普光气田开发过程水侵特征分析

李 涛

中国石化中原油田普光分公司

四川盆地普光气田所属气藏类型为受构造—岩性控制的边水碳酸盐岩孔隙型高含硫气藏，储层主要为礁滩相沉积的鲕粒白云岩、中粗晶白云岩、海绵礁白云岩、砾屑白云岩，次生的溶蚀孔、洞、裂缝发育［1］。该气田气水关系复杂，不同断块之间、不同层系之间、长兴组内部均为独立气水系统。普光气田在T1f1－2共钻遇水层井7口。从地震和已钻井的钻井取心及测井资料分析，存在有限体积的活跃水体。根据钻井资料普光2区块飞仙关组气水界面－5 125m，长兴组气水界面有4 个，分 别 是 －5 065m、－5 106m、－5 168m、－5 230m。普光3区块气水界面为－4 890m［2］。普光气田客观上存在边底水，水体主要分布在构造东南部。目前，处于气田主体区块东南边部靠近水体的生产井有4口，生产至现阶段均呈含水上升势头，生产水气比呈台阶式上升，生产动态上已出现水侵。普光气田为高含硫气田，不希望过早见水而导致产能和采收率下降，以及对管柱及地面工艺设施产生严重的腐蚀。

因此，有必要对普光气田的边底水体大小、气藏目前水侵程度、水侵特征及主控因素进行分析，以便为普光气田控制合理采气速度、实施稳气控水和增气稳水技术对策、提高普光气田开发效果提供技术支撑［3－9］。

1 压力下降及地层水推进状态分析

1.1 气井产水概况

普光气田储层物性较好，以中孔中渗、高孔高渗储集层为主，产层厚度大。开发初期气井配产较高。构造高部位的生产井产量多数在90×104m3／d以上，中翼部的井在（40～80）×104m3／d之间，边部的井产量也在（20～40）×104m3／d。普光主体区块于2009年10月投产，由于单井日产气量较高，普光气田主体区块内37口单井均不同程度产出一定的水量，到2012年5月前日产水量相对稳定，气田产水量为150m3／d；2012年6月后主体区块的产水量开始呈现快速上升趋势，区块产水量已上升到近600m3／d。产水明显上升的气井主要是气田东南边界靠近水体的普光105－1H 井、普光103－1井和普光105－2井（图1）。在适当控制见水井产气量之后，产水量有所下降。截至2013年10月31日，气田累计产气276.8×108m3，累计产水29.8×104m3。

图1 普光主体区块日产气和日产水曲线图

普光气田主体区块37口单井目前产水状况分成两类：①日产水量小于或等于产出气量所携带的凝析水和少量地层可动水产量的气井，其中产水量小于5 m3／d的有12口井，产水量介于5～12m3／d的有21口；②已开始产出地层水的气井，这类井目前产水量已大于60m3／d，共有3口，其中普光105－1H井日产水172m3／d、普光105－2井产水量60m3／d、普光103－1井产水150m3／d。平面上，气田生产井生产水气比的变化趋势是由构造高部位向东南边部逐渐增大。

1.2 水体驱动能量对地层压力的影响

地层水的侵入可通过气田平面或纵向上地层压力的变化反映出来。因此，首先根据气田生产动态及测试资料，运用流动物质平衡外推法计算出研究区内单井地层压力在各时间段的变化情况，然后进一步运用累积产量加权平均法计算出目前气田平面上地层压力分布状况，进而对水体的推进状态进行趋势分析。因压力的预测不作为笔者的重点，这里不列出流动物质平衡外推法和累积产量加权平均法的计算公式，具体参见本文参考文献［3－4］。

图2 普光气藏地层压力变化图

图3 普光主体单井目前地层压力分布图

图2给出普光主体区块单井目前地层压力分布变化特征，图3给出普光主体区块单井目前地层压力分布趋势图。图中色度变化代表压力的变化，红色表示高压区，绿色表示低压区，黄色为中压区。由图的色度变化可知，受东南边部水体推进的影响，水体能量对边部井地层压力起到了一定的保压作用。普光主体区块开发过程平均地层压力持续下降，但边水的推进对气藏边部井的地层压力起到了一定的保压作用。从图3可以看出，2012年6月后受地层水侵入能量补充的影响，边部井的平均地层压力比中、高部位井的平均地层压力下降幅度要缓慢。全气藏平均压降为14.12 MPa，各单井因投产时间的不同，地层压力下降幅度不同，降幅在11%～39%之间，平均降幅为25%。平面上，构造高部位井平均压降为15.33MPa，边部平均压降为11.85MPa，高部位地层压力降幅比边部的地层压力降幅要大3.48MPa。

