劉愛華，韓玉坤，梁紅嬌，代迎輝，魏勇明

(中石化中原油田普光分公司，四川 達州 635000)

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普光氣田氣井水侵特征識別及出水模式探討

劉愛華，韓玉坤，梁紅嬌，代迎輝，魏勇明

(中石化中原油田普光分公司，四川 達州 635000)

針對預判普光氣田氣井是否發(fā)生水侵的問題，分析了水、氣井出水前后的液氣比、壓力、流體性質(zhì)等變化規(guī)律，得出半定量到定量的水侵識別指標。普光氣田目前有5口出水井，普光C等6口井具有明顯的早期水侵特征，為減緩邊水推進速度，對低部位氣井采取限產(chǎn)控水、降低生產(chǎn)壓差等措施，現(xiàn)場應用效果顯著。通過動靜態(tài)數(shù)據(jù)分析認為，普光A1與普光B1井屬于裂縫-孔隙型儲層水侵模式，其余3口出水井屬于孔隙型儲層水侵模式。

普光氣田；邊水；水侵識別；出水模式

引 言

普光氣田位于川東斷褶帶雙石廟—普光北東向背斜構(gòu)造帶，是川東北已探明的大型碳酸鹽巖構(gòu)造-巖性氣藏，主要含氣層系為上二疊統(tǒng)長興組與下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組，處于臺地邊緣沉積相帶，平均孔隙度為7.85%，平均滲透率為1.36×10-3μm2，氣層厚度為300～400 m，H2S含量高，局部發(fā)育裂縫，邊部發(fā)育多套水層，氣水關(guān)系復雜[1]。自投產(chǎn)以來，已有多口井產(chǎn)出地層水，目前國內(nèi)外很多氣田都開展了氣井早期水侵識別方法研究，主要包括液氣比變化、液樣測定分析、不穩(wěn)定試井判別等[2-4]，普光氣田為新開發(fā)的高含硫邊水氣藏，未系統(tǒng)開展相應的研究分析工作。因此，在普光氣田開展氣井早期水侵識別方法研究十分重要。

1 氣井邊水水侵生產(chǎn)特征分析

1.1 出水井產(chǎn)出液特征

1.1.1 液氣比變化特征

運用天然氣中水蒸氣含量的經(jīng)驗公式(其適用溫度范圍為37.8～200.0℃，壓力為4.7～56.0 MPa)[5]，計算普光氣田天然氣凝析水含量為0.06×10-4～0.12×10-4m3/m3。對于邊部氣井，當液氣比大于0.12×10-4m3/m3，且呈明顯上升趨勢，為出水預兆階段特征；液氣比快速上升，液氣比一般大于1.00×10-4m3/m3，為出水顯示階段特征。

1.1.2 液樣測定

根據(jù)普光氣田前期化驗結(jié)果，地層水與凝析水在pH值，水型，Na+、K+濃度，Cl-含量及總礦化度等指標方面存在明顯差異(表1)，通過這些指標變化特征可以判斷產(chǎn)出水的類型，從而判斷水侵是否發(fā)生。

(1) pH值變化特征。普光氣田H2S和CO2含量高，為酸性氣體，一般正常氣井pH值在6.0左右。出水井出水前產(chǎn)出液的pH值整體呈上升趨勢(圖1)。pH值逐漸增大，且逐漸趨于7.0，為出水預兆階段特征；pH大于7.0，呈弱堿性，為出水顯示階段特征。

(2) Cl-含量、總礦化度變化特征。普光氣田氣井在投產(chǎn)時都經(jīng)過酸壓改造，殘酸返排基本結(jié)束后的正常氣井液Cl-含量一般小于5 000 mg/L，總礦化度一般小于10 000 mg/L。而普光A1井在出水前其含量有較大幅度波動，2012年2月Cl-含量由2 271 mg/L上升至12 925 mg/L，之后下降到5 000 mg/L以下，2012年5月開始大幅上升，由3 882 mg/L快速上升至25 000 mg/L，產(chǎn)水量逐漸增大，總礦化度也有同樣變化規(guī)律(圖1)，明確其產(chǎn)地層水。其他出水井在明確出水前，也具有與普光A1井相同的生產(chǎn)特征。當Cl-含量大于5 000 mg/L，總礦化度大于10 000 mg/L，且有較大幅度波動，為出水預兆階段特征；Cl-含量、礦化度濃度呈明顯快速上升趨勢并逐漸趨于穩(wěn)定，其中Cl-含量、總礦化度分別高于20 000 mg/L和50 000 mg/L，為出水顯示階段特征。

表1 普光氣田地層水與凝析水的離子濃度含量等數(shù)據(jù)統(tǒng)計

(3) Na+、K+濃度及水型變化。普光氣田出水井在出水前，水型表現(xiàn)為間歇性NaHCO3，出水后水型為NaHCO3型，比較穩(wěn)定，且產(chǎn)水量逐漸增大。

