何云峰，楊小騰

（中國石化西北油田分公司雅克拉采氣廠，新疆庫車842017）

我國現(xiàn)階段開發(fā)的氣藏中，大部分均為不同程度的水驅(qū)氣藏[1-4]。氣藏發(fā)生水侵后，氣相的滲流阻力會顯著增加，導致氣井產(chǎn)能降低[5-8]，同時受井筒積液的影響，氣井自噴能力減弱，甚至因嚴重積液而停產(chǎn)[9-11]，嚴重影響了氣藏的采收率。因此，評價水侵程度與穩(wěn)產(chǎn)期的關(guān)系，提前對開發(fā)趨勢進行預(yù)測，及時對氣藏進行開發(fā)調(diào)整至關(guān)重要。

1 水驅(qū)氣長巖心實驗

1.1 長巖心準備

篩選雅克拉凝析氣藏YK1井上氣層、中氣層、下氣層巖心各一組，經(jīng)打磨、清洗、烘干后對三組巖心的基本物性參數(shù)進行測試，并按照調(diào)和平均方式對巖心進行排列形成組合長巖心模型[12-14]（表1），目的是模擬地層條件開展水侵對氣層產(chǎn)氣效率的影響。

表1 長巖心驅(qū)替實驗巖心排序結(jié)果Table1 Core ranking of long core displacement experiment

1.2 驅(qū)替流體準備

實驗所用地層凝析氣樣品為現(xiàn)場取回的YK1井、YK5井的地面分離器油氣樣復配得到，根據(jù)石油行業(yè)標準SY/T 5543—2002《凝析氣藏流體物性分析方法》進行配樣，原始地層壓力58.72 MPa，地層溫度136.5℃，氣油比3 972.5 m3/m3，水為雅克拉氣藏產(chǎn)出的地層水樣品。

1.3 實驗程序

實驗溫度均為地層溫度136.50℃，原始地層壓力為58.72 MPa，目前中氣層地層壓力為48.94 MPa，上氣層地層壓力為52.3 MPa，各組實驗程序如下：1）清洗巖心；2）用N2吹干，抽真空；3）配制飽和的地層水；4）用干氣驅(qū)替，建立地層壓力條件下束縛水飽和度；5）用凝析氣驅(qū)替，建立地層凝析氣飽和度；6）衰竭至目前地層壓力，在該壓力下地層水驅(qū)替直至不出氣。

1.4 實驗數(shù)據(jù)及結(jié)果分析

首先將地層水注入巖心充分飽和，再用干氣驅(qū)替巖心中的地層水，建立束縛水飽和度；然后用凝析氣驅(qū)替，建立地層凝析氣飽和度；兩組長巖心孔隙體積和原始含水飽和度數(shù)據(jù)具體測試結(jié)果見表2。

表2 YK1井長巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)Table2 Basic data of long core of Well-YK1

1）分析上氣層長巖心注水模擬水侵驅(qū)替實驗數(shù)據(jù)，建立起凝析氣和束縛水飽和度后，先將巖心由58.72 MPa衰竭至目前地層壓力52.30 MPa，隨后注水驅(qū)替，直至不出氣。在實驗過程中發(fā)現(xiàn)當上氣層巖心注入水達到0.4倍HPV時，注入水前緣突破，含水率快速升高，天然氣采出程度上升趨勢開始停滯（圖1）。

2）分析中氣層長巖心注水模擬水侵驅(qū)替實驗數(shù)據(jù)，建立起凝析氣和束縛水飽和度后，先將巖心由58.72 MPa衰竭至目前地層壓力48.94 MPa，隨后注水驅(qū)替，直至不出氣。在實驗過程中發(fā)現(xiàn)當中氣層巖心注入水達到0.3倍HPV時，注入水前緣突破，含水率快速升高，天然氣采出程度上升趨勢開始停滯（圖2）。

圖1 上氣層長巖心注水驅(qū)替天然氣采出程度曲線Fig.1 Gas recovery percent of long core by water flooding in upper gas reservoir

圖2 中氣層長巖心注水驅(qū)替過程天然氣采出程度曲線Fig.2 Gas recovery percent of long core by water flooding in middle gas reservoir

