安岳气田须二气藏井间连通性与治水对策研究

唐　瑜　王乔怡如　庄小菊　曾　敏

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院2.中国石油大学·北京）

安岳气田须二气藏井间连通性与治水对策研究

唐瑜1王乔怡如2庄小菊1曾敏1

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院2.中国石油大学·北京）

四川盆地安岳气田上三叠统须二段气藏动态监测资料少，气藏连通性不清楚，治水措施多样，效果参差不齐。以气藏地质为基础，结合生产动态资料，深入分析气藏井间连通关系，认为气藏以独立的单井压力系统为主，井间基本不连通；气藏气水关系复杂，地层水侵方式以裂缝水窜为主，生产受水影响严重，但水体能量小。在此基础上综合排水工艺的适用条件，提出气藏应实施单井排水的治水思路及不同产水特征下的治水工艺措施。该研究成果对安岳气田须二段气藏治水有较好的指导作用，建议措施已在生产现场应用。图8表1参16

四川盆地安岳气田须二段气藏连通性治水对策

0　前言

安岳气田须二段气藏位于四川盆地中东部资阳市安岳县境内，属于川中古隆中斜平缓构造带中部磨溪—龙女寺构造群，是构造背景下的岩性圈闭、弹性气驱中含凝析油气藏。气藏单井产量差异大，多以低小产井为主，多数气井投产初期产水，由于产水影响气井产量、压力快速下降，间歇井和水淹井增多，导致气藏采出程度降低。在气藏开发过程中曾试图寻找连通性较好的区块采取整体治水措施但效果较差。因此深化气藏连通性认识及气水关系，寻找有效的治水对策是气藏延缓递减面临的重要课题。

1　气藏基本地质特征

（1）安岳气田须二段底部构造为自南西—北东倾向的平缓斜坡，地层倾角一般在10°以内，构造受力较弱，区块断裂不发育，裂缝发育不均，仅在小断层附近发育，分布范围局限［1］。

（2）须二段地层厚98～180 m，平均埋深2 200 m，是主要含气层段。属三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道及河口坝微相是有利的沉积微相［2-3］。

（3）储层岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，储层低孔（平均8.32%）、致密（平均0.225 mD）、高含水（平均67%）［4］，孔喉结构较差［5］，储渗类型以孔隙型为主、局部发育裂缝-孔隙型储层。

（4）气藏主要的开发目的层为须段二上亚段，纵向上多层，平均4～5层，单层厚度较薄，一般1～5 m，横向连续性较差呈透镜状展布。

（5）气藏属中含凝析油、常温高压、构造背景下的岩性圈闭气藏，驱动方式为弹性气驱［3］。

2　气藏连通性分析

安岳气田须二段气藏面积大，气藏各区块单井地层压力差异较大。等高线-1 700 m以上区域地层压力30～32 MPa；等高线-1 800 m以下区域地层压力32～35 MPa。由于气藏缺乏最有力的井间干扰资料，本文从地质基础入手，采用静、动态结合的方法开展气藏连通性研究［6-7］，认为：气藏以单井压力系统为主，井间连通性差，仅在同一断层附近小范围的气井可能存在连通。

2.1须二段为三角洲前缘亚相沉积

安岳气田须二段为三角洲前缘亚相沉积，主要发育三角洲前缘水下分支河道、河口坝、分流间湾、水下天然堤、席状砂等微相，储层砂体主要发育在水下分流河道，纵向上表现为多透镜体砂体叠置，横向上因沉积微相变化连续性较差。该沉积特点决定储层横向连通性差。

2.2地层压实作用强烈，裂缝不发育

根据薄片观察，须二段砂岩压实作用强烈。镜下软质泥屑、泥板岩屑、炭屑（煤）屑及云母屑等强烈压实变形，中等强度岩屑也有较强的压实变形，岩石颗粒呈线接触或缝合线接触，表明岩石压实作用强烈（图1）。另据铸体薄片鉴定，统计压实损失孔隙度高达6%～18%，占总孔隙度损失的30%～65%。强烈的压实作用导致储层致密，不仅降低了储层的孔隙度，也严重损害了储层的渗透性，影响储层的连通性。

