克拉美麗火山巖凝析氣藏產水規律及產水模式

關鍵詞：火山巖；凝析氣藏；數值模擬；產水規律；產水模式

引言

克拉美麗火山巖凝析氣藏是準噶爾盆地石炭系第一個擁有千億方探明儲量的大型火山巖氣藏[1]，其火山巖凝析氣藏占有較大比重，且該類型氣藏開發投產具有較強的特殊性及復雜性：石炭系火山巖儲層構造活動強烈，斷裂體系復雜，具備良好的儲集性能，但發育的裂縫連通各類孔隙，溝通邊底水，極易導致井筒積液乃至氣井停產；反凝析作用在造成凝析損失、孔隙堵塞的同時，還會因多相滲流進一步降低氣相的滲流效率，從而使天然氣和凝析油的高效開采變得更加復雜困難[2]。

開發資料顯示，克拉美麗火山巖凝析氣藏的凝析油含量普遍偏低，礦場多采用衰竭式開采，凝析油主要匯聚在井筒周圍，儲層內部凝析油滯留少，整體而言，反凝析現象對氣井產能影響較小；近幾年來，多數氣井產能低，氣藏產水增多，水氣比上升幅度大，部分氣井水淹關井，極大降低氣藏開發效益。火山巖裂縫復雜性強、邊底水活躍程度高，導致氣井產水上升快，產量遞減迅速，克拉美麗火山巖凝析氣藏高效開發面臨巨大挑戰。厘清該區氣藏水侵特征及產水模式具有重要的現實意義。

為此，基于克拉美麗火山巖凝析氣藏巖石特性、儲層特征、孔縫結構及生產數據建立相關數值模型，研究分析了5 個典型凝析氣藏共計98 口氣井的產水模式。該研究結果為克拉美麗火山巖凝析氣藏老區調整挖潛、新區高效開發以及國內外類似特征凝析氣藏的開發調整提供一定的借鑒。

1 氣田概況

克拉美麗氣田位于準噶爾盆地陸梁隆起東南部的DN 凸起西端，東距五彩灣氣田約50 km，南距彩南油田30 km，主體部位的基底頂面埋深在2 000～4 200 m[3 6]。儲層巖相多樣，巖性復雜，微裂縫發育，是天然氣成藏的有利地區。

火山巖儲層經過多期的構造運動，天然裂縫呈現出多方向性特征，不同井區主體方向存在差異。裂縫以構造縫最發育，其次為成巖縫。在構造縫中，以斜交縫最發育，其次為高角度縫和低角度縫。具有代表性的X10、X14、X17、X18 等4 大凝析氣藏水體倍數在2～4，表現出較強的水驅特征。各類構造縫溝通水體，使邊底水呈現非連續的縱竄橫侵復合型水侵特征。

氣藏單井產能低，差異大，水氣比變化幅度大，單井采出程度低。開發過程中邊水突進及底水錐進特征顯著，致使產氣量大幅降低或停產。克拉美麗火山巖凝析氣藏要投入高效開發，仍存在以下技術難點：1）火山巖巖性復雜、巖相多變，內幕分布及有利巖體需進一步落實；2）基質裂縫雙重介質儲層與常規凝析氣藏差異大，難以建立裂縫雙相介質模型并分析裂縫狀態對氣井產水影響；3）流體分布更加復雜，對產水特征、氣水分布規律及凝析油分布狀況需進一步研究；4）相同氣藏區塊的氣井產量差異大，產水變化快，穩產能力差，致使氣井配產難度大[7]。因此，針對氣田當前地質及開發狀況，亟需進一步研究氣藏水侵及產水規律，確定不同儲層條件及生產狀況下的產水模式。

2 水侵及產水規律

2.1 水侵識別方法

水侵識別是產水氣藏高效開發的一項重要研究內容[8]。經過多年的水驅氣藏研究發展，水侵識別方法及水侵量計算等重要研究內容已取得較大突破，且對于不同儲層特征方法各異，基本能實現油氣礦場的實際運用。

