对水驱气藏采收率的新认识——以南海西部典型水驱气藏为例

彭小东 杨朝强 彭 旋 汪来潮 卢 艳 刘 鑫 刘 凯

中海石油（中国）有限公司海南分公司

0 引言

南海西部水驱气藏采收率普遍高于行业标准参考范围，采收率标定和如何进一步提高采收率一直是开发研究的重要内容。目前常用的采收率标定方法包括经验法、数值模拟法、容积法及其修正法、物质平衡法[1-3]。经验法精度较低、不确定性大；数值模拟法受限于废弃产量的准确性；容积法及其修正法、物质平衡法，则受限于废弃压力和波及系数的准确计算。李闽、刘世常、胡科等结合张伦友水侵强度指示曲线[4]和Agarwal端点方程，提出了一种采收率标定新方法并在南海西部气田开展应用[5-6]，但实践发现水驱气藏生产指示曲线并不完全符合水侵强度指示曲线。1999年刘蜀知等结合水驱气藏物质平衡方程和非稳态水侵计算模型开展了水侵量和压力预测，并提出了在其他条件许可的情况下应尽可能提高采气速度以提高水驱均质气藏采收率的观点[7]。2006年张烈辉开展水驱气藏采收率影响机理分析，通过不同采气速度的物质平衡动态预测，得到加快边水气藏开采速度可以提高气藏采收率的认识[8]。2015年李闽、蒋琼等联合物质平衡方程、Agarwal端点方程和Carter-Tracy水侵量计算方程开展了水驱气藏采收率的理论计算和影响因素分析，提出采气速度是影响水驱气藏采收率的重要可控因素的观点[9-10]。但这3个模型主要考虑了水侵的影响，对产水的影响考虑不足，且对气藏产水后的动态指标未做预测。南海西部已投产气田普遍为已经开始产水的水驱气藏，在建设气田也是以水驱气藏为主，因此利用水驱气藏物质平衡动态预测方法[11]开展水驱气藏采收率再认识具有现实指导意义。

1 南海西部典型主力水驱气藏采收率

南海西部气田主要分布在莺歌海－琼东南盆地（简称莺—琼盆地），两个盆地之间以1号断层分隔[12-13]。莺—琼盆地是年轻的伸展性盆地，经历了断陷、拗陷两个构造演化阶段[12-13]。分别沉积了断陷期湖相始新统、海陆过渡相—海相渐新统崖城组和陵水组，拗陷期海相中新统三亚组、梅山组、黄流组、上新统莺歌海组和第四系乐东组等地层[12-13]。储层主要有4种类型，包括：上渐新统陵水组三段扇三角洲砂岩、上中新统黄流组重力流沉积砂岩、上新统莺歌海组重力流水道砂及浅海席状砂、第四系乐东组临滨及浅海疏松粉细砂岩[12-13]。气藏沉积相以海相重力流沉积为主，占莺—琼盆地气田探明地质储量的71%，其次为滨浅海相沉积（17%），最后为海陆过渡相三角洲沉积（12%）；气藏类型以构造岩性气藏为主（55%），其次为岩性气藏（37%），最后为构造气藏（8%）；储层孔隙度以中、高孔为主，分别占37%和21%，特高孔和低孔特低孔各占21%；储层渗透率以中、高渗为主，分别占39%和34%，其次为低渗、特低渗（共占18%），最后为特高渗，占9%。

石油天然气行业标准SY/T 6098-2010《天然气可采储量计算方法》将水驱气藏按地层水活跃程度划分为活跃、次活跃和不活跃3类，依次给出的采收率参考范围为40%～60%、60%～80%、70%～90%[1]。

南海西部几个典型气田的储层物性、气藏类型及主力气藏对应的采收率情况如下所述。

1）南海西部的LD22-1气田和LD15-1气田位于莺歌海盆地，主要含气层位为乐东组，以临滨相和浅海相疏松粉细砂岩为主，物性以中高孔、中高渗为主。LD22-1气田主力气组平均孔隙度26.3%、平均渗透率347.9 mD；LD15-1气田主力气组平均孔隙度为26.0%、平均渗透率为42.2 mD。气藏类型以背斜气藏和断块气藏为主，驱动类型以边水驱为主，水体能量大，近似为稳态水体[14-15]，可划分为活跃水体气藏，其主力气藏采收率介于50%～75%（表1）。

表1 水驱气藏类型划分采收率表

2）YC13-1气田位于琼东南盆地，主要储层为陵水组陵三段砂岩地层，沉积相为受潮汐控制的辫状河三角洲；物性以低孔高渗为主，平均孔隙度12.9%、平均渗透率370 mD；气藏类型为受断块、岩性和地层控制的复杂断块有限封闭边水气藏，水体倍数在3倍左右[16-18]，可划分为次活跃水驱气藏，其主力气藏的采收率能达到80%～85%（表1）。

