对水驱气藏生产指示曲线的重新认识*——以崖城13-1气田北块气藏为例

杨朝强 彭小东 汪新光 罗 佼 童璐一

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

对水驱气藏生产指示曲线的重新认识*
——以崖城13-1气田北块气藏为例

杨朝强 彭小东 汪新光 罗 佼 童璐一

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

传统观点认为定容气藏生产指示曲线呈直线，水驱气藏生产指示曲线上翘，异常高压气藏生产指示曲线下弯。南海崖城13-1气田是一个正常压力系统的边水气藏，但其北块气藏的生产指示曲线却出现了下弯现象。以崖城13-1气田北块气藏为研究对象，进行了生产指示曲线下弯原因及敏感性分析，在此基础上对异常高压气藏生产指示曲线进行了重新认识，结果表明：该气藏生产指示曲线下弯的本质是上凸，主要原因是水侵能量补给，其次是变容补给；在实际气藏的开发前期，生产指示曲线可能会表现出上翘特征，但最后也会下弯，因此传统认为的水驱气藏生产指示曲线上翘仅适用于强水驱气藏开发前期；异常高压气藏是特殊的有限封闭水体气藏，其生产指示曲线不是分段的，而是光滑下弯，本质上也是由能量补给导致的上凸，其岩石压缩系数很高是忽略水体造成的假象。本文研究成果对水驱砂岩气藏开发规划和采收率标定具有指导和借鉴意义。

崖城13-1气田北块；水驱气藏；生产指示曲线；曲线下弯原因；敏感性分析；异常高压

自1936年R.J.Schilthuis首先建立了油藏的物质平衡方程以来，它在油气藏工程及动态分析中得到了日益广泛的应用和发展[1]。对于气藏，物质平衡通式有2种表现形式，一种是拟压力形式[1]，另一种是视地质储量形式[2-5]。传统观点认为定容气藏生产指示曲线呈直线，水驱气藏生产指示曲线上翘，异常高压气藏生产指示曲线下弯[6-7]。对于水驱气藏，张伦友 等[8]基于存水体积系数与采出程度的经验关系提出了水侵强度指示曲线；李闽 等[9]结合该曲线和Agarwal端点方程开展了水驱气藏采收率研究；李传亮[1]则给出了定容、封闭、水驱气藏拟压力形式的物质平衡通式。本文针对南海西部海域一些水驱气藏生产指示曲线出现的下弯现象，以崖城13-1气田北块气藏为研究对象，进行了生产指示曲线下弯原因及敏感性分析，在此基础上对异常高压气藏生产指示曲线进行了重新认识。

1 气田概况

崖城13-1气田是我国海上第一个高产大气田，经过20年的高效开采后目前已经进入气田开发后期[10]。该气田是一个受断块、岩性、地层控制的正常压力系统封闭边水气藏，平均地层温度176.1℃，原始地层压力系数1.03，原始地层压力38.54 MPa。该气田平面上受断层切割分为南块、北块和NT块，主要储层为渐新统陵水组三段(简称陵三段)受潮汐控制的辫状河三角洲沉积砂岩，测井解释平均孔隙度12.9%，平均渗透率370 mD，为低孔中渗—中孔高渗储层。该气田于1995年9月试生产，1996年元旦正式投产，年供气30亿m3，已高产稳产20年；截至2016年3月，累计产气539.84亿m3，累计产水350.59万m3。统计资料表明，崖城13-1气田北块气藏生产指示曲线是下弯而不是上翘(图1)，类似于异常高压气藏生产指示曲线，这与传统观点不符。

图1 崖城13-1气田北块气藏生产指示曲线Fig.1 p/Z plot of north block in YC13-1 gas field

2 生产指示曲线下弯原因分析

如图2所示，崖城13-1气田北块气藏视地质储量Cole曲线上凸，表现出中等水侵的特征[2-5]。于是采用Havlena-odeh水驱法[2-5]，通过视储量物质平衡方程与非稳态水侵计算相结合，迭代计算找出最佳拟合参数，线性回归计算出动储量和水侵量(图3)，其中水侵量模型采用非稳态水侵模型[1,3]，类型选择线性流，外边界为封闭边界，水体倍数约3倍，水层渗透率为120 mD。由图3可知，除早期数据点由于代表性问题拟合较差外，中后期数据点拟合较好，为一条直线。根据该直线，计算得到该气田北块气藏动储量为453.20亿m3，水侵量为4 251.29万m3，水侵系数为9 260 m3/MPa。

