李久娣，田 彬

（1.中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司，上海 200120；2.中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發(fā)研究院，上海 200120）

海上氣田開發(fā)投入一般較高，因此氣田投產(chǎn)后普遍采用少井高產(chǎn)的開發(fā)策略[1]，而XH 凹陷已開發(fā)氣藏以水驅(qū)氣藏為主，受采氣速度等因素影響，大部分氣藏水侵速度較快，氣井見水早，氣藏穩(wěn)產(chǎn)難度大[2]。邊底水侵入井底將在近井地帶形成水封氣并在井周形成“水鎖”效應(yīng)，降低氣相滲流能力的同時影響氣藏的有效動用，最終在氣藏中形成死氣區(qū)，導(dǎo)致氣藏采收率下降[3-4]?；诖?，為提高該類氣藏開發(fā)效果，在氣藏開發(fā)早期，一般通過控制采氣速度、加強水侵動態(tài)監(jiān)測的方式，減緩邊、底水侵入速度[5]；而對于已發(fā)生水侵的氣藏或水淹的氣井則通過采取封堵調(diào)層、排水采氣等措施以延長氣藏生產(chǎn)時間，最大程度提高氣藏采收率[6]。

1 東海XH 凹陷水驅(qū)氣藏區(qū)帶分布特征

從圈閉因素來看，東海已開發(fā)油氣藏以構(gòu)造油氣藏為主，構(gòu)造以斷背斜、斷鼻為主，其次為斷塊及背斜[7]，目前已開發(fā)氣藏中構(gòu)造氣藏儲量占東海已開發(fā)氣藏地質(zhì)儲量的50%，而構(gòu)造-巖性氣藏及巖性氣藏分別占比33%和17%。按照驅(qū)動因素，東海天然氣藏可以分為水驅(qū)氣藏和氣驅(qū)氣藏兩大類，與圈閉因素劃分結(jié)果相對應(yīng)：以構(gòu)造類型為主的氣藏，水體普遍較為發(fā)育，而以構(gòu)造-巖性或巖性為主的氣藏水體則普遍較為局限，水體倍數(shù)有限。東海已開發(fā)氣藏以水驅(qū)氣藏為主，水驅(qū)氣藏儲量占比65%，氣驅(qū)氣藏儲量占比35%。其中，中央背斜帶由于以辮狀河三角洲的分流河道、水下分流河道沉積微相為主（圖1），砂體分布較廣泛，厚度較大，連片性好，因此邊底水能量較強，氣井產(chǎn)水量大；而西部斜坡帶則以潮控三角洲沉積為主（圖2），砂體受較強的潮汐作用影響而分布相對局限，個別氣藏儲集體僅限于小型潮道砂體[7]，因此邊底水能量相對較弱，氣井產(chǎn)水量較少。

圖1 花港組時期沉積相圖Fig.1 Sedimentary facies diagram of Huagang Formation period

圖2 平湖組時期沉積相圖Fig.2 Sedimentary facies diagram of Pinghu Formation period

2 東海水驅(qū)氣藏生產(chǎn)動態(tài)特征

東海已開發(fā)氣藏以構(gòu)造氣藏為主，氣藏驅(qū)動方式以水驅(qū)為主?？偨Y(jié)目前東海已開發(fā)水驅(qū)氣藏開發(fā)特征發(fā)現(xiàn)，東海水驅(qū)氣藏生產(chǎn)總體呈“無水采氣期-產(chǎn)壓遞減期-低壓低產(chǎn)期”三段式特征。在氣井生產(chǎn)初期，即無水采氣期，此時邊底水尚未侵入井底，產(chǎn)量總體穩(wěn)定或隨地層壓力衰竭有所下降，壓降速率相對緩慢；而當邊底水侵入井底，氣井開始見水，此時生產(chǎn)壓差及井筒壓力損失逐漸增加，氣井油壓隨產(chǎn)水增加迅速下降；到氣井產(chǎn)水后期，氣井進入低壓低產(chǎn)期，此時產(chǎn)水上升至較高水平并趨于穩(wěn)定，氣井井筒攜液能力受到較大影響，隨時面臨停噴風險。

