长岭气田营城组火山岩气藏开发的阶段性思考

魏兆胜，李迎九

(中国石油吉林油田公司勘探开发研究院，吉林松原 138001)

1 气藏基本概况

长岭气田位于松辽盆地南部的长岭断陷中部，主要生产层段为营城组，属于裂缝性火山岩气藏［1］，具有弱活跃性的边底水存在。气藏埋深在3500m左右，平均孔隙度为7.3%，平均渗透率为0.58mD。气藏于2008年开始水平井试验性开发，2009年正式开发，先后进行了建产和扩能两次较大的产能建设，总计投入生产井21口，其中水平井13口，实现了该气田水平井规模开发的预期设计，气田高峰期日产天然气440×104m3、年产天然气12×108m3，目前累计产天然气约62×108m3，水气比为91m3/104m3。气藏原始地层压力为42MPa，地层压力降幅为 2.44MPa/a，年均采气速度为2.5%～3.0%。

2 气藏现状的认识与思考

回顾长岭气田短短的开发历史，营城组气藏的勘探、开发贯穿和代表着该气田的诞生与成长［2］。由于营城组气藏是具有边底水的裂缝性火山岩气藏，地层水的存在与产出始终是气田开发者关注的一个重点，努力的目标是控制或推迟地层水的产出。然而，原本设计用8～10年产出地层水的营城组气藏于2011年后便见到地层水的产出，并在2012—2013年渐趋加大 (图1)。在分析边底水水侵机理与特点后，认为东北地区季节性的天然气销售需求引起的相应生产制度的差异，是造成这种局面的首要原因，后续生产逐渐缩小和消除了这种季节性差异，水气比出现一定时间的平衡。

图1 长岭气田营城组气藏历年综合开采曲线图Fig.1 Comprehensive exploitation curves of gas reservoirs in Yingcheng Formation，Changling Gas Field in the past years

在目前这种水气比高、地层压力和油压下降幅度偏大、天然气产量下降较快的现状下，营城组气藏的实际状况、气藏的生产能力和潜力、被水侵的破坏程度、下步气藏发展方向等都是急需解决的问题。

针对以上问题，通过对气藏连续跟踪分析，尤其是气藏的动态储量和弹性能量指数的连续分析，以及水侵与动用储量和弹性能量指数变化的关系等分析，对气藏目前开发状况、生产能力与潜力提出以下4个方面的认识。

2.1 控制水侵，稳定产能

气藏目前出现的稳产困难和递减的现象，是由于开发强度的季节性、大幅度变化引起地层水的快速侵入所致，通过水侵的适当防控与治理，有望逐步稳定生产能力。

长岭气田是吉林油田首个发现与开发的大型整装气田，对调整当地产业结构和拉动当地经济发展具有重要意义［2］。因此，正是气田周边对天然气需求的季节性变化和日益增长的需求形势，使营城组气藏的开发经历了阶段性的满负荷或超负荷生产，阶段性生产压差相差较大，且部分时段保持高值生产，甚至出现上限生产，直接导致气藏部分区域的水侵由出现到加速、再到部分水淹井出现和气田水淹井井数增加的不利局面。同时，2012年其上部的登娄库组气藏开始开发，部分气井不同程度地沟通了下部的营城组气藏，间接增加了营城组气藏的生产井数，加大了营城组气藏的生产强度，增大了气藏进一步水淹的风险，直接表现是地层压降幅度增加、水气比上升。2012—2013年对气藏水侵开展了研究，在明确水侵机理基础上，在气井分类防控管理的前提下，取消了季节性调峰手段，使气井及气田的生产逐渐趋于平稳、水气比稳定、地层压力降幅稳定。后续再通过相应动态管理与工艺措施，因地层水产出造成的可动储量的损失也逐步得到恢复和弥补。