图1　压实作用强，软质岩屑呈定向分布，铸体，正交偏光（安岳气田2井2 235.26 m）

另外，须二段底部构造平缓，构造受力较弱，仅存在小断层。根据岩心统计，须二段取心13口井678.60 m，仅3口井见裂缝11条，且为水平缝和低斜缝，线密度0.06～0.07条/m，宏观裂缝极不发育（图2）。从13口成像测井分析，仅4口井见裂缝响应。可见须二段储层裂缝总体不发育。

图2　层间缝（岳104井）2 256.73～2 257.04 m（左）低角度倾斜缝（岳112井）2 484.09～2 484.31 m（右）

综上表明，须二段储层致密，裂缝不发育，致使气藏连通性较差。

2.3气藏存在多个独立水体

气藏钻试成果证实，在构造的高部位或低部位均存在水体，平面上水体分布与构造海拔无关，这表明气藏不具有统一的气水界面和存在多个独立的水体，佐证了气藏不可能为同一压力系统，应为多压力系统。

2.4气藏压力系数和拆算压力不一致

根据气藏获取的33口井可靠地层压力数据分析，气藏单井地层压力28.578 0～38.931 3 MPa，地层压力系数1.35～1.59，折算地层压力（折算海拔-1810m）27.254 1～34.937 2 MPa。各井地层压力系数及折算地层压力差异大，证明须二段气藏不是一个统一的压力系统，应属于多压力系统。

2.5单井控制范围小

（1）单井累产气量低反应其控制范围小

气藏自1965年1月投产，截至2015年底先后投产井115口，绝大多数气井生产时间3年以上，单井累产气（0.000 2～1.51）×108m3，平均0.2×108m3。其中单井累产气大于0.3×108m3的井30口（占比27.83%），单井平均累产气0.49×108m3（表1），表明气藏单井累产气量较低。

表1　安岳气田须二段气藏单井累产气量统计表

另统计生产时间长和累产气量大于0.5×108m3的井有23口，其中生产时间最长的通6井（已停产）累计产气0.56×108m3；累产气最高的岳103井累产气1.50×108m3。扣除早期累产气低于0.1×108m3的井，计算投产时间早、累产气最高的20口井，单井平均累产气为0.5×108m3。从通6井的累产气和20口单井平均累产气量分析，须二段气藏一般单井累产气在0.5× 108m3左右。反应安岳气田须二段气藏单井控制范围较小、单井控制储量小［8］。

（2）试井反应单井探测半径与控制范围小

通过8口井9井次压力恢复试井分析认为：压裂效果较好，井筒附近呈改善状态；基质渗透率低，非均质性强；单井探测半径小，一般探测半径为200～300 m，最远探测半径512 m（岳105井），反应单井控制范围较小（表2）。

（3）单井控制储量小进一步证实单井控制范围小

多种方法计算气藏115口井的动态储量介于0.01× 108～2.78×108m3之间，平均单井控制储量0.45×108m3，单井动态储量小。根据该储量反算单井控制半径一般小于300 m，最大单井控制半径为776 m（岳103），可见单井控制范围较小。

另外，以单井可采储量0.5×108m3、致密砂岩气藏采出程度50%推算单井地质储量为1.0×108m3，计算单井控制半径300～400m，平均350m。如果按单井控制储量增加到2.0×108m3，则单井控制半径440～560m，平均500 m。由此可见，安岳气田须二段气藏单井控制范围小。

综上表明，安岳气田须二段储层致密、连续性差；裂缝不发育；水气关系复杂；地层压力差异大及单井控制范围小，气藏井间距多在1 500 m以上，气藏表现为单井压力系统［9］。

