涩北二号疏松砂岩气田水侵特征分析

易珍丽 侯淞译 李延华 门春娟

（1.西南石油大学研究生学院，四川 成都 610500；2.中国石油煤层气有限责任公司，北京 100028；3.中国石油青海油田天然气开发公司，青海 格尔木 816000）

0 引言

在水驱气藏开发过程中，随着开发过程的深入，边底水不断进入气层，降低了气相饱和度，从而也增加了产水量［1］。因此，深入研究水侵特征对边底水油气藏的开发具有重要意义。涩北二号气田属于背斜层状边水气藏，随着采出程度的增加，其产水量的上升幅度大于产气量的上升幅度，出水日趋严重，严重影响了气田的开发效果。笔者结合涩北气田实际，通过物质平衡公式，应用曲线拟合法分析了气田的水侵特征，以便为涩北二号气田制定治水策略提供依据。

1 气田地质特征

涩北二号气田位于柴达木盆地东部，属于第四系生物成因气藏，为一完整、无断层发育的背斜构造，系湖泊相沉积，主要发育有滨、浅湖亚相，滩砂、坝砂和泥滩沉积微相；储层岩性以含泥粉砂岩和泥质粉砂岩为主，夹少量细砂岩，碎屑颗粒胶结程度低；储层具有高孔隙度、中— 低渗透率的特点，孔隙类型以原生粒间孔为主，杂基内微孔隙次之，欠压实，易松散；盖层为泥岩层；气藏埋藏浅，具有含气井段长、气层多且薄、气水层间互、地层胶结疏松和气水界面复杂等特点。

疏松、欠压实的砂泥岩交互沉积是柴达木盆地涩北地区第四系气藏的重要特征，泥质岩既是下伏地层的直接盖层又是上覆地层的烃源岩，由于泥岩盖层压实程度的差异和厚薄不同，泥岩盖层的突破压力也不相同，从而形成了涩北二号气田各含气面积大小各异、气水层间互并存、气水边界参差不齐的气水关系。涩北二号气田疏松砂岩气藏的这种砂泥岩间互沉积的特征，造成了气层、气水同层和水层交互分布（如图1所示）。气田水层主要分布在背斜构造的低部位，以边水形式存在，横向上与高部位的气层相连通，以气水界面的形式相接。气藏边水能量较弱，属弱水驱。此外，受成藏条件的影响，各小层有独立的气水界面，且随纵向上层位的变深而变深，少数小层还发育有独立水层。气水分布主要受构造控制，但同时也受岩性的影响。由于存在较强的平面非均质性，毛细管压力的差异导致气水过渡带厚薄不均，气水边界大多不规则。

2 气田开发及产水现状

涩北二号气田1996年投入试采，2011年底，气田累计完钻井共269 口，按实施方案划分的23 个开发层组已动用14 个，共有开发井241 口，其中水平井11 口。累计产气87.59×108m3，累计产水35.15×104m3。气田总水气比为40.13 m3／106m3，采出程度为10.60%。通过15年的试采开发，气田年出水量不断增加，水气比逐年上升。从主力层组出水来看，水气比也呈现逐年上升的趋势，从单井出水看，大部分气井出水量均在1 m3以下，但出水1 m3以下气井所占总井数比例呈逐年下降趋势，出水1 m3以上气井逐年增多。5 m3以上高产水井以及因出水造成的停产井所占比重逐年上升，目前气藏出水量和出水气井数呈不断增多的趋势，说明随着采出程度的增加，其产水量的上升幅度大于产气量的上升幅度，出水日趋严重。

研究表明，气田60%出水是由于边水导致的，气井体现出边水的水侵特征通常要经历一定的开采时间。由于存在非均质性，边水推进不规则，因此在边水水侵的早期气井会出现不规则的产水，然后出现一致的出水上升特征。由于气田各层含气面积差异较大，因此，平面上井位叠合图中位于中高部位的气井，在其射孔层可能位于含气边界附近，容易较早出现边水水侵的特征［2-4］。

图1 涩北二号气藏剖面图

3 气田水侵特征分析

3.1 水侵量计算方法

气藏天然气水侵问题在气藏工程中比其他任何问题都具有更多的不确定性，主要是缺乏含水区所必须的数据，如孔隙度、渗透率、厚度和流体性质等，人们往往是根据气藏数据进行推断，而含水区的几何形状、大小、面积上的连续性等只能通过生产资料及试算加以判断，其结果往往不是唯一的，而是多解的，需要根据生产资料不断加以修正。在利用物质平衡方程求解储量时，水侵量的计算问题长期以来一直是难题。结合涩北气田实际，应用曲线拟合法对气田水侵量进行了计算，原理如下［5-8］。对于具有天然水驱作用的气藏，物质平衡方程满足下式：

式中，Bg为天然气体积系数，m3／m3；Bgi为原始条件下天然气体积系数，m3／m3；Bw为地层水体积系数，m3／m3；Cf为岩石压缩系数，MPa-1；Cw为地层水压缩系数，MPa-1；G为气藏原始地质储量，108m3；Gp为累计产气量，108m3；Swi为束缚水饱和度，f；We为水侵量，104m3；Wp为累计产水量，104m3；Δp为气藏压降，MPa。

