底水凝析气藏水平井出水机理研究

韩晓红，刘德华 （长江大学石油工程学院，湖北 武汉430100）

轮台凝析气田S3－1区块位于新疆维吾尔自治区轮台县境内，构造位置主要属沙雅隆起雅克拉断凸的东段，属于不带油环的凝析气藏，区块统一气、水界面在海拔－4107m，含气面积为4.32km2，天然气地质储量为22.08×108m3，孔隙度平均值为14.3%，频率分布呈正态分布，渗透率平均值为115mD，频率分布呈正态分布，储层整体属中－低孔、中渗储层。储层内部渗透率纵向差异比较明显，变异系数平均为0.90，属于非均质性严重。

根据已钻井所取的气样分析：C1、C2和C3的 平均含量分别为80.34%、12.7%和3.64%，C1／（C2＋C3）为4.92，天然气平均相对密度0.685。地层水型为CaCl2型，总矿化度为12.25×104mg／L；pH＝6，呈弱酸性，属封闭环境下高矿化度地层水。该区块原始地层压力取值为56.1MPa，原始地层温度为143℃（5050m），原始地层压力系数1.11，温度梯度为1.65℃／100m。属正常压力系统，正常地温场；驱动类型以弹性驱和水驱为主。

截止2012年6月，S3－1区块综合含水达到44.67%，含水高。含水上升率为9.57%，含水上升率快，天然气的采气速度2.75%，凝析油采速3.2%，采速较慢。该区块从2007年1月投产生产5.5年的时间，天然气采出程度为20.99%，偏低。

1 S3－1区块开发面临问题

1.1 整个区块储量动用程度偏低

轮台凝析气田S3－1区块由于储层纵向发育大量低渗层，非均质性强，对油气渗流影响较大，特别是大大降低了油气水流体纵向上的运移能力。而区块部署井型主要以水平井为主，且水平段均位于储层上部，低渗透隔板影响造成水平段泄油面积小，单井控制储量小。因此整个区块储量动用程度较低。

1.2 底水突进，气井水淹

轮台凝析气藏S3－1区块底水能量弱，且储层低渗隔板阻挡底水，底水主要沿高渗带突进，形成暴性水淹。轮台S3－1区块部分气井见水后产能递减快。自2009年1月气井见水后，轮台S3－1区块日产能力快速下降近50t，产能下降幅度达35.71%，由于水体小，且气井见水后及时进行缩嘴控水，水体未对地层能量起到补充作用。

2 出水机理研究

由于轮台凝析气藏S3－1区块存在严重非均质性，尤其对于该区块的部分水平井，沿水平段渗透率变化较大。现以该区块储层各参数为基础，建立凝析气藏数值模拟机理模型［1］，模拟高渗透带分别位于水平气井的水平段中部、趾部、根部和夹层时以不同模式分布在气层中的水侵过程，并归纳不同情况下的水平气井出水机理。

2.1 模型的建立

1）网格参数。网格数为：X×Y×Z＝50×50×25，X、Y方向网格步长20m，Z方向网格步长2m；其中纵向上的1～8层为气层，9～25层为水层。

2）组分的摩尔组成包括：X1＋摩尔分数78.345，X2＋摩尔分数11.554，C3＋摩尔分数5.043，C5＋摩尔分数0.715，C6＋摩尔分数1.449，C8＋摩尔分数1.932，C10＋摩尔分数0.403，C23＋摩尔分数0.559。

3）PVT试验拟合。在140℃时对相对体积、含液百分数、露点压力和气油比进行拟合，从拟合结果可以看出，PVT试验拟合结果和测试结果比较吻合，相态变化特征可以提供给E300组分模型模拟器使用。

4）流体性质。地层水密度：1.084g／cm3；地层水黏度：0.5mPa·s；地层水压缩系数∶地层水体积系数：1.001；天然气相对密度0.685。

5）定义生产井。气藏中部的一口水平气井P1以30×104m3／d的速度进行生产，生产时间为15年。

2.2 模拟有高渗透带时的水侵

水平气井水平段长为500m，将其沿程平分为5段，以便在不同位置设置高渗透带，如图1所示。其中高渗透带部分的平均渗透率为500mD，高渗透带分布方案如表1所示，各方案水平气井生产时间与含水率关系曲线如图2所示。

图1 水平井分段示意图

从图2的含水率变化曲线中可以看出，当以定产气量生产时，方案1的低含水期最长约为13年，射孔层段见水时间最晚，含水率变化主要分为2个阶段：第1阶段是底水水锥呈线状锥进到射孔层段前，含水率上升速度较为缓慢；第2阶段是当底水锥进到射孔段后，含水率上升速度加快，属于线状见水整体水淹模式［2－4］；而方案2的低含水期为11年，水侵过程为底水向上沿着高渗透带点状突破后紧接着在该气层的平面上流动再是向上一层点状突破，如此往复循环，直至锥进到射孔层段，简述为：高渗突破，沿层扩展，次高突破，全井水淹，属于多点见水整体水淹；方案3、4、5的低含水期分别为8.5、9、8.8年，含水率变化也分为2个阶段，第1阶段是底水尚未锥进到水平井射开层段时沿高渗带呈点状水侵，含水上升速度较为缓慢；第2阶段是当底水锥进到射孔层段后形成线状水侵，含水上升速度明显加快，属于单点点状见水整体水淹模式。

