吳亞軍，劉莉萍,2，代 平,2，任海俠,2，劉遠洋

1中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院；2中國石化西南油氣分公司地質中心實驗室

0 前 言

在有水氣藏的開發(fā)過程中，水侵的早期識別可以為合理調整氣井生產(chǎn)工作制度、延長無水采氣時間、制定下一步治水措施等諸多方面提供指導，是有水氣藏合理開發(fā)的重要研究內容。康曉東等［1］對早期水侵識別方法進行過詳細的論述，指出早期水侵識別方法主要有產(chǎn)出水分析、壓降曲線識別、試井監(jiān)測和模擬計算等。國內眾多的有水氣藏采用并發(fā)展了這些方法，在有水氣藏的水侵識別中得到廣泛的應用［2-5］。

目前水侵早期識別方法存在各自的優(yōu)缺點，其應用受限于不同的開發(fā)階段、不同的錄取資料前提等。實踐與數(shù)值模擬證明：部分有水氣藏在產(chǎn)水前地層視壓力與累計采氣量呈線性相關關系，因此壓降曲線法與物質平衡法在水侵早期識別中的應用可能受到限制；不穩(wěn)定試井是識別早期水侵較為準確的方法，但這種方法需要開展不同時期的多次試井，其使用受到極大限制；水樣測定和氣水比變化分析是氣藏水侵監(jiān)測的重要手段［6］，且產(chǎn)出水化學特征分析具有方法簡單、使用方便、參數(shù)易于求取等優(yōu)點，因此是最為常見的早期水侵識別方法。

劉莉萍等［7］、劉成川等［8］對川西三疊系須家河組、雷口坡組四段等氣藏氣水分布特征及控制因素的研究發(fā)現(xiàn)，氣井產(chǎn)出流體的性質是動態(tài)變化的，特別是產(chǎn)出液化學特征（當氣井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)時產(chǎn)出液為凝析水，隨著地層水的混合，產(chǎn)出液總礦化度不斷增加）。將這一思路應用到元壩二疊系長興組氣藏，通過動態(tài)跟蹤生產(chǎn)井產(chǎn)出液化學特征、天然氣組分變化特征，結合靜態(tài)地質特征，明確氣藏氣水分布特征及控制因素，在此基礎上根據(jù)產(chǎn)水氣井的出水生產(chǎn)類型，建立基于生產(chǎn)數(shù)據(jù)及產(chǎn)出液化學特征的水侵早期識別通用模式，以期為元壩長興組氣藏下一步的開發(fā)部署指明方向，為有水氣藏穩(wěn)產(chǎn)提供實用方法。

1 氣藏地質特征

元壩氣田位于四川盆地川西坳陷與川中隆起帶北部的低緩構造帶結合部，長興組氣藏是條帶狀生物礁大氣藏［9-12］，包括北西—南東向展布的4個礁帶、1個礁灘疊合區(qū)（圖1），整體構造較平緩，斷裂欠發(fā)育。氣藏儲層以生物礁相和生物碎屑灘相的白云巖、灰質白云巖為主，儲集空間主要為晶間孔和晶間溶孔（圖2a，2b），裂縫主要為構造縫、成巖縫，孔、縫多見瀝青充填。

圖1 元壩長興組氣藏礁帶分布及產(chǎn)水氣井位置Fig.1 Distribution of reef zone and location of water-producing gas wells in Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

圖2 元壩長興組白云巖儲集空間特征Fig.2 Characteristics of dolomite reservoir space of Changxing Formation in Yuanba

元壩長興組氣藏于2014年12月投產(chǎn)，目前共有生產(chǎn)井30余口，其中12口井產(chǎn)水，各礁帶均有分布（圖1），產(chǎn)水規(guī)模不等，日產(chǎn)水4～86 m3/d，變化范圍大。前人對元壩長興組氣藏氣水關系、成藏主控因素等的研究表明，元壩長興組氣藏具有無統(tǒng)一氣水界面、“一礁一灘一藏”的復雜氣水分布特征［13-15］。由于相關研究是在氣藏的勘探階段或開發(fā)早期開展的，多以靜態(tài)地質分析為主要手段，隨著氣藏開發(fā)的持續(xù)深入，能獲得的動態(tài)、靜態(tài)資料日益豐富，故有必要對長興組氣藏的氣水分布特征進行再認識。

