苏里格气田苏S区块高含水气藏气水识别及开发对策研究

2022-05-25 11:03李昌绵
非常规油气 2022年3期
关键词:质性气井饱和度

李昌绵,李 爽,柳 琳,靳 辉

(长城钻探工程有限公司 地质研究院,辽宁 盘锦 124010)

苏S区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带,目的层为上古生界二叠系山西组和石盒子组砂岩。自2008年投入开发,先后经历了上产及稳产阶段,北部区已形成600 m×600 m不规则菱形井网,采出程度达到64%,开发效果较好;而作为下步稳产重要产能接替区的中部区域,其储层地质特征复杂,储层连续性、物性均较差,更重要的是含气饱和度相对较低,气水关系更加复杂,生产过程中出现了越来越多的产水气井。对于这类区域,进一步明确气水控制因素,总结分析气水分布规律和分布模式,提出改善含水气藏开发效果的有效技术对策,将是今后效益开发高含水致密气藏的基础和关键。

1 气井出水特征

该研究的高含水工区位于苏S区块中部28排以南、54排以北区域,面积305.5 km2,地质储量355.5×108m3。截至2021年3月,完钻气井302口,投产气井247口,开井214口,日产气223.8×104m3,井均日产气1.04×104m3;井均生产时间818.5天,累产气925×104m3;水气比大于0.7 m3/(104m3)的气井218口,日产气占比 80.8%。

根据生产特征,苏S区块气井出水有2种情况:投产初期出水和生产中后期出水。初期出水井:射孔层段测井曲线含气响应较好为气层、含气层,投产初期大量出水,导致气井无法正常生产;中后期出水井:射孔解释层段为气层、含气层,投产初期压力下降快,生产过程中井底积液逐渐严重,随后产气量快速降低,气井出水。根据出水量大小将出水井划分为5种类型[1]:1)低出水量(气水比<0.7);2)中等出水量(0.7<气水比<2.0);3)高出水量(2.0<气水比);4)严重出水量(投产后生产时间短,目前已关井);5)因出水无法投产。

1.1 低出水量井

该类气井气水比小于0.7,能连续生产,初期井口压力21.0~23.9 MPa,日产气(1.2~1.9)×104m3;压力递减阶段,压力下降缓慢,压降速率<0.05 MPa/d,日产气(1.0~1.3)×104m3;低压稳产阶段压力平稳,日产气(0.5~1.0)×104m3,气量平稳。图1所示为苏S区块低出水量气井生产曲线。

图1 苏S区块低出水量气井生产曲线Fig.1 Production curve of gas well with low water yield in Su S block

1.2 中等出水量井

该类气井气水比为0.7~2.0,能连续生产,初期井口压力10.0~23.3 MPa,平均16.0 MPa,日产气(0.7~2.7)×104m3,平均日产气1.70×104m3;生产初期压力递减较快,见水后压力呈断崖式下降,生产后期通过固定的间开制度可确保低压稳产。生产过程可分为压力快速下降、气水同出和低压稳产3个阶段。由于这类井生产层段测井显示较好,分析原因是在开发过程中,随着地层压力的逐渐下降,孔隙内气体体积迅速膨胀,对微细孔喉处的水产生推动力,致使部分毛细管水被推动、运移,转为可动水,导致气井中后期出水[2]。图2所示为苏S区块中等出水量气井生产曲线。

图2 苏S区块中等出水量气井生产曲线Fig.2 Production curve of gas well with medium water yield in Su S block

1.3 高出水量井

该类气井气水比大于2.0,投产初期就出水,初期井口压力9.4~21.5 MPa,平均15.0 MPa,日产气(0.1~2.8)×104m3,平均日产气1.55×104m3;压力下降快,日产气急剧下降且呈跳跃状波动,井筒大量积液,如果不采取有效排水采气措施,很快就进入低产低效期,甚至关井停产;生产过程可分为压力快速下降、间开生产以及低压生产3个阶段。这类气井投产就出水,主要说明储层中就含有一定量的可动水源。图3所示为苏S区块高出水量气井生产曲线。

