碳酸盐岩气藏气井出水机理分析——以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例

成友友，穆龙新，朱恩永，张培军，郭春秋，冷有恒，魏占军，陈鹏羽，邢玉忠，程木伟，史海东，张良杰

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034；3.CNPC International (TURKMENISTAN)，Ashgabat 744000，Turkmenistan）

碳酸盐岩气藏气井出水机理分析
——以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例

成友友1，穆龙新1，朱恩永2，张培军3，郭春秋1，冷有恒3，魏占军3，陈鹏羽1，邢玉忠1，程木伟1，史海东1，张良杰1

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034；3.CNPC International (TURKMENISTAN)，Ashgabat 744000，Turkmenistan）

以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例，系统研究碳酸盐岩气藏气井出水规律及机理。阿姆河右岸碳酸盐岩气藏主要出水来源为凝析水、工程液和地层水，根据单一与混合2种出水来源，分别建立水性-水气比判别法和氯离子守恒判别法，以此甄别出产出地层水的气井。通过建立产水诊断曲线，将气井出水规律划分为“1型”、“2型”和“3型”3种模式。结合储集层静、动态研究成果综合分析认为：“1型”出水模式气井的储集层类型以孔隙（洞）型为主，出水机理为底水沿基质孔隙的锥进；“2型”出水模式气井的储集层类型以裂缝-孔隙型为主，出水机理为底水沿天然裂缝的突进；“3型”出水模式气井的储集层类型以缝洞型为主，出水机理为底水沿大型缝洞的上窜。图16表1参14

土库曼斯坦；阿姆河盆地；碳酸盐岩气藏；出水来源；出水机理；产水诊断曲线

引用：成友友,穆龙新,朱恩永,等.碳酸盐岩气藏气井出水机理分析:以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例[J].石油勘探与开发,2017,44(1):89-96.

CHENG Youyou,MU Longxin,ZHU Enyong,et al.Water producing mechanisms of carbonate reservoirs gas wells:A case study of the Right Bank Field of Amu Darya,Turkmenistan[J].Petroleum Exploration and Development,2017,44(1):89-96.

1 研究区概况及问题的提出

阿姆河右岸气田位于土库曼斯坦与乌兹别克斯坦接壤处（见图1），构造上隶属于阿姆河盆地。截至2015年该气田已探明气藏35个，均为海相碳酸盐岩气藏，主力含气层段位于中上侏罗统卡洛夫—牛津阶[1-3]，储集层类型复杂，缝洞普遍发育且非均质性强[4]。气田整体发育底水，局部地区水体能量活跃。上述复杂气藏条件导致部分气井在投产初期就出现了不同程度的出水问题，严重制约了气井产能。

图1 阿姆河右岸气田地理位置图

许多学者在气藏水侵机理[5-6]、气井出水规律[7-8]和治水对策[9]等方面开展了大量研究，但这些研究缺乏系统性，对气田实际生产的指导作用有限。本文针对阿姆河右岸气田实际情况，对气井出水机理进行系统研究，为气田的高效开发奠定基础。

2 气井出水来源判别

为了明确气井是否产出地层水，首先要对气井的出水来源进行判别。阿姆河右岸气田的出水来源主要包括凝析水、工程液和地层水。针对单一出水来源和混合出水来源这2种情况，分别建立水性-水气比判别法和氯离子守恒判别法。

2.1 水性-水气比判别法

水性和水气比是判别出水来源的重要指标，当气井是单一出水来源时，可直接根据水性和水气比进行判别。

水性判别法：凝析水矿化度低、密度小，天然气中酸性组分的溶解使其pH值稍偏酸性，水型以Na2SO4型为主；工程液（包括钻井液和酸液）中含有大量添加物，矿化度和密度较大，钻井液的pH值呈强碱性、酸液的pH值呈强酸性；地层水的矿化度和密度介于凝析水和工程液之间，与凝析水相比矿化度明显偏大，水型为CaCl2型。

水气比判别法：包括水气比的数值及变化规律两个方面。凝析水的水气比很小、生产中基本保持稳定，考虑到阿姆河右岸气田气藏温度、压力较高，可采用校正后的Mcketta-Wehe图版求取凝析水含量[10]；工程液在返排初期水气比较高、后期迅速降低；与凝析水相比，地层水的水气比明显较高，生产中呈持续升高的趋势。

结合阿姆河右岸气田260份水性及水气比资料，建立气井出水来源判别表（见表1）。如B-01井投产初期水样pH值达9.47、密度为1.72 g/cm3、水气比最高达到0.24 m3/104m3，生产11 d后水气比迅速下降至0.08 m3/104m3，表现出明显的钻井液返排特征，判断出水来源为工程液；在生产11～720 d期间进行了25次取样，水样分析显示氯离子含量为530～1 410 mg/L、pH值为5.58～6.02、密度为0.992～1.001 g/cm3，生产水气比维持在0.065 m3/104m3左右，判断此时出水来源为凝析水。

