對水驅氣藏采收率的新認識
——以南海西部典型水驅氣藏為例

2021-07-02 12:49:42彭小東楊朝強汪來潮

天然氣勘探與開發 2021年2期

彭小東楊朝強彭旋汪來潮盧艷劉鑫劉凱

中海石油（中國）有限公司海南分公司

0 引言

南海西部水驅氣藏采收率普遍高于行業標準參考范圍，采收率標定和如何進一步提高采收率一直是開發研究的重要內容。目前常用的采收率標定方法包括經驗法、數值模擬法、容積法及其修正法、物質平衡法[1-3]。經驗法精度較低、不確定性大；數值模擬法受限于廢棄產量的準確性；容積法及其修正法、物質平衡法，則受限于廢棄壓力和波及系數的準確計算。李閩、劉世常、胡科等結合張倫友水侵強度指示曲線[4]和Agarwal端點方程，提出了一種采收率標定新方法并在南海西部氣田開展應用[5-6]，但實踐發現水驅氣藏生產指示曲線并不完全符合水侵強度指示曲線。1999年劉蜀知等結合水驅氣藏物質平衡方程和非穩態水侵計算模型開展了水侵量和壓力預測，并提出了在其他條件許可的情況下應盡可能提高采氣速度以提高水驅均質氣藏采收率的觀點[7]。2006年張烈輝開展水驅氣藏采收率影響機理分析，通過不同采氣速度的物質平衡動態預測，得到加快邊水氣藏開采速度可以提高氣藏采收率的認識[8]。2015年李閩、蔣瓊等聯合物質平衡方程、Agarwal端點方程和Carter-Tracy水侵量計算方程開展了水驅氣藏采收率的理論計算和影響因素分析，提出采氣速度是影響水驅氣藏采收率的重要可控因素的觀點[9-10]。但這3個模型主要考慮了水侵的影響，對產水的影響考慮不足，且對氣藏產水后的動態指標未做預測。南海西部已投產氣田普遍為已經開始產水的水驅氣藏，在建設氣田也是以水驅氣藏為主，因此利用水驅氣藏物質平衡動態預測方法[11]開展水驅氣藏采收率再認識具有現實指導意義。

1 南海西部典型主力水驅氣藏采收率

南海西部氣田主要分布在鶯歌海－瓊東南盆地（簡稱鶯—瓊盆地），兩個盆地之間以1號斷層分隔[12-13]。鶯—瓊盆地是年輕的伸展性盆地，經歷了斷陷、拗陷兩個構造演化階段[12-13]。分別沉積了斷陷期湖相始新統、海陸過渡相—海相漸新統崖城組和陵水組，拗陷期海相中新統三亞組、梅山組、黃流組、上新統鶯歌海組和第四系樂東組等地層[12-13]。儲層主要有4種類型，包括：上漸新統陵水組三段扇三角洲砂巖、上中新統黃流組重力流沉積砂巖、上新統鶯歌海組重力流水道砂及淺海席狀砂、第四系樂東組臨濱及淺海疏松粉細砂巖[12-13]。氣藏沉積相以海相重力流沉積為主，占鶯—瓊盆地氣田探明地質儲量的71%，其次為濱淺海相沉積（17%），最后為海陸過渡相三角洲沉積（12%）；氣藏類型以構造巖性氣藏為主（55%），其次為巖性氣藏（37%），最后為構造氣藏（8%）；儲層孔隙度以中、高孔為主，分別占37%和21%，特高孔和低孔特低孔各占21%；儲層滲透率以中、高滲為主，分別占39%和34%，其次為低滲、特低滲（共占18%），最后為特高滲，占9%。

石油天然氣行業標準SY/T 6098-2010《天然氣可采儲量計算方法》將水驅氣藏按地層水活躍程度劃分為活躍、次活躍和不活躍3類，依次給出的采收率參考范圍為40%～60%、60%～80%、70%～90%[1]。

南海西部幾個典型氣田的儲層物性、氣藏類型及主力氣藏對應的采收率情況如下所述。

1）南海西部的LD22-1氣田和LD15-1氣田位于鶯歌海盆地，主要含氣層位為樂東組，以臨濱相和淺海相疏松粉細砂巖為主，物性以中高孔、中高滲為主。LD22-1氣田主力氣組平均孔隙度26.3%、平均滲透率347.9 mD；LD15-1氣田主力氣組平均孔隙度為26.0%、平均滲透率為42.2 mD。氣藏類型以背斜氣藏和斷塊氣藏為主，驅動類型以邊水驅為主，水體能量大，近似為穩態水體[14-15]，可劃分為活躍水體氣藏，其主力氣藏采收率介于50%～75%（表1）。

表1 水驅氣藏類型劃分采收率表

2）YC13-1氣田位于瓊東南盆地，主要儲層為陵水組陵三段砂巖地層，沉積相為受潮汐控制的辮狀河三角洲；物性以低孔高滲為主，平均孔隙度12.9%、平均滲透率370 mD；氣藏類型為受斷塊、巖性和地層控制的復雜斷塊有限封閉邊水氣藏，水體倍數在3倍左右[16-18]，可劃分為次活躍水驅氣藏，其主力氣藏的采收率能達到80%～85%（表1）。