图3 苏S区块高出水量气井生产曲线Fig.3 Production curve of gas well with high water yield in Su S block

1.4 严重出水量井

该类气井气井投产初期就见水,且出水量大,生产30~60天后压力迅速下降至2.0~4.0 MPa;之后压力、日产气呈跳跃状递减,需间开生产;生产周期短、累产气少,动态分类全部为Ⅲ类井,目前已全部关井。图4苏S区块严重出水量气井生产曲线。

图4 苏S区块严重出水量气井生产曲线Fig.4 Production curve of gas well with serious water yield in Su S block

2 气水识别

2.1 地层水赋存状态[3-5]

根据苏S区块11口井的水样分析统计,阳离子以碱金属离子Na+和Ca2+为主,阴离子中Cl-为主,水型为氯化钙型;地层水矿化度13 356~58 246 mg/L,平均35 183 g/L,部分样品属于卤水范畴(大于50 000 g/L);依据矿化度将地层水分为正常地层水、淡化地层水以及凝析水。

根据研究区储集层微观孔隙结构和石英砂岩强亲水的特点,并结合气井出水特征,利用压汞曲线辅助判断地层水有束缚水、可动水和毛细管水3种赋存状态。束缚水存在于岩石颗粒表面、微小孔隙中,难以流动;可动水存在于物性较好的储层中,或连通性较好的孔隙中,可自由流动;毛细管水存在于非均质性较强储层中,或微-细孔吼中,一定条件下可流动,转为可动水。

综合上述研究,岩石的含水饱和度由两部分组成,一部分是束缚的,另一部分是可动的。当储层中Sw小,且Sw≈Swi时,储层解释为气层;当储层中Sw较大,且Sw>Swi时,储层解释为气水同层或水层。因此,利用含水饱和度(Sw)与束缚水饱和度(Swi)的差异可以有效计算储层中可动水的存在,从而识别含水气层。

2.2 可动水饱和度计算

应用岩心实验法测试数据,开展苏S区块束缚水饱和度与孔渗关系研究,分别建立束缚水饱和度与孔隙度关系曲线(Swi=f(φ))、束缚水饱和度与渗透率关系曲线(Swi=f(K))及束缚水饱和度与孔隙结构指数关系曲线(Swi=f(φ,K))。研究结果表明,应用实验室气驱法测试的岩心束缚水饱和度(Swi)与孔隙结构指数(K/φ)1/2相关性最好[6]。相关性系数R=0.941 8。分析原因:低孔低渗气藏孔隙结构复杂,孔隙度不能代表孔喉大小、连通情况及渗流能力;同一储层中,孔隙度相同的层有时渗透率相差大,从而影响束缚水饱和度。

因此,单用孔隙度或渗透率建立束缚水饱和度模型实用性较差;可以利用很好表征储层孔隙结构特征的孔隙结构指数建立束缚水饱和度模型。

应用束缚水饱和度计算模型,计算苏S区块老井气层、含气层束缚水及可动水饱和度。统计分析表明:储层可动水饱和度的大小与产出水状况基本呈正相关关系。

苏S区块中部、北部含气性及储层物性均存在较大差异,中部区储层含水饱和度较高,且束缚水饱和度低,存在一定量的可动水,该区域出水井较多,严重影响气井产量,水是该区域生产面临的主要矛盾;北部区储层含水饱和度相对较低,储层条件好,所以该区域生产出水井相对较少,整体生产效果较好。图5所示为苏S区块山1段束缚水饱和度模型;图6所示为苏S区块盒8段束缚水饱和度模型;表1为苏里格气田苏S区块北部、中部储层含水饱和度计算结果。

图5 苏S区块山1段束缚水饱和度模型Fig.5 Bound water saturation model of Shan1 section in Su S block

图6 苏S区块盒8段束缚水饱和度模型Fig.6 Bound water saturation model of He8 section in Su S block

表1 苏里格气田苏S区块北部、中部储层含水饱和度计算结果表Table 1 Calculation results of reservoir water saturation in northern and central Su S block