图2 崖城13-1气田北块气藏水侵识别曲线Fig.2 Water invasion recognition curve of north block in YC13-1 gas field

图3 崖城13-1气田北块气藏动储量计算曲线Fig.3 Dynamic OGIP calculation curve of north block in YC13-1 gas field

根据该气藏动储量和水侵量计算结果，通过式(1)对气藏生产指示曲线进行变容+水侵校正[1]后，发现生产指示曲线变为直线(图4)。由此可知该气藏生产指示曲线下弯的实质为上凸，主要原因是水侵能量补给，其次是变容能量补给，若以前期生产指示曲线为参考，上凸便表现为下弯或分段。

图4 崖城13-1气田北块气藏变容+水侵校正前后的生产指示曲线Fig.4 p/Z plots of north block in YC13-1 gas field before and after variable volume and water influx correction

(1)

3 生产指示曲线敏感性分析

在崖城13-1气田北块气藏物质平衡模型基础上，对气藏生产曲线进行了水体类型、水体大小、水层渗透率、岩石压缩系数等敏感性分析(图5)，结果表明：气藏生产指示曲线都是上凸的，而且水体越大，水层渗透性越好，岩石压缩系数越大，生产指示曲线上凸越明显；当水体很小或者水层渗透率很低时，水侵对生产指示曲线的影响较小，生产指示曲线基本呈直线，气藏可近似为定容气藏；传统认为的水驱气藏生产指示曲线上翘仅适用于强水驱气藏开发前期。因此，传统的气藏生产指示曲线模式或多或少存在一些问题，气藏生产指示曲线下弯的本质是能量补给导致上凸。生产指示曲线法只适合近似定容的气藏，这是因为岩石压缩、束缚水膨胀、水侵都会导致生产指示曲线上凸。

对于实际气藏，尤其是水体较大或物性不太好的气藏，气层压降需要经过一段时间后才能在水层中得到反映[3]，气藏前期的生产指示曲线可能表现出上翘特征。对于强水驱气藏，生产指示曲线可能还未来得及下弯便因产水而废弃[11]。对于低渗气藏，尤其是高速开采的低渗气藏，由于测试时间短，开发早期测试的地层压力往往偏低[12]，生产指示曲线可能出现供气不足导致的下凹现象。

图5 崖城13-1气田北块气藏不同敏感性条件下的生产指示曲线Fig.5 p/Z plots under different sensitive conditions in north block of YC13-1 gas field

总之，对于水驱气藏，开发早期利用生产指示曲线难以判别水侵，生产指示曲线法计算的动储量也可能会严重偏大，此时应采用视地质储量法。

4 对异常高压气藏生产指示曲线的重新认识

结合前人的研究成果[11,13-20]，认为异常高压气藏实际上是特殊的有限封闭水体气藏，这是因为：压力系数异常，说明气藏是封闭的；正是由于边界封闭，成藏时地层水不能充分排出，或多或少会有残余地层水存在。因此，该类气藏的水侵量计算可以采用罐状水侵模型[1-3]，在忽略产水情况下的物质平衡方程为

(2)

图6为崖城13-1气田北块和崖城13-4气田南高点2个正常压力系统有限封闭水体气藏与安德森L气藏[3]和路易斯安那近海气藏[18-20]2个典型异常高压气藏的无因次生产指示曲线，可以看出，异常高压气藏与正常压力系统有限封闭水体气藏的生产指示曲线没有本质区别，二者都是光滑下弯的曲线，本质上都是能量补给导致的上凸。因此，可以说异常高压气藏生产指示曲线分段[21]实际上是对气藏生产指示曲线上凸的误读。

图6 典型有限封闭水体气藏和异常高压气藏的无因次生产指示曲线Fig.6 Non-dimensional p/Z plots of typical gas reservoirs with restricted and closed aquifer or abnormal high pressure

此外，目前普遍认为的异常高压气藏岩石压缩系数很高[3，17]也是忽略有限封闭水体造成的假象。以安德森L气藏为例，文献[3,17]中变容校正后的岩石压缩系数为21.76×10-4MPa-1，比地层水压缩系数高了一个数量级，但考虑水体倍数后计算的岩石压缩系数与崖城13-1气田北块气藏相差不大(表1)。模拟结果表明，在动储量一定的条件下，采用非稳态封闭水侵模型、罐状水侵模型和无水体高岩石压缩系数模型都能较好地拟合崖城13-1气田北块气藏压力，拟合后的各驱动指数图中水侵+气藏变容所占比例基本相同(图7)。因此，异常高压气藏岩石压缩系数很高正是由于忽略水体而导致水体的弹性能量被赋予在了岩石压缩系数上。