具體而言，水驅(qū)氣藏根據(jù)水驅(qū)指數(shù)的大小，又可細分為活躍水驅(qū)（水驅(qū)指數(shù)大于0.3）、次活躍水驅(qū)（水驅(qū)指數(shù)0.1～0.3）和不活躍水驅(qū)（水驅(qū)指數(shù)小于0.1），不同水驅(qū)氣藏類型又有不同的生產(chǎn)動態(tài)特征[7]。

2.1 活躍水驅(qū)氣藏

活躍水驅(qū)氣藏在地質(zhì)上一般需要同時具備兩個條件：第一，氣藏水體能量較為充足，氣藏規(guī)模相對于水體而言相對有限，水體倍數(shù)較大，呈強邊底水特征；第二，水侵通道順暢，一般表現(xiàn)為儲層物性較好且無明顯隔夾層分布，邊底水能夠隨氣藏壓力下降較為順暢地侵入井底。該類水驅(qū)氣藏雖然在生產(chǎn)上也呈現(xiàn)出三段式特征，但是其無水采氣期較短，投產(chǎn)后氣井快速見水，壓力在無水期及低產(chǎn)水期小幅下降；另一方面，氣井見水后產(chǎn)水量及水氣比迅速攀升，產(chǎn)氣量快速遞減，井口壓力隨產(chǎn)水量增加快速下降直至無法自噴（圖3）。

圖3 活躍水驅(qū)氣藏典型生產(chǎn)特征曲線Fig.3 Typical production characteristic curve of active water drive gas reservoirs

2.2 次活躍水驅(qū)氣藏

次活躍水驅(qū)的氣藏在地質(zhì)上一般存在兩種情況：首先對于氣藏邊底水的大小而言，水體能量一般為中等水平，水體大小相對有限，呈中等-弱邊底水氣藏；另一種情況則為水侵通道受阻，即水體倍數(shù)雖然較大，但儲層物性差或者隔夾層較為發(fā)育，使得氣藏水侵強度并不顯著。

該類氣藏的生產(chǎn)動態(tài)表現(xiàn)出典型的三段式特征：首先，投產(chǎn)后具有一段無水采氣期，該階段外部水體能量補充尚不明顯，擬壓力與累產(chǎn)量仍呈現(xiàn)出近似的線性關(guān)系；之后，氣井見水進入產(chǎn)壓遞減期，產(chǎn)水量及水氣比逐漸增加，油氣產(chǎn)量開始遞減，但一般不會出現(xiàn)短時暴性水淹；最后進入帶水低產(chǎn)期，該時期產(chǎn)水量趨于穩(wěn)定，氣井進入帶水低壓低產(chǎn)狀態(tài)（圖4）。

圖4 次活躍水驅(qū)氣藏典型生產(chǎn)特征曲線Fig.4 Typical production characteristic curves of not veny active water drive gas reservoirs

2.3 不活躍水驅(qū)氣藏

表現(xiàn)為不活躍水驅(qū)的氣藏在地質(zhì)上一般也同樣存在兩種情況：第一種為氣藏邊底水水體能量較弱，水體較小，為弱邊底水氣藏；第二種為部分氣藏水體倍數(shù)雖然較大，但儲層物性差或隔夾層廣泛分布，使得水侵通道受阻甚至隔斷。

該類氣藏在生產(chǎn)動態(tài)上雖然也表現(xiàn)出三段式特征，但其無水采氣期較長，投產(chǎn)初期氣井產(chǎn)量穩(wěn)定，壓力隨產(chǎn)出呈現(xiàn)線性下降，表現(xiàn)出彈性氣驅(qū)氣藏的特征；其次，該類氣藏見水后產(chǎn)水量有限，通過流程降壓或氣舉措施一般可延續(xù)帶水生產(chǎn)，實現(xiàn)較好的開發(fā)效果（圖5）。