分析認為，正常氣井產(chǎn)出液的Na+、K+濃度一般小于2 000 mg/L，若Na+、K+比較平穩(wěn)，且小于2 000 mg/L，水型為NaHCO3型，則說明該井產(chǎn)出液為凝析水；若Na+、K+有較大幅度波動，且水型表現(xiàn)為間歇性NaHCO3型，為出水預兆階段特征；若離子濃度呈快速上升趨勢，水型為NaHCO3型，為出水顯示階段特征。

圖1 普光A1井pH值、Cl-含量、總礦化度變化曲線

1.2 出水井壓力變化特征

由圖2可知，出水前由于受到邊水能量的補充，壓力下降趨勢變緩。出水后壓力下降趨勢明顯加快：一是由于氣井產(chǎn)液量上升，井筒內(nèi)為氣液兩相流，井筒摩阻增大，導致油壓下降快；二是受地層水影響，氣相滲透率降低。壓力下降趨勢變緩，為出水預兆階段的特征；壓力下降趨勢明顯加快，為出水顯示階段特征。

圖2 普光A1井油壓與累計產(chǎn)氣量關(guān)系

1.3 出水井H2S含量變化

高含硫氣藏在開采過程中，隨著生產(chǎn)時間的延長，地層壓力不斷降低，H2S的溶解度隨著壓力降低而減小[6-7]。普光氣田平均每年地層壓力下降4 MPa左右，同時有邊水侵入，導致H2S從地層水中逸出，普光A1井在2012年出水前H2S含量上升趨勢明顯(圖3)。

圖3 普光A1井出水前H2S平均含量變化

2 現(xiàn)場應用

綜合應用水侵早期識別方法對普光氣田氣井水侵情況進行識別，目前出水井有5口，主要集中在氣藏東北部的構(gòu)造低部位，普光C井等6口邊部氣井具有明顯出水征兆。2012年8月，普光C井Cl-與Na+、K+濃度開始有大幅波動，最高分別達到9 340、3 402 mg/L，且有增大趨勢，水型為間歇性NaHCO3型，液氣比由0.12×10-4m3/m3上升至0.15×10-4m3/m3，氣藏邊部氣井H2S含量都略有上升，壓降趨勢變緩。由于其處于構(gòu)造邊部，受到邊水能量的補充，表現(xiàn)為水侵的早期征兆特征。為減緩邊水推進速度，采取對低部位氣井進行限產(chǎn)控水、降低生產(chǎn)壓差的措施。由于井間的儲層連通好，將該井區(qū)8口井總產(chǎn)量由380×104m3/d下調(diào)至160×104m3/d，降低了邊部區(qū)域的采氣速度，其中普光C井產(chǎn)量由45×104m3/d下調(diào)至20×104m3/d，控制生產(chǎn)壓差在2.0 MPa之內(nèi)，Cl-與Na+、K+離子濃度下降明顯，液氣比穩(wěn)定，目前生產(chǎn)正常，未見地層水，控水效果較好，延長氣井無水采氣期。

3 氣井水侵模式探討

普光氣田局部區(qū)域儲層裂縫較發(fā)育，裂縫發(fā)育區(qū)地層水會沿高滲透縫竄至井底，導致氣井很快見水且水量上升很快[8-11]。通過分析普光氣田出水氣井的生產(chǎn)情況，以各井出水初始時間為橫坐標，作出相應的生產(chǎn)液氣比變化曲線，依據(jù)何曉東劃分的出水類型[12]，普光B1井液氣比與累計見水時間呈二次方關(guān)系，且產(chǎn)水量大，該井裂縫發(fā)育段為5 750～5 780 m，生產(chǎn)測試結(jié)果表明，主產(chǎn)水層在5 758～5 766 m，產(chǎn)水層在裂縫發(fā)育層，屬于裂縫—孔隙型儲層水侵(圖4)。普光A1井也具有同樣特征。普光A2井等3口出水井產(chǎn)層裂縫不發(fā)育，且液氣比隨累計見水時間呈線性關(guān)系，產(chǎn)水量相對較小，屬于孔隙型儲層水侵模式(圖5)。

圖4 普光B井累計出水時間與液氣比關(guān)系

圖5 普光A2井累計出水時間與液氣比關(guān)系

4 結(jié) 論

(1) 通過分析普光氣田出水井生產(chǎn)特征，總結(jié)了氣井水侵早期特征及識別方法，提供了半定量到

定量判別指標，主要包括液氣比、壓力和流體性質(zhì)等。

(2) 綜合應用水侵早期特征識別方法，判別普光氣田目前共有5口井產(chǎn)出地層水，普光C井等6口邊部氣井具有明顯的出水征兆。通過及時調(diào)整邊部氣井配產(chǎn)，減緩了邊水推進速度，現(xiàn)場應用效果較好。

(3) 普光氣田普光A1與普光B1井屬于裂縫-孔隙型水侵模式，普光A2井等3口井屬于孔隙型水侵模式。

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編輯 張耀星

20141212；改回日期：20150425

國家科技重大專項“高含硫碳酸鹽巖氣藏精細描述及開發(fā)規(guī)律研究”(2011ZX05017-001)

劉愛華(1983-)，男，工程師，2009年畢業(yè)于長江大學礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，現(xiàn)從事氣田開發(fā)技術(shù)工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.032

TE349

A

1006-6535(2015)03-0125-03