表1 高渗透带研究方案设计

图2 各方案水平井含水率变化曲线图

从而可知线状见水的见水时间并不一定比点状见水快一些，跟储层性质有关；由于方案2水侵过程呈现出多点点状见水，先在平面上流动形成线状见水再是纵向突破的模式，因此方案2的低含水期要长于方案3、4、5，短于方案1；由于水平井井筒内压降的影响，高渗透带位于趾部的低含水期最长，而中部的最短。

2.3 模拟有夹层时的水侵

依据该区块储层中低渗层分布情况，将夹层分布为3种模式，如图3、图4、图5所示。均在模型的第2、4、6、8层设置不同规模的夹层，其中夹层部分平均渗透率为1mD。

从图6的含水率变化曲线中可以看出，当以定产气量生产时，无夹层分布的情况下，开始一段时间含水率上升速度较为缓慢，这是由于此时其均质性较好，底水均匀的从中间开始向上锥进，然后缓慢的向两边扩散，底水波及体积较大，到2023年左右水平井段全部见水，含水率上升速度加快，呈现出线状见水整体水淹模式。夹层在垂向上交错分布的3种模式的含水率上升速度受夹层的影响都比较均匀缓慢，均属于点状见水局部水淹模式，但是模式②相对模式①和模式③含水率上升速度更快一些。

图3 夹层在垂向上交错分布模式①

图4 夹层在垂向上交错分布模式②

图5 夹层在垂向上交错分布模式③

以上3种隔夹层分布模式的模拟结果可以看出，储层没有隔夹层分布时气井见水时间最早，当隔夹层垂向上交错分布部分重叠，水平井根部和趾部优先见水［5－6］，气井见水后含水率呈直线上升且上升缓慢。2组长短不同的隔夹层在垂向上交错分布且不重叠时，不重叠部分水平段优先见水，气井见水后含水率呈直线上升且上升缓慢。当两组长短不同的隔夹层，隔夹层在垂向上小部分交错分布时，水有明显的绕流现象，主要沿着小部分的交错部位绕流进井底，气井见水后含水率呈直线上升且上升缓慢。3种隔夹层分布模型下气井含水上升规律差异不大，但水平井见水段不同，在采取控水措施时应结合储层分布模式对水平井的产水段进行封堵［7－8］。

图6 各夹层分布模式水平井含水率变化曲线图

3 结论

1）均质储层的低含水期比气层中分布有一定规模的夹层时要短，比有高渗透带存在时要长，所以在进行底水凝析气藏开发时在气水界面之上分布一定规模的夹层，可抑制含水率的上升，延长低含水期。

2）水平井趾部、根部和中部均存在高渗透带时的水侵呈现多点见水、线状见水不断循环的过程，因此在开始的一段时间内含水率上升速度比单点见水缓慢，低含水期也相对要长，待全井见水后其含水率迅速上升，超过其他方案达到最高，因此需在水平井见水位置进行堵水以延长低含水期。

3）垂向上隔夹层不同的分布模型气井含水上升规律差异不大，但水平井见水位置不同，在采取控水措施时应结合储层分布模式对水平井的见水位置进行封堵。

4）由于储层性质不同线状见水的见水时间并不一定比点状见水快。

5）对于不同性质的储层，应根据不同的出水机理采取相应的控水措施。水平井出水机理的研究对于水平井控水、堵水技术的研究，以及提高水平井的开发效益、制订准确的开发方案至关重要，应加强这方面的工作。

［1］ 汪周华，吐依洪江，郭平，等 .凝析气藏水驱机理研究 ［J］.西南石油学院学报，2006，28（6）：36－39.

［2］ 王嘉淮，刘延强，杨振杰，等 .水平井出水机理研究进展 ［J］.特种油气藏，2010，17（1）﹕6－11.

［3］ 何晓东，邹绍林，卢晓敏 .边水气藏水侵特征识别及机理初探 ［J］.天然气工业，2006，26（3）：87－89.

［4］ 姜汉桥，李俊键，李杰 .底水油藏水平井水淹规律数值模拟研究 ［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2009，31（6）﹕172－176.

［5］ 周代余，江同文，冯积累，等 .底水油藏水平井水淹动态和水淹模式研究 ［J］.石油学报，2004，25（6）：73－76.

［6］ 郑强，刘慧卿，薛海庆，等 .底水油藏水平井沿程水淹识别 ［J］.油气地质与采收率，2012，19（1）：95－98.

［7］ 范海亮，郭春秋，夏朝辉，等 .土库曼某底水凝析气藏的开发机理研究 ［J］.重庆科技学院院报（自然科学版），2010，12（2）﹕80－82.

［8］ 王敬，刘慧卿，刘松原，等 .非均质底水油藏水平井水淹规律研究 ［J］.石油学报，2010，31（6）：970－974.