表2　安岳气田气田须二段气藏试井解释参数汇总表

3　气藏气水关系

3.1纵向上无统一气水界面

须二段底部构造为一平缓单斜构造，储层分布不连续，纵向上呈“上气下水”，上亚段含气性好，天然气聚集储层上倾端形成局部岩性气藏；产水层段主要位于下亚段。横向上气水分布与构造海拔无关，产水井散乱的分布在构造的高中低各部位，没有统一气水界面［10-11］。若钻遇断层的井，因裂缝发育容易产大水。

3.2地层水为储量较小的局部夹层水

须二段气藏无统一的边、底水存在，地层水主要以局部夹层水方式存在［10-11］。夹层、隔夹层与有效储集砂体交互叠置，使得纵向上气水分布复杂。断层附近裂缝较发育，产水量大的井多分布在断层较发育的区域。这些局部水体分布零星，因储层连通性较差，水体能量有限。目前气藏普遍产水，气井的产水量相对较小，多数井累产水量小于5000m3。总之，气藏整体水侵偏弱，局部较强，侵入的水能够较好地采出。

4　气藏产水特征

4.1水侵方式以裂缝水窜为主

须二段为低孔、致密砂岩储层，裂缝主要发育断层附近，气藏钻井多采用“裂缝+孔隙型”模式部署，实施效果较好。钻井成功率高，获气产量高，但也易产水。多数产水井表现出地层水沿裂缝水窜特征［12］，气井油、气产量快速递减，水气比持续上升，但是地层水能量有限，水产量后期有所下降。在气藏水侵特征图版上，大部分井落在裂缝水窜区域（图3、4），可见气井产水特征主要是裂缝水窜［13］。

4.2水侵影响大

须二段气藏单井普遍产水，投产115口井中先后90口井产地层水。地层产水对气井生产影响显著，气井出水后其产气量、压力快速下降（图5），逐渐不能正常带液生产，最终导致井筒积液，气井间产或水淹停产，目前气藏已有21口井受地层水影响间歇生产，21口井水淹停产。

图3　威东12井水气比拟合与图版叠合图

图4　岳101井—X12井水气比拟合与图版叠合图

5　气藏治水对策

研究表明，安岳气田须二段气藏单井基本不连通，属于独立的单井系统为主，气藏治水思路以“单井排水、优选工艺”来提高气藏采收率。根据该思路，结合气井的剩余储量、产水特征、井筒情况、地面配套等多方面因素综合优选出35口单井开展车载式气举［14-15］、自动间开、螺杆泵三大类工艺实施排水采气措施［16］。其中。车载式气举19口井，主要针对产水量在10～30 m3、剩余储量在（0.3～0.6）×108m3的气井；自动间开15口井，主要针对产水量在10 m3以内、剩余储量小于0.3×108m3的气井；螺杆泵1口井，该井产水量为15～20 m3、剩余储量0.63×108m3，有一定的潜力，并且开展螺杆泵工艺对安岳气田须家河组气藏接替排水采气工艺开展先导试验。

图5　威东12井采气曲线图

6　结论

（1）安岳气田须二段储层致密、连续性差；裂缝不发育；气水关系复杂；地层压力差异大及单井控制范围小，气藏表现为单井为主的多压力系统。

（2）气藏气水关系复杂，气水分布受岩性及断层控制，纵向上无统一气水界面，存在多个能量较小的有限水体。

（3）气藏单井水侵方式以裂缝水窜为主，累产水量小，但产水对气井生产影响大。

（4）气藏治水思路应为“单井排水、优选工艺”，结合单井实际情况开展车载式气举、自动间开、螺杆泵、车载式连续气举等排水采气措施。

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（修改回稿日期2016-08-24编辑陈古明）

唐瑜，女，1988年出生，工程师；主要从事油气田地质方面的综合研究工作。地址：（610041）四川省成都市高新区天府大道北段12号。电话：（028）86015040。E-mail：ty1@petrochina.com.cn