李 明 松

(中石化東北油氣分公司勘探開發(fā)工程部， 長春 130062)

1 松南火山巖氣藏基本概況

1.1 氣藏特征

松南氣田位于松遼盆地南部長嶺斷陷中央隆起達爾罕斷凸帶，腰英臺深層構(gòu)造高部位。氣田主體區(qū)為受達爾罕斷裂控制的斷鼻構(gòu)造，發(fā)育2個局部構(gòu)造點 —— YS1井區(qū)和YP7井區(qū)。區(qū)內(nèi)發(fā)育北東、北北西及近東西向3組斷裂，其中北東向斷裂規(guī)模大，延伸較遠?？拷_爾罕斷裂發(fā)育小斷層，斷距約30 m。松南氣田平面上劃分為腰深1(YS1)、腰深102(YS102) 、腰平4(YP4)、長深1-4(CS1-4)、腰平7(YP7)等5個火山機構(gòu)。其中，YS1火山機構(gòu)以弱彈性水驅(qū)為主，YP7火山機構(gòu)以強彈性水驅(qū)為主。

松南氣田營城組火山巖氣藏是一個受斷裂控制、具有底水的常溫常壓巖性-構(gòu)造氣藏。儲層物性與巖性相關(guān)性較大：火山碎屑巖孔隙度主要介于3.0%～8.0%，滲透率一般小于0.16×10-3μm2；火山熔巖孔滲分布不均勻，孔隙度介于1.0%～29.0%，滲透率介于0.01×10-3～81.92×10-3μm2。在縱向上可將火山巖儲層劃分為3個期次：期次一、期次二發(fā)育流紋巖，以溢流相為主；期次三發(fā)育凝灰?guī)r，以爆發(fā)相為主。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀

松南氣田火山巖氣藏自2006年被發(fā)現(xiàn)，至2018年底共計完19口鉆井。氣井以套管完井為主，以篩管和裸眼完井為輔，經(jīng)歷了開發(fā)評價、產(chǎn)能建設、氣藏穩(wěn)產(chǎn)3個階段。目前，生產(chǎn)中采用的是Φ73 mm油管，開發(fā)地質(zhì)儲量采氣速度約2.19%，開發(fā)地質(zhì)儲量采出程度約27.41%，氣井見邊底水明顯[1]。氣藏整體水氣體積比(以下簡稱水氣比)由開發(fā)初期的20×10-6，上升到目前的287×10-6，個別單井水氣比達到了3 300×10-6。YS1火山機構(gòu)和YP7火山機構(gòu)產(chǎn)水差異大，YS1火山機構(gòu)各氣井的產(chǎn)水差異也非常明顯，YP8、YP9高部位氣井未見水，低部位的氣井可見到明顯的地層水。

2 松南火山巖氣藏氣井水侵傷害情況

截至2018年底，松南火山巖氣藏有18口生產(chǎn)井。其中，15口井明顯見到地層水，其余3口氣井見凝析水。隨著氣藏采出程度加大，底水不斷突進，大部分氣井已見水。從這些見水井的分布來看，生產(chǎn)層位距離氣藏原始氣水界面越近，見水時間就越早。與氣水界面相距100 m以上的5口氣井均未見地層水；與氣水界面相距100 m以下的5口氣井均產(chǎn)地層水；與氣水界面相距100 m的YP8氣井，目前處于臨界狀態(tài)。氣井見水時間受垂向裂縫溝通效果、采氣速度等因素的影響，部分氣井在垂向裂縫溝通后底水上升較快。

天然氣田產(chǎn)出水包括凝析水和地層水2種類型[2]。通常，凝析水對氣井生產(chǎn)影響不大。只有當生產(chǎn)壓力降低，產(chǎn)氣量小于臨界攜液量而無法攜帶出油管中的凝析水時，凝析水才會在井底聚集，進而影響氣井生產(chǎn)。地層水一旦在產(chǎn)氣過程中出現(xiàn)，對氣井的影響會越來越大，嚴重時甚至可直接導致氣井關(guān)井停產(chǎn)[3]。YP7火山機構(gòu)的YP7井、YP11井由于產(chǎn)水量不斷加大，水氣比不斷提高，導致在現(xiàn)有集輸條件下不能保證正常攜液生產(chǎn)，必須采取相應的工藝技術(shù)措施加以改善。目前，松南氣田大部分氣井已見地層水。當氣井產(chǎn)水后，井筒和地層中原來的單向流動變?yōu)闅庖簝上嗔鲃?，滲流阻力增加導致單井產(chǎn)量降低；同時，氣水物性存在較大差別，氣藏儲層存在非均質(zhì)性，使得地層水在氣藏中無法均勻推進，常常沿著裂縫或高滲區(qū)突進，從而使大量的天然氣被封存于水中，最終導致氣井動態(tài)儲量損失[4]。

