四川盆地上三疊統隔氣式氣驅產水模式

陸正元 李 穎 彭 軒 龔昌明

(1.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室(成都理工大學),成都 610059;2.中國石油西南油氣田分公司川中油氣礦區,四川遂寧629001)

四川盆地上三疊統砂巖為致密裂縫-孔隙型儲層。根據氣藏在平面上的展布及其井間連通范圍,上三疊統砂巖氣藏可以是如中壩氣田、平落壩氣田等發育的較大規模連通的整裝氣藏;也可以是如川中低緩穹隆區發育的連通范圍很局限的多裂縫系統氣藏。在局限多裂縫系統氣藏中,壓力和流體在系統之間沒有連通性,各井所在的裂縫系統可以看成是獨立開發單元,氣井開發見水普遍,見水后氣井產量明顯降低。本文在研究多裂縫系統氣藏開發地質特征的基礎上,認為上三疊統多裂縫系統砂巖氣藏不存在連通范圍較大的邊底水體,與氣藏相關的地層水體能量有限,基本不具備侵入氣藏并大量產出的能力。氣井見水或測試產水主要受控于被水體分隔的天然氣膨脹驅動,產水量越多則表明被水體分隔的天然氣儲量越大。和四川盆地中二疊統裂縫-溶洞型儲層類似,隔氣式氣驅水模式普遍存在[1],這是局限封閉性小水體氣藏高產水的實質所在。

1 氣藏基本地質特征

四川盆地中部基底剛硬、褶皺平緩,低緩穹隆區主要分布有遂南、磨溪、龍女寺、蓬萊鎮、潼南等NE-NEE向的穹隆狀低緩構造。上三疊統砂巖為灰白色長石石英砂巖,砂層厚度均為100 m左右。遂南構造巖心分析孔隙度為3.99%～6.09%,平均滲透率為0.49×10-3μ m2,含水飽和度高達53%。裂縫不發育部位的氣井采用加砂壓裂也難以投產,天然裂縫發育對氣井產能有重要控制作用[2]。獲得高產的氣井在鉆井過程中普遍具有井噴、井漏、放空現象,或巖屑中可見次生的方解石、石英晶體,裂縫發育是局部獲得工業性天然氣產能的必要條件[3]。現有開發資料表明,川中低緩穹隆區的遂南、磨溪、龍女寺、蓬萊鎮等構造發現的裂縫-孔隙型氣藏受裂縫分布空間非均質性影響,井間連通性很差,如在遂南構造投產的11口氣井中的各井表現出不同的開采特征,各井均可看成是獨立的開發單元[2]。

通常把地下由裂縫溝通的儲集體稱為裂縫系統。在同一裂縫系統中地層流體之間具有壓力連通關系,而裂縫系統之間為致密巖體分隔,開發上基本沒有連通關系。相對于整裝氣藏而言,一般將其稱為多裂縫系統氣藏。由于裂縫發育規模有限,裂縫系統控制的空間范圍不大,各系統間儲量差別也很大,裂縫系統是天然氣開發的最小單元。

2 氣水分布和產水能量分析

2.1 復雜氣水分布特征

多裂縫系統氣藏的氣井出水是各井開發中的普遍現象,有些井投產即出水,有些井可以有較長的無水采氣期。構造上沒有統一的氣水界面,遂南構造各鉆井投產前的產液情況如圖1[3]。遂8井為高產氣井產純氣,測試段最低海拔高度為-1 972.02 m;而遂12井測試段最低海拔高度為-1 872.37 m,較遂8井高100 m卻產氣水：各井均為相對獨立沒有連通關系的開發單元。磨溪、龍女寺、蓬萊鎮等構造氣水產出具有類似特征。

通常油氣藏開發中隨著地層壓力降低,邊底水侵入導致生產井見水。但要求邊底水在地層壓力降低的情況下有足夠的膨脹量,一般邊底水體積要大于油藏體積10倍以上[4]。對氣藏而言,邊底水能夠向氣藏侵入則需要更大的水體體積。裂縫系統空間范圍的局限性決定了多裂縫系統氣藏內不存在較大體積的邊底水,從而水體能量有限。圖1描述了各井的測試情況,并不能刻畫地下氣水關系。圖中所示的遂35、遂40和遂12井氣體下方的局限小水體因其有限的體積決定了水體能量不足,水體自身能量不可能侵入氣藏。測試不產水不代表裂縫系統中沒有水,各井投產后在經過不同時間的產氣后均產水。