3）DF1-1气田位于莺歌海盆地，主要储层为莺歌海组莺二段极细粉砂岩储层，以半深海席状浊积岩沉积为主；物性以中高孔中低渗为主，主力气组平均孔隙度24.2%、平均渗透率42.5 mD；气藏类型主要是构造岩性气藏和岩性气藏，驱动类型以弹性驱为主、辅以弱边水驱，水层渗透性较差[14，19]，可划分为不活跃水体气藏，其主力气藏的采收率能达到70%～80%（表1）。

总体上，南海西部气田储层物性较好，非均质性不强，其主力气藏的采收率较高，其中水驱活跃、次活跃气藏的采收率范围明显高于行业标准中的参考范围。

2 水驱气藏采收率影响因素分析

2.1 水驱气藏物质平衡动态预测方法

水驱气藏物质平衡动态预测方法所需基本方程如下[11]。

1）水驱气藏物质平衡方程[11，20]

式中G表示气藏动储量，m3；Gp、Wp、We分别表示累计产气量、累计产水量、累计水侵量，m3；p、pi分别表示地层压力、原始地层压力，MPa；Bw、Bg、Bgi分别表示地层水体积系数、天然气体积系数、原始地层压力下天然气体积系数，m3/m3；Cw、Cp分别表示地层水压缩系数、地层岩石孔隙压缩系数，MPa-1；Swi表示初始条件下的含水饱和度。

2）累积水侵量计算方程

水侵量计算采用非稳态方法，选择计算过程相对简单的Carter-Tracy模型，水体形状选择平面径向流，公式如下[11，21]：

式中B表示非稳态水侵常数，m3/MPa；Δpn为每一时步的压力变化，MPa；n和n-1分别表示第n次和第n-1次时步；tD表示无因次时间；pD表示无因次压力；p'D表示无因次压力导数。

3）产水量方程

产水量则是利用相渗曲线，通过分流量方程来计算，公式如下[11，20]：

式中，fw表示含水率，小数；μw、μg分别表示地层水黏度、天然气黏度，mPa·s；Krw、Krg分别表示地层水相对渗透率、天然气相对渗透率。

4）高压物性方程

流体和岩石高压物性参数采用实验结果约束经验公式的计算方式得到[11]。

预测方式为定产气量预测。

2.2 动态预测基础参数

利用IPM软件的MBAL（物质平衡）模块对Y气田开展了考虑产水条件的物质平衡动态预测[11]。气藏参数如表2所示，相渗曲线如图1所示，敏感性参数设计如表3所示[11]。

表2 Y气田物质平衡动态预测基础参数表[11]

表3 Y气田敏感性参数及取值表[11]

图1 Y气田相渗曲线图[11]

2.3 动态预测结果分析

令

式中，Z、Zi分别表示天然气偏差因子、原始地层压力下的天然气偏差因子；ψ表示无因次拟压力；Rg表示天然气采出程度。

定义无因次拟压力（ψ）与采出程度（Rg）之间的关系曲线为气藏无因次生产指示曲线[11]。由不同敏感性条件下的气藏无因次生产指示曲线（图2）可知：水层渗透率、水体半径、地层水压缩系数、地层岩石孔隙压缩系数、气藏埋藏中深和采气速度等对气藏无因次生产指示曲线有明显影响。水层渗透率、水体半径、地层水压缩系数、地层岩石孔隙压缩系数、气藏埋深的值越大，则气藏无因次生产指示曲线的上凸特征就越明显，前期就越上翘、后期下弯后的直线就越长、拐点对应的采出程度就越小；而采气速度的影响则相反。

图2 Y气田不同敏感性条件下的无因次生产指示曲线图

由水气比与采出程度敏感性分析结果图（图3）可知：

1）水层渗透率、水体半径、地层水压缩系数、地层岩石孔隙压缩系数、气藏埋藏中深和采气速度对水驱气藏水气比曲线有明显影响。水层渗透率、水体半径、地层水压缩系数、地层岩石孔隙压缩系数、气藏埋藏中深的值越大，水气比就上升越快，见水时的采出程度就越小，按同一水气比作为废弃条件对应的采收率也就越低；而采气速度的影响则相反。

2）水气比曲线与气藏生产指示曲线特征具有对应关系。水气比曲线开始产水的采出程度点与气藏生产指示曲线开始下弯并逐渐呈现直线特征的拐点是相对应的。

3 水驱气藏采收率再认识

3.1 排水采气是首选措施

由图2a、b和图3a、b可知：水体半径越大、水层渗透性越好，水驱气藏见水时间就越早，废弃压力就越大，采收率也就越低；而减小产水气井的临界携液流量，增加废弃水气比，可以降低废弃地层压力，从而提高产水气藏采收率。因此，排水采气是提高产水气藏采收率的首选方案。