2 氣水分布特征

2.1 凝析水與地層水并存

以位于礁灘疊合區(qū)西北邊部的Y102-1井為例，基于生產(chǎn)曲線，結合歷年產(chǎn)出液化學特征分析凝析水與地層水相互關系（圖3）。

圖3 元壩長興組氣藏Y102-1井生產(chǎn)曲線及產(chǎn)出液主要離子含量曲線Fig.3 Production curve and main ion content curve of produced liquid of Well Y102-1 in Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

Y102井在2016年8月之前氣產(chǎn)量高，日產(chǎn)氣（40～65）×104m3/d，日產(chǎn)水較少，為5～15 m3/d，水氣比較低，為0.1～0.3 m3/104m3，產(chǎn)出液以凝析水為主。試采初期可見能量不大的局限地層水入侵，氣田水總礦化度在0.1～172.9 g/L之間，變化范圍大。通過優(yōu)化生產(chǎn)制度，2017年4月至2018年1月期間，氣水產(chǎn)量穩(wěn)定，日產(chǎn)氣（35～40）×104m3/d，日產(chǎn)水10～20 m3/d，水氣比為0.3～0.4 m3/104m3，地層水混合少，總礦化度小于25 g/L。2018年5月至今，氣產(chǎn)量較穩(wěn)定，日產(chǎn)氣控制在（30～40）×104m3/d，水產(chǎn)量持續(xù)上升至20～25 m3/d，混合水化學性質較穩(wěn)定，總礦化度為38～42 g/L。

基于12口井歷年的產(chǎn)出液化學特征，結合生產(chǎn)動態(tài)特征綜合分析認為，截至2020年底產(chǎn)出液為凝析水與地層水混合液，總礦化度與日產(chǎn)水量、日水氣比均存在指數(shù)正相關關系（圖4）。因此，可以利用產(chǎn)出液總礦化度高低，來判斷地層水侵入程度。

圖4 元壩長興組氣藏氣田水總礦化度與產(chǎn)量關系圖Fig.4 Relationship between total salinity and production of produced water of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

如圖1所示，氣藏東部的①號礁帶，區(qū)域構造位置最低，3口產(chǎn)水井位于局部構造高部位，現(xiàn)已證實該礁帶整體含水；氣水同產(chǎn)，且產(chǎn)水量最大，日產(chǎn)水63～73 m3/d，水氣比為6.55～11.34 m3/104m3，產(chǎn)出液總礦化度為38.4～48.8 g/L，為地層水與凝析水的混合液。②號礁帶、礁灘疊合區(qū)共有產(chǎn)水井5口，從各井分布的位置看，均位于各礁群的邊部，局部構造位置相對較低；日產(chǎn)水11～45 m3/d，水氣比為0.54～2.28 m3/104m3，產(chǎn)出液總礦化度為32.5～47.7 g/L，為地層水與凝析水的混合液。③號礁帶整體構造位置較高，僅東南端不同礁群低部位的兩口井產(chǎn)水，對應的產(chǎn)水量分別為86 m3/d、46 m3/d，水氣比分別為11.11m3/104m3、1.95 m3/104m3，產(chǎn)出混合液總礦化度分別為50.7 g/L、37.6 g/L。④號礁帶構造位置最高，礁帶東南段低部位出現(xiàn)兩口產(chǎn)水井，目前產(chǎn)水量較低，分別為4 m3/d、15 m3/d，水氣比分別為0.43 m3/104m3、0.76 m3/104m3，產(chǎn)出混合液總礦化度分別為18.4 g/L、38.8 g/L，地層水產(chǎn)出程度最低。

