普光气田气井水侵特征识别及出水模式探讨

刘爱华，韩玉坤，梁红娇，代迎辉，魏勇明

(中石化中原油田普光分公司，四川 达州 635000)



普光气田气井水侵特征识别及出水模式探讨

刘爱华，韩玉坤，梁红娇，代迎辉，魏勇明

(中石化中原油田普光分公司，四川 达州 635000)

针对预判普光气田气井是否发生水侵的问题，分析了水、气井出水前后的液气比、压力、流体性质等变化规律，得出半定量到定量的水侵识别指标。普光气田目前有5口出水井，普光C等6口井具有明显的早期水侵特征，为减缓边水推进速度，对低部位气井采取限产控水、降低生产压差等措施，现场应用效果显著。通过动静态数据分析认为，普光A1与普光B1井属于裂缝-孔隙型储层水侵模式，其余3口出水井属于孔隙型储层水侵模式。

普光气田；边水；水侵识别；出水模式

引 言

普光气田位于川东断褶带双石庙—普光北东向背斜构造带，是川东北已探明的大型碳酸盐岩构造-岩性气藏，主要含气层系为上二叠统长兴组与下三叠统飞仙关组，处于台地边缘沉积相带，平均孔隙度为7.85%，平均渗透率为1.36×10-3μm2，气层厚度为300～400 m，H2S含量高，局部发育裂缝，边部发育多套水层，气水关系复杂[1]。自投产以来，已有多口井产出地层水，目前国内外很多气田都开展了气井早期水侵识别方法研究，主要包括液气比变化、液样测定分析、不稳定试井判别等[2-4]，普光气田为新开发的高含硫边水气藏，未系统开展相应的研究分析工作。因此，在普光气田开展气井早期水侵识别方法研究十分重要。

1 气井边水水侵生产特征分析

1.1 出水井产出液特征

1.1.1 液气比变化特征

运用天然气中水蒸气含量的经验公式(其适用温度范围为37.8～200.0℃，压力为4.7～56.0 MPa)[5]，计算普光气田天然气凝析水含量为0.06×10-4～0.12×10-4m3/m3。对于边部气井，当液气比大于0.12×10-4m3/m3，且呈明显上升趋势，为出水预兆阶段特征；液气比快速上升，液气比一般大于1.00×10-4m3/m3，为出水显示阶段特征。

1.1.2 液样测定

根据普光气田前期化验结果，地层水与凝析水在pH值，水型，Na+、K+浓度，Cl-含量及总矿化度等指标方面存在明显差异(表1)，通过这些指标变化特征可以判断产出水的类型，从而判断水侵是否发生。

(1) pH值变化特征。普光气田H2S和CO2含量高，为酸性气体，一般正常气井pH值在6.0左右。出水井出水前产出液的pH值整体呈上升趋势(图1)。pH值逐渐增大，且逐渐趋于7.0，为出水预兆阶段特征；pH大于7.0，呈弱碱性，为出水显示阶段特征。

(2) Cl-含量、总矿化度变化特征。普光气田气井在投产时都经过酸压改造，残酸返排基本结束后的正常气井液Cl-含量一般小于5 000 mg/L，总矿化度一般小于10 000 mg/L。而普光A1井在出水前其含量有较大幅度波动，2012年2月Cl-含量由2 271 mg/L上升至12 925 mg/L，之后下降到5 000 mg/L以下，2012年5月开始大幅上升，由3 882 mg/L快速上升至25 000 mg/L，产水量逐渐增大，总矿化度也有同样变化规律(图1)，明确其产地层水。其他出水井在明确出水前，也具有与普光A1井相同的生产特征。当Cl-含量大于5 000 mg/L，总矿化度大于10 000 mg/L，且有较大幅度波动，为出水预兆阶段特征；Cl-含量、矿化度浓度呈明显快速上升趋势并逐渐趋于稳定，其中Cl-含量、总矿化度分别高于20 000 mg/L和50 000 mg/L，为出水显示阶段特征。

