率≥1.289 56×104×e-0.0231DT。水層具有低—中等聲波時差、低電阻率的特征；干層具有低聲波時差、高電阻率的特征。圖 5（a）與圖 5（b）各區(qū)間界限相同，圖 5（c）與圖 5（d）各區(qū)間界限相同，斜線方程分別在圖 5（a）—（d）中標出。

圖5 蘇里格氣田西部S48區(qū)電阻率-聲波時差交會圖Fig.5 Relationship between resistivity and acoustic moveout of S48 block in western Sulige Gas Field

在電阻率-聲波時差交會圖中，氣層分布優(yōu)勢區(qū)中存在少量試氣結論為氣層但實際生產(chǎn)中產(chǎn)水的層，對比分析測井曲線可知其含氣響應良好，綜合分析認為生產(chǎn)中后期出水型井所產(chǎn)出水主要來自氣層的上下圍巖，故該生產(chǎn)層為氣層且測井參數(shù)值在交會圖中分布于氣層區(qū)。氣水同層主要分布于氣層、干層、水層三者分布優(yōu)勢區(qū)的過渡區(qū)域。氣-氣水同產(chǎn)、含氣-氣水同產(chǎn)的測井參數(shù)值落入過渡區(qū)。綜合分析認為，氣-氣水同產(chǎn)與含氣-氣水同產(chǎn)所產(chǎn)出水均為儲層毛細管水，試氣中由于毛細管水多呈束縛狀態(tài)故未見出水，生產(chǎn)過程中隨地層壓力降低而導致毛細管水產(chǎn)出。

3 氣水分布特征

3.1 地層水賦存狀態(tài)

儲層中地層水的賦存狀態(tài)主要受微構造、生烴強度、沉積微相、孔喉大小及類型、孔喉連通性以及顆粒表面吸附性等多種因素影響。根據(jù)研究區(qū)盒8段、山1段儲層微觀孔隙結構特征，將地層水微觀賦存狀態(tài)劃分為自由水、毛細管水（喉道封鎖水）和束縛水3類。

自由水主要賦存于儲層中物性和孔隙結構均相對較好的孔隙空間，在重力作用下可自由流動，一般分布于厚層河道砂體底部，測井曲線具有中—低聲波時差、低電阻率的特征。在厚層河道中上部，含氣部位的測井曲線表現(xiàn)為中—高聲波時差、高電阻率特征。如果氣水分異較差，測井曲線響應特征為中—高聲波時差、較高電阻率。

圖6 蘇里格氣田西部S48區(qū)氣水分布類型Fig.6 Gas-water distribution type of S48 block in western Sulige Gas field

毛細管水主要賦存于非均質性較強的儲層中，為天然氣充注驅替不徹底而滯留在微—細孔隙中的地層水，重力作用下不能自由流動。這類非均質性較強的儲層主要分布于厚層河道砂體側翼、中上部位或薄層砂體中，儲層中既含有天然氣，又富含毛細管水，測井曲線響應特征表現(xiàn)為含氣性較差，一般試氣時不出水或出少量水，試氣結論多為含氣層或含水氣層。經(jīng)壓裂改造后，隨著氣體不斷采出，壓力平衡被打破，生產(chǎn)初期便出水。

束縛水主要賦存于儲層晶間微孔或吸附在顆粒表面，不能自由流動。該類型水在儲層中普遍存在，經(jīng)壓裂改造后仍較難產(chǎn)出。

3.2 氣水分布類型

基于出水井判識和出水井出水層位識別的結果，對比、分析S48區(qū)盒8段與山1段氣水分布特征認為：平面上，受生烴強度、構造和非均質性共同作用的影響，區(qū)內(nèi)以氣水同層為主，含氣層分布也較廣泛，純氣層呈零星點狀分布，不存在明顯的天然氣優(yōu)勢富集區(qū)；垂向上，自下而上從山1段至盒8段頂，水層逐漸增多，盒8段上部普遍含水。各小層內(nèi)氣層、水層、干層交替出現(xiàn)，沒有統(tǒng)一的氣水界面，氣層、水層垂向分布，主要有5種類型（圖6）。

（1）純氣型。砂體上下被較厚泥巖層分隔，儲層物性好，地層水幾乎全部為束縛水，測井響應為氣層特征，試氣及生產(chǎn)過程中均不出水。

（2）上氣下水型。物性較好的砂體內(nèi)部受重力分異影響，氣層或含氣層在上，水層或氣水同層在下，儲層測井解釋結論為上氣下水或氣水同層，試氣不出水，生產(chǎn)過程中初期不出水，后期常嚴重出水，生產(chǎn)所出水的水源主要為砂體底部的自由水。建議該類井在射孔時，盡量選擇在砂層頂部射孔，并適當控制改造規(guī)模，達到不出水或多出氣、少出水的目的，避免底部自由水侵入。

（3）上干/水下氣型。主要受河道砂體正韻律的影響，下部層段粒度較粗、物性較好，多為氣層或含氣層，上部層段粒度較細、物性較差，多為干層或氣水同層，縱向上呈現(xiàn)出上干/水下氣的分布特點。在壓裂后的生產(chǎn)過程中，由于壓力降低可能導致出水。如圖7所示，S48-11-33井的盒8段射孔段測井響應含氣性較好，試氣結論為氣層，無水產(chǎn)出；由于射孔部位靠近其上部的干層，受壓裂措施影響，上部干層內(nèi)的水體沿壓裂縫滲出，生產(chǎn)初期見水。建議該類井射孔位置偏離氣層頂部，壓裂時應控制改造規(guī)模。

圖7 蘇里格氣田西部S48-11-33井氣水縱向分布特征（上干下氣型）Fig.7 Vertical distribution characteristics of gas and water of well S48-11-33（dry above gas）in western Sulige Gas field

（4）氣水共存型。由于儲層非均質性較強，地層水含量高，同一砂層內(nèi)部氣水難以分異。若地層水主要為自由水，則測井解釋為氣水同層，試氣過程中出水，且水氣比較高，生產(chǎn)過程初期即出水，壓力下降快，無法穩(wěn)產(chǎn)；若地層水主要為毛細管水，試氣過程中常不出水或出少量水，生產(chǎn)過程中出水。建議該類井壓裂時應減小改造規(guī)模，生產(chǎn)過程中盡量避免頻繁開關井，以免積液。

（5）氣、干/水層間互型。試氣、生產(chǎn)特征與上干/水下氣型相似，建議對該類井實施分壓分求或分壓合求，提高氣層動用程度。

4 結論

（1）試氣、生產(chǎn)動態(tài)監(jiān)測資料綜合分析認為，蘇里格氣田西部S48區(qū)產(chǎn)水氣井和不產(chǎn)水氣井的生產(chǎn)曲線特征存在差異，將產(chǎn)氣井分為試氣和生產(chǎn)中均無水型、試氣無水但生產(chǎn)中出水型、試氣和生產(chǎn)中均出水型等3種類型，進而利用測井資料，結合試氣資料與生產(chǎn)動態(tài)資料綜合分析，可識別出水井的出水部位。

（2）蘇里格氣田西部盒8段、山1段地層水賦存狀態(tài)主要為束縛水、毛細管水和自由水3類，產(chǎn)水井的水源主要為毛細管水和自由水。縱向上，氣水分布主要存在5種類型，即純氣型，上氣下水型，上干/水下氣型，氣水共存型，氣、干/水層間互型。針對不同類型的氣水分布，分別提出了工程改造措施，以便于獲得更好的生產(chǎn)效果。