2.2 游離氣與溶解氣并存

生產(chǎn)井歷年天然氣組分分析數(shù)據(jù)表明：在氣源充足且產(chǎn)水量較低的情況下，天然氣主要成分甲烷（CH4）和硫化氫（H2S）含量均呈振蕩上升趨勢（圖5），二者為此消彼長的關系；隨著產(chǎn)水量增加硫化氫含量增加，甲烷含量增幅較低。甲烷、硫化氫均溶于水，其在地層水中的溶解度隨壓力的減小而降低［16-17］。隨著生產(chǎn)的進行會有甲烷和硫化氫從地層水中脫溶而出對氣源進行補充，故二者呈上升趨勢；由于硫化氫在水中溶解度大于甲烷，隨著地層水的增多，天然氣中自水中析出硫化氫的含量增加更多。

圖5 元壩長興組氣藏Y102-1井天然氣甲烷、硫化氫含量曲線Fig.5 Methane and hydrogen sulfide content curves in natural gas of Well Y102-1 of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

對元壩長興組氣藏31口井天然氣組分分析數(shù)據(jù)的統(tǒng)計（圖6）表明：隨著地層水產(chǎn)出程度增加，存在烴類組分（主要為甲烷）含量降低、非烴組分（主要為硫化氫、氮氣、二氧化碳）含量增加的變化趨勢。4排礁帶中水侵程度最低的④號礁帶，甲烷含量最高，平均為92.02%，硫化氫、二氧化碳含量最低，分別平均為4.78%、2.73%。其次為③號礁帶，水侵程度較低，甲烷含量較高，平均為90.6%，硫化氫、二氧化碳含量較低，分別平均為4.50%、4.52%。②號礁帶、礁灘疊合區(qū)、①號礁帶的天然氣組成具相似性，甲烷含量較低，平均為87.50%，硫化氫、二氧化碳含量較高，分別平均為6.63%、5.56%；相對③、④號礁帶而言，非烴組分增加，反映出元壩長興組氣藏作為一個整體，①、②號礁帶及礁灘疊合區(qū)更加靠近氣藏邊界。此外，地層壓力系數(shù)的相對高值（1.17～1.18）出現(xiàn)在③、④號礁帶的高部位；構造低部位且開始見水的氣層壓力系數(shù)較低（1.04～1.08）；氣井出水程度較大的①、②號礁帶及礁灘疊合區(qū)，地層壓力系數(shù)為1.11～1.14。在地層條件下天然氣溶于地層水，且隨著地層壓力的降低溶解度減小［18］。據(jù)此推斷，③、④號礁帶以游離氣為主，①、②號礁帶及礁灘疊合區(qū)游離氣與溶解氣并存。

圖6 元壩長興組氣藏天然氣主要成分含量統(tǒng)計圖Fig.6 Statistical diagram of main component content in of natural gas of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

3 氣水分布控制因素

通過跟蹤生產(chǎn)井產(chǎn)出液、天然氣及地層壓力等生產(chǎn)動態(tài)特征，結合氣藏構造、儲層、裂縫發(fā)育程度等靜態(tài)地質特征，分析元壩長興組氣藏氣水分布控制因素。

（1）氣水分布總體受區(qū)域構造位置控制

前面述及的生產(chǎn)動態(tài)及流體特征均表明，元壩長興組氣藏氣水分布總體受區(qū)域構造位置控制，西北部構造位置較高的③、④號礁帶水侵程度小于東南部構造位置較低的①、②號礁帶及礁灘疊合區(qū)。

前人研究認為元壩長興組氣藏為古油藏裂解形成［13］，無論是古油藏還是后期裂解成氣藏，均是油氣占據(jù)構造高部位，低部位為地層水。石油裂解成天然氣的過程中體積會增加［19］，油水界面或氣水界面必然下移，而天然氣溶于水，因此會形成氣水過渡帶。③、④號礁帶以游離氣為主，古油藏應該位于此或范圍更小，而①、②號礁帶及礁灘疊合區(qū)則為氣水過渡帶，多口井測試初期便呈現(xiàn)高礦化度的地層水特征，通過優(yōu)化生產(chǎn)制度可實現(xiàn)較為穩(wěn)定的氣水同產(chǎn)。