2.2 气藏压降不均衡导致底水锥进

营城组气藏早期开发主体区域阶段性移动导致压降及平面上水侵不均衡，全区气水界面不均衡性上升，持续发展的结果是底水锥进，进而导致整个气藏水淹。

分析营城组气藏历年压力值及其连续下降幅度发现，气藏开发过程中的主战场经历了由中部(长深1井区)到北部 (长深103井区)，再到南部 (长深1－1井区)，最终回到中部的过程。其中某一区块充当 (大约1年)产能建设主阵地时，地层压力随开采强度的阶段性强化而大幅下降，区块年压降基本为2.6～3MPa，随之出现的是气井、区块产水量的明显增加。究其原因是压力快速下降、地层水快速移动产出使气体 (气泡)被封锁、卡断，直接体现在水气比大幅度增长、气井产量下降幅度较大。根据数值模拟初步结果，营城组气藏的气水界面上升30～100m，对有底水的裂缝性火山岩气藏不利，如果不加以控制，则会继续不均衡上升，最终可能以“星星之火燎原”的方式水淹气藏，年损失的天然气产量估计为(6～8)×108m3。

2.3 正确认识并利用水侵作用

必须正确认识水侵的两面性，适时把握水侵正反作用发挥的时机，发挥和强化水侵的正面作用，抑制或减弱其反面作用［3］，利用早期的水侵作用增加可动储量，延长气井的无水采气期。

营城组火山岩气藏为体积系数将近1.2MPa/100m的有水气藏，水的产出是不可避免的，但开展营城组气藏水侵特征与影响的研究发现，在弄清水侵机理与特征的前提下，通过强化气田日常动态管理，气井产水的时机和方式有可能人为控制。

一般来说，当气藏地层压力下降时，孔隙中的地层水发挥弹性作用，驱动天然气运移;但当地层压力下降较快、幅度较大时，就会引起地层水的快速、大幅度运移，地层水反面作用占主导地位，将天然气封闭或卡断而导致储量损失，并使气井、气田水淹导致停井和停产［4］。在克拉2超高压有水气藏和相国寺弱活跃边水气藏开发中，气藏早期的水侵都给开发带来一定的正面作用，主要体现在水侵时气藏的弹性能量指数保持稳定和上升［4－7］。

长岭气田的长深1－1井水侵过程中的参数变化可以体现水侵行为正反两方面的“交班现象”。当水侵出现、水气比逐渐上升增大时，该井计算的井控储量呈增大趋势，弹性能量指数保持稳定并略有增加，说明这一阶段地层水在驱动天然气运移，此时，水侵所形成的正能量表现“正当时”。但随着水侵势头的逐渐加强，井控储量及弹性能量指数也呈下降趋势，说明此时水侵起破坏作用 (图2)。

因此，如果适时、及时地把握水侵正反面作用的“交班”时机，发挥正面作用、弱化反面作用，“水侵”也可能会成为天然气开发的“好助手”。从哲学方面看，事物就是矛盾的结合体，重点是看如何利用不同时机的主要矛盾［8－9］!

2.4 摸清气藏现状及潜力，及时调整方案

必须客观分析气藏现状，摸清气藏的实际状况和潜力，抓住影响气藏潜力发挥的主要矛盾，开展气藏调整的先期试验和方案研究，超前介入气藏调整方案的研究与编制。

近年来，营城组气藏出现了地层压力下降、气井产量下降和地层水产出量增加等不利局面;但经过水侵研究及部分管理措施的及时实施，气藏生产在逐渐平稳恢复。针对气藏开发中这一阶段性“变奏曲”，需从整个气藏的固有性方面进行评价，因此用到了前面提到的弹性能量指数概念。

通常情况下，弹性能量指数是气藏单位压降下的产出气量，反映的是气藏弹性能量的变化，体现的是气藏的固有性质，在气藏开发过程中表现出规律性变化，理论上主要与气藏动用储量的规模有关，与气藏采气速度等指标的关系不大。对营城组气藏弹性能量指数的变化曲线分析 (图3)发现，从气藏开始开发到全面开发，弹性能量指数经历了由上升到下降再到基本稳定的过程，与国内超高压气藏克拉2气藏相似 (图4)。