表1 阿姆河右岸气田气井出水来源判别表

2.2 氯离子守恒判别法

当产出水不是单一出水来源时，单纯借助水性-水气比判别法难以准确加以判别，为此建立氯离子守恒判别法。由于气井在生产时始终会产出凝析水，因此去除产出凝析水的氯离子后，再根据特定时间内产出氯离子总量与注入氯离子总量之差来判别出水来源。定义氯离子判定值δ(t)：

由（1）式可知：当δ(t)小于0时，说明在去除凝析水中的氯离子之后，累计产出的氯离子小于注入工程液中的氯离子，则表明工程液尚未排完，气井仍处于工程液返排阶段；当δ(t)等于0时，说明工程液已经排完，产出的氯离子正好等于凝析水中的氯离子，则表明气井仅产出凝析水；当δ(t)大于0时，说明除去凝析水中的氯离子和工程液中的氯离子以外，仍有多余的氯离子产出，则表明气井已经产出地层水。

以B-05井和U-01井为例（见图2），B-05井钻井过程中发生了井漏，投产初期δ(t)值小于0，显示处于工程液返排阶段，投产1个月后δ(t)值稳定在0，表明仅有凝析水产出；U-01井投产2个月后进行了酸化改造，δ(t)值呈现小于0的排液过程，排液结束后δ(t)值恢复至0，随着后期地层水的产出，δ(t)值偏离0线上翘。由此可见，氯离子守恒判别法可以非常有效地对不同出水来源加以判别。

图2 典型气井氯离子判定值δ(t)变化曲线

3 气井出水模式和出水机理

判明出水来源之后，针对产出地层水的气井，进一步研究其出水模式和出水机理，以指导现场防水、控水、治水，最大限度地提高采出程度。

3.1 气井出水模式

产水量是气井出水最直观的指标。对12口井产水量随时间的变化进行统计（见图3），虽然可以看出产水特征存在差异，但是规律性不够明显。为此，对该图进行如下处理，得到产水模式诊断曲线：①无因次化，纵坐标产水量转化为水气比、横坐标时间变为采出程度，使不同井之间具有可对比性；②双对数坐标，将常规的直角坐标转换为双对数坐标，以更加精细地对产水特征进行描述。由此得到产水模式诊断曲线，可看出明显的规律（见图4）：初期水平线代表仅产出凝析水，后期上翘段代表产出地层水。定义α为上翘段直线的斜率，用以表征水气比随采出程度的上升速度。阿姆河右岸气田的α值可以划分出3种类型（α=1、α=2、α=3），据此进一步将出水规律划分为“1型（α=1）”、“2型（α=2）”、“3型（α=3）”3种模式。

图3 典型气井产水量随时间变化图

图4 典型气井产水诊断曲线

3.2 不同出水模式下的气井出水机理

结合静、动态资料进一步分析3种出水模式的出水机理。

3.2.1 “1型”模式出水机理

B-15井和U-01井在诊断曲线上表现为“1型”出水模式（见图4），产水特征为：代表无水采气期的水平段可持续至采出程度10%左右；产水量相对较小，平均水气比仅为0.25 m3/104m3；见水后产水量上升较慢，水气比上升段斜率为1。

该类井储集层岩石类型以砂屑灰岩和生屑灰岩为主，储集空间多为原生粒间孔、粒间溶孔和铸模孔等，极少发育裂缝（见图5），储集层分选性好（见图6a），孔渗交会图表现出较好的线性关系，表明储集层类型以孔隙（洞）型为主（见图6b），试井双对数曲线反映出均质储集层特征（见图7）。

依据上述研究成果，将“1型”出水模式定义为孔隙（洞）型出水。储集层渗流通道主要为基质孔隙及部分孤立的溶蚀孔洞，由于基质物性较差，地层水的上升需要较大的生产压差，因而该类气井大多表现出无水采气期长、水气比上升慢的生产特征。如B-15井蚂蚁体裂缝预测成果显示钻遇储集层裂缝不发育，投产后地层水在生产压差的作用下形成水锥进入井底（见图8），导致气井产水。

图5 “1型”出水模式气井岩心及铸体薄片照片

图6 “1型”出水模式气井压汞曲线及孔渗交会图

3.2.2 “2型”模式出水机理

B-08井、Bt-01井、G-24井在诊断曲线上表现为“2型”出水模式（见图4），产水特征为：无水采气期差别较大，Bt-01井和B-08井见水时采出程度分别为1.7%和5.4%，相差2倍以上；产水量差异较大，B-08井和G-24井目前水气比分别为0.18 m3/104m3和1.14 m3/104m3，相差5倍以上；产水量上升较快，水气比上升段斜率为2。