2.3 可动水饱和度界限

结合试采数据、生产数据等资料,建立可动水饱和度与产水量、预测最终累产气交会图,根据二者分布范围与对应可动水饱和度关系,确定可动用储层的可动水饱和度界限[7-8]。结果表明,可动水饱和度越大,对应的气井单井最终累产气越小、气井气水比越高。少量产水气井Smw≤15%,中等产水气井15%35%。苏S区块气井可动水饱和度与气水比、最终产气量关系曲线如图7所示。

图7 苏S区块气井可动水饱和度与气水比、最终产气量关系曲线Fig.7 Movable water saturation, gas-water ratio and final gas production relationship curve

3 气水分布规律

3.1 储层非均质性

层内非均质性:研究区储层垂向上粒度韵律均质韵律占比39.52%;其余正韵律、反韵律、复合韵律占比高达60.48%。表明储层内渗透率从下往上由高变低或由低变高,或在一套储层中交错迭合,反映河道沉积过程中水动力的多次变化,层内具有较强非均质性[9]。研究区内1~9小层渗透率变异系数为0.63~0.82,属于强非均质;突进系数为1.77~2.14,属于中等非均质;极差239~687,属于强非均质,因此中部区域总体非均质较强。

层间非均质性:通过对中区300多口完钻井进行统计分析,研究区内1和2小层的砂地比和分层系数均偏低,反映砂体单层厚度薄且呈孤立砂体,连通性差,层间非均质性极强[10];4~7小层的砂地比与分层系数均为中-高,表明这一层段砂体更加发育,表现为多套中-厚层砂岩夹薄层泥岩的特征,仍然具有较强的层间非均质性。

平面非均质性:储层平面非均质性受控于河道展布特征,砂岩厚度变化大,平面薄、厚砂带相间分布,储层平面非均质性增强;物性、非均质性与砂地比正相关,河道主体部位,砂地比高,储层孔渗好,非均质性弱;河道边缘部位,砂地比低,储层孔渗差,非均质性强。从孔隙度和渗透率平面分布图看,相对高孔高渗区在横向上变化快,总体显示了较强的平面非均质性[11]。

3.2 气水分布模式

1)北部含气饱和度高,中南部降低;纵向上含气饱和度呈递减趋势[12]。

生烃强度、储集层与烃源岩的距离在一定程度上影响天然气的聚集。平面上,苏S区块北部为相对高生烃区域、天然气相对富集区,向中部及东南方向变低;纵向上含气饱和度呈递减趋势。距离烃源岩较近的山1段含气饱和度最高,为53.9%,其次是盒8下段的51.5%,天然气聚集程度要好于距离烃源岩较远的盒8上段。

2)构造对气水分布控制作用不明显,纵向上无统一的气水界面。

应用井震结合技术表征苏S区块各小层微构造特征。总体呈现由北东向南西倾伏的宽缓单斜构造,具有东高西低、倾角小、坡度缓的特点,局部发育低缓鼻状构造。构造对气水分布控制作用不明显,构造高部位、低部位均存在水层。局部微构造对含气性有控制作用,天然气分布在构造高部位,地层水分布在构造低部位,同一套储层微构造局部高点含气性更好。

3)纵向上,各小层内气层、水层、干层交替出现,气水关系较为复杂。

同等生烃强度的条件下,物性较好的高渗储层运移阻力小,被优先充注形成纯气层,而物性差的储层排驱压力高,原始地层水难以被完全驱替,易形成含气水层或气水同层;而在物性差异较大的复合砂体内部,气层与气水层相邻发育。

4)平面上水体不连通,无区域性连片分布。

平面上受物源影响,各小层砂体呈近南北向条带状分布,表现出河道与河道间即储层-非储层的交替模式出现,相对高孔高渗区在横向上变化快,总体显示了较强的平面非均质性。因此平面上水层多被致密干层、隔夹层的分隔影响,多呈现出呈透镜状孤立水体,无区域性的连片分布。

