水驱气藏水淹风险描述及防控对策

李江涛 孙凌云 项燚伟 李润彤 王海成 陈芳芳

1.中国石油青海油田公司 2.中国石油西南油气田公司

0 引言

近年来，我国气田的开发水害日趋严重，水淹问题已成为困扰气藏上产、稳产的顽疾[1-6]。水驱气藏中赋存的地层水具有多种类型，如边水、底水、层间水和层内水，若气藏储层物性具较强非均质性，则气藏易受到水侵的影响。由于水驱复杂气藏的气水关系、水体特征、水源识别等认识难度大，使得开发方案的合理制定面临较大的困难，从而造成气藏正式投入开采后活跃的地层水易侵入气藏中，使得部分气井较快产出地层水，且日产气量、油压迅速降低直至水淹停产。为消减水驱气藏水淹风险，实现气藏避水和控水开发，深入分析导致水淹风险存在的因素、对比水淹风险因素影响的程度、制订气藏水淹风险管控和预防性开发技术对策是非常必要的[7]。

1 水淹风险描述

气藏水淹如同煤矿透水，造成的危害很大，同时治理的难度也很大，且投入很高，因此，该风险应以预防为主。矿场的水文地质[8]条件认识是水淹风险防控的基础，包括水源识别、水体大小、涌水通道等客观因素，同时，非客观的影响因素也是需要重点探讨的内容。

1.1 客观因素

气藏水淹风险源是风险存在的客观因素，主要包括以下5个方面：①气藏存在活跃的边、底水；②气藏内部存在与水体沟通的高渗条带（如断层附近的裂缝发育带）；③气井距离边/底水近，且隔离遮挡条件差；④气藏内部存在层间水或含水饱和度高的气水层；⑤气藏盖层上部存在水层。

1.2 非客观因素

气藏水淹风险点即是导致水淹风险存在的非客观因素，主要包括以下3个方面。

1.2.1 地质认识不深入

1）对气藏规模的认识过于理想化，实则是水体大的小气藏。原因在于：气层含气饱和度的确定并没有通过保压取心进行验证，仅靠理论计算求得；气层有效厚度在确定时仅有很少的试油资料且以点带面，使得对有效储层的顶/底面认识不足且对隔夹层的扣除不够；含气边界划定时仅有少量探边资料，仅按构造等高线来圈定等；对试井或试采资料解释的含气边界、动态储量、弹性产率（即单位压降下的产气量）等参考得少。

2）对边、底水及层内、层间水的水体特征缺乏认识。主要表现为：不重视或缺少对气藏水文地质条件的研究；对气藏驱动类型、气水分布关系和边界条件认识不够；对水体压力、气/水产量等测试资料求取不足；对气藏中水体的类型、大小、分布、活跃程度及不同部位气水界面的位置等水文地质条件认识不够。

3）对气藏与水体之间的连通关系、窜流通道及遮挡条件的认识程度低，即对气藏储层层间/层内的非均质性描述不够准确。

1.2.2 采速调配不合理

1）气井配产过高，导致井底压力下降过快、过大，使得井底附近的地层压力与水区压力形成大的压差，从而引起边、底水向气藏内部侵入。通常，气藏储层的平面非均质性强，高渗条带上的气井压降越大，边水侵入速度越快。

2）在含气范围内不同井区的压降幅度差异大时将打破气水界面的均匀推进，圆弧状气水界面将出现凸峰，出现地层水局部指进的现象。

3）气层间采出程度差异大将导致层间压差大，压力亏空的气层会引起顶、底部高压水层的地层水窜入。

4）随着气藏采出程度增大，气藏内部地层压力与水区压力的差值逐年增大，水体变得越发活跃，从而导致水侵速度增快、水侵量增多。

1.2.3 误射或沟通了层间水

1）测井解释精度不够。通常，为了挖掘含气饱和度低的Ⅲ类气层、低电阻率气层的潜力，降低了测井解释的气层下限标准，将气水层或水层射开。

2）射孔时卡层不准。由于测井现场校深及解释等存在误差，射孔时偏离了真正的气层段，误将邻近的水层或气水层射开，造成气井出水。

3）固井质量差引起的管外窜。存在层间水的气藏，由于气井固井质量差和管外窜，造成层间水向气层段的窜流。

1.3 水淹造成的危害

气藏一旦发生水淹会造成气井产气量暴跌、油压急剧下降，以及地下气水关系的复杂化，形成难采的水包滞留气，导致停产气井复产难、水淹治理难及排水采气措施工作量大。疏松砂岩气藏出水还将加剧气井出砂，由于井口压力低、出水、出砂等促使地面集输处理流程进行高低压分输、增压、脱水及除砂净化装置改造，检修频次增加，并且大量产出水的外排处理困难、环保压力大、开采成本剧增。