圖5 不活躍水驅(qū)氣藏典型生產(chǎn)特征曲線Fig.5 Typical production characteristic curve of inactive water drive gas reservoirs

3 水驅(qū)氣藏開發(fā)技術(shù)對策

影響水驅(qū)氣藏開發(fā)效果的因素主要包括地質(zhì)和開發(fā)兩個方面[8-9]。地質(zhì)因素無法改變，然而可以認識和利用，東海氣田經(jīng)過多年開發(fā)實踐，基于水驅(qū)氣藏開發(fā)效果主控因素的研究成果，通過制定合理的開發(fā)技術(shù)政策，建立了“早期防水、過程控水、后期排水”全周期防水治水策略，實現(xiàn)了水驅(qū)氣藏的有效開發(fā)?？傮w思路為：在氣藏開發(fā)前期，開展地層水體能量以及開發(fā)過程中水侵方向預(yù)測研究，充分利用隔夾層分布特征，優(yōu)化井位部署及完井方式，控制合理配產(chǎn)，最大程度延長無水采氣期；在氣藏開發(fā)中期，通過建立水侵動態(tài)監(jiān)測機制，控制水侵速度，及時封堵出水層，減緩氣井產(chǎn)量遞減；在氣井產(chǎn)水后期，則主要開展排水采氣工藝實踐，延長帶水氣井生產(chǎn)年限，最終提高水驅(qū)氣藏采收率（表1）。

表1 水驅(qū)氣藏影響因素總結(jié)Table 1 Summary of influencing factors of water drive gas reservoir

經(jīng)過多年的發(fā)展，目前東海氣田已形成多項防水控水、排水采氣等提高水驅(qū)氣藏采收率的特色技術(shù)。

3.1 水平井軌跡優(yōu)化防水技術(shù)

東海已開發(fā)氣田普遍采用不規(guī)則井網(wǎng)，井位部署遵循“沿長軸、占高點”的原則，縱向多穿層，平面占高點，同時在井型上采用了定向井、水平井、多分支井等多種井型。在開發(fā)前期，通過開展地質(zhì)特征分析優(yōu)化井型井位，增加避水高度，降低生產(chǎn)壓差，以延緩氣井生產(chǎn)過程中邊底水的侵入速度。

B 氣田主力氣層隔夾層較為發(fā)育且平面穩(wěn)定分布，開發(fā)井B2H 井通過充分利用隔夾層的擋水作用，將水平段部署在隔夾層之上，雖然水平段距底水界面僅9.1 m，但較好地遮擋了底水的水侵路徑，投產(chǎn)后實現(xiàn)了3 年無水期，取得了較好的開發(fā)效果（圖6）。

圖6 B2H 井井軌跡示意圖Fig.6 Well trajectory diagram of Well B2H

3.2 水平井變密度定向射孔防水技術(shù)

已有研究結(jié)果顯示水平井正常生產(chǎn)時，其壓力沿水平井筒方向并非均勻分布，水平段跟端的生產(chǎn)壓差一般要大于趾端，這也就造成了水平井在開發(fā)底水氣藏時，跟端由于生產(chǎn)壓差較大，往往更容易見水，因此，在東海底水氣藏開發(fā)實踐中，基于水平段井筒壓力分布特征，通過制定針對性的變密度定向射孔方案，實現(xiàn)了均衡水平段生產(chǎn)壓差、有效抑制底水錐進的目的。某氣田A10H 井通過采用水平段變密度定向射孔完井方式，無水期相比常規(guī)完井延長1 年以上，增加可采儲量2 500×104m3。

3.3 氣井合理生產(chǎn)制度優(yōu)化技術(shù)

