延安氣田東部致密氣藏產水原因及控水方法研究

陳 瑞，吳小斌，劉磊峰，秦遠成，雷開宇，李 洋

(1.延安大學 石油工程與環境工程學院，陜西 延安 716000；2.西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西 西安 710000；3.延長石油油氣勘探公司采氣一廠，陜西 延長 717100；)

近年來，在鄂爾多斯盆地天然氣勘探開發得到了高效發展[1-2]。隨著區塊勘探開發年限及規模的增大，氣井產水已成為氣田穩產和高效開發中最為突出的問題。目前針對氣井控水方面的研究，大多側重于氣井見水后采用何種排水采氣工藝方法[3]，而在降低氣井水氣比的方面研究相對較少。本次研究深入分析了延安氣田東部致密氣藏產水原因及氣井產水的主要類型。通過采用不穩定分析法對井區投產氣井生產壓差和水氣比進行實測擬合，總結出氣井產水規律。按照產水規律調整合理生產壓差控制水氣比，達到減少產水、延長氣井穩產周期、提升氣藏采收率的目的。

1 產水現狀

研究區自2015年開始投產，氣井在生產過程中容易產水且產水量有逐漸增大的趨勢[4-7]。目前研究區共投產氣井數117口，關停13口。根據2019年上半年59口氣井產水監測數據結果顯示，平均水氣比為0.697 m3/104m3，水氣比分布范圍為0～12.6 m3/104m3，其中水氣比小于0.5 m3/104m3的氣井有45口，占比76.3%。

主力層山2段原始地層壓力為20.65 MPa，目前平均地層壓力15.77 MPa(據2019年已測9口靜壓數據統計)。區塊平均日產水量為19.1 m3，產水水型主要為GaCl2型。其中Cl-含量變化范圍為2270～124 000 mg/L，平均氯離子含量為52 741 mg/L。

2 產水原因分析

2.1 儲層特征及氣藏類型

研究區主力層山西組及盒8段主要為淺水環境的三角洲平原與三角洲前緣頻繁進退和側向遷移[8]。儲層非均質性較強而且埋深較大造成儲層物性差，主力層山西組平均埋深2610 m，平均孔隙度5.38%，平均滲透率為0.19×10-3μm2，屬于特低孔、特低滲儲集層(儲層孔隙度主體介于2.0%～10.0%，滲透率在0.01～0.6 mD之間)。本區氣藏類型主要為三角洲前緣亞相具有復合韻律的致密砂巖氣藏，主力開采層位為山1段、山2段，部分井與盒8、本溪組合采。

2.2 氣井產水原因

氣井產水主要分為七種類型[9]：工作液反排、凝析水、儲層內層竄水、原生層內水、次生層內水、套管外水竄、邊水。依據本區非均質性強、物性差隔夾層多的儲層特點及氣井現場作業分析，氣井產水主要為：原生層內水、次生層內水以及凝析水三種類型。

首先，油氣在成藏過程中部分砂巖透鏡體未完全充注，導致儲層存在小范圍滯留水形成原生層內水；其次，儲層中低滲區孔隙及毛管中存在大量束縛水，通過構造裂縫及人工壓裂縫串通，形成流動相的水即次生層內水；最后，氣藏本身攜帶有部分水蒸氣在氣井開采過程中，井口處由于溫度及壓力的下降發生凝析作用導致產水。

2.3 生產壓差對氣井控水的影響

研究區山西組平均含水飽和度為51.21%，儲層中賦存的水主要為原生層內水和次生層內水。氣藏不存在明顯的邊底水，表現為同儲同出，開采能量主要依賴氣藏自身的氣體膨脹能量[10]，屬于彈性驅動氣藏。因此低滲透多韻律氣藏常規堵水是不適用的，而且很可能對該類儲層造成污染、堵塞。此外，開發中采取排水的方式控制氣井產水，只是一個短期的解決辦法，并沒有從根本上控制致密儲層產水。綜上所述，延安氣田低滲透致密氣藏開發過程中，應該通過有效的控水方法來延長氣井的生產周期提高采收率。

有研究結果表明[11]：在含水飽和度相同的情況下，隨著壓力梯度增大，氣相相對滲透率會逐漸降低，而水相相對滲透率會逐漸增大，這種現象在含水飽和度較高時影響越顯著。這就說明氣相滲流能力隨壓力梯度的增大而降低，水相滲流能力隨壓力梯度的增大而增大。