5)气水分布模式主要有4种类型。

综上所述,苏S区块中部纵向上气水分布模式主要有4种类型:纯气型、纯水型、上气下水型以及气水同存型(或含水气层),如图8所示。

图8 苏S区块气水分布模式图Fig.8 Pattern diagram of gas-water distribution in Su S block

纯气型:储层厚度适中,岩性及物性较好,天然气充注充分,能形成良好气层;纯水型:孤立的砂体,周围无断层或裂缝等运移路径,天然气无法进入,表现为孤立的透镜体水;上气下水型:虽然储层非均质性相对较弱,但受生烃强度及气藏能量的影响,天然气进入储层后无法将水全部排出,在储层内受砂体微构造的影响表现为上气下水;气水同存型:在多期发育砂体叠置的储层中,受生排烃强度、砂体内部物性差异的影响,天然气只能进入物性较好的区域,而存在于微小孔隙如黏土矿物晶间孔和溶蚀孔隙中地层水无法被驱替,从而形成气水混存,并且纵向上气水分异差。

4 开发技术对策

4.1 高含水气藏开发经济下限

根据中国石油天然气集团公司企业标准Q/SY 180—2007《石油天然气经济可采储量评价方法》中的经济极限法,计算在目前开发技术和经济条件下,新钻井能收回全部投资和采气操作费并获得最低收益率时所应达到的极限产气量。

直井单井建井投资750万元,经济极限产气量为1 536×104m3。结合直井最终累产气预测结果,气水比小于2.0的气井预测最终累产气1 785×104m3,可达到动态Ⅱ类井指标,具有一定的经济效益。因此,应用该文束缚水计算模型前提下,动用储层可动水饱和度≤18% 为低饱和度气藏开发技术经济界限。

综合考虑储层孔渗特征、含气饱和度和可动水饱和度等影响因素,建议可动水饱和度18%作为判断产水情况强弱的临界值,优先动用储层含气饱和度大于50%、可动水饱和度小于15%的储层。

4.2 制定致密高含水气藏射孔原则

根据苏S区块高含水气藏出水特征分析,出水层位多为测井解释为气层和含气层,结合气井生产效果,优化射孔井段,制定合理射孔原则,实现避水目标,提高气井投产成功率及开发效果。

致密高含水气藏射孔原则如下:

1)测井解释为气层、含气层;

2)测井曲线上低伽马、SP负异常、低中子-密度、高电阻、高时差,中子-密度曲线包络面积大,气测值高;

3)应用束缚水饱和度模型,计算可动水饱和度Smw≤18%;

4)当目的层上下存在可动水饱和度>18%的气层和含气层、水层,射孔井段与其距离应大于5 m以上;

5)当目的层与周围井连通性较好时,压裂过程中注意结合井距、邻井压裂规模及生产效果适当控制裂缝半长。

如苏S-某井,山1段17~20号层可动水饱和度为0.0%~3.0%,小于15%,初步判断该层属于不出水或低出水范围。2020年6月8日投产后,初期日产气1.7×104m3,生产125天,累产气65.0×104m3,效果非常好。

2021年高含水气藏成功投产了新井37口,动用气层、含气层以及气水同层(7.3 m/2层)共209层/561.4 m;其中Smw<18%的储层厚度512.5 m,占比91.2%,初期井均日产气1.21×104m3,动态Ⅰ+Ⅱ井比例较上一年提高9.0%,取得了较好效果。

4.3 根据可动水饱和度计算结果优选含气富集区

根据储层可动水饱和度计算结果,结合区块砂体展布特征,绘制不同层位可动水饱和度等值线图,优选含气富集区,指导区块布井。

平面上,可动水饱和度受储层非均质性影响,主要呈窄条带状、土豆状分布,平面上连续性较差;纵向上,从山1段的8小层至盒8段4小层,含可动水的井点逐渐增多。因此,平面上优选可动水饱和度低的区域优化部署;纵向上优选含有可动水井点少的7和8小层作为开发目的层。