2 水淹风险防控

由于不同类型的地层水不会同时都存在，导致水淹风险存在的主要是非客观因素，所以防控的主动权在于人为，可以采取适宜的技术措施使水侵可控。水驱气藏水淹风险防控则是指采取各种措施和方法，消灭或减少气藏水淹风险事件发生的可能性，由此减少风险事件发生后造成的损失。水淹风险防控的措施包括风险规避、损失控制、风险转移等[9]。

2.1 风险规避

风险规避是指通过对气藏开发方案设计的补充和调整，尽早消减导致水淹风险发生的条件，确定出使气藏少受水淹影响的开发技术政策和措施。水淹风险规避不意味着完全消除风险，而是要尽可能减小风险造成的危害。首先要降低危害发生的概率，这主要是采取淹前控制措施[10]；其次要降低危害程度，这主要包括淹前调控和淹后补救两个方面。

由于气藏本身不可避免地受到边、底水水侵或层间水、层内水窜流的影响，最终被水淹是不可避免的，只是时间早晚的问题。因此，水淹风险规避只是规避在气藏开发早期发生水淹，尽量延长气井的无水采气期。

在编制气田开发方案[11-12]时就应充分考虑水侵的影响，明确易发生边水指进或底水锥进的水侵区带，及早提出防水、控水对策，制订相配套的水侵防控专题技术方案，先期部署控水井进行排采泄压、邻层转蓄、阻隔拦截、诱导转向等控水措施，消减地层水的活跃程度，减缓边、底水对气藏开发的危害，达到水驱气藏水淹风险防控的目的。

开发过程中采气速度的合理调控也是减缓水侵，控制边、底水指进或锥进的主要手段。因此，在正确认识气水关系和水体性质的基础上，开展数值模拟研究，进行水侵预测，把控制采速、优化配产、调控压差、均衡采气贯穿于气田的整个精细开发管理中，避免局部井区出现强采而导致压降漏斗的形成，使边、底水的非均匀突进程度减少。

针对纵向上存在层间水的气藏，应保证固井质量以避免管外窜；同时，应提高气层解释精度，实现射孔时的精准卡层，控制气层和水层间的压差使其不宜过大以避免层间倒灌的发生。对于层内水，气井投产即产水，但是由于气体的流动性要优于液体，保持气井在小压差下的均衡生产即可避免近井筒地层中层内水湍流的产生。

2.2 损失控制

边底水活跃的水驱气藏采收率介于40%～60%；而边底水不活跃的水驱气藏或无水气藏采收率可介于70%～90%。因此，控制地层水的活跃程度是实现水驱气藏高效开发的最佳途径。如果水侵得到有效控制，气藏采收率将增加30%以上，且无水采气期内气田开采成本低，采取避水和控水开发将大大减少早期水淹对气藏开发带来的损失，节约大量的人力、物力和财力。

气藏水淹损失控制是指在不可能避免的水淹风险面前，减少水淹损失、降低损失程度而采取的各项控水技术，内容涵盖两个方面，即损失预防和损失控制。前已述及，水淹损失预防是对与气藏相关联水体快速侵窜的预防，即在对气藏水体性质认识的基础上，对其侵入气藏的趋势进行剖析和化解，进行水淹早预防、早治理。损失控制就是发生水侵后，对水侵程度进行评价，明确治理方向，制订不同治理方案并进行效果预测，优选最佳方案。但是，在气藏开发早期往往对避水和控水的重视程度不够，给后期治理带来巨大困难。因此，在水驱气藏的开发早期必须重视先期控水技术的应用与实施。

