成友友，穆龍新，朱恩永，張培軍，郭春秋，冷有恒，魏占軍，陳鵬羽，邢玉忠，程木偉，史海東，張良杰

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京 100034；3.CNPC International (TURKMENISTAN)，Ashgabat 744000，Turkmenistan）

碳酸鹽巖氣藏氣井出水機(jī)理分析
——以土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田為例

成友友1，穆龍新1，朱恩永2，張培軍3，郭春秋1，冷有恒3，魏占軍3，陳鵬羽1，邢玉忠1，程木偉1，史海東1，張良杰1

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京 100034；3.CNPC International (TURKMENISTAN)，Ashgabat 744000，Turkmenistan）

以土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田為例，系統(tǒng)研究碳酸鹽巖氣藏氣井出水規(guī)律及機(jī)理。阿姆河右岸碳酸鹽巖氣藏主要出水來源為凝析水、工程液和地層水，根據(jù)單一與混合2種出水來源，分別建立水性-水氣比判別法和氯離子守恒判別法，以此甄別出產(chǎn)出地層水的氣井。通過建立產(chǎn)水診斷曲線，將氣井出水規(guī)律劃分為“1型”、“2型”和“3型”3種模式。結(jié)合儲集層靜、動態(tài)研究成果綜合分析認(rèn)為：“1型”出水模式氣井的儲集層類型以孔隙（洞）型為主，出水機(jī)理為底水沿基質(zhì)孔隙的錐進(jìn)；“2型”出水模式氣井的儲集層類型以裂縫-孔隙型為主，出水機(jī)理為底水沿天然裂縫的突進(jìn)；“3型”出水模式氣井的儲集層類型以縫洞型為主，出水機(jī)理為底水沿大型縫洞的上竄。圖16表1參14

土庫曼斯坦；阿姆河盆地；碳酸鹽巖氣藏；出水來源；出水機(jī)理；產(chǎn)水診斷曲線

引用：成友友,穆龍新,朱恩永,等.碳酸鹽巖氣藏氣井出水機(jī)理分析:以土庫曼斯坦阿姆河右岸氣田為例[J].石油勘探與開發(fā),2017,44(1):89-96.

CHENG Youyou,MU Longxin,ZHU Enyong,et al.Water producing mechanisms of carbonate reservoirs gas wells:A case study of the Right Bank Field of Amu Darya,Turkmenistan[J].Petroleum Exploration and Development,2017,44(1):89-96.

1 研究區(qū)概況及問題的提出

阿姆河右岸氣田位于土庫曼斯坦與烏茲別克斯坦接壤處（見圖1），構(gòu)造上隸屬于阿姆河盆地。截至2015年該氣田已探明氣藏35個，均為海相碳酸鹽巖氣藏，主力含氣層段位于中上侏羅統(tǒng)卡洛夫—牛津階[1-3]，儲集層類型復(fù)雜，縫洞普遍發(fā)育且非均質(zhì)性強(qiáng)[4]。氣田整體發(fā)育底水，局部地區(qū)水體能量活躍。上述復(fù)雜氣藏條件導(dǎo)致部分氣井在投產(chǎn)初期就出現(xiàn)了不同程度的出水問題，嚴(yán)重制約了氣井產(chǎn)能。

圖1 阿姆河右岸氣田地理位置圖

許多學(xué)者在氣藏水侵機(jī)理[5-6]、氣井出水規(guī)律[7-8]和治水對策[9]等方面開展了大量研究，但這些研究缺乏系統(tǒng)性，對氣田實(shí)際生產(chǎn)的指導(dǎo)作用有限。本文針對阿姆河右岸氣田實(shí)際情況，對氣井出水機(jī)理進(jìn)行系統(tǒng)研究，為氣田的高效開發(fā)奠定基礎(chǔ)。

2 氣井出水來源判別

為了明確氣井是否產(chǎn)出地層水，首先要對氣井的出水來源進(jìn)行判別。阿姆河右岸氣田的出水來源主要包括凝析水、工程液和地層水。針對單一出水來源和混合出水來源這2種情況，分別建立水性-水氣比判別法和氯離子守恒判別法。