對于裂縫不發育、儲層孔滲相對均質的弱水驅氣藏，通常利用存水體積系數法、生產指示曲線法及視地質儲量法等進行早期的水侵特征識別，并對比分析各種方法在不同采出程度下的曲線特征，識別出氣藏水侵規律[9 11]；對于裂縫較發育，儲層非均質性及水驅特征較明顯的凝析氣藏，現場通常采用水氣比曲線對比分析和水樣特征監測等方法來識別氣藏的水侵特征，通過對比分析氣井不同生產時期的試井資料以判斷水侵強弱及快慢，參見圖1。

實際礦場通過不穩定試井方法監測不同開發時期氣水界面推進狀況，但受測試儀器、儲層物性差異、井間干擾等因素的影響，試井解釋結果存在多解性。采用水氣比曲線分析、水樣監測等方法進行水侵特征識別時，需要地層水到達井底后才能判斷，同時易受氣藏形成過程中地層滯留水的影響，預見性較差，不能清楚認識氣井產水規律，不利于提前采取預防措施[12 13]。

針對以上常規水侵識別方法的不足，結合數值模擬方法進行產水規律研究及產水模式總結。以實際儲層縫網結構、水體特征等為基礎，建立數值模型模擬研究氣井產水特征，為氣井的實時調控提供依據。模型中，結合FMI 成像測井解釋結果，在近井地帶合理設定離散裂縫，不同產水模式對應不同裂縫類型、規模及排布，氣井避水高度為30 m，高滲層（滲透率為常規儲層3 倍，厚度為5 m）位于儲層中部，上部氣層厚度50 m，下部底水水體大小為3倍。模型裂縫及水體完全根據克拉美麗火山巖氣藏儲層特征建立，對氣井產水規律研究及特征分析具有較好適應性。

2.2 產出水類型及產水特征

克拉美麗凝析氣藏地質及開發資料分析顯示，產水類型較多，其中，邊底水為最主要的產水類型，層間水次之，凝析水最少。

邊底水在火山巖氣藏普遍存在、對氣井生產影響較大。尤其對于火山巖非均質強、裂縫發育等特征，加之壓裂改造，使得氣井實際生產時，邊底水沿著天然縫及人工縫網縱竄、橫侵進入井底，氣井快速見水，造成井底積液，乃至氣井停產。不同氣井受邊底水影響程度各異，在氣井的任何生產階段均可能產出邊底水，且產水變化幅度較大，對氣井生產具有明顯的影響。

層間水是氣藏內夾層封存的水體，通常在開采初期被采出，并且當氣井鉆遇或與裂縫溝通下才能被采出。當初期產水量較大時，氣井攜液困難，井底易積液，但由于水體能量有限，且氣水產出通道不同，氣相滲透率通常不因層間水的產出而明顯降低。因此，氣井產能受層間水的影響相對較小。

凝析水是賦存于天然氣中的“水蒸汽”，與天然氣混合呈單一氣相，伴隨氣井整個生產過程。凝析水產量很低，基本不對氣井產能造成影響。凝析水礦化度通常較地層水低，可通過產水量、水樣檢測等方式判斷是否為凝析水[14 16]。

3 產水模式與開發對策

克拉美麗氣井產水普遍，各單井產水差異大。對典型氣藏各氣井實際生產水氣比統計分析，產水氣井主要分為4 大類：1）第一類為開發前期水氣比高，開發中后期大幅降低；2）第二類為在生產過程中，水氣比保持穩定；3）第三類為隨著生產時間的增加，水氣比逐漸增大；4）第四類為開發前期不產水，開發中后期水氣比逐漸增大。各類型產水氣井水侵特征曲線顯示，氣井產水特征復雜多樣，結合火山巖儲層特征分析，裂縫及水體是造成氣井產水變化的主要因素，除此之外有少部分氣井基本不產水。因此，結合數值模擬技術，開展氣井產水規律及特征研究。

3.1 產水模式及特征

基于典型凝析氣藏實際儲層參數，結合儲層裂縫、水體、高滲層分布規律，設置不同儲層縫網結構類型，建立相應數值模型。模型基本參數：模型尺寸為1 200 m×610 m×300 m，網格數為190 320 個，儲層深度3 300 m，壓力44.6 MPa，溫度90.48 ?C，孔隙度11.7%，基質滲透率1.476 mD，含氣飽和度45%，儲層厚度250 m，水體倍數為3.2，配產為5×104 m3/d，相關參數見表1、表2 和表3。