2 边、底水体大小及水侵速度分析

普光气田的水体可能是具有外缘供给的敞开水域，也可能是封闭性的有限边底水。由于普光气田为碳酸盐岩气田，依钻井和测井分析得到的普光主体呈现多套不等的气水界面，显示水体分布较为复杂，因此，在开放初期气田的水体大小和能量强度尚不明确。

因此，基于普光气田开采至目前的生产动态数据，首先利用气藏开采过程中的地层压力变化数据，同时结合地质情况，采用快速褶积积分法［3］对普光气田天然水体能量的大小进行了估算，预测了气田水侵动态特征。

运用快速褶积积分法计算出普光气田主体区块水侵量的大小及水侵速度随时间的变化关系（图4）。图中水侵速度变化显示，2009年10月普光主体区块全面投产后，初期水侵速度较小，低于0.03×104m3／d；随着采气速度的增加，自2010年8月以后水侵速度加快，到2012年10月初水侵速度增加到0.075×104m3／d，调整采气速度后水侵速度的增加虽然有所变缓，但仍在增加，到目前增加到0.08×104m3／d。

图4 水侵量的大小、水侵速度随时间的变化图

在得到了水侵动态之后，为了进一步了解水体能量的大小，采用水体影响函数法估算普光气田主体区块水体大小［3］。分析表明，当一个储渗体内的地质参数未知的条件下，应用生产历史资料去反求系统的结构（如集中参数分布的物质平衡法），数学物理方法已经证明其解具有多解性，特别是水体的缝洞发育，特性愈复杂，多解性就愈严重。针对这一问题，尝试应用水体影响函数法，通过转向研究水体对油气藏的影响特征，即通过系统的压力、水侵速度输入／输出信号给出水体影响函数F，用这一特征函数研究水体及水侵动态。

普光气田水体大小及水侵程度计算结果如下：水体孔隙体积为6.59×108m3，水体弹性容量为88.55×104m3／MPa，原始可动水体为5 103.34×104m3，最大水侵体积为3 296.85×104m3，水体体积∶气藏体积为6.4。从计算结果看，普光气田的相对水体比较小，但气井高含硫，且部分边部位气井含水上升较快。因此在后期开发中还是应加强水侵的动态监测，降低采气速度，控制生产压差，防止气井过早水淹，在气井管理上要坚持“少动、平稳、慢控”的原则，以提高气藏最终开采效率。

通过统计不同时间气井的产水动态并采用克里金等差值分析方法，可得普光气田的水气比分布图，由图可推断水侵入方向。图5、6分别给出普光气田主体区块2012年和2013年水气比分布图。可以看出水侵的方向为东北和东南边部，与早期认识的普光气田主体区块水体的分布是相符合的。

图5 普光主体气田2012年水气比分布图

图6 普光主体气田2013年水气比分布图

3 目前地层水推进数值模拟及分析

为了进一步认识普光气田开发过程地层水推进状态，在上述水侵动态分析基础上，基于普光气田生产动态数据，通过对气田生产动态数值模拟跟踪评价计算，对普光气田主体区块边底水推进程度进行了预测。

图7 飞一、飞二段历史拟合过程气水饱和度分布对比图

截至2013年11月，通过生产历史拟合得到普光气田主产气层飞一段、飞二段气藏气水饱和度分布（图7）。分析图中含水饱和度的分布状态可得如下认识：①气藏水体倍数为5～6倍，总体上水体能量有限；②全气藏含气饱和度变化较小，边底水侵入主要发生在气水界面和气水边界附近，气水界面和气水边界附近含水饱和度增加，含气饱和度有所降低；③气层受边底水影响程度不同，飞一、飞二段气水界面附近含水饱和度增加明显。这主要是飞一、飞二段物性相对较好，部分井离气水界面较接近，压力降已波及边底水区。