2.1 水性-水氣比判別法

水性和水氣比是判別出水來源的重要指標(biāo)，當(dāng)氣井是單一出水來源時，可直接根據(jù)水性和水氣比進(jìn)行判別。

水性判別法：凝析水礦化度低、密度小，天然氣中酸性組分的溶解使其pH值稍偏酸性，水型以Na2SO4型為主；工程液（包括鉆井液和酸液）中含有大量添加物，礦化度和密度較大，鉆井液的pH值呈強(qiáng)堿性、酸液的pH值呈強(qiáng)酸性；地層水的礦化度和密度介于凝析水和工程液之間，與凝析水相比礦化度明顯偏大，水型為CaCl2型。

水氣比判別法：包括水氣比的數(shù)值及變化規(guī)律兩個方面。凝析水的水氣比很小、生產(chǎn)中基本保持穩(wěn)定，考慮到阿姆河右岸氣田氣藏溫度、壓力較高，可采用校正后的Mcketta-Wehe圖版求取凝析水含量[10]；工程液在返排初期水氣比較高、后期迅速降低；與凝析水相比，地層水的水氣比明顯較高，生產(chǎn)中呈持續(xù)升高的趨勢。

結(jié)合阿姆河右岸氣田260份水性及水氣比資料，建立氣井出水來源判別表（見表1）。如B-01井投產(chǎn)初期水樣pH值達(dá)9.47、密度為1.72 g/cm3、水氣比最高達(dá)到0.24 m3/104m3，生產(chǎn)11 d后水氣比迅速下降至0.08 m3/104m3，表現(xiàn)出明顯的鉆井液返排特征，判斷出水來源為工程液；在生產(chǎn)11～720 d期間進(jìn)行了25次取樣，水樣分析顯示氯離子含量為530～1 410 mg/L、pH值為5.58～6.02、密度為0.992～1.001 g/cm3，生產(chǎn)水氣比維持在0.065 m3/104m3左右，判斷此時出水來源為凝析水。

表1 阿姆河右岸氣田氣井出水來源判別表

2.2 氯離子守恒判別法

當(dāng)產(chǎn)出水不是單一出水來源時，單純借助水性-水氣比判別法難以準(zhǔn)確加以判別，為此建立氯離子守恒判別法。由于氣井在生產(chǎn)時始終會產(chǎn)出凝析水，因此去除產(chǎn)出凝析水的氯離子后，再根據(jù)特定時間內(nèi)產(chǎn)出氯離子總量與注入氯離子總量之差來判別出水來源。定義氯離子判定值δ(t)：

由（1）式可知：當(dāng)δ(t)小于0時，說明在去除凝析水中的氯離子之后，累計(jì)產(chǎn)出的氯離子小于注入工程液中的氯離子，則表明工程液尚未排完，氣井仍處于工程液返排階段；當(dāng)δ(t)等于0時，說明工程液已經(jīng)排完，產(chǎn)出的氯離子正好等于凝析水中的氯離子，則表明氣井僅產(chǎn)出凝析水；當(dāng)δ(t)大于0時，說明除去凝析水中的氯離子和工程液中的氯離子以外，仍有多余的氯離子產(chǎn)出，則表明氣井已經(jīng)產(chǎn)出地層水。

以B-05井和U-01井為例（見圖2），B-05井鉆井過程中發(fā)生了井漏，投產(chǎn)初期δ(t)值小于0，顯示處于工程液返排階段，投產(chǎn)1個月后δ(t)值穩(wěn)定在0，表明僅有凝析水產(chǎn)出；U-01井投產(chǎn)2個月后進(jìn)行了酸化改造，δ(t)值呈現(xiàn)小于0的排液過程，排液結(jié)束后δ(t)值恢復(fù)至0，隨著后期地層水的產(chǎn)出，δ(t)值偏離0線上翹。由此可見，氯離子守恒判別法可以非常有效地對不同出水來源加以判別。

圖2 典型氣井氯離子判定值δ(t)變化曲線

3 氣井出水模式和出水機(jī)理

判明出水來源之后，針對產(chǎn)出地層水的氣井，進(jìn)一步研究其出水模式和出水機(jī)理，以指導(dǎo)現(xiàn)場防水、控水、治水，最大限度地提高采出程度。