氣井的見水時間與儲層物性、水體大小、避水高度等地質(zhì)因素相關(guān)，同時也與氣井的生產(chǎn)制度密切相關(guān)，綜合考慮氣井產(chǎn)能水平、穩(wěn)產(chǎn)能力以及攜液能力等因素，通過數(shù)值模擬等方法可以確定氣井的合理生產(chǎn)制度。另一方面，通過統(tǒng)計東海已開發(fā)典型水驅(qū)氣藏氣井無水期與采氣速度的關(guān)系，發(fā)現(xiàn)氣井無水期隨采氣速度增加呈遞減趨勢，通過回歸兩者之間的相關(guān)關(guān)系發(fā)現(xiàn)：若要實現(xiàn)3 年無水期的目標，建議采氣速度應(yīng)控制在5%以內(nèi)。

3.4 地層水動態(tài)監(jiān)測技術(shù)

一般而言，水驅(qū)氣藏氣井氯根濃度變化可以分為四段：在氣井投產(chǎn)返排期，氣井產(chǎn)出液主要為鉆完井液，氯根濃度較高，之后，產(chǎn)出液氯根濃度隨返排率增加逐漸減??；在氣井生產(chǎn)無水期，產(chǎn)出水主要為凝析水，水氣比一般小于0.2 m3/104m3，氯根濃度較低（一般小于500 mg/L）；在氣井產(chǎn)水早期，產(chǎn)出水為地層水與凝析水的混合液，產(chǎn)出水氯根濃度逐漸增加，直至接近地層水氯根濃度水平；在氣井產(chǎn)水中后期，隨著氣井大量產(chǎn)水，氯根濃度趨于穩(wěn)定，維持在較高水平（圖7）。因此，明確不同地層的地層水礦化度及氯根濃度水平，同時對各氣井所產(chǎn)水做好礦化度及氯根濃度監(jiān)測可及時識別出水層位，為后續(xù)氣井治水堵水措施的制定具有重要的指導(dǎo)意義。

圖7 水驅(qū)氣藏氣井產(chǎn)水氯根濃度變化曲線Fig.7 Variation curve of chlorine concentration in water produced gas wells of water drive gas reservoirs

通過統(tǒng)計東海各氣井的氯根濃度、地層水水型、生產(chǎn)層位以及生產(chǎn)層位的深度，發(fā)現(xiàn)中央背斜帶南部氣田地層水水型以CaCl2型為主，而中央背斜帶中部及北部氣田地層水水型則以NaHCO3型為主，進一步研究表明，水型的差異主要與生產(chǎn)層位深度相關(guān)，以3 200 m 深度為界，淺層地層水水型主要以CaCl2型為主，而深層主要以NaHCO3型為主。

地層水水型不同導(dǎo)致氯根濃度存在差異，統(tǒng)計結(jié)果表明：東海地層水中，NaHCO3水型氯根濃度普遍小于3 000 mg/L，而CaCl2水型氯根濃度則普遍大于2 500 mg/L，同時，地層水氯根濃度隨地層深度增加呈下降趨勢，通過回歸不同水型氯根濃度與深度的關(guān)系，可以有效預(yù)測不同深度地層水的氯根濃度，這一認識為產(chǎn)水氣井出水層識別及后續(xù)堵水治水措施制定起到了重要的指導(dǎo)作用（圖8）。

圖8 氯根濃度與地層垂深散點圖Fig.8 Scatter diagram of chlorine concentration and formation vertical depth

3.5 井筒積液監(jiān)測及診斷技術(shù)

氣井產(chǎn)水后，隨著產(chǎn)氣量遞減、產(chǎn)水量增加，井筒舉升能力不斷下降，并在井筒中開始出現(xiàn)積液現(xiàn)象，使得井筒壓力損失不斷增加，氣舉自噴能力減弱。因此，及時識別井筒積液并對積液類型進行識別，對于后續(xù)治水排水，具有重要的指導(dǎo)意義。