（2）局部構造部位及儲層非均質性控制氣水分布

位于氣水過渡帶的①、②號礁帶及礁灘疊合區(qū)內部，由于局部構造的形成調整氣水分布，以及礁帶內發(fā)育多個儲層不連通的礁群，因而形成各礁群邊部水侵程度較大，局部構造高部位游離氣含量較高，呈“一礁一灘一藏”的復雜氣水分布的特征（圖7）。

圖7 元壩長興組氣藏①號礁帶氣水分布剖面圖（據(jù)文獻［20］，剖面位置見圖1）Fig.7 Gas and water distribution profile of No.1 reef belt of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba(cited from reference［20］，position is shown in Fig.1)

（3）裂縫發(fā)育程度控制水侵速度

元壩長興組整體構造較平緩，斷裂欠發(fā)育，但鉆進過程中出現(xiàn)裂縫型漏失。巖心薄片觀察、成像測井解釋等資料均顯示元壩長興組儲層裂縫發(fā)育，只是以小尺度裂縫為主［12，21］。該地區(qū)斷裂不發(fā)育，主要發(fā)育與褶皺相關的構造縫，以及古油藏裂解增壓而使巖石破裂所形成的不規(guī)則網(wǎng)狀縫。

元壩長興組產(chǎn)水氣井的生產(chǎn)水氣比曲線總體包括2類：①如圖8a所示，大部分氣井水產(chǎn)量不是突然增高，而是經(jīng)過2～3 a的時間分段臺階式上升，每上升一次可以維持較長時間的穩(wěn)定生產(chǎn)，然后再次出現(xiàn)升高，多次反復。水產(chǎn)量的上升必然與多條裂縫逐漸被突破，從而溝通了周邊水體相關。②如圖8b所示，Y28井長興組較大尺度的裂縫發(fā)育程度高，水侵速度最快，產(chǎn)水量大。

圖8 元壩長興組氣藏產(chǎn)水氣井的生產(chǎn)水氣比變化趨勢圖Fig.8 Variation trend chart of water-gas ratio of water-producing gas well of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

4 氣井產(chǎn)水早期識別

研究表明，元壩長興組氣藏的氣井大量產(chǎn)水之前產(chǎn)出液化學特征存在明顯變化，出水生產(chǎn)類型與儲層裂縫發(fā)育程度相關。本文以產(chǎn)出水化學特征分析方法為基礎，結合產(chǎn)水氣井出水生產(chǎn)類型分析，建立產(chǎn)水早期識別模式，并對元壩長興組氣藏生產(chǎn)氣井進行產(chǎn)水早期識別。

4.1 產(chǎn)水早期識別通用模式

何曉東等［22］對四川盆地邊水氣藏的水侵特征識別研究認為，根據(jù)產(chǎn)水氣井的水氣比變化趨勢，出水生產(chǎn)類型可分為線性型、多次方型及二次方型，它們是不同儲層物性特征的體現(xiàn)，并反映3種水侵特征。①線性型儲層中微細網(wǎng)狀縫發(fā)育，分布較均勻，與孔隙組成視均質儲層；試井解釋綜合滲透率與基質滲透率的比值較小，一般在10倍以下；表現(xiàn)為水氣比上升緩慢，采用線性方程便可以很好地描述趨勢線。②多次方型儲層中存在中縫及其以上的大裂縫，分布集中，形成裂縫性高滲帶；生產(chǎn)測井或者試井解釋存在較大裂縫顯示，包括裂縫在內的儲層綜合滲透率是基質滲透率的數(shù)十倍，屬于非均質性儲層裂縫高滲帶產(chǎn)水；水氣比快速上升，需采用三次方及其以上方程描述趨勢線。③二次方型儲層中一般無中縫及其以上的大裂縫存在，小縫及微細網(wǎng)狀縫發(fā)育，但分布不均，局部發(fā)育形成裂縫-孔隙型較好的滲透層；試井解釋綜合滲透率較大，與基質滲透率的倍數(shù)比多次方型的小，一般在10～20倍；水氣比上升速度介于前兩者之間，可以采用二次方方程描述趨勢線。