图8 P105－1H井原始和目前气水饱和度分布对比剖面图

图9 P103－1井原始和目前气水饱和度分布对比剖面图

图10 P105－2井原始和目前气水饱和度分布对比剖面图

图8～10分别给出靠近气水边界的P105－1H井、P103－1井、P105－2井气水边界附近生产井边底水的侵入程度。其中：①边底水主要侵入气水边界附近生产井（截至2013年1月有3口井），总体上目前边底水侵入气藏面积较小；②储层水侵主要为裂缝型水侵，当边底水沿裂缝侵入到井底后，气井产水上升速度快，具有裂缝性产水的特征。

4 水侵对可采储量、采出程度的影响

在非均质水驱气藏中，随着气田的开发，天然气的不断采出使气藏压力下降，导致边水或底水侵入气区。侵入气藏的水沿裂缝快速横侵或上窜，将部分气体分隔开，然后继续向未被水封的区域运移，封隔气藏的更多区域，形成微观和宏观上的“水封气”，从而影响气田的可采储量及采出程度。

基于气驱水转换为水驱气过程相渗曲线滞后机理，近似模拟气藏水侵区的微观水封气现象，进而分析水侵对可采储量及采出程度的影响。基本原理是：地层水为润湿相，水驱气（水侵）相渗曲线为吸入曲线，气驱水（排驱水）相渗曲线为驱替曲线；由于润湿滞后造成润湿相的吸入曲线和非润湿相的驱替曲线发生一定的反转，当地层水侵入后，润湿滞后造成气体的相对渗透率曲线由驱替曲线变为了吸入曲线，发生滞后现象，参照普光气田岩心气水相渗曲线特征和文献调研，设定润湿滞后使吸入曲线气相端点值（束缚气饱和度）增加0.2。在此基础上，笔者设计两组对比模拟方案：第一组是在基础方案的配产条件下，将井口压力减小为1MPa，预测生产20a；第二组是在第一组基础上，考虑相渗滞后。通过两组模拟方案计算结果的对比，近似模拟水封气对可采储量及采出程度的影响。

两组计算指标对比如表1所示。预测结果显示，开采20a后，不考虑相渗滞后的累计产气量为1 321.3×108m3，动态储量采出程度为72.95%；考虑相渗滞后的累计产气量为1 304.1×108m3，相比减小了17.2×108m3；采出程度为72.01%，相比减小了0.94%。因此，据此初步估算，普光气田水侵可能会使可采储量减少约17.2×108m3；天然气采出程度可能会减少0.94%。

表1 气水相渗滞后作用方案指标对比表

5 结论与认识

通过上述研究和分析，得到以下结论与认识。

1）与投产初期相比，地层压力已有一定程度的降低。全气藏平均压降为14.12MPa；构造高部位平均压降为15.33MPa，靠近水体的边部平均压降为11.85MPa，高部位地层压力降落幅度比边部的地层压力降落幅度高3.48MPa。受边水的影响，主要的高产水井集中在东北边部。

2）气田水体属于有限的活跃边底水，水体影响函数法计算水体倍数为6.4倍；快速褶积积分法计算2009年10月普光主体区块全面投产后初期水侵速度低于0.03×104m3／d，随着采气速度的增加，自2010年8月以后水侵速度加快，到2012年10月初水侵速度增加到0.075×104m3／d，目前增加到0.08×104m3／d；调整采气速度后可减缓水侵速度。在气井开采过程中应密切关注水侵动态监测。

3）基于相渗滞后对束缚气的影响模拟水封气，以现有配产方案生产20a，相比之下不考虑相渗滞后的累计产气量为1 321.3×108m3，动态储量采出程度为72.95%；考虑相渗滞后影响的累计产气量为1 304.1×108m3，采出程度为72.01%。由于水封气造成采收率降低0.94%，累计产气量减小约17.2×108m3。

4）建议普光气田后续开采需采用控水采气开发技术对策，同时应加强水侵的动态监测，适当降低采气速度，控制生产压差，防止气井过早水淹，在气井管理上坚持“少动、平稳、慢控”的原则，以控制水侵速度，提高气藏最终开采效率。

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