研究區儲層含水飽和度較高，氣井常以氣水兩相滲流的形式產出。根據上述結論較高的壓力梯度將會造成氣井水氣比逐步升高最終造成氣井水淹。另一方面儲層的含氣性和物性是難以改變的，因此通過確定合理生產壓差來調整壓力梯度，從而減緩氣井見水、延長生產周期，是致密氣藏控水穩產的一項重要舉措。

3 生產壓差與水氣比的關系

衡量氣井產水的一個重要參數就是水氣比。為確定研究區氣井水氣比與生產壓差的對應關系，研究中結合不穩定試井法和傳統動態分析法進行氣井生產參數的監測。具體方法是：首先通過改變氣井的工作參數，使氣井井底流壓發生變化；其次根據壓力變化數據研究氣井控制范圍內的地層參數和氣井完善制度，推算目前地層壓力；最后通過地層壓力及井底流壓得出生產壓差，將其與水氣比擬合總結氣井在不同生產壓差下的產水變化規律。

3.1 套壓與井底流壓的線性關系

本次研究收集7口氣井壓力實測數據，利用saphir軟件擬合公式，通過套壓折算成井底流壓，得出井底流壓與套壓的關系為(圖1)：

Y=1.2541X-0.2283

式中：Y──井底流壓，MPa；

X──井口套壓，MPa。

圖1 研究區井底流壓與井口套壓關系圖

3.2 海拔深度與地層壓力的關系

根據研究區近一年主力生產層位山1段、山2段的試氣結果資料以及靜壓測試數據，回歸分析氣層海拔深度和目前地層靜壓值的線性關系，得出主力層山1段、山2段分層目前地層壓力與海拔深度的擬合公式(圖2)：

山1段：Pi=-0.0192H-7.7156(R2=0.8422)

山2段：Pi=-0.0197H-11.676(R2=0.8622)

式中：Pi──地層壓力，MPa

H──海拔，m

圖2 研究區山1段(1)-山2段(2)地層壓力與海拔深度關系圖

3.3 生產壓差與水氣比的擬合

本次研究收集整理全區23口井46井次的壓力以及單井產水、產氣數據，通過前兩種方法獲得不同工作制度下井底流壓及地層壓力，然后計算生產壓差。利用saphir軟件以及相應的擬合公式，獲得生產壓差和水氣比關系圖(圖3)。

圖3 研究區水氣比、日配產與生產壓差關系圖

由擬合成果可知：水氣比與生產壓差存在正相關的關系。當生產壓差為3.0～5.0 MPa時，水氣比隨著生產壓差增大表現較為平穩，緩幅度上升，并保持在0.5 m3/104m3附近；當生產壓差大于5.0 MPa時，水氣比隨生產壓差增大而急劇上升；當生產壓差小于3.0 MPa時，氣井基本不產水或產水量低且產能較差，無法實現效益最大化。綜合分析，氣井能夠保持穩定生產能力且產水較低的合理生產壓差應保持在3.0～5.0 MPa的范圍。

4 合理生產壓差控水的應用

4.1 氣井措施調整

2019年3月通過現場監測計算，區塊內5口氣井的生產壓差小于3.0 MPa，產能還有提升的潛力；12口氣井的生產壓差在合理范圍內，建議保持目前配產，同時加密觀察、跟蹤含水變化；6口氣井的生產壓差大于5.0 MPa，建議降低氣井配產，減緩井底壓降速度，延長氣井穩產期(表1)。

表1 研究區氣井生產數據表

4.2 氣井措施效果對比

截止2019年7月根據已調整氣井水氣比的分析顯示，A10-1等4口井通過提配，產能得到了有效提升，效果顯著；A16-1和Y388-1兩口井通過降配，有效的控制了氣井產水(表2)。

表2 研究區氣井應用效果對比表

5 結論

(1)延安氣田氣井產水受儲層特征影響主要以原生層內水、次生層內水以及凝析水三種類型的水產出；

(2)研究區主力層山西組氣藏類型主要為具有復合韻律的致密砂巖氣藏。該類氣藏不適合采用堵水方法，宜采用控水配合排水的方式控制氣井產水；

(3)通過確定合理生產壓差來調整壓力梯度，可以減緩氣井見水。這是致密氣藏控水穩產的一項重要舉措。

(4)根據不穩定試井法試驗結果得出致密氣藏生產壓差與水氣比呈正相關關系，生產壓差保持在3.0～5.0 MPa時，氣井穩產周期長、產水較低。