松南營城組YP3井，在見水前期可穩(wěn)定生產(chǎn)，日產(chǎn)原料氣約35×104m3，水氣比小于20×10-6，產(chǎn)凝析水。至2012年底，見地層水后單井氣量下降至日產(chǎn)原料氣10×104m3的水平。近幾年，該井單井動態(tài)儲量一直呈下降趨勢。

3 松南氣田火山巖氣藏治水對策

氣藏治水措施主要有控水、排水和堵水等3種。從水驅(qū)氣藏治水措施實施效果來看，控水、堵水措施更適用于早期見水的氣藏，排水措施更適用于已進入開發(fā)中后期的氣藏[5]。控水措施主要是通過調(diào)整氣井工作制度，使井筒底部回壓升高，減小生產(chǎn)壓差以達減小水侵壓差的目的，從而減緩水侵速度。排水措施主要是利用排水工藝，針對單井排除井底、井筒積液維持氣井正常生產(chǎn)，針對氣藏縮小水體能量，緩解水體向氣層內(nèi)部侵入，防止未見水氣井過早出現(xiàn)水淹現(xiàn)象。堵水措施主要針對氣水同層的氣井，采用在水侵通道內(nèi)加注水泥橋塞或者堵水劑的方法，降低水相的滲透率，從而減少產(chǎn)水量。

松南火山巖氣藏目前地層壓力為28 MPa，生產(chǎn)油管采用Φ73 mm13Cr油管。在現(xiàn)有集輸系統(tǒng)配套條件下的主要問題是，YP7火山機構(gòu)氣井不能正常攜液生產(chǎn)，YS1火山機構(gòu)氣水界面非均勻抬升。對于松南火山巖弱彈性水驅(qū)的YS1火山機構(gòu)和強彈性水驅(qū)的YP7火山機構(gòu)[6]，前者治水宜以控水為主，后者治水宜以排水為主。隨著開發(fā)生產(chǎn)的持續(xù)進行，對于YS1火山機構(gòu)進行整體治水，進行立體氣藏開發(fā)。即，在高部位采氣，在低部位排水，氣藏進行整體治水。下面詳述具體治水措施。

3.1 臨界壓差控水，延長無水采氣期

在分析松南氣田火山巖YS1火山機構(gòu)氣井產(chǎn)水機理和影響因素的基礎上，制定針對性的控水對策。水平井具有生產(chǎn)壓差小及底水脊進臨界產(chǎn)量大于直井臨界產(chǎn)量的優(yōu)勢。我們可以根據(jù)底水脊進臨界生產(chǎn)壓差和臨界產(chǎn)氣量指導氣井配產(chǎn)，延緩底水錐進速度，控制水侵傷害，延長氣井無水采氣期。

根據(jù)物質(zhì)平衡原理和等值滲流阻力法，考慮垂向滲透率與水平滲透率之比、水氣密度差、氣水黏度比以及底水錐進高度等參數(shù)對臨界生產(chǎn)壓差的影響，推導底水氣藏水平井臨界生產(chǎn)壓差公式，定量確定其變化規(guī)律。在水平井開發(fā)底水氣藏的過程中，底水不斷上升。根據(jù)物質(zhì)平衡原理，得出氣藏含氣高度和含水高度變化規(guī)律，其表達式為[7]：

hg=Hp(1-NpBgNEη)

(1)

hw=Hp(NpBgNEη)

(2)

(3)

N=AHpφ(1-Swc)

(4)

式中：hg—— 氣藏目前含氣高度，m；

Hp—— 氣藏原始含氣高度，m；

Np—— 水平井井排中單井的累計產(chǎn)氣量，m3；

Bg—— 累計產(chǎn)氣量Np下的氣體體積系數(shù)；

N—— 水平井單元泄氣面積的地質(zhì)儲量，m3；

E—— 波及系數(shù)，%；

η—— 驅(qū)氣效率，%；

Swc—— 束縛水飽和度，%；

Srg—— 殘余氣飽和度，%；

Sig—— 氣藏原始含氣飽和度，%；

φ—— 孔隙度，%；

A—— 井排單元中水平井的泄氣面積，m2。

水平井的泄氣面積，可認為由井兩端各1個半圓與中間1個矩形組成。其面積計算公式為：

(5)