3）分析下氣層長巖心注水模擬水侵驅(qū)替實驗數(shù)據(jù)，建立起凝析氣和束縛水飽和度后，先將巖心由58.72 MPa 衰竭至目前地層壓力49.3 MPa，隨后注水驅(qū)替，直至不出氣。在實驗過程中發(fā)現(xiàn)下氣層巖心模擬水侵過程水驅(qū)達到0.45倍HPV時，注入水前緣突破，含水率快速升高，天然氣采出程度再持續(xù)上升到水侵0.6HPV時開始停滯（圖3）。

圖3 下氣層長巖心注水驅(qū)替過程天然氣采出程度曲線Fig.3 Gas recovery percent of long core by water flooding in lower gas reservoir

1.5 實驗結(jié)論

由上、中、下3個氣層組合長巖心注水模擬水侵驅(qū)替實驗可知，當水侵達到0.30～0.45HPV時，注水前緣突破，天然氣采出程度從上升階段開始進入減緩階段，表明天然氣產(chǎn)能從穩(wěn)產(chǎn)期進入較快速的遞減期。

如果不能有效抑制水侵，則會導致氣藏暴性水淹、氣井停噴，導致天然氣采出程度進入停滯狀態(tài)，中氣層天然氣采出程度與含水的關(guān)系曲線已開始顯示出這種風險（圖4）。因此，當氣藏的水侵量介于0.30～0.45HPV時，預(yù)示著穩(wěn)產(chǎn)期的結(jié)束和快速遞減期的到來。

圖4 中氣層天然氣采出程度與綜合含水關(guān)系曲線Fig.4 Relation between gas recovery percent and comprehensive water cut in middle gas reservoir

2 水侵系數(shù)

對于一個天然的水驅(qū)氣藏，隨著開采壓力下降，必然引起氣藏內(nèi)天然氣、地層束縛水和巖石的彈性膨脹，以及邊水的侵入[15]。由式（1）可以看出，在氣藏累計產(chǎn)出天然氣和地層水（GpBg+WpBw）的條件下，經(jīng)歷了開發(fā)時間t，氣藏壓力由Pi下降到P。此時天然氣的膨脹量，加上被地層束縛水和巖石彈性膨脹占據(jù)的孔隙體積，再加上水侵占據(jù)的孔隙體積等于氣藏的總采出量。

式中：GP為氣藏在地面標準條件下的累積產(chǎn)氣量，108m3；Bg為天然氣體積壓縮系數(shù)，m3/m3；WP為累計產(chǎn)出水，108m3；Bw為地層水體積壓縮系數(shù)，m3/m3；G為氣藏在地面標準條件下的原始地質(zhì)儲量，108m3；Bgi為原始條件下天然氣體積壓縮系數(shù)，m3/m3；CP為巖石壓縮系數(shù)，10-4MPa-1；Cw為地層水壓縮系數(shù)，10-4MPa-1；Swc為束縛水飽和度，%；ΔP為壓差，MPa；We為水侵量，108m3。

氣藏的水侵系數(shù)等于凈水侵量與天然氣占氣藏原始有效孔隙體積之比，用來表征水侵作用的強弱[16-17]。通過對比認為，水侵系數(shù)與水驅(qū)氣長巖心實驗中HPV 概念一致，所以水驅(qū)氣長巖心實驗可以有效模擬氣藏水侵趨勢，并預(yù)測氣藏穩(wěn)產(chǎn)期的結(jié)束和快速遞減期的到來。

3 生產(chǎn)實踐應(yīng)用分析

雅克拉白堊系凝析氣藏屬于深層高溫高壓邊水凝析氣藏，劃分為上、中、下3個氣層[18]。目前中、下氣層已基本水淹，標定天然氣最終采出程度分別為55.34%、55.4%。按照實驗結(jié)論當水侵系數(shù)達到0.3～0.45時，氣藏開發(fā)進入快速遞減期，通過中、下氣層生產(chǎn)歷史對該數(shù)據(jù)進行分析，計算雅克拉氣藏中、下氣層快速遞減期的水侵系數(shù)，和實驗結(jié)果進行對比，驗證實驗數(shù)據(jù)是否能反映氣藏的實際情況。

從中氣層日產(chǎn)氣隨時間變化關(guān)系曲線（圖5）可知，2012年4月之后產(chǎn)量遞減幅度變大，標志是YK1井見地層水。從中氣層水侵系數(shù)隨時間變化關(guān)系曲線（圖6）可知，2012年4月對應(yīng)的水侵系數(shù)是0.36，對應(yīng)的天然氣采出程度是43.51%。采用同樣的方法對下氣層進行分析，當水侵系數(shù)為0.33時，下氣層產(chǎn)能大幅下降，對應(yīng)天然氣采出程度40.3%。