表1 普光气田地层水与凝析水的离子浓度含量等数据统计

(3) Na+、K+浓度及水型变化。普光气田出水井在出水前，水型表现为间歇性NaHCO3，出水后水型为NaHCO3型，比较稳定，且产水量逐渐增大。

分析认为，正常气井产出液的Na+、K+浓度一般小于2 000 mg/L，若Na+、K+比较平稳，且小于2 000 mg/L，水型为NaHCO3型，则说明该井产出液为凝析水；若Na+、K+有较大幅度波动，且水型表现为间歇性NaHCO3型，为出水预兆阶段特征；若离子浓度呈快速上升趋势，水型为NaHCO3型，为出水显示阶段特征。

图1 普光A1井pH值、Cl-含量、总矿化度变化曲线

1.2 出水井压力变化特征

由图2可知，出水前由于受到边水能量的补充，压力下降趋势变缓。出水后压力下降趋势明显加快：一是由于气井产液量上升，井筒内为气液两相流，井筒摩阻增大，导致油压下降快；二是受地层水影响，气相渗透率降低。压力下降趋势变缓，为出水预兆阶段的特征；压力下降趋势明显加快，为出水显示阶段特征。

图2 普光A1井油压与累计产气量关系

1.3 出水井H2S含量变化

高含硫气藏在开采过程中，随着生产时间的延长，地层压力不断降低，H2S的溶解度随着压力降低而减小[6-7]。普光气田平均每年地层压力下降4 MPa左右，同时有边水侵入，导致H2S从地层水中逸出，普光A1井在2012年出水前H2S含量上升趋势明显(图3)。

图3 普光A1井出水前H2S平均含量变化

2 现场应用

综合应用水侵早期识别方法对普光气田气井水侵情况进行识别，目前出水井有5口，主要集中在气藏东北部的构造低部位，普光C井等6口边部气井具有明显出水征兆。2012年8月，普光C井Cl-与Na+、K+浓度开始有大幅波动，最高分别达到9 340、3 402 mg/L，且有增大趋势，水型为间歇性NaHCO3型，液气比由0.12×10-4m3/m3上升至0.15×10-4m3/m3，气藏边部气井H2S含量都略有上升，压降趋势变缓。由于其处于构造边部，受到边水能量的补充，表现为水侵的早期征兆特征。为减缓边水推进速度，采取对低部位气井进行限产控水、降低生产压差的措施。由于井间的储层连通好，将该井区8口井总产量由380×104m3/d下调至160×104m3/d，降低了边部区域的采气速度，其中普光C井产量由45×104m3/d下调至20×104m3/d，控制生产压差在2.0 MPa之内，Cl-与Na+、K+离子浓度下降明显，液气比稳定，目前生产正常，未见地层水，控水效果较好，延长气井无水采气期。

3 气井水侵模式探讨

普光气田局部区域储层裂缝较发育，裂缝发育区地层水会沿高渗透缝窜至井底，导致气井很快见水且水量上升很快[8-11]。通过分析普光气田出水气井的生产情况，以各井出水初始时间为横坐标，作出相应的生产液气比变化曲线，依据何晓东划分的出水类型[12]，普光B1井液气比与累计见水时间呈二次方关系，且产水量大，该井裂缝发育段为5 750～5 780 m，生产测试结果表明，主产水层在5 758～5 766 m，产水层在裂缝发育层，属于裂缝—孔隙型储层水侵(图4)。普光A1井也具有同样特征。普光A2井等3口出水井产层裂缝不发育，且液气比随累计见水时间呈线性关系，产水量相对较小，属于孔隙型储层水侵模式(图5)。

图4 普光B井累计出水时间与液气比关系

图5 普光A2井累计出水时间与液气比关系

4 结 论

(1) 通过分析普光气田出水井生产特征，总结了气井水侵早期特征及识别方法，提供了半定量到

定量判别指标，主要包括液气比、压力和流体性质等。

(2) 综合应用水侵早期特征识别方法，判别普光气田目前共有5口井产出地层水，普光C井等6口边部气井具有明显的出水征兆。通过及时调整边部气井配产，减缓了边水推进速度，现场应用效果较好。

(3) 普光气田普光A1与普光B1井属于裂缝-孔隙型水侵模式，普光A2井等3口井属于孔隙型水侵模式。

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编辑 张耀星

20141212；改回日期：20150425

国家科技重大专项“高含硫碳酸盐岩气藏精细描述及开发规律研究”(2011ZX05017-001)

刘爱华(1983-)，男，工程师，2009年毕业于长江大学矿产普查与勘探专业，现从事气田开发技术工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.032

TE349

A

1006-6535(2015)03-0125-03