冷有恒,張 李,蔡坤赤,李洪璽,張曉東,羅 勇,劉媛媛

(1中國石油(土庫曼斯坦)阿姆河天然氣公司 2中國石油川慶鉆探工程有限公司地質勘探開發(fā)研究院 3中國石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院)

0 引言

Y氣田位于土庫曼斯坦境內，是具有高壓和邊水特征的礁灘型碳酸鹽巖氣藏。于2014年投入開發(fā)，目前采出程度接近40%，已經進入開發(fā)中期，在開發(fā)動態(tài)上積累了豐富的資料。為了全面揭示礁灘型高壓邊水氣藏的開發(fā)特征，尋求科學的開發(fā)對策，本文通過研究氣井產能變化特征，揭示了應力敏感對礁灘型高壓氣藏的影響；通過分析出水動態(tài)變化，明確了礁灘型邊水氣藏的水侵特征；通過對氣藏連通性變化的深入分析，發(fā)現(xiàn)了氣藏開發(fā)過程存在井區(qū)分割、連通性變差的現(xiàn)象。在系統(tǒng)分析開發(fā)特征的基礎上，針對阿姆河右岸區(qū)塊Y氣田提出了四方面的開發(fā)對策，以期為國內外同類氣田的合理高效開發(fā)提供借鑒。

1 氣藏基本地質特征

Y氣田位于阿姆河右岸區(qū)塊B區(qū)中部，是阿姆河項目二期工程的主力建產氣田之一，該氣田西鄰B氣田，南鄰S氣田(見圖1)。B區(qū)中部為臺地—起伏狀緩坡沉積，礁灘體繼承性生長，發(fā)育緩坡礁灘群與點礁灘[1]。Y氣田位于生物礁灘群上，屬于典型的受構造及邊底水控制的連片礁灘型氣藏，主要地質特征為：①平面上儲層相對連續(xù)，屬中—低孔、中—低滲裂縫—孔隙型儲層；②沿斷裂帶伴生發(fā)育的裂縫，主要以低角度和斜交縫為主；③氣藏埋深3 600 m，原始地層壓力61.5 MPa，壓力系數1.75，為高壓氣藏。

2 氣藏主要開發(fā)特征

2.1 應力敏感對氣井產能的影響

2.1.1 以低角度裂縫為主的單井

以投產的Y- 22、Y- 103D、Y- 105D 三口高產井為例，三口井均位于構造高點、礁體之上，低角度裂縫發(fā)育。投產1年后單井平均無阻流量遞減幅度(34.15%)明顯高于地層壓力遞減幅度(22.84%)(見表1)。主要原因是在氣藏投產初期，隨著地層壓力降低，以低角度縫為主的裂縫由于與現(xiàn)今最大水平主應力方向大角度相交，裂縫易閉合[2]，氣體的滲流通道和滲透率減小，單井產能隨之下降。由此得出以低角度裂縫為主的單井，在開發(fā)早期，儲層應力敏感是影響氣井產能的關鍵因素，也是造成氣井產能下降的主要原因。

圖1 Y氣田構造—儲層疊合圖

表1 三口高產井無阻流量及壓力變化統(tǒng)計表

隨著地層壓力降低，產能下降幅度逐漸與地層壓力保持一致。以Y- 105D井為例，該井投產4年后，無阻流量年遞減率與地層壓力年遞減率均降為為10%左右，IPR曲線在投產4年后表現(xiàn)出與投產初期完全不同的特征(見圖2)。說明隨著地層壓力降低，應力敏感對產能的影響逐漸減小[3- 4]，其影響主要集中在開采前3年。

2.1.2 以高角度裂縫為主的單井

以投產的Y- 21、Y- 107D井為例，兩口井主要發(fā)育高角度裂縫，隨著地層壓力下降，無阻流量始終保持較好水平，年遞減率低于5%，遠低于地層壓力下降幅度(見表2)。根據Y- 21井的試井解釋結果可知：氣井投產3年以來，有效滲透率基本保持在10 mD左右，裂縫半長140 m左右，表明隨著地層壓力下降，裂縫保持較好的開啟狀態(tài)，滲流通道保持良好。由此得出以高角度裂縫為主的單井，儲層應力敏感的影響較弱[5]，與以低角度裂縫為主的單井表現(xiàn)出完全不同的特征。