2.2 氣藏產水驅動能量分析

由于川中上三疊統砂巖氣藏為多個互不連通的裂縫系統,決定了沒有大規模的連片邊底水體存在。開發中地層水礦化度保持穩定,也證明了沒有外來地表水體補給。因此,裂縫系統中的水體均系規模不大的無源之水。氣井產水不能像常規氣藏那樣解釋為邊底水提供能量水侵。

綜合分析川中地區上三疊統砂巖氣藏中的產水驅動能量符合隔氣式氣驅水模式,在有限空間的封閉系統中,地層水產出主要依靠被水體分隔的天然氣膨脹驅動產出[1](圖2)。地下天然氣被地下水體分隔為若干個互不統一的儲氣空間,從能量傳導上可以簡化為氣井所在的儲氣空間和由水體分隔的其他儲氣空間。在氣井生產過程中,氣井所在的儲氣空間壓力下降。盡管地層水能量很小,且侵入氣藏的水量極有限,但是如果存在水體分隔的其他天然氣儲集空間,其中的天然氣膨脹必然驅動水體“侵入”氣藏,直至井底產出。由此建立的排水找氣理論在四川盆地中二疊統縫洞氣藏勘探開發中獲得成功。川中地區上三疊統砂巖氣藏與川南中二疊統碳酸鹽巖具有許多類似的開發地質特征,均表現為相互不連通的有限空間的儲集系統、自生自儲的烴源特征、普遍氣水共存和超壓等等,因此,客觀上氣水產出具有相似的氣驅水方式。

圖1 遂南氣田上三疊統砂巖氣藏剖面圖[3]Fig.1 Section of the gas pool in the Upper Triassic sandstone in the Suinan gas field

圖2 隔氣式氣驅水示意圖[1]Fig.2 Scheme of water drive by compartment-gas

川中地區蓬基井可以作為在上三疊統砂巖多裂縫系統隔氣式氣驅水的典型代表,該井鉆至香溪群第四段時大量噴水不產氣。自1959年11月開始自噴生產鹵水制鹽,至1987年8月31日停噴,累計生產鹵水超過3.50×106m3;后為間噴期開采,1988年2月停噴后采用潛泵抽吸生產;1987年以來井口天然氣量明顯增加,氣水比越來越高。通過30多年的采水,蓬基井由一口特大產水井變為具工業采氣價值的氣水同產井,氣水比不斷升高。該井地下儲集系統具有獨立性,產出大量氣水的動力主要來自于水體上方天然氣彈性膨脹[5,6]。

3 隔氣式氣驅水的氣水產出模式分析

通過川中多裂縫系統氣水開發過程分析,發現在生產井排水過程中地下氣水界面并不按照圖2的理想方式緩慢下降。由于地層水和天然氣的黏度存在顯著差異,在同樣壓力作用下,天然氣的流度要比地層水高出100倍左右[7]。在較大壓差開發條件下,被分隔空間的天然氣或多或少會突破底部水體竄入井底被采出,類似于具有氣頂的油藏在采油壓差過大時的氣頂氣竄入。被水體分隔的天然氣是產水的驅動能量,產生氣竄是開發分隔天然氣的主要方式。

在隔氣式氣驅水情形下,影響開發過程中的氣水產量變化因素較多,例如：氣井所在的儲氣空間天然氣儲量大小決定了開發過程中的井底壓力下降的快慢;被水體分隔的其他儲集空間天然氣的儲量大小決定了其提供給邊底部水體侵入已開發空間的能量大小;分隔水體的體積和分隔阻力大小決定了分隔氣在井底壓力下降時竄入開發空間的難易程度;生產井的產量大小也直接影響了井底壓力下降值,壓力下降形成的壓降漏斗越大越易于產生氣竄。氣井產水可以概括為投產不產氣的原始產水井、投產即氣水同產井、氣井開發中見水和基本不出水的純氣井4種主要產水情形。下面討論各產水情形下的局限裂縫系統有限水體氣藏的氣水產出模式。

3.1 投產不產氣的原始產水井

鉆井位處裂縫系統含水空間,測試初期肯定產水。如果裂縫系統完全為水體充滿或水體上方天然氣儲量很小,則隨著水體的排出,水井壓力降落很快,并很快自然停噴。由于四川盆地上三疊統裂縫系統中的天然氣為砂體周圍的烴源巖就近運移成藏,在保存條件良好的情況下裂縫系統中普遍為氣水共存,完全沒有天然氣的裂縫系統可能性很小。