3）DF1-1氣田位于鶯歌海盆地，主要儲層為鶯歌海組鶯二段極細粉砂巖儲層，以半深海席狀濁積巖沉積為主；物性以中高孔中低滲為主，主力氣組平均孔隙度24.2%、平均滲透率42.5 mD；氣藏類型主要是構造巖性氣藏和巖性氣藏，驅動類型以彈性驅為主、輔以弱邊水驅，水層滲透性較差[14，19]，可劃分為不活躍水體氣藏，其主力氣藏的采收率能達到70%～80%（表1）。

總體上，南海西部氣田儲層物性較好，非均質性不強，其主力氣藏的采收率較高，其中水驅活躍、次活躍氣藏的采收率范圍明顯高于行業標準中的參考范圍。

2 水驅氣藏采收率影響因素分析

2.1 水驅氣藏物質平衡動態預測方法

水驅氣藏物質平衡動態預測方法所需基本方程如下[11]。

1）水驅氣藏物質平衡方程[11，20]

式中G表示氣藏動儲量，m3；Gp、Wp、We分別表示累計產氣量、累計產水量、累計水侵量，m3；p、pi分別表示地層壓力、原始地層壓力，MPa；Bw、Bg、Bgi分別表示地層水體積系數、天然氣體積系數、原始地層壓力下天然氣體積系數，m3/m3；Cw、Cp分別表示地層水壓縮系數、地層巖石孔隙壓縮系數，MPa-1；Swi表示初始條件下的含水飽和度。

2）累積水侵量計算方程

水侵量計算采用非穩態方法，選擇計算過程相對簡單的Carter-Tracy模型，水體形狀選擇平面徑向流，公式如下[11，21]：

式中B表示非穩態水侵常數，m3/MPa；Δpn為每一時步的壓力變化，MPa；n和n-1分別表示第n次和第n-1次時步；tD表示無因次時間；pD表示無因次壓力；p'D表示無因次壓力導數。

3）產水量方程

產水量則是利用相滲曲線，通過分流量方程來計算，公式如下[11，20]：

式中，fw表示含水率，小數；μw、μg分別表示地層水黏度、天然氣黏度，mPa·s；Krw、Krg分別表示地層水相對滲透率、天然氣相對滲透率。

4）高壓物性方程

流體和巖石高壓物性參數采用實驗結果約束經驗公式的計算方式得到[11]。

預測方式為定產氣量預測。

2.2 動態預測基礎參數

利用IPM軟件的MBAL（物質平衡）模塊對Y氣田開展了考慮產水條件的物質平衡動態預測[11]。氣藏參數如表2所示，相滲曲線如圖1所示，敏感性參數設計如表3所示[11]。

表2 Y氣田物質平衡動態預測基礎參數表[11]

表3 Y氣田敏感性參數及取值表[11]

圖1 Y氣田相滲曲線圖[11]

2.3 動態預測結果分析

令

式中，Z、Zi分別表示天然氣偏差因子、原始地層壓力下的天然氣偏差因子；ψ表示無因次擬壓力；Rg表示天然氣采出程度。

定義無因次擬壓力（ψ）與采出程度（Rg）之間的關系曲線為氣藏無因次生產指示曲線[11]。由不同敏感性條件下的氣藏無因次生產指示曲線（圖2）可知：水層滲透率、水體半徑、地層水壓縮系數、地層巖石孔隙壓縮系數、氣藏埋藏中深和采氣速度等對氣藏無因次生產指示曲線有明顯影響。水層滲透率、水體半徑、地層水壓縮系數、地層巖石孔隙壓縮系數、氣藏埋深的值越大，則氣藏無因次生產指示曲線的上凸特征就越明顯，前期就越上翹、后期下彎后的直線就越長、拐點對應的采出程度就越??；而采氣速度的影響則相反。

圖2 Y氣田不同敏感性條件下的無因次生產指示曲線圖

由水氣比與采出程度敏感性分析結果圖（圖3）可知：

1）水層滲透率、水體半徑、地層水壓縮系數、地層巖石孔隙壓縮系數、氣藏埋藏中深和采氣速度對水驅氣藏水氣比曲線有明顯影響。水層滲透率、水體半徑、地層水壓縮系數、地層巖石孔隙壓縮系數、氣藏埋藏中深的值越大，水氣比就上升越快，見水時的采出程度就越小，按同一水氣比作為廢棄條件對應的采收率也就越低；而采氣速度的影響則相反。