生產(chǎn)歷史表明，中下氣層當水侵系數(shù)達到0.33～0.36時，進入穩(wěn)產(chǎn)期末，產(chǎn)能快速遞減，此時天然氣采出程度40.3%～43.51%，與長巖心實驗結(jié)果0.3～0.45 接近。說明水侵系數(shù)與穩(wěn)產(chǎn)期有直接關(guān)系，長巖心實驗結(jié)果可以有效模擬氣藏水侵趨勢。

圖5 中氣層日產(chǎn)氣隨時間變化關(guān)系曲線Fig.5 Relation between daily gas production rate of middle gas layer and time

圖6 中氣層水侵系數(shù)隨時間變化關(guān)系Fig.6 Relation between water invasion coefficient of middle gas reservoir and time

4 雅克拉氣藏上氣層穩(wěn)產(chǎn)期預(yù)測及調(diào)控

4.1 穩(wěn)產(chǎn)期預(yù)測

雅克拉氣藏長巖心水驅(qū)模擬水侵實驗中當水侵系數(shù)達到0.3～0.45時進入穩(wěn)產(chǎn)末期，生產(chǎn)實踐表明當水侵系數(shù)達到0.33～0.36 就進入穩(wěn)產(chǎn)末期。本次上氣層穩(wěn)產(chǎn)期的預(yù)測以生產(chǎn)實踐數(shù)據(jù)為主，水侵系數(shù)取0.33和0.36。

按照水驅(qū)氣藏物質(zhì)平衡方程預(yù)測水侵量，計算水侵系數(shù)。①產(chǎn)氣量取193×104m3/d；②日產(chǎn)水=含水率×（日產(chǎn)氣/氣液比）；③含水率利用天然氣采出程度與含水率關(guān)系曲線；④地層壓力采用單位壓降采氣量計算。

根據(jù)上氣層水侵系數(shù)隨時間關(guān)系變化（圖7），當水侵系數(shù)0.33時對應(yīng)2019年8月，上氣層天然氣采出程度42.7%；當水侵系數(shù)0.36時對應(yīng)2020年2月，上氣層天然氣采出程度44.9%。因此，上氣層即將于2019年8至2020年2月進入快速遞減階段。

圖7 上氣層水侵系數(shù)隨時間變化曲線Fig.7 Relation between water invasion coefficient of upper gas reservoir and time

4.2 上氣層風險預(yù)警與調(diào)控

對上氣層開展了數(shù)值模擬分析，結(jié)果顯示2019年8月上氣層進入快速遞減（圖8），與水侵系數(shù)法預(yù)測結(jié)果吻合。截至2018年底，上氣層天然氣采出程度40.08%，部分邊部井見水停噴，預(yù)測然氣采出程度42.7%時進入快速遞減階段，需要對位于水線推進方向的高風險井進行調(diào)控。

圖8 數(shù)值模擬預(yù)測上氣層日產(chǎn)氣及含水變化曲線Fig.8 Variation curves of daily gas production and water cut change curve of upper gas reservoir predicted by numerical simulation

5 結(jié)論

1）雅克拉邊水凝析氣藏長巖心水驅(qū)實驗表明，當注入水達到0.3～0.45倍HPV時，注水前緣突破，天然氣采出程度上升趨勢減緩并趨于停滯，表明天然氣產(chǎn)能進入快速遞減期。

2）由于注入水的含烴孔隙體積倍數(shù)與水侵系數(shù)概念一致，通過水驅(qū)實驗?zāi)M活躍邊水氣藏水侵對氣藏的影響是可行的。通過計算水侵系數(shù)，可以對氣藏的開發(fā)趨勢進行合理預(yù)測，指導生產(chǎn)實踐。

3）雅克拉中、下氣層遞減期的水侵系數(shù)和長巖心實驗基本吻合。對上氣層進行開發(fā)趨勢預(yù)測，2019年8月—2020年2月水侵系數(shù)達到0.33～0.36時，進入穩(wěn)產(chǎn)末期，產(chǎn)能快速遞減，需及時對高風險井進行調(diào)整。