为减少水淹带来的损失，应采取以下6项措施：①气藏进入水侵阶段，重点是进行水侵动态分析，在找水、找窜上下功夫，明确来水方向，确定水源，制订气藏综合治水方案，加大对水侵的治理与调控力度；②迅速调减一批采出程度较高且压降较大的气井的工作制度，对出水且未停喷的气井强化产气剖面测试，避免水淹停产后难以判断出水层段，进而无法制订调堵措施；③加大藏外排水量，强化藏内堵水调层作业，减小气藏内部和周边水域的压差，减缓水侵速度而使水侵可控，同时适度开展藏内排水工作，避免气井生产压差过大沟通水侵通道而造成水害泛滥；④保护和预留未水淹区带的高压气井以作为气举工艺实施的高压气源井，单井进站管线实施双管下沟，以便站内实施集中增压循环气举，地面应及早铺设高、低压分输管线；⑤强化排水采气工艺技术的试验和储备，特别是藏外强排工艺，同时加强找水、找窜和堵水工艺技术的储备，以保证措施治理效果好；⑥强化剩余气挖潜研究，利用老井进行调层补孔作业或开窗侧钻，在潜力条带上部署挖潜调整井。

2.3 风险转移

通过风险转移来保障安全是最有效的风险防控手段。气藏水淹风险转移是指将水淹风险及其可能造成的水淹损失转移给气藏附近的低压、高孔高渗地质储集体内。针对水驱气藏，水淹风险转移的实质是选择与主力气藏有一定安全距离的地下亏空的废弃油气藏或选择低压、高孔高渗的地下储集体作为高压水体转储泄压的储库，在高压水体和地下储集体相应部署排水井和回注井以对高压水体进行排采泄压，从而实现减缓水侵速度的同时利用人工干预的手段转移高压水体。

为此，在气田开发早期，应该对气藏驱动类型及相关水体的水文地质特征开展研究，同时对水体周边的低压、高孔高渗储集体加强研究，以寻求合适的采出水地下储集库，为转移采出水提供可靠的场所，同时还需关注气藏的开发动态，实时跟踪研究气藏纵向上和平面上的压力分布情况。

3 案例综合分析

某基岩气藏于2013年底提交天然气探明地质储量（容积法）近 450×108m3，含气面积约 19 km2。2014年6月完成开发方案编制，2015年底基本建成，为近年发现并快速开发的典范气藏[13-15]。2016年年初该气藏日产气最高达到402×104m3，现常开气井为11口，受水淹影响的停产井及间歇生产井分别为14口和6口，气藏日产气降至23.8×104m3。该气藏仅有两年的上产期，没有稳产期（图1）。目前，规模为400×104m3/d的地面天然气集输处理装置勉强低位运行；排采复产、增压气举、采出水回注（日产水达404.9 m3）、场站改造等措施工作量急剧增加。可见，气藏水淹风险造成的损失是巨大的[16]。

造成该气藏水淹的主要原因可以归结为以下方面。

3.1 对气藏储量规模的认识有一定偏差

在提交天然气探明地质储量时，无动态法计算的储量做参考，仅使用容积法计算储量，在对基岩气藏有效孔隙度、有效厚度、气水边界等参数取值时保证其准确性很困难。

该气藏正式投入开发以后，随着井数及生产动态资料的增加，采用动态法对单井控制储量进行测算，合计得到气藏动态法储量已不及探明地质储量的1/3，目前已累计采出天然气28.45×108m3，采出程度近1/3，而气藏地层压力下降幅度为52.86%。依据31口井的资料确定气水界面并圈定含气面积仅约11 km2，通过产出剖面测试结果证实气藏顶、底面之间部分层段射开后并未产气，因此气藏有效厚度变小。可见该基岩气藏的储量规模明显较2013年底所提交的探明地质储量小。

3.2 对存在的水体类型认识不足，边、底水特征认识不清

在试采时没有进行气藏水体评价及水文地质条件研究，对边、底水分布、水体大小、能量等不清楚。从气藏水侵区域可看出，产水量高的气井大多分布在东边断层一带及构造南端低部位，产水量较高的气井在构造中高部位也有分布，说明水平裂缝和条带状破碎带沟通了边部水体，底水和边水彼此连通、互为一体。