為了建立不同出水生產(chǎn)類型氣井的產(chǎn)水早期識別通用模式，作者選取了川東北元壩長興組、川西須家河組典型產(chǎn)水氣井，根據(jù)水氣比及水分析數(shù)據(jù)，開展水侵早期識別分析，并提出預警時間（表1，圖9）。水分析數(shù)據(jù)中氯離子含量與總礦化度具有相同的變化趨勢，為節(jié)約成本，增強現(xiàn)場可操作性，選用氯離子含量進行分析。

表1 四川盆地氣井產(chǎn)水早期識別通用模式Table 1 A general model for early identification of water production of gas wells in Sichuan Basin

（1）線性型（Y101-1井）

Y101-1井的生產(chǎn)水氣比隨產(chǎn)水時間關系為線性型（圖9a）。壓力恢復試井解釋結果表明，產(chǎn)層為均質儲層，有效滲透率為0.66×10-3μm2，無雙重介質或者大裂縫的特征。

投產(chǎn)初期氯離子含量為4～5 g/L，2017年7月升到20.4 g/L，據(jù)此判斷氯離子含量開始出現(xiàn)上升的時間在2017年3～4月，而產(chǎn)水量從2017年10月才出現(xiàn)明顯上升趨勢（圖9a）。可見，Y101-1井氯離子含量明顯升高的時間比產(chǎn)水量明顯升高的時間提前6～8個月。

（2）二次方型（D1井）

D1井的生產(chǎn)水氣比隨產(chǎn)水時間關系為二次方型（圖9b）。成像測井資料表明，該區(qū)發(fā)育的裂縫主要以斜交縫為主，高角度縫較少；壓力恢復試井解釋表明，儲層雙重介質特征不明顯，3個產(chǎn)層中有2個具有雙重介質特征，但儲能比在0.01～0.03之間，說明裂縫不發(fā)育，儲集性能較差，另外一層解釋為均質介質。

D1井投產(chǎn)初期氯離子含量在2 g/L左右，2009年9月氯離子含量出現(xiàn)升高，達到6 g/L，2009年10月升至11 g/L，而在此階段產(chǎn)水量基本未發(fā)生變化，產(chǎn)水量出現(xiàn)明顯上升的時間為2010年2～3月（圖9b）?？梢?，D1井氯離子明顯升高的時間比產(chǎn)水量明顯升高的時間提前4～6個月。

（3）多次方型（X86井）

X86井的生產(chǎn)水氣比隨產(chǎn)水時間關系為三次方型（圖9c）。該井位于大斷層附近，地質分析與成像測井均表明該井周圍高角度裂縫普遍發(fā)育。

圖9 四川盆地產(chǎn)水氣井出水生產(chǎn)類型的產(chǎn)水早期識別通用模式Fig.9 A general model for early identification of water production types in water producing gas wells in Sichuan Basin

水樣分析結果顯示（圖9c），氯離子含量在2006年10月8日為0.03 g/L，而10月24日急劇升高到15.9 g/L；此時氣井產(chǎn)水量也發(fā)生變化，從原來穩(wěn)定的3.8 m3/d升至5.4 m3/d，且后期產(chǎn)水量增加趨勢明顯。