結合氣藏地質及生產資料，通過建立機理模型進行模擬預測，將氣井產水模式劃分為5 種模式。

3.1.1 產水模式1

氣井產水發生在前中期，隨著累計產水量的增加，氣井日產氣量逐漸降低，累計產氣量曲線增長逐漸變緩，水氣比不斷上升，產水特征曲線見圖4。這類井所在的區域存在較大水體，且含有高滲透層，井筒與水體之間有小裂縫溝通。該模式對應的縫網結構見圖5，微細裂縫網絡穿過高滲層和其他層位溝通邊底水，高滲透層存在于氣層中部偏上。氣井初期不產水或產水較少，后期水體沿著微細裂縫網逐漸侵入井底，產水增加，水氣比上升。邊水作用較弱時，高滲層能夠在產水逐漸增多情況下保證氣井繼續產氣，但產氣量較低。隨著水侵程度增大，氣井逐漸積液水淹，排水采氣等措施難以生效，氣井會停止生產。

3.1.2 產水模式2

氣井產水發生在中后期，隨著累計產水量的增加，氣井日產氣量降低，但降低幅度較小，水氣比緩慢上升，但產水總量較少。產水特征曲線（圖6）顯示，氣井主要為舌進水侵，無水產氣期較長。氣井產水后儲量未有損失，產氣量和水氣比基本保持穩定，地層水能量有限，氣井可帶水穩定生產。氣藏區塊存在小水體，且避水高度合理。產水模式2 的縫網結構見圖7，儲層中有少量微細裂縫，不存在高滲透層。氣井初期不產水，后期小水體逐漸舌進侵入井底，氣井開始產水，但產氣量并無大幅度降低，水氣比基本保持穩定。該產水模式下，無水產氣期長短主要取決于避水高度，后期產水上升幅度主要取決于水體能量強弱。

3.1.3 產水模式3

氣井整個生產過程均有產水，但日產氣量和水氣比均保持穩定，不隨累計產水量的增加而發生較大改變。水體能量中等，氣層中存在高滲透層，高滲層位于氣層中部偏上，井筒與水體之間有較大裂縫溝通。產水特征曲線（圖8）顯示，產水原因主要為強舌進水侵和弱裂縫水竄，早期產水，表明射孔層位到達水層或井筒與水層之間存在較明顯的裂縫溝通，其縫網結構見圖9。

整個生產過程中，氣水同產，且氣井產氣量和水氣比能夠基本保持穩定：一方面，地層水能量有限，氣井可帶水穩定生產；另一方面，水體能量較大時，由于井底與邊底水之間有較大裂縫溝通，開井生產時，邊底水能夠快速到達井底，氣井產水較多，但通過排水措施能夠維持氣井低產量生產，且存在高滲層，改善儲層物性，能夠在產水條件下同時給氣體提供良好的運移通道。

3.1.4 產水模式4

產水特征表現為初期產水較多，產氣少，隨著累計產水量的增加，日產水量逐漸降低，日產氣量逐漸增大并趨于穩定，產水特征曲線見圖10。

這類氣井控制范圍內存在小水體，儲層中有大裂縫溝通有限小水體或井底到達水體附近（圖11），水體多為夾層水和封閉水體，邊底水能量較弱，且邊底水與井筒溝通不明顯。初期產水量大，井筒易積液，氣井大多會實時采取排水或關井控產措施；后期產水大幅降低，產氣逐漸上升并趨于穩定。

3.1.5 產水模式5

除了上述4 類典型的產水模式外，還有部分氣井只產氣，基本不產水或者僅產出少量凝析水。這類氣井控制范圍內的儲層巖性和物性較好，氣藏封隔性也較好，沒有邊底水侵入，或井筒與水體溝通較差，邊底水還未到達井底。