如果水體上方的天然氣儲量較大,則在產水過程中地層壓力降落較慢,這種情況下可以通過排水獲得天然氣[1]。在分隔水體水量較大時可能會較長期產水,如蓬基井排水3.50×106m3后才開始氣水同產。但在分隔水體阻力較小時可能水井會較快地變為氣水同產。開發方式對實現水井變為氣水同產井也有很大影響,低產量生產以產水為主不產氣,提高壓差則為上方儲氣空間天然氣竄入提供了條件,水井將很快變為氣水同產。

遂37井位于遂南構造的較低部位(圖1),其鉆井、測試和開發過程表現出了一個氣水產出的復雜過程。遂37井鉆進2 382.5 m中蹩跳鉆現象嚴重,巖屑中見透明、自形晶石英晶簇,于遲到時間見泥漿出口氣水浸;鉆至2 388.24 m停鉆觀察中發生井噴,噴出物呈白色霧狀,以水為主帶氣和油,估計放噴累產水514 m3。該井1979年5月完鉆,洗井后放噴產鹽水,測試日產鹽水173 m3。當時鹽水問題無法解決,被迫停止試油并關井。

遂37井從1984年12月～1988年12月期間一直只產鹽水供鹽廠制鹽,月產水量 337～795.9 m3;此期間累計產鹽水24 978 m3,基本不產氣。1988年底至1989年2月,對該井進行試油,除原產層外,補充射孔井段為香二(2 347～2 343 m)、香四(2 239～2 229 m),測試結果為氣水同產,產氣13 860 m3/d,產水408 m3/d。1989年3月份開井后一直氣水同產。該井在試油中射開了香二和香四段,但油氣水性質分析認為產層應屬于原產水的香二段。

從該井的整體生產特征(圖3)分析,井筒鉆在裂縫系統的含水部位,在水體上方存在一個或多個被水體分隔的含氣空間;由于能量充足滲透性好,鉆井中發生井噴,噴出物以水為主并有水體上方的天然氣竄入。后從1984年開始持續產水至1988年12月,由于受鹽廠生產能力限制產水量較低,近4年的排水制鹽過程相當于緩慢排水,井口壓力穩定,表明能量充沛。水體上方的天然氣是產水的動力,但分隔的氣體因井底壓降較小不具備突破水體竄入井底的條件,因而只能使得儲集系統中的氣水界面緩慢下降。1989年初進行的射孔測試中,加大了地層產水量,井底壓力下降快,為水體上方天然氣突破水體竄入井底創造了條件。可以推論,如該井在井噴時即大排量連續產出水,分隔氣很快就可以突破水體。同樣,蓬基井早期若加大排水也會早日實現氣水同產。

3.2 試油或投產時的氣水同產井

根據井孔儲層在裂縫系統中的位置和氣水空間相對大小變化,川中地區多裂縫系統氣藏中的試油或投產即為氣水同產井有2種驅動模式。

第1種情況是鉆井位處天然氣儲量較小的含氣空間,被水體分隔的儲氣空間儲量較大并且與井底連通較好,控制壓差小產量開發則產氣,提高壓差則氣水同產。以白廟構造廟4井的生產過程(圖4)為例,該井產層段1 968～1 976 m鉆進中一直有跳鉆現象,見有較多的次生方解石晶粒,起鉆發生強烈井噴,噴出物主要為天然氣和地層水。完井后于1979年1月6～7日測試,氣產量為7.46×104m3/d,水產量為110 m3/d。井噴和測試過程中累計產氣量為1.12×106m3,累計產水量約為1 860 m3,試油后一直關井。1989年7月投產后,因用戶消耗氣量限制,不能全天開足生產,每天只生產8 h左右,至1989年11月一直低產量產純氣,12月起斷續產水。

該井在強烈井噴以及其后的試油過程中,相當于大產量開采,井底壓力下降快,水體分隔的天然氣驅動水體進入井底產出表現為氣水同產。長期關井后投產以小產量間隙產氣為主,每天的關井必然使井底壓降減小。這樣的開發過程只能使已開發空間氣水界面緩慢上升,被分隔的儲氣空間氣水界面緩慢下降。因此,盡管試油氣水同產,但小產量開發時可以產純氣。