綜上所述，對于基本不發(fā)育大裂縫的均質儲層或者裂縫-孔隙型儲層，水體的侵入不會沿著高滲帶大量而迅速地進入井筒附近，而是沿著微裂縫局部有限的優(yōu)勢通道首先進入生產(chǎn)井附近，從而造成產(chǎn)出水氯離子含量或者礦化度升高，但是由于微裂縫發(fā)育不均，各個方向的地層水侵入生產(chǎn)井在時間上就必然呈現(xiàn)出有先有后的情況，從而造成氯離子含量并不是立即就升高到地層水的水平，而是隨著四周侵入的地層水的匯集而慢慢升高，這使得氯離子含量出現(xiàn)上升的時間早于產(chǎn)水量上升的時間。這種現(xiàn)象可作為大裂縫不發(fā)育的氣井產(chǎn)水早期預警模式。

4.2 元壩長興組氣藏產(chǎn)水早期識別

根據(jù)以上建立的氣井產(chǎn)水早期識別模式，可對出水生產(chǎn)類型為線性型或二次方型的氣井采用氯離子含量進行預警分析。首先對元壩長興組氣藏的出水生產(chǎn)類型進行分析，12口產(chǎn)水氣井除3口由于生產(chǎn)不正常而無法判斷外，8口井的水氣比變化趨勢為線性型，僅Y28井的為多次方型（圖8b）。元壩長興組氣藏裂縫欠發(fā)育，無大縫，底水沿微裂縫網(wǎng)侵入［19］，水侵較慢，氣井產(chǎn)水后產(chǎn)水量、水氣比上升速度慢，存在產(chǎn)水早期預警期，故可采用以上識別模式，利用氯離子監(jiān)測資料對目前尚未明顯產(chǎn)地層水的氣井進行產(chǎn)水預警。

目前氣藏未產(chǎn)水井22口，水氣比小于0.2 m3/104m3的氣井短期內見水的可能性較小。本文只對目前水氣比大于或接近0.2 m3/104m3的12口氣井進行早期識別。截至2020年10月，除2口井因未取氯離子監(jiān)測資料而無法識別外，其余10口井均無見水風險（表2）。其中1號井目前產(chǎn)水可控，需持續(xù)關注。對裂縫較為發(fā)育、雙重介質特征明顯的氣井，如Y205-2井，一旦見水，預計產(chǎn)水類型為多次方型，無預警期，應加強監(jiān)控，開展合理配產(chǎn)分析。

表2 元壩長興組氣藏未產(chǎn)水井早期識別結果Table 2 Early identification results of water-unproduced wells of Changxing Formation gas reservoir in Yuanba

5 結 論

（1）元壩長興組氣藏凝析水與地層水、游離氣與溶解氣并存；產(chǎn)出液總礦化度與日產(chǎn)水量、水氣比均存在指數(shù)正相關關系；在氣源充足且產(chǎn)水量較低的情況下，天然氣主要成分中甲烷和硫化氫含量均呈振蕩上升趨勢，二者為此消彼長的關系；產(chǎn)出液總礦化度高、天然氣中硫化氫含量高則地層水侵入程度大。

（2）元壩長興組氣藏氣水分布總體受區(qū)域構造位置控制，西北部構造位置較高的③、④號礁帶水侵程度小于東南部構造位置較低的①、②號礁帶及礁灘疊合區(qū)；各礁帶自成氣水系統(tǒng)，局部構造部位及儲層非均質性控制氣水分布；裂縫發(fā)育程度控制水侵速度，水產(chǎn)量的上升與多條裂縫逐漸被突破而溝通周邊水體相關。

（3）元壩長興組氣藏氣井產(chǎn)水類型以線性型或多段線性型為主，氣井產(chǎn)水后產(chǎn)水量、水氣比上升緩慢，氣井見水存在預警期，應密切監(jiān)控水化學特征，出現(xiàn)見水風險時應及時優(yōu)化生產(chǎn)制度，增加氣藏采出程度。

（4）構造高部位或構造相對低部位裂縫欠發(fā)育的礁灘發(fā)育區(qū)為開發(fā)部署首選目標。

（5）建立的水侵早期識別模式適用于有水氣藏，且參數(shù)易于獲取，可推廣應用。