為了更加準確地判斷各產(chǎn)水氣井井筒的積液狀況，除盡可能多地實施鋼絲作業(yè)測試以外，針對大斜度井、水平井等不具備測試條件的復(fù)雜井型，基于室內(nèi)實驗研究成果，利用修正的Belfroid 預(yù)測模型推導(dǎo)出角度范圍在 5°≤θ≤90°的傾斜井筒臨界攜液流速預(yù)測公式（1）[10]。

式中：νcrit為氣井臨界流速，m /s； σ為氣水界面張力，N /m；β為井筒與水平方向的夾角，°； ρg、 ρl分別代表氣體和液體的密度，kg/m3。

利用修正的Belfroid 模型對東海部分產(chǎn)水氣井的臨界攜液流量進行計算，并將其測試結(jié)果同積液實測結(jié)果進行對比（表2）。結(jié)果表明：在適用范圍內(nèi)，修正的Belfroid 模型較為準確地預(yù)測了氣井的積液狀況。

表2 東海某氣田產(chǎn)水氣井積液情況判別統(tǒng)計Table 2 Statistical for discrimination of liquid accumulation in water-producing gas wells in a gas field in East China Sea

3.6 產(chǎn)水氣井排水采氣工藝技術(shù)

氣井產(chǎn)水后，根據(jù)地層特征、氣水關(guān)系、氣井的管柱類型和生產(chǎn)特征，可分別采取堵水或排水采氣工藝措施，以盡量延長一次開采的帶水生產(chǎn)周期，而氣井一旦水淹，就必須采用二次開采的人工助排工藝來排出井底積液以維持生產(chǎn)[11]。

東海氣田先后探索實踐了氣舉、超聲霧化、泡沫排水、渦流排采、電潛泵等排水采氣工藝，并在實踐過程中評價了不同排水采氣工藝的適用性?？傮w而言，目前氣舉排水采氣包括氣舉閥氣舉、打孔氣舉以及連續(xù)油管氣舉等方式，因其措施成本低，效果顯著而得到了廣泛的應(yīng)用；電泵排水對于油井提液效果明顯，但是對于氣井的排水采氣機理目前尚有待進一步研究；泡排、渦輪排采以及超聲霧化排水采氣在部分氣井開展了應(yīng)用實踐，但由于增產(chǎn)效果不明顯，因此目前未實現(xiàn)大規(guī)模推廣使用。后續(xù)，東海氣田將進一步探索各類排采工藝的增產(chǎn)機理及適用條件，不斷提升水驅(qū)氣藏采收率水平。

4 結(jié)論

（1）東海已開發(fā)氣藏驅(qū)動方式以水驅(qū)為主，生產(chǎn)上總體呈“無水采氣期-產(chǎn)壓遞減期-低壓低產(chǎn)期”三段式特征，根據(jù)水驅(qū)指數(shù)的大小，又可將水驅(qū)氣藏細分為活躍水驅(qū)、次活躍水驅(qū)和不活躍水驅(qū)三種類型，不同水驅(qū)氣藏類型動態(tài)特征表現(xiàn)各異。

（2）水驅(qū)氣藏開發(fā)效果主要包括地質(zhì)和開發(fā)兩個方面的因素，東海水驅(qū)氣藏經(jīng)過多年開發(fā)經(jīng)驗，基于各地質(zhì)因素對水驅(qū)氣藏開發(fā)效果的影響，建立了“早期防水、過程控水、后期排水” 全周期防水治水策略，并發(fā)展出水平井變密度定向射孔、出水層識別及卡堵水等特色技術(shù)，取得了較好的應(yīng)用效果。

（3）針對產(chǎn)水氣井的排水采氣工藝，東海氣田已先后開展氣舉、電泵排采、超聲霧化、泡沫排采、渦流排采、速度管柱等排采工藝，其中氣舉、速度管柱等排水采氣工藝取得了一定的效果，但部分排采工藝的適用性仍有待進一步評價，后續(xù)也將繼續(xù)開展氣舉撬增壓排采等多種排水采氣工藝適應(yīng)性研究，豐富排采手段。