圖3 遂37井采氣曲線Fig.3 The performance curve of Well Sui 37

圖4 廟4井采氣曲線Fig.4 The performance curve of Well Miao 4

隨著開發氣產量的加大,同時已開發儲氣空間天然氣能量逐漸降低,被水體分隔空間的天然氣能量補給明顯,可以驅動底水進入井底產出,并有分隔空間的天然氣突破水體竄入井底產出,此時氣井帶水能力加大,因此氣水產量提高,顯示出“水侵”假象。當開采到一定程度時,起分隔作用的水體阻力越來越小,分隔氣不僅能進行能量補給,能突破水體產出的天然氣量不斷增加,水氣比自然逐漸降低,表現出分隔式氣驅水的特征。

第2種情況是井孔儲層位處裂縫系統的含水部分,水體上方存在被分隔的天然氣儲存空間,儲氣空間與井底連通較好,控制壓差小產量開采則產水,提高壓差則氣水同產。第2種的典型實例是鉆于1978年的遂12井,該井投產前試油期間累計產氣0.22×106m3,累計產水161.81 m3,試油結果為氣水同產。試油后從1978年6月～1988年5月關井期間,井口油套壓持續降低(圖5)。但是1978年6月的地層壓力(30.81 MPa)與1988年6月的地層壓力(30.88 MPa)相比并沒有下降,說明關井期間井口壓力下降與井筒內液柱調整有關,證明了該井實際上鉆在地下儲集系統的含水部位。試油過程中井筒附近被水體分隔的天然氣突破水體氣竄產出。

3.3 開發中的見水井

對于水體不大的多裂縫系統氣藏而言,氣井開發一段時間后見水,應該理解為隔氣式氣驅水。如果鉆井所在的儲氣空間天然氣儲量較小,被水體分隔的其他儲氣空間中天然氣儲量較大時,氣井投產尤其是開發強度較大時,容易在井底產生明顯壓降,底部水體在被分隔的天然氣驅動下向氣井所在儲氣空間侵入。這種情況下氣井無水開發時間較短,很快變為氣水同產。

如果分隔水體阻力較小,則出現一段水侵假象后,分隔空間天然氣易于產生氣竄,井口產量變為水少氣多,在分隔水體較小時甚至有望在一段時間氣水同產后變為純氣井。如果分隔水體阻力較大,被分隔的天然氣只能提供驅水能力,但不能突破分隔水體進入井筒產出,則井口含水逐漸升高并最終出現水淹,其特征與存在較大能量邊底水氣藏的常規水侵類似。

3.4 基本不出水的純氣井

當裂縫系統中沒有被水體分隔的其他天然氣儲氣空間時,氣井以產氣為主。如果裂縫系統中底水體積較大,在開發后期可能見少量水,但很難產出大量水。如果鉆井所在儲氣空間的天然氣儲量較大,但存在的水體分隔儲氣空間天然氣儲量較小時,也基本不會產出地層水。在這種情況下,可能存在水侵,但水侵能量很小,侵入水基本不影響裂縫系統天然氣開發。氣藏開發應遵循純氣藏衰竭式進行。

圖5 遂12井采氣曲線Fig.5 The performance curve of Well Sui 12

4 結論

四川盆地中部上三疊統砂巖裂縫儲層橫向上連通性較差,地下裂縫系統之間具有相互分隔性。氣藏不存在連通范圍較大的邊底水體,與氣藏相關的地層水體能量有限,水體本身基本不具備侵入氣藏并大量產出的能力。氣井開發中見水或測試產水主要受控于被水體分隔的天然氣膨脹驅動,隔氣式氣驅水是氣井產水的主要驅動方式,產水量越多則表明被水體分隔的天然氣儲量越大。所以對于水井應該積極排水獲得水體上方或被水體分隔的天然氣。

隔氣式氣驅水主要表現為直接驅動水體進入氣藏或井底,在水體阻力較小時隔氣空間的天然氣能夠突破水體產生氣竄進入井底,增加氣井帶水能力,是產水過程中氣產量逐漸增加的重要原因。如果不能形成氣竄,則會表現為以產水為主的常規水侵特征。提高氣井排水能力,降低水體阻力,增大隔氣儲集空間天然氣和井底的壓差,是開發措施上增加氣竄機會的關鍵,也是提高有水氣藏采收率的主要措施之一。

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