该类井储集层岩石类型以砂屑灰岩和生屑灰岩为主，储集空间多为原生粒间孔和粒间溶孔，伴有大量构造和溶蚀成因的裂缝（见图9）。储集层非均质性较强（见图10a），孔渗交会图无明显线性关系且具有低孔高渗的特征，表明储集层类型为裂缝-孔隙型和裂缝型[11]（见图10b）。B-08井试井双对数曲线反映出典型的双重介质储集层特征，G-24井酸化后试井双对数曲线反映出裂缝型储集层特征（见图11）。

图7 “1型”出水模式气井试井双对数曲线

图8 “1型”出水模式气井出水机理示意图（B-15井）

图9 “2型”出水模式气井岩心及铸体薄片照片

依据上述研究成果，将“2型”出水模式定义为裂缝-孔隙型出水。由于渗流通道为广泛发育的裂缝系统[12-13]，该类气井的井筒易通过天然裂缝直接与地层水连通，因而见水时间及产水规模主要受裂缝系统发育程度及连通状况的影响。以Bt-01井为例，蚂蚁体裂缝预测结果显示该井所在储集层发育大量高角度天然裂缝，形成了地层水的优势渗流通道（见图12），造成投产后气井过早见水。

图10 “2型”出水模式气井压汞曲线及孔渗交会图

图11 “2型”出水模式气井试井双对数曲线

3.2.3 “3型”模式出水机理

Y-01井和S-22井在诊断曲线上表现为“3型”出水模式（见图4），产水特征为：无水采气期很短，2口井见水时采出程度仅1.5%左右；产水量大，S-22井水气比已经高达4.50 m3/104m3左右；产水量上升很快，水气比上升段斜率甚至会大于3。

该类井储集层段取心收获率较低、岩心可见明显的大尺度缝洞（见图13），钻井过程中发生多处大规模井漏且与测井解释的裂缝发育段吻合（见图14）；试井双对数曲线反映出缝洞型储集层特征[14]，试井解释渗透率高达（120～760）×10-3μm2，远远超出了基质孔隙的渗流能力范围（见图15）。

图12 “2型”出水模式气井出水机理示意图（Bt-01井）

依据上述研究成果，将“3型”出水模式定义为缝洞型出水。该类气井常钻遇大尺度的裂缝和溶洞，地层水极易沿缝洞快速窜入井底，产水量非常大且上升迅速。以Y-01井为例，蚂蚁体裂缝预测成果显示该井钻遇储集层裂缝十分发育且规模较大（见图16），这些裂缝的直接沟通作用导致气井投产不久便出现了暴性水淹。

利用上述研究成果，可以针对不同出水模式的气井制定合理的开发技术政策。对于“1型”出水模式，可以通过优化气井的避水距离和生产压差来延长无水采气期；对于“2型”出水模式，可以考虑采取排水采气工艺来确保气井正常生产；对于“3型”出水模式，可以考虑采取堵水工艺技术及时封堵出水层段。

图13 “3型”出水模式气井岩心照片

图14 “3型”出水模式气井测井解释成果与钻井液漏失量统计图（S-22井）

图15 “3型”出水模式气井试井双对数曲线

图16 “3型”出水模式气井出水机理示意图（Y-01井）

4 结论

通过建立水性及水气比判别法、氯离子守恒法对凝析水、工程液和地层水3种主要气井出水来源进行判别，甄别出产出地层水的井。利用产水诊断曲线将产出地层水的气井划分为“1型”、“2型”和“3型”3种出水模式，结合储集层静、动态研究成果深入分析不同模式下的气井产水特征，认为：“1型”出水模式气井的储集层类型主要为孔隙（洞）型，其出水机理为底水沿基质孔隙的锥进，产水特征为无水采气期长、水气比上升慢；“2型”出水模式气井的储集层类型主要为裂缝-孔隙型，其出水机理为底水沿天然裂缝上窜，见水时间及产水规模主要受裂缝系统发育程度及连通状况影响；“3型”出水模式气井的储集层类型主要为缝洞型，其出水机理为底水沿大型缝洞的窜进，产水特征为大规模突发性的暴性水淹。

符号注释：

cacid——酸液中的氯离子含量，g/m3；cci——第i阶段凝析水中的氯离子含量，g/m3；cli——第i阶段产出液中的氯离子含量，g/m3；cmud——钻井液中的氯离子含量，g/m3；cother——其他工程液中的氯离子含量，g/m3；Cp(t)——截至t时刻累计产出凝析水的