式中：L—— 水平井水平段長度，m；

a—— 井排單元中水平井的泄氣直徑，m。

在底水氣藏開采過程中，垂直井下面形成一道水錐，而水平井則出現(xiàn)橫截面與錐形相近，并且在整個水平井長度下面延伸的脊狀。垂直井和水平井一般位于氣層頂部，在氣井見水時，垂直井水錐體積Vv和水平井水脊體積Vh的計算式為：

(6)

Vh=Vv+LaHp2

(7)

水平井水脊體積由水平井兩端的半錐形和棱柱體組成，波及系數(shù)計算式為：

E=VhAHp

(8)

當已知水平井累計產(chǎn)氣量時，可確定氣藏含氣高度和含水高度：

(9)

(10)

底水驅(qū)動垂向臨界速度為：

(11)

式中：vc—— 底水驅(qū)動垂向臨界速度，ms；

ρw—— 地層水密度，gm3；

ρg—— 氣體密度，gm3；

Kh—— 水平滲透率，10-3μm2；

μw—— 地層水黏度，mPa·s；

μg—— 氣體黏度，mPa·s。

在底水未到達水平井井底時，從原始氣水界面到水平井井底的區(qū)域可劃分為2個區(qū)，即底水脊進區(qū)和純氣區(qū)。假定底水脊進區(qū)中只有水流動，剩余氣為殘余氣。

根據(jù)等值滲流阻力法，計算底水脊進區(qū)中流動阻力及純氣區(qū)中流體滲流阻力：

R1=μwhwAKvKrw

(12)

R2=μghgAKvKrg

(13)

式中：R1—— 水脊進區(qū)水體滲流阻力，MPa；

R2—— 純氣區(qū)氣體滲流阻力，MPa；

Kv—— 垂向滲透率，10-3μm2；

hw—— 氣藏目前水脊高度，m；

Krw—— 水相相對滲透率，小數(shù)；

Krg—— 氣相相對滲透率，小數(shù)。

原始氣水界面到水平井井底的壓差計算式為：

Δp=pwgc-pwf

(14)

式中：Δp—— 原始氣水界面到水平井井底的生產(chǎn)壓差，MPa；

pwgc—— 原始氣水界面孔隙壓力，MPa；

pwf—— 水平井井底壓力，MPa。

縱向上流體流量計算式為：

Q=Δp(R1+R2)

(15)

(16)

式中：v—— 流體視滲流速度，ms。

流體真實滲流速度vz和視滲流速度的關(guān)系為：

υz=υφ

(17)

水平井臨界生產(chǎn)壓差為：

(18)

以松南氣田YP8井為例進行研究，該井地層壓力為24.3 MPa，地層溫度為133 ℃，其他參數(shù)見表1。

表1 松南氣田YP8井基礎數(shù)據(jù)

從YP8井含水高度和含氣高度變化圖(見圖1)可看出，隨著氣體不斷從儲集層中采出，含氣高度逐漸降低，底水界面逐漸上升，含水高度不斷升高，且臨界生產(chǎn)壓差呈現(xiàn)遞減趨勢(見圖2)。在氣藏開發(fā)過程中，需要時刻關(guān)注氣井臨界生產(chǎn)壓差，及時調(diào)整工作制度，防止底水過早錐進，從而延長無水采氣期，提高氣藏最終采收率。

圖1 YP8井含水高度和含氣高度變化圖

圖2 YP8井臨界生產(chǎn)壓差變化圖

根據(jù)氣水界面距離、裂縫發(fā)育程度、物性差異，計算臨界生產(chǎn)壓差與臨界產(chǎn)氣量，確保氣藏氣水界面近均勻抬升。氣井生產(chǎn)壓差控制在臨界生產(chǎn)壓差以下，進行差異化配產(chǎn)(見表2)。其中，A類井產(chǎn)凝析水，距氣水界面較遠，可以對其采取適當高配策略；B類井產(chǎn)地層水，距氣水界面較近，可對其采取低配策略，確定生產(chǎn)壓差控水。