表1 安德森L气藏与崖城13-1气田北块气藏压缩系数对比Table 1 Comparison of compressibility coefficients of Anderson L reservoir and north block in YC13-1 gas field

图7 崖城13-1气田北块气藏不同水体模型下拟合的驱动指数Fig.7 Driving index simulated under different aquifer models for north block in YC13-1 gas field

5 结论

1) 崖城13-1气田北块气藏生产指示曲线下弯的实质是上凸，主要原因是水侵，其次为气藏变容。在实际气藏的开发前期，生产指示曲线可能会表现出上翘特征，但最后也会下弯，因此传统认为的水驱气藏生产指示曲线上翘仅适用于强水驱气藏开发前期。

2) 异常高压气藏是特殊的有限封闭水体气藏，其生产指示曲线不是分段，而是光滑下弯，下弯本质上也是能量补给导致的上凸。另外，异常高压气藏岩石压缩系数很高也是忽略水体造成的假象，正是由于忽略水体而导致水体的弹性能量被赋予在了岩石压缩系数上。

符号说明

p—地层压力，MPa；

Z—天然气偏差因子；

Cw—地层水压缩系数，MPa-1；

Swi—束缚水饱和度，f；

Cf—地层岩石压缩系数，MPa-1；

Δp=pt-p—地层压力差，MPa ；

pi—原始地层压力，MPa；

We—累积水侵量，万m3；

Wp—累积产水量，万m3；

Bw—地层水体积系数；

G—气藏动储量，亿m3；

Bgi—天然气原始地层压力下体积系数；

Zi—天然气原始地层压力下偏差因子；

Gp—累计产气量，亿m3；

F=GpBg+WpBw—地下流体产出量，亿m3；

Gp—累积产气量，亿m3；

Bg—天然气体积系数；

Et=Eg+Efw—系统总膨胀系数；

Eg=Bg-Bgi—气体膨胀系数；

Vw—水体孔隙体积，万m3；

VR—气藏孔隙体积，万m3；

Kw—水层渗透率，mD；

M—水体倍数；

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(编辑：张喜林)

New understanding on production index curve of water drive gas reservoir: a case study of north block in YC13-1 gas field

YANG Chaoqiang PENG Xiaodong WANG Xinguang LUO Jiao TONG Luyi

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

It is traditionally believed that production index curve of water drive gas reservoir raises while that of abnormal high pressure reservoir drops.North block of YC13-1 gas field is a normal pressure system, but its production index curve presents drop characteristics.Taking north block of YC13-1 gas field as a case, the reasons of production index curve drop and sensitivity analysis are carried out, and new understandings of production index curve of abnormal high pressure reservoir are achieved.Results show that production index curve drop is caused primarily by water invasion and partially by volume variable energy supply, and the production index curve is essentially convex.In gas reservoir development, production index curve may raise in early stage and go down in later stage.Thus, the traditional theory of production index curve can only be applied in the early development stage of strong water drive gas reservoir.For abnormal high pressure gas reservoir, production index curve smoothly downwards instead of being segmented, but it is essentially convex due to restricted and closed water aquifer.High rock compressibility is an illusion caused by neglecting aquifer.The new understandings can provide reference for future development planning and recovery calibration of water flooding sandstone gas reservoir.

north block in YC13-1 gas field; water drive gas reservoir; production index curve; curve down cause; sensitivity analysis; abnormal high pressure

*中海石油(中国)有限公司综合科研项目“海上大型砂岩气藏开发中后期综合治理及开发策略研究(编号：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 04 ZJ 12)”部分研究成果。

杨朝强，男，高级工程师，1994年毕业于原江汉石油学院开发地质专业并获学士学位，现主要从事油气田开发地质研究工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱(邮编：524057)。电话：0759-3909929。E-mail：yangzq@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0077-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.011

杨朝强,彭小东,汪新光，等.对水驱气藏生产指示曲线的重新认识——以崖城13-1气田北块气藏为例[J].中国海上油气，2017,29(1)：77-82.

YANG Chaoqiang,PENG Xiaodong,WANG Xinguang,et al.New understanding on production index curve of water drive gas reservoir:a case study of north block in YC13-1 gas field[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):77-82.

TE377

A

2016-07-25 改回日期：2016-10-22