表2 兩口井無阻流量及壓力變化統(tǒng)計表

2.2 出水對氣井產能的影響

以Y- 22、Y- 105D、Y- 104三口不同時期的出水井為例，出水1年后無阻流量遞減幅度均超過50%，而地層壓力遞減幅度均低于10%(見表3)，表明出水對氣井產能影響顯著。這是因為氣井一旦見水，水相逐漸占據越來越多的滲流通道，氣相滲透率大幅度降低，單井產能隨之降低[6- 7]，因此防止氣井過早見水是保持氣井產能水平的重要措施。

2.3 氣藏連通性變化分析

氣田投產初期，整體具有較好的連通性，表現(xiàn)在以下幾個方面：①投產井原始地層壓力一致，且各單井壓力下降速率基本一致(見圖3)；②后期投產井地層壓力與鄰井保持一致；③Y- 104井投產初期關井壓力恢復導數曲線后期下掉(見圖4)，表明井間存在干擾；④鄰井產量變化的影響：Y- 101D井與Y- 103D井相鄰，Y- 101D井關井6 d，Y- 103D井氣產量出現(xiàn)自然增長。

表3 三口井出水前后無阻流量及壓力變化統(tǒng)計表

圖3 氣田投產氣井地層壓力變化曲線

圖4 Y- 104井投產初期關井壓力恢復雙對數曲線圖

隨著氣藏進入開發(fā)中期地層壓力不斷地降低，局部井區(qū)之間的連通性變差，具體表現(xiàn)在以下兩個方面：①氣田開發(fā)進入第3年，Y- 105D井與鄰井Y- 104的壓力逐漸有了差異，到投產第5年時，壓力差增加至2.3 MPa左右(在全氣藏關井期間)(見圖5);②Y- 104井投產3年多之后，其關井壓力恢復的壓力導數曲線后期特征由投產初期的下掉變?yōu)樯下N(見圖6)，表明該井與鄰井之間的連通性變差[8]，曲線表現(xiàn)出阻流邊界的特征。井區(qū)之間連通性由好變差的主要原因是：以低角度為主的裂縫雖然橫向溝通能力較強，但隨著地層壓力降低裂縫易閉合，主要依靠裂縫溝通的井區(qū)之間滲流能力變差，連為一體的氣藏逐漸分割[9- 10]，造成了局部井區(qū)連通性變差的現(xiàn)象。

圖5 Y- 104井與鄰井Y- 105D井壓力變化曲線

圖6 Y- 104井投產3年多關井壓力恢復雙對數曲線圖

2.4 水侵對氣藏開發(fā)的影響

2.4.1 水侵優(yōu)勢通道

Y氣田與S氣田相鄰，且Y氣田的主控斷層延伸至S氣田附近，兩個氣田之間具備溝通的地質基礎。S氣田一直處于未開發(fā)狀態(tài)，該氣田氣柱高度小，底水能量強。隨著Y氣田投入開發(fā)，地層壓力不斷降低，S氣田的水體在壓差作用下逐漸運移至Y氣藏，由此造成了S氣田S- 21井地層壓力由原始的61.9 MPa降為55 MPa左右。水體進入Y氣田后，由于主控斷層附近裂縫發(fā)育，水體自然將裂縫發(fā)育帶作為優(yōu)勢通道侵入氣藏[11- 12]，因此相對邊部的Y- 22井首先見水，一個月之后相鄰的Y- 101D井見水。見水后，緊鄰斷層的Y- 101D井(距離斷層0.5 km)水氣比上升趨勢明顯強于Y- 22井(距離斷層1.2 km)，說明越靠近斷層水體易快速侵入，且產水上升趨勢更迅猛。

2.4.2 氣田出水特征

(1)水體能量較大的氣田，“控水”是控不住的。氣田出水后，采氣速度由9.2%降為5.2%，產水趨勢得以控制，水氣比在0.8 m3/104m3左右穩(wěn)定了一年多。但由于水體能量較大，凈水侵量不斷增加，水量在穩(wěn)定一段時間后仍然呈現(xiàn)攀升趨勢，目前水氣比約3.2 m3/104m3(圖7)。由此分析,氣藏一旦出水，降產控水的有效期較短，對于水體能量較大的邊水氣藏(水體倍數約5倍)，“控水”是控不住的。因此，對于有水氣藏，早期控制采氣速度，盡可能延長無水采氣期是提高氣藏開發(fā)效果的有效方式。