图2 长深1－1井弹性能量指数与水气比等指标对比曲线图Fig.2 Curves showing the comparison among elastic energy index，water－gas ratio and other indexes in Well Changshen1－1

图3 长岭气田营城组气藏弹性能量指数对比曲线图Fig.3 Curves showing the comparison among elastic energy indexes in gas reservoirs of Yingcheng Formation，Changling Gas Field

分析认为，体积系数将近1.2MPa/100m的营城组气藏投入全面开发，经过高压释放，弹性能量指数逐渐下降并基本稳定 (2012年)，但受到前面提及的登娄库组投产井的影响 (2012年)，弹性能量指数略呈下降趋势。在这种情况下，如果从气田主体部位的营城组与登娄库组气藏开发的统筹考虑、统一管理，及时加以动态管理方面的协调与一致，适当调整与控制生产强度，确保主体区域、主体气藏不受到干扰或影响，弹性能量指数将保持相对稳定。从井控储量的历年计算值分析，储量在阶段增加后呈现逐年下降的趋势，说明水侵出现及加强确实造成一定储量的损失，可能还将继续下去。

图4 克拉2气藏弹性能量指数变化曲线及阶段划分图［6］Fig.4 Elastic energy index changing curves and stages division in Kela 2 Gas Reservoir

因此，需要在气藏弹性能量指数分析的基础上，认清影响弹性能量指数变化的主要因素，开展相关的先导性试验，综合评价气藏状况和生产潜力，超前开展气藏调整相关研究和矿场试验。

3 下步工作建议

综合对营城组气藏的现状认识与思考，建议气藏下步做好以下4方面工作:

(1)地质认识的深化和持续，这是一切方案编制和执行的基础。主要分析构造状况、开发前后裂缝的分布规律与作用、储层流体的分布与运移特点［10－11］、水侵前后储层的物性变化、气藏储量的变化等。

(2)在水侵已有认识的基础上，开展底水排水采气的先导试验。主要目的和核心任务是通过气水界面上下压力的平衡确保气藏气水界面的稳定。界面上部的气体开发是利用气藏本身的弹性能量，而下部的水体压力降低通过人工举升实现，上下压力下降速度与幅度要保持平衡。因此，建议通过部分老井的恢复利用或新钻排水井来进行边底水的抽汲以稳定气水界面。同时不建议用一口井同时实施排水和采气 (以气携液方式排水采气)，防止局部压降偏大引发底水锥进。

(3)实施水平井的产气剖面等动态监测的布署与研究。结合气井动态特征分析，评价水平井水平段的产气状况，明确水平井水平段近端或远端的水侵出现先后及强度，结合井距分析认识储层剩余气分布状况，为编制相应的工艺挖潜措施或井网调整方案做准备。

(4)综合评价气藏的开发效果，在剩余气潜力认识的基础上，研究和编制气藏的整体调整方案，并做好先导性试验及其系统总结工作。

4 结束语

(1)长岭气田营城组气藏的产气量下降只是产量数据的分类所致，实际产量应是上升或稳定状态，但需要注意因产量上升导致的气藏压降偏大现象。同时，虽然气藏水侵有所发展，压降有所偏大，但气藏弹性能量指数未出现大的变化，表明气藏没有受到较大的破坏性影响，气藏井控储量和生产能力仍有较大的挖潜空间。

(2)建议气藏下步的主要工作:深化气藏地质认识、强化气藏动态管理、切实开展气藏动态监测、精细描述剩余气分布、超前进行气藏开发方案调整等，以确保气藏真正科学、合理地开发。

(3)建议尽快开展气藏排水采气方案研究与先导性试验工作，以保障气水界面的稳定为排水采气工作的主要目的和核心主题，研究保障气水界面上下压力平衡的工艺措施和监控手段，尽量延长水平井无水采气期和提高其采收率。

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