3.1 氣井出水模式

產(chǎn)水量是氣井出水最直觀的指標(biāo)。對12口井產(chǎn)水量隨時間的變化進(jìn)行統(tǒng)計(jì)（見圖3），雖然可以看出產(chǎn)水特征存在差異，但是規(guī)律性不夠明顯。為此，對該圖進(jìn)行如下處理，得到產(chǎn)水模式診斷曲線：①無因次化，縱坐標(biāo)產(chǎn)水量轉(zhuǎn)化為水氣比、橫坐標(biāo)時間變?yōu)椴沙龀潭龋共煌g具有可對比性；②雙對數(shù)坐標(biāo)，將常規(guī)的直角坐標(biāo)轉(zhuǎn)換為雙對數(shù)坐標(biāo)，以更加精細(xì)地對產(chǎn)水特征進(jìn)行描述。由此得到產(chǎn)水模式診斷曲線，可看出明顯的規(guī)律（見圖4）：初期水平線代表僅產(chǎn)出凝析水，后期上翹段代表產(chǎn)出地層水。定義α為上翹段直線的斜率，用以表征水氣比隨采出程度的上升速度。阿姆河右岸氣田的α值可以劃分出3種類型（α=1、α=2、α=3），據(jù)此進(jìn)一步將出水規(guī)律劃分為“1型（α=1）”、“2型（α=2）”、“3型（α=3）”3種模式。

圖3 典型氣井產(chǎn)水量隨時間變化圖

圖4 典型氣井產(chǎn)水診斷曲線

3.2 不同出水模式下的氣井出水機(jī)理

結(jié)合靜、動態(tài)資料進(jìn)一步分析3種出水模式的出水機(jī)理。

3.2.1 “1型”模式出水機(jī)理

B-15井和U-01井在診斷曲線上表現(xiàn)為“1型”出水模式（見圖4），產(chǎn)水特征為：代表無水采氣期的水平段可持續(xù)至采出程度10%左右；產(chǎn)水量相對較小，平均水氣比僅為0.25 m3/104m3；見水后產(chǎn)水量上升較慢，水氣比上升段斜率為1。

該類井儲集層巖石類型以砂屑灰?guī)r和生屑灰?guī)r為主，儲集空間多為原生粒間孔、粒間溶孔和鑄模孔等，極少發(fā)育裂縫（見圖5），儲集層分選性好（見圖6a），孔滲交會圖表現(xiàn)出較好的線性關(guān)系，表明儲集層類型以孔隙（洞）型為主（見圖6b），試井雙對數(shù)曲線反映出均質(zhì)儲集層特征（見圖7）。

依據(jù)上述研究成果，將“1型”出水模式定義為孔隙（洞）型出水。儲集層滲流通道主要為基質(zhì)孔隙及部分孤立的溶蝕孔洞，由于基質(zhì)物性較差，地層水的上升需要較大的生產(chǎn)壓差，因而該類氣井大多表現(xiàn)出無水采氣期長、水氣比上升慢的生產(chǎn)特征。如B-15井螞蟻體裂縫預(yù)測成果顯示鉆遇儲集層裂縫不發(fā)育，投產(chǎn)后地層水在生產(chǎn)壓差的作用下形成水錐進(jìn)入井底（見圖8），導(dǎo)致氣井產(chǎn)水。

圖5 “1型”出水模式氣井巖心及鑄體薄片照片

圖6 “1型”出水模式氣井壓汞曲線及孔滲交會圖

3.2.2 “2型”模式出水機(jī)理

B-08井、Bt-01井、G-24井在診斷曲線上表現(xiàn)為“2型”出水模式（見圖4），產(chǎn)水特征為：無水采氣期差別較大，Bt-01井和B-08井見水時采出程度分別為1.7%和5.4%，相差2倍以上；產(chǎn)水量差異較大，B-08井和G-24井目前水氣比分別為0.18 m3/104m3和1.14 m3/104m3，相差5倍以上；產(chǎn)水量上升較快，水氣比上升段斜率為2。

該類井儲集層巖石類型以砂屑灰?guī)r和生屑灰?guī)r為主，儲集空間多為原生粒間孔和粒間溶孔，伴有大量構(gòu)造和溶蝕成因的裂縫（見圖9）。儲集層非均質(zhì)性較強(qiáng)（見圖10a），孔滲交會圖無明顯線性關(guān)系且具有低孔高滲的特征，表明儲集層類型為裂縫-孔隙型和裂縫型[11]（見圖10b）。B-08井試井雙對數(shù)曲線反映出典型的雙重介質(zhì)儲集層特征，G-24井酸化后試井雙對數(shù)曲線反映出裂縫型儲集層特征（見圖11）。