图3 Y气田不同敏感性条件下的水气比曲线图

YC13-1气田便是采用了压缩机降压、射流泵降压和优选管柱3种排水采气措施[22-25]，逐步降低废弃地层压力，使得气田在见水后仍然能够持续生产，大幅度提高了气田采收率（图4）。截止2019年12月，YC13-1气田地质储量采出程度高达69.7%，动储量采出程度高达89.3%，预测地质储量采收率高达71.5%，动储量采收率高达91.6%。其中主力气藏（陵三段N块气藏）地质储量采出程度高达75.8%，动储量采出程度高达91.9%，预测地质储量采收率高达77.9%，动储量采收率高达94.4%。

图4 YC13-1气田N气藏生产指示曲线与水气比曲线对比图

3.2 水溶气有加剧气藏见水的风险

由图2c、d和图3c、d可知：地层水压缩系数和地层岩石孔隙压缩系数越大，水驱气藏见水时间就越早，废弃压力就越大，采收率也就越低。当地层水中溶有大量水溶气时，地层水压缩系数会明显增加；尤其是当地层水压力低于泡点压力时，水溶气脱溶会导致地层水压缩系数迅速增加[26]。因此，对于地层水中溶有大量水溶气的气藏，如高温高压气藏[27-28]、高CO2气藏[27-28]、构造平缓而气水分异不彻底的气藏[29]，应考虑水溶气加剧气藏见水的风险。

YC13-1气田在生产过程中存在产出天然气中CO2组分含量逐渐上升的情况，通过在ECLIPSE数模软件中采用油溶气代替水溶气，并结合虚拟示踪剂技术进行数值模拟发现，考虑水溶气的方案能较好地拟合CO2含量的变化，且考虑水溶气时水气比更高（图5），边水推进更快，地层拟压力降低更慢[28]。

图5 YC13-1气田有无水溶气方案的数值模拟水气比曲线对比图[28]

3.3 适当提高均质边水气藏采气速度

由图2e和图3e可知：采气速度越大，水驱气藏见水时的采出程度就越大，采收率也就越高。原因是气的流度远大于水的流度，水侵速度的改变要滞后于采气速度[30]，提高均质性较好的水驱气藏的采气速度，可以抑制水侵。这与本文文献[7-9]的研究结论一致。因此，合理布井+优化配产有助于渗透率较高、均质性较好的水驱气藏提高采收率。传统观点认为水驱气藏的采气速度尽量不要大于4%[31]，但南海西部水驱气藏的采气速度基本都在7%左右，这便是南海西部水驱气藏采收率较高的原因之一。

从东海某气藏的无因次生产指示曲线和采气速度曲线（图6）可以看出：①当采气速度稳定在7%时，气藏的生产指示曲线与水侵强度指示曲线基本吻合；②当气藏见水后，采气速度降低，生产指示曲线开始上翘，偏离水侵强度指示曲线；③采气速度降低越多，生产指示曲线向上偏离程度越高，废弃压力就越大，采收率也就越低[30]。

图6 东海M气田N气藏无因次生产指示曲线和采气速度曲线图[30]

3.4 浅层水驱气藏采收率相对更高

由图2f和图3f可知：气藏埋藏中深越深，水驱气藏见水时间就越早，废弃压力就越大，采收率也就越低。原因是气藏埋藏中深越深，地层压力和温度就越高，天然气压缩系数就越小，黏度也越大；而水的压缩系数和黏度则基本不随压力和温度变化，从而导致同样水体倍数和采气速度条件下，深层水驱气藏相比浅层水驱气藏的水体能量相对增加、水侵相对更严重、见水时间相对更早、采收率也相对更低。这便是南海西部浅层强水驱气藏采收率较高的又一原因。

LD15-1气田A5井区气藏和LD22-1气田L2Ⅲ气组气藏分别是所属气田的典型气藏，埋藏中深分别约为1 000 m和1 400 m。两个气藏的采气速度基本相同，约为6%，目前尚未见水。由图7可知：①LD15-1气田A5井区气藏的实际生产指示曲线，要高于LD22-1气田L2Ⅲ气组气藏；②LD15-1气田A5井区气藏预测的生产指示曲线下弯时对应的采出程度，要小于LD22-1气田L2Ⅲ气组气藏。

图7 LD15-1气田和LD22-1气田典型气藏的无因次生产指示曲线图

4 结论及建议

1）水驱气藏采收率与气藏水体半径、水层渗透率、地层岩石孔隙压缩系数、地层水压缩系数以及气藏埋藏中深呈负相关，与采气速度呈正相关。

2）排水采气是降低废弃地层压力、提高产水气藏采收率的首选措施。

3）高部位布井+较高采气速度，有助于渗透率较高的边水驱气藏提高采收率。

4）地层水中天然气溶解度较高的水驱气藏，应考虑水溶气加剧见水的风险。

5）浅层水驱气藏采收率，高于同等水体倍数和采气速度条件下的深层水驱气藏。