2）水氣比曲線與氣藏生產指示曲線特征具有對應關系。水氣比曲線開始產水的采出程度點與氣藏生產指示曲線開始下彎并逐漸呈現直線特征的拐點是相對應的。

3 水驅氣藏采收率再認識

3.1 排水采氣是首選措施

由圖2a、b和圖3a、b可知：水體半徑越大、水層滲透性越好，水驅氣藏見水時間就越早，廢棄壓力就越大，采收率也就越低；而減小產水氣井的臨界攜液流量，增加廢棄水氣比，可以降低廢棄地層壓力，從而提高產水氣藏采收率。因此，排水采氣是提高產水氣藏采收率的首選方案。

圖3 Y氣田不同敏感性條件下的水氣比曲線圖

YC13-1氣田便是采用了壓縮機降壓、射流泵降壓和優選管柱3種排水采氣措施[22-25]，逐步降低廢棄地層壓力，使得氣田在見水后仍然能夠持續生產，大幅度提高了氣田采收率（圖4）。截止2019年12月，YC13-1氣田地質儲量采出程度高達69.7%，動儲量采出程度高達89.3%，預測地質儲量采收率高達71.5%，動儲量采收率高達91.6%。其中主力氣藏（陵三段N塊氣藏）地質儲量采出程度高達75.8%，動儲量采出程度高達91.9%，預測地質儲量采收率高達77.9%，動儲量采收率高達94.4%。

圖4 YC13-1氣田N氣藏生產指示曲線與水氣比曲線對比圖

3.2 水溶氣有加劇氣藏見水的風險

由圖2c、d和圖3c、d可知：地層水壓縮系數和地層巖石孔隙壓縮系數越大，水驅氣藏見水時間就越早，廢棄壓力就越大，采收率也就越低。當地層水中溶有大量水溶氣時，地層水壓縮系數會明顯增加；尤其是當地層水壓力低于泡點壓力時，水溶氣脫溶會導致地層水壓縮系數迅速增加[26]。因此，對于地層水中溶有大量水溶氣的氣藏，如高溫高壓氣藏[27-28]、高CO2氣藏[27-28]、構造平緩而氣水分異不徹底的氣藏[29]，應考慮水溶氣加劇氣藏見水的風險。

YC13-1氣田在生產過程中存在產出天然氣中CO2組分含量逐漸上升的情況，通過在ECLIPSE數模軟件中采用油溶氣代替水溶氣，并結合虛擬示蹤劑技術進行數值模擬發現，考慮水溶氣的方案能較好地擬合CO2含量的變化，且考慮水溶氣時水氣比更高（圖5），邊水推進更快，地層擬壓力降低更慢[28]。

圖5 YC13-1氣田有無水溶氣方案的數值模擬水氣比曲線對比圖[28]

3.3 適當提高均質邊水氣藏采氣速度

由圖2e和圖3e可知：采氣速度越大，水驅氣藏見水時的采出程度就越大，采收率也就越高。原因是氣的流度遠大于水的流度，水侵速度的改變要滯后于采氣速度[30]，提高均質性較好的水驅氣藏的采氣速度，可以抑制水侵。這與本文文獻[7-9]的研究結論一致。因此，合理布井+優化配產有助于滲透率較高、均質性較好的水驅氣藏提高采收率。傳統觀點認為水驅氣藏的采氣速度盡量不要大于4%[31]，但南海西部水驅氣藏的采氣速度基本都在7%左右，這便是南海西部水驅氣藏采收率較高的原因之一。

從東海某氣藏的無因次生產指示曲線和采氣速度曲線（圖6）可以看出：①當采氣速度穩定在7%時，氣藏的生產指示曲線與水侵強度指示曲線基本吻合；②當氣藏見水后，采氣速度降低，生產指示曲線開始上翹，偏離水侵強度指示曲線；③采氣速度降低越多，生產指示曲線向上偏離程度越高，廢棄壓力就越大，采收率也就越低[30]。

圖6 東海M氣田N氣藏無因次生產指示曲線和采氣速度曲線圖[30]

3.4 淺層水驅氣藏采收率相對更高

由圖2f和圖3f可知：氣藏埋藏中深越深，水驅氣藏見水時間就越早，廢棄壓力就越大，采收率也就越低。原因是氣藏埋藏中深越深，地層壓力和溫度就越高，天然氣壓縮系數就越小，黏度也越大；而水的壓縮系數和黏度則基本不隨壓力和溫度變化，從而導致同樣水體倍數和采氣速度條件下，深層水驅氣藏相比淺層水驅氣藏的水體能量相對增加、水侵相對更嚴重、見水時間相對更早、采收率也相對更低。這便是南海西部淺層強水驅氣藏采收率較高的又一原因。

LD15-1氣田A5井區氣藏和LD22-1氣田L2Ⅲ氣組氣藏分別是所屬氣田的典型氣藏，埋藏中深分別約為1 000 m和1 400 m。兩個氣藏的采氣速度基本相同，約為6%，目前尚未見水。由圖7可知：①LD15-1氣田A5井區氣藏的實際生產指示曲線，要高于LD22-1氣田L2Ⅲ氣組氣藏；②LD15-1氣田A5井區氣藏預測的生產指示曲線下彎時對應的采出程度，要小于LD22-1氣田L2Ⅲ氣組氣藏。