圖7 Y氣田采氣曲線

(2)氣藏關井后水氣比再上臺階。每年處理廠檢修期間，全氣藏停產關井(3 d以上)，再次開井生產后，水氣比均進一步抬升(圖7)，主要原因是關井期間氣區(qū)和水區(qū)的壓差仍然存在，水體仍源源不斷向Y氣田供給，凈水侵量不斷增加，再次開井生產后產水趨勢再上臺階。因此，針對此類水體能量較大的邊水氣藏，減少開關井的次數有利于控制水侵量，延緩水氣比的上升趨勢。

3 高效開發(fā)對策

3.1 高壓氣藏開發(fā)早期需控制采氣速度

Y氣田和B氣田均位于阿姆河右岸B區(qū)中部，相距約3 km，均為高壓氣藏，儲層條件類似。Y氣田在開發(fā)初期以較高的采氣速度開采，單位壓降采氣量較低(0.6×108m3/MPa)，降低采氣速度后，單位壓降采氣量逐漸上升至4.1×108m3/MPa；而B氣田一直保持合理采氣速度開采，單位壓降采氣量持續(xù)穩(wěn)定在較好的水平(6.2×108m3/MPa)，證明保持合理采氣速度開采對高壓氣藏至關重要[2]，主要是異常高壓氣藏比常壓氣藏擁有更多的地層能量，為了有效利用地層能量，在開采初期控制采氣速度生產才能取得更好的開采效果[13]。

在數值模擬模型的基礎上，充分考慮應力敏感和邊部水體的影響，優(yōu)化得到Y氣田合理采氣速度為4.2%。

3.2 “內控外排”政策保障氣田整體開發(fā)效果

“內控”指氣田內部井控制采氣速度，“外排”指目前兩口邊部出水井持續(xù)排水。氣藏出水后采氣速度控制在4.2%左右，邊水錐進方向的兩口出水井Y- 101D、Y- 22是全氣藏的保護井，只要達到合理排水量，保持排侵平衡，就能有效阻止水體進入氣藏內部。該措施實施4年來，水體沒有進一步侵入氣藏，水氣比控制在3.2 m3/104m3左右。

3.3 優(yōu)化合理排水量保障氣藏排侵平衡

Y- 22和Y- 101D井實際排水量為440～590 m3/d，水體沒有進一步侵入氣藏(距離Y- 101D井不到1 km的Y- 103D井至今沒有出水)，表明目前的排水量是足夠的，但是隨著水侵量的增加，進一步提高排水量才能更好的保護氣藏[14]。利用數值模擬模型進行預測，結果表明，在氣井不能自噴排水的時候需要及時進行連續(xù)氣舉排水采氣，排水量以700 m3/d最優(yōu)。

3.4 建立觀察井完善氣藏動態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)

(1)觀察井：將S氣田的S- 21井作為Y氣田的觀察井使用，每年對該井進行靜壓監(jiān)測，對于評估水體能量、掌握水體動態(tài)，及時調整排水采氣方案具有較好的指導作用。

(2)產水風險井：與出水井Y- 101D井相距不到1 km的Y- 103D井需要持續(xù)控產防水，強化水侵監(jiān)測，每半月進行氯根監(jiān)測。

(3)主要生產井：重點井連續(xù)進行產能監(jiān)測，一年一次，評價氣井產能變化，同時根據關井壓力恢復曲線判斷水侵具有較好的診斷作用。

4 結論及建議

(1)高壓氣藏在開發(fā)早期，應力敏感對以低角度縫為主的單井產能影響大，隨著地層壓力降低，影響逐漸減弱；對以高角度縫為主的單井應力敏感影響小，產能保持程度較好。

(2)高壓氣藏進入開發(fā)中期，由于井區(qū)之間部分裂縫閉合，依靠裂縫溝通的井區(qū)之間滲流能力隨之變差，連為一體的氣藏逐漸分割，造成了局部井區(qū)連通性變差的現(xiàn)象。

(3)沿斷裂帶分布的裂縫發(fā)育區(qū)是水侵優(yōu)勢通道，見水后水氣比上升快；氣藏出水初期降產控水效果顯著，但維持時間有限；全氣藏關井水侵量持續(xù)增加，開井后水氣比會進一步增加。

(4)保持合理采氣速度開采對連片礁灘型高壓氣藏提高開采效果尤為重要；持續(xù)貫徹“內控外排”開發(fā)對策，保持氣田排侵平衡；建立完善的動態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)對保障氣田平穩(wěn)高效生產具有重要作用。