编制开发方案时受资料不足的影响，认为气藏具有统一的气水界面，为构造控制的裂缝型底水块状高压湿气气藏。从后面的开发情况来看，之前认识的基岩含气层段内不同部位都存在着出水问题，可见该气藏没有统一的气水界面，藏内纵向流体分布复杂。

图1 某基岩气藏开发指示曲线图

3.3 对基岩气藏内幕地质认识不够，对边、底水的侵入预测不足

在试采时没有开展水侵速度、水侵量、水侵路线及方向预测等专题研究，对水淹风险分析不充分。试井及试采资料表明，气藏不同井区的动态法储量、单井产气量、物性参数等差异很大，说明基岩储集体的强非均质性、裂缝发育的分散性以及不同井区采气强度的差异性、压降的不均衡性都给边、底水的窜进创造了条件。所建立的基岩储集体地质模型精度低，对气水的分布规律认识不明确，采用数值模拟技术进行气水动态预测基本未开展。

3.4 采气速度过高，气藏压降快，形成较大水进压差

由于储量基数大掩盖了较高的采气速度会带来的不利影响，且对较大的生产压差也没有引起警觉。在开发过程中，该气藏地层压力降幅大，平均每年降低约5 MPa，至2018年8月气藏的平均地层压力为22.47 MPa，主产区、低效区及水淹区的地层压力分别为21.47、24.71及28.02 MPa，水淹区因边、底水能量补充使地层压力高于主产区，水进压差（即水域地层压力和产气区地层压力之差）为6.55 MPa，主产区面临着水侵加剧的形势，同时外围水域地层压力和产气区地层压力之差介于13～20 MPa。

3.5 产能试井解释被气井短期试采高产的假象所惑，部分单井配产过高

制订开发方案配产时虽然该气藏气井的无阻流量普遍不高，但是认为主要是储层污染所致，而实际上针对致密基岩气藏近井地带钻井液是不易侵入且伤害地层的。由于单井试采时生产压差大（大于10 MPa），且压降快，说明气井的供给半径小、供给能力弱、井控储量有限。而采用大的生产压差进行强采将引起局部压力降幅大，边、底水的活跃程度增大、推进不均，出现水体向气藏内部窜进的问题。

3.6 开发方案中的风险提示没有引起足够的重视，水淹的风险意识缺乏

开发方案不确定性分析中提示到：对基岩内部的认识和气水界面还不够确定，对气井生产指标评价结果存在一定的不确定性等，但是在后续的上产中没有引起足够的重视。

综上所述，该气藏水淹的主要原因中非客观的因素占主导地位。虽然针对单井无阻流量、稳产时间、合理配产；气井连通性、单井控制储量、气藏可采储量、合理采速；对地层水的赋存状态及纵横向分布特征、水体活跃程度、水侵方式及地层水对气井生产的影响程度等进行了分析和评价，并提出了建议和要求，但是没能引起重视，水侵、水窜跑到了没有树立水淹风险和先期控水意识的人们前面。当前提出以“构造高部位控压差＋助排、构造低部位强排水、低效区提高储量动用”为主线的整体治水复产思路，但是投入的多措并举工作量和大量资金收效微不足道，该气藏水淹的教训是深刻的。

4 结论和建议

1）针对气藏开发须树立水淹风险管理意识，为规避水侵失控，应开展水淹风险描述，并制订避水、控水、治水的阶段性措施方案，进行全过程控水管理。

2）强化气藏水文地质勘察研究，在开发早期利用探井获取相关资料，寻找邻近气藏水体周边的高孔高渗储集体及纵横向压力亏空的储集体作为侵入水转移的场所。

3）在气藏内幕刻画、储层非均质性研究、气水关系分析的基础上，分井区优化配产并适时调整，力求边、底水和层间水均衡推进。

4）对气田开发方案编制规范进行修订，对边、底水水源识别、渗流通道及水体大小进行评价，对气藏水淹的风险进行评估和预测，增加气藏先期控水的专题方案，使水侵受控，规避水淹风险。

5）对复杂气藏的储量采用容积法和多种动态法进行计算，互为参考，且在进行试采评价后正式提交探明储量，在开展可动用储量评估后再提交开发项目建议书，谨慎大规模投资建产。