火山巖儲層復雜、孔縫結構多變，氣井生產狀況差異明顯，但同一產水模式氣井生產動態特征相似。產水模式1 與產水模式2 氣、水產量均較高，后期水氣比上升明顯；產水模式3 與產水模式4 氣產量低，產水量較高，后期水氣比低。產水模式分類及特征匯總見表4。

3.2 氣井開發調整對策

克拉美麗火山巖凝析氣藏氣井出水普遍，主要受地質及工程因素影響。開發初期可采取預防治措施，中后期則根據氣井生產動態進行實時調控。

火山巖呈塊狀，巖體儲層厚度大，裂縫發育，邊底水活躍。針對各種產水模式氣井，實行“整體考慮”，即采取較大避水高度及合理生產制度，以達預防效果。對于開發調整階段，不同模式氣井產水狀況差異大，實行“分類治理”，即產水模式1 和產水模式2 前期產水少，后期產水明顯上升，可進行排水采氣，適當降低采氣速度，部分水淹嚴重氣井應進行堵水或關井措施；產水模式3 和產水模式4 整體產水少，可采取穩定生產制度，保持帶水產氣，控制氣井產水；產水模式5 則采取控水采氣措施，保持合理的生產制度，減緩邊水橫侵及底水錐進，以達氣井連續高產、穩產目的。

4 實例分析驗證

XA 氣藏包含23 口氣井，自2009 年起氣井逐步投產，前期基本不產水，月產量及水氣比變化曲線見圖12。2016 年，氣井產水量大幅上升，產氣、產油顯著下降，表明邊底水作用突出。產氣與水氣比關系曲線顯示，氣井出水后，產氣量顯著降低，且水氣比變化幅度大，表明氣井產水規律復雜，出水調控難度大。該氣藏氣井水侵特征曲線（圖13）顯示，氣井水侵特征介于強舌進與強裂縫水竄之間，進一步表明邊底水對氣井生產具有較大影響。部分氣井前期為高導裂縫水竄，后期為強舌進，表明氣井與層間水溝通，受邊底水影響較明顯；部分氣井后期舌進或水竄增強，表明儲層壓力變化及改造措施導致氣井與水體溝通增強。綜合分析表明，火山巖儲層氣井與水體主要由縫網溝通，氣井產能主要受邊底水影響。

統計分析研究區5 個典型凝析氣藏98 口氣井生產數據，繪制單井產量曲線并定性分類，與5 種產水模式進行對比分析。結果表明，98 口氣井實際生產曲線也可分為5 大類，并且與5 類產水模式曲線特征基本吻合。98 口實際生產井中，符合產水模式1 曲線特征的井共10 口，典型井如XC1 井，其產水曲線如圖14 所示。

符合產水模式2 曲線特征共50 口，典型井如XA2 井，產水曲線如圖15 所示，該模式為氣藏主要的產水模式，同時印證了氣藏邊底水活躍的特征。

符合產水模式3 曲線特征有16 口，典型井如XA3 井，產水曲線如圖16 所示。

符合產水模式4 曲線特征有3 口，該產水模式下，隨著生產時間的增加，氣水比逐漸降低，典型井如XC2 井，其產水曲線如圖17 所示。

符合產水模式5 特征的井有19 口，該模式的井均只產氣，不產水，典型井如XC3 井，生產曲線如圖18 所示。

綜上分析表明，基于數值模擬研究得到的5 類產水模式具有很好的可靠性，符合研究區實際產水規律。

5 結論

1）火山巖凝析氣藏巖相復雜、裂縫發育、非均質性強，通常采用水氣比曲線分析、地層水監測及不穩定試井等方法進行水侵識別，并結合數值模擬技術研究不同儲層狀況的氣井產水規律。

2）氣藏產出水主要為邊底水及層間水，氣井水侵及產水特征曲線顯示，多數氣井處于強舌進與強裂縫水竄之間，氣藏邊底水活躍，對氣井產能影響較大，預防水侵及排水采氣是研究區后期調控開發的研究重心。

3）通過典型氣藏產水機理模型研究，將氣井產水模式分為5 類，對比98 口氣井實際產水曲線，得到模擬曲線與實際生產曲線分類結果基本吻合，產水模式劃分及相應曲線分析結果可靠程度高，可為新區開發和老區調整提供參考。