4.4 利用侧钻水平井改善高含水气藏开发效果

为改善高含水区气井开发效果,提高单井产量,在多方论证下实施侧钻水平井现场试验。

苏某井2020年3月完钻,经计算19号层含有少量可动水,可动水饱和度为13.1%;16~18号层可动水饱和度较高,达33.8%~55.4%;2020年4月射开盒8段19号层,压裂投产动用上面16~18号层,试采大量出水,无法正常投产。2020年9月该井采用侧钻水平井开发山1段25号层,可动水饱和度为16.0%;压裂投产动用27~29号层,可动水饱和度为29.5%~33.4%;2020年11月投产,初期日产气6.0×104m3,气水比0.7~2.0,目前累计生产380天,累产气710×104m3,取得较好开发效果。该井的成功实施表明侧钻水平井开发低饱和度、高含水气藏具有一定的优势,为今后提高气水复杂区储量动用程度提供了依据。

4.5 优化压裂工艺及规模,实现控水及疏水的目的

针对“上气下水”储层,通过停泵沉砂工艺铺置人工隔层,降低底水水淹风险,实现控水目的。一是在前置液阶段采用大段塞加砂,保证人工隔层连续;二是低黏前置液携砂,砂面沉降后有利于均匀铺置在裂缝下部,形成遮挡,限制人工裂缝向下方延伸,降低沟通底部水层的风险。针对射孔层段周围邻井有水层、高含水层,开展“高砂比、造长缝”工艺,采用“高砂比”施工最大限度提高近井地带导流能力,采取“造长缝”沟通远端优势砂体,解决气藏大规模压裂增产和控制水淹之间的矛盾;针对“气水同”储层,使用新型配方的生物胶压裂液体系,促使压裂液返排,减少液体在储层中的滞留,有效地抑制和解除低渗透气藏的水锁效应,达到快速疏水、提高返排效率的目的[13-14]。

4.6 优化气井生产制度,实施“防、控、排”相结合的治水方式

针对不同可动水饱和度储层,合理优化生产制度,实现防水、控水及排水相结合的排水采气方式。“防”是针对射孔层位可动水饱和度小于15%的气井,计算无水临界压差,制定气井合理产量,延缓见水时间;“控”是针对射孔层位的可动水饱和度为15%~18%的气井,制定合理的气水产量,应用综合性排水采气措施,保持气井“压力、产量稳定”连续带水采气生产,延长气水同产期,提高采收率;“排”是针对射孔层位的可动水饱和度为18%~23%的气井,开展“小油管+气举阀+地面增压气举”等复合工艺研究,为严重积液井、水淹井治理提供更有效的技术手段[15]。

5 结论与建议

1)利用含水饱和度与束缚水饱和度的差异可以有效地计算储层中可动水的存在,应用束缚水饱和度与孔隙结构指数关系模型,计算结果表明储层可动水饱和度的大小与产出水状况基本呈正相关关系。综合考虑储层孔渗特征、含气饱和度和可动水饱和度等影响因素,建议可动水饱和度18%作为判断产水情况强弱的临界值,优先动用储层含气饱和度大于50%、可动水饱和度小于15%的储层。

2)气水分布受烃源岩生烃强度、距离烃源岩的距离、沉积环境、储层物性及局部微构造等因素共同影响,因此纵向上形成了纯气型、纯水型、上气下水型以及气水同存型(或含水气层)等多套气、水、干层组合模式,平面上为致密干层、隔夹层分隔的孤立水体。

3)针对不同气水分布模式,一是在地质部署上,建立可动水“识”别标准,采用以纵向上“避”高可动水层位、平面上“避”高可动水区域为部署目标的井型优化及井位部署技术;二是在储层改造上,采用以实现储层全动用的“控”水、“疏”水为目标的压裂液优化及压裂规模控制技术;三是在采气工艺上,采用以合理采气制度实现“低含水层防水、中等含水层控水、高含水层排水”相结合治理的“排”水采气技术,重点解决制约效益开发的技术瓶颈,从而实现高含水气藏效益开发。

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