圖7 “1型”出水模式氣井試井雙對數(shù)曲線

圖8 “1型”出水模式氣井出水機(jī)理示意圖（B-15井）

圖9 “2型”出水模式氣井巖心及鑄體薄片照片

依據(jù)上述研究成果，將“2型”出水模式定義為裂縫-孔隙型出水。由于滲流通道為廣泛發(fā)育的裂縫系統(tǒng)[12-13]，該類氣井的井筒易通過天然裂縫直接與地層水連通，因而見水時間及產(chǎn)水規(guī)模主要受裂縫系統(tǒng)發(fā)育程度及連通狀況的影響。以Bt-01井為例，螞蟻體裂縫預(yù)測結(jié)果顯示該井所在儲集層發(fā)育大量高角度天然裂縫，形成了地層水的優(yōu)勢滲流通道（見圖12），造成投產(chǎn)后氣井過早見水。

圖10 “2型”出水模式氣井壓汞曲線及孔滲交會圖

圖11 “2型”出水模式氣井試井雙對數(shù)曲線

3.2.3 “3型”模式出水機(jī)理

Y-01井和S-22井在診斷曲線上表現(xiàn)為“3型”出水模式（見圖4），產(chǎn)水特征為：無水采氣期很短，2口井見水時采出程度僅1.5%左右；產(chǎn)水量大，S-22井水氣比已經(jīng)高達(dá)4.50 m3/104m3左右；產(chǎn)水量上升很快，水氣比上升段斜率甚至?xí)笥?。

該類井儲集層段取心收獲率較低、巖心可見明顯的大尺度縫洞（見圖13），鉆井過程中發(fā)生多處大規(guī)模井漏且與測井解釋的裂縫發(fā)育段吻合（見圖14）；試井雙對數(shù)曲線反映出縫洞型儲集層特征[14]，試井解釋滲透率高達(dá)（120～760）×10-3μm2，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出了基質(zhì)孔隙的滲流能力范圍（見圖15）。

圖12 “2型”出水模式氣井出水機(jī)理示意圖（Bt-01井）

依據(jù)上述研究成果，將“3型”出水模式定義為縫洞型出水。該類氣井常鉆遇大尺度的裂縫和溶洞，地層水極易沿縫洞快速竄入井底，產(chǎn)水量非常大且上升迅速。以Y-01井為例，螞蟻體裂縫預(yù)測成果顯示該井鉆遇儲集層裂縫十分發(fā)育且規(guī)模較大（見圖16），這些裂縫的直接溝通作用導(dǎo)致氣井投產(chǎn)不久便出現(xiàn)了暴性水淹。

利用上述研究成果，可以針對不同出水模式的氣井制定合理的開發(fā)技術(shù)政策。對于“1型”出水模式，可以通過優(yōu)化氣井的避水距離和生產(chǎn)壓差來延長無水采氣期；對于“2型”出水模式，可以考慮采取排水采氣工藝來確保氣井正常生產(chǎn)；對于“3型”出水模式，可以考慮采取堵水工藝技術(shù)及時封堵出水層段。

圖13 “3型”出水模式氣井巖心照片

圖14 “3型”出水模式氣井測井解釋成果與鉆井液漏失量統(tǒng)計(jì)圖（S-22井）

圖15 “3型”出水模式氣井試井雙對數(shù)曲線

圖16 “3型”出水模式氣井出水機(jī)理示意圖（Y-01井）

4 結(jié)論

通過建立水性及水氣比判別法、氯離子守恒法對凝析水、工程液和地層水3種主要?dú)饩鏊畞碓催M(jìn)行判別，甄別出產(chǎn)出地層水的井。利用產(chǎn)水診斷曲線將產(chǎn)出地層水的氣井劃分為“1型”、“2型”和“3型”3種出水模式，結(jié)合儲集層靜、動態(tài)研究成果深入分析不同模式下的氣井產(chǎn)水特征，認(rèn)為：“1型”出水模式氣井的儲集層類型主要為孔隙（洞）型，其出水機(jī)理為底水沿基質(zhì)孔隙的錐進(jìn)，產(chǎn)水特征為無水采氣期長、水氣比上升慢；“2型”出水模式氣井的儲集層類型主要為裂縫-孔隙型，其出水機(jī)理為底水沿天然裂縫上竄，見水時間及產(chǎn)水規(guī)模主要受裂縫系統(tǒng)發(fā)育程度及連通狀況影響；“3型”出水模式氣井的儲集層類型主要為縫洞型，其出水機(jī)理為底水沿大型縫洞的竄進(jìn)，產(chǎn)水特征為大規(guī)模突發(fā)性的暴性水淹。