对上式作如下假设：

当Cef≤0.10 时，变容作用可以忽略不计，一般气藏的Cef均小于0.10；当I=ω／R≤0.10 时，水侵作用可以忽略不计。

如同p／Z-Gp关系曲线一样，凡是发生了水侵的气藏，ψ-R关系曲线不呈直线，都会发生不同程度的上翘（图2）。

图2 气藏p／Z与Gp关系曲线示意图

通过对不同类型、不同水侵强度气藏的ω与R的关系研究，得出ω与R有以下近似关系：

式中B为与水侵强度密切相关的系数，一般水驱气藏B＞1。根据B值的大小，可定量地分析气藏水驱的强弱程度，当B＞4.0 时，水侵强度变得很弱，应该重点讨论的是1.0＜B＜4.0的范围。

将（4）代入（3），得：

Ep值很小，则：

对某一具体气藏，储量应为定值，若主要开发方式不发生大变化，只能有一个B值。确定的步骤为：①假设一个初始Gp（原始气储量），一般可在忽略水侵情况下（We=0），直接用实测验点按p／Z-Gp关系作线性回归，求得一个最大的Gp值；②按p／Z，Gp求得一组ψ、R值，绘制成曲线，若没有拟合到，再改变（减小）Gp值，再计算，再拟合，直到一条合适的理论曲线与实测点相匹配；③得到Gp值和对应的B值。

3.2 水侵量评价

根据以上方法，计算了涩北二号气田各层组累计水侵量、水驱指数等指标（见表1）。从表1 中可见，目前，涩北二号气田水侵量相对较大的层组为Ⅱ-2 和Ⅲ-1-2 层组，累计水侵量分别为646.95×104m3和906.07×104m3。根据气藏驱动因素分类标准表，对于水驱气藏，水驱指数小于0.1 为弱水驱气藏；水驱指数大于等于0.3为强水驱气藏；在此之间为中水驱气藏。由表1可见，Ⅰ-2-2、Ⅱ-2、Ⅲ-1-2 水驱指数大于0.3，属于强水驱气藏。其余各层组水驱指数皆在0.2～0.3之间，水侵强度中等偏强，属次活跃水侵类型。

表1 涩北二号气田各开发层组水侵量计算结果表

3.3 边水推进速度测算

选取Ⅱ-2、Ⅲ-1-2 典型层组14 口典型边水气井，根据生产曲线判断见水时间，然后，根据研究成果的含气面积图测出各井距气水边界的距离，计算水侵速度。

Ⅱ-2 层组出水井距离边水的平均距离为763 m，日平均见水大于3 m3的时间为841 d，平均水侵速度为0.92 m／d，单位产气的水侵距离为0.24 m／104m3（表2）。Ⅲ-1-2 层组出水井距离边水的平均距离为449 m，日平均见水大于3 m3的时间为393 d，平均水侵速度为1.13 m／d，单位产气的水侵距离为0.31 m／104m3。Ⅲ-1-2 层组出水气井多，水侵速度相对较快。Ⅲ-1-2 层组的高速开采加快了水侵的速度，并导致了出水气井的增加。

表2 涩北二号气田Ⅱ、Ⅲ层组出水情况统计表

此外，由于气田各层组不同方向上水动力强度、物性以及开采强度之间的差异，导致不同层组在不同方向上的水侵速度不同。典型井水侵速度计算结果表明，Ⅱ-2 层组构造西翼、南翼的水侵速度相差不大；但Ⅲ-1-2 层组西翼、南翼的水侵速度比北翼的快。

3.4 水侵对气田开发的影响

涩北二号气田具有多层结构，各个层系、层组甚至小层都有各自的边水水体。由于出水和储层能量供给不足，气井单井产量低，产量递减较快，稳产难度大；多层气藏往往含有多个气水系统，各层边水能量存在差异，纵向开采的差异导致了各层气水边界推进的不均衡，加上水锁效应，降低了天然气的采出程度。如气田Ⅲ-1-2 层组年水气比为157.23 m3／106m3，东南翼、东北翼和西南翼的边水推进比较明显，东南翼和东北翼的边水能量较强，已导致6口气井水淹停产，西南翼的边水能量相对较弱。另外，气田的岩性疏松，开采过程中储层易于出砂，气层中水参与流动时，增加了拖拽力，溶解了胶结物，破坏了岩石的孔隙结构，容易导致出砂，导致生产的不稳定和地面集输设备管线的破坏。气井出水较大程度地影响了气井的正常生产，严重影响气田正常生产和开发，目前出水是制约涩北二号气田稳产及降低气田开采效益的主要因素，因此通过气田水侵特征分析，依据具体层组和生产井实际情况，确定合理的采气速度，依据构造位置、出水量大小和水侵特征等综合制定“防水、控水、治水”的开发技术对策，最大限度减少出水对气田开发的影响至关重要。

4 结论与认识

1）涩北二号气藏属于边水水驱气藏，各小层有独立的气水界面，因此在气田开发中不可避免地会因边水水侵导致气井出水。

2）通过水驱分析认为涩北二号气田Ⅰ-2-2、Ⅱ-2、Ⅲ-1-2 属于强水驱气藏，其余各层组属次活跃水侵类型，这和实际生产中表现特征相一致。

3）气田各层组不同方向上水动力强度、物性以及开采强度之间的差异，导致不同层组在不同方向上的水侵速度不同，Ⅱ-2 层组构造西翼、南翼的水侵速度相差不大；但Ⅲ-1-2 层组西翼、南翼的水侵速度比北翼的快。

4）鉴于目前气田水侵特征，应及时跟踪生产动态，实时开展动态监测，结合层组水侵和实际生产情况，确定并实施有效的治水对策，结合优化配产和合理开关井调控等措施，确保边水均匀推进和气井的平稳生产。

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