表2 氣井差異化配產(chǎn)表

3.2 排水采氣，提高采收率

在目前的生產(chǎn)條件下，強彈性水驅(qū)的YP7火山機構(gòu)氣井生產(chǎn)油壓下降到了松南氣田的整體集輸壓力值以下。該火山機構(gòu)氣井水氣比高達3 000×10-6，地層能量不足以有效地將液量輸送到地面。對于這種生產(chǎn)中已見地層水的高水氣比氣井，需采用排水采氣工藝來保證氣井的正常生產(chǎn)。隨著開發(fā)生產(chǎn)的持續(xù)進行，YS1火山機構(gòu)水侵量不斷增加，對氣井和氣藏的影響會越來越大。建議對氣藏進行立體開發(fā)，縱向和橫向上同時治水，適時開展低部位排水、高部位采氣的試驗。

3.2.1 地面井口增壓

YP7強彈性水驅(qū)火山機構(gòu)的水體能量足。該火山機構(gòu)的YP7井和YP11井于2008年投產(chǎn)以來，水氣比一直較高。目前，其水氣比高達3 300×10-6，日產(chǎn)水量達60 m3。 2015年6月YP7出現(xiàn)停噴。2015年11月，開始采用增壓開采技術(shù)降低單井的外輸壓力，降低井口回壓，以降低井底流壓，使氣井在較低井底流壓下生產(chǎn)，重新建立和諧的氣水流動關(guān)系, 實現(xiàn)自噴帶液生產(chǎn)。在后期，進行了流壓監(jiān)測。通過降低井口壓力來實現(xiàn)增壓生產(chǎn)，井底流壓從停噴前的20.58 MPa降至目前的14.31 MPa。通過增壓，有效地加大了井底生產(chǎn)壓差，實現(xiàn)了氣井連續(xù)帶液生產(chǎn)。2017年10月，在YP11井應用了此項治水措施。目前兩井均能連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)，累計增產(chǎn)氣3 000×104m3。在取得良好經(jīng)濟效益的同時,也提高了采收率。此方法在兩井的成功應用，說明在松南氣田現(xiàn)有集輸系統(tǒng)壓力下，通過井口增壓可以達到排液采氣的目的。

3.2.2 氣藏縱向上立體開發(fā)

針對裂縫性整裝有水氣藏，可采用排水、采氣相結(jié)合的整體治水措施，有效提高氣藏綜合治水和開發(fā)效果。對于YS1略彈性水驅(qū)火山機構(gòu)，可以考濾在位于構(gòu)造有利部位的主產(chǎn)區(qū)，優(yōu)選主產(chǎn)氣井，控制合理采氣速度，使氣藏均勻降壓，控制水體不均勻推進。在底水氣藏高滲區(qū)氣水界面以下層段各井，開展阻止水向主產(chǎn)氣區(qū)不均勻推進的排水采氣措施，拖住邊水、底水的推進，調(diào)整氣水邊界推進速度，降低水封區(qū)的壓力，緩解水體向氣藏內(nèi)部侵入的壓力，避免氣藏水侵惡化。

松南火山巖氣藏YP16井目前日產(chǎn)原料氣5.3×104m3，日產(chǎn)水90 m3。該井位于構(gòu)造低部位，且距氣水界面較近。在該井實施增壓生產(chǎn)，雖開采成本較高，但通過該井的排水生產(chǎn)，可以改善氣藏內(nèi)部氣水關(guān)系，控制水侵區(qū)內(nèi)的水侵量，有效控制底水突進速度，有助于改善氣藏整體開發(fā)效果。

4 結(jié) 語

在底水氣藏開發(fā)過程中，底水界面抬升，含水高度不斷升高，含氣高度逐漸下降，水平井臨界生產(chǎn)壓差呈現(xiàn)遞減變化趨勢。根據(jù)底水脊進臨界生產(chǎn)壓差和臨界產(chǎn)氣量指導氣井配產(chǎn)，可延長氣井無水采氣期，提高氣藏最終采收率。針對強彈性水驅(qū)的YP7火山機構(gòu)，選擇人工排水采氣的方式，延長氣水同產(chǎn)期，可以提高氣藏采收率。在當前階段，針對YS1火山機構(gòu)應用臨界壓差指導臨界氣量生產(chǎn)，可以有效地控制地層水入侵。隨著開發(fā)生產(chǎn)的持續(xù)進行，針對YS1弱彈性水驅(qū)火山機構(gòu)，可以考慮在構(gòu)造高部位采氣，低部位排水，從而控制底水錐進速度。