符號注釋：

cacid——酸液中的氯離子含量，g/m3；cci——第i階段凝析水中的氯離子含量，g/m3；cli——第i階段產(chǎn)出液中的氯離子含量，g/m3；cmud——鉆井液中的氯離子含量，g/m3；cother——其他工程液中的氯離子含量，g/m3；Cp(t)——截至t時刻累計(jì)產(chǎn)出凝析水的氯離子質(zhì)量，g；Ip——累計(jì)注入的氯離子質(zhì)量，g；qgi——第i階段的產(chǎn)氣量，104m3/d；qli——第i階段的產(chǎn)液量，m3/d；Op(t)——截至t時刻累計(jì)產(chǎn)出的氯離子質(zhì)量，g；Rci——第i階段的凝析水氣比，m3/104m3；t——時間，s；Δti——第i階段的持續(xù)生產(chǎn)時間，d；Vacid——累計(jì)注入酸液的體積，m3；Vmud——累計(jì)漏失鉆井液的體積，m3；Vother——進(jìn)入地層的其他工程液累計(jì)體積，m3；δ(t)——t時刻的氯離子判定值，g。下標(biāo)：i——階段序號。

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（編輯 王暉）

Water producing mechanisms of carbonate reservoirs gas wells:A case study of the Right Bank Field of Amu Darya,Turkmenistan

CHENG Youyou1,MU Longxin1,ZHU Enyong2,ZHANG Peijun3,GUO Chunqiu1,LENG Youheng3,WEI Zhanjun3,CHEN Pengyu1,XING Yuzhong1,CHENG Muwei1,SHI Haidong1,ZHANG Liangjie1(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China; 2.China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation,Beijing 100034,China; 3.CNPC International (TURKMENISTAN),Ashgabat 744000,Turkmenistan)

The mechanisms of carbonate gas reservoirs were systematically studied with the Right Bank Field of Amu Darya Gas Field,Turkmenistan,as an example.Water produced from the reservoirs has three sources,condensate water,engineering fluids and formation water.The fluid physical property and water-gas ratio (WGR) method for the single component conditions and the chloridion conservation method for the multi-components conditions were established to identify the components contained in the production fluids.A water production diagnosing curve,which refers to the degree of reserve recovery as a function of the water-gas ratio in the log-log coordinate curve,was then established and the formation water producing wells were divided into three patterns,i.e.Type 1,Type 2,and Type 3.Through in-depth studies of the static and dynamic reservoir characteristics of each pattern,the following understandings were attained:The reservoirs of Type 1 are mainly porous,and the water producing mechanism is bottom water coning along matrix pores; the reservoirs of Type 2 are mainly fractured-porous,and the bottom water produces basically through the natural fracture system; the reservoirs of Type 3 are mainly fractured-cavity,and the bottom water produces basically through large-scale fractures and caves.

Turkmenistan; Amu Darya Basin; carbonate gas reservoir; water production source; diagnosing curve; water producing mechanism

國家科技重大專項(xiàng)“阿姆河右岸中區(qū)天然氣開發(fā)示范工程”（2011ZX05059）；中國石油天然氣集團(tuán)公司重大專項(xiàng)“土庫曼斯坦阿姆河右岸上產(chǎn)165億方天然氣開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究與應(yīng)用”（2011E-2505）

TE344

：A

1000-0747(2017)01-0089-08

10.11698/PED.2017.01.10

成友友（1988-），男，陜西彬縣人，中國石油勘探開發(fā)研究院在讀博士研究生，主要從事氣藏動態(tài)描述方面的研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院亞太研究所，郵政編碼：100083。E-mail：charmingx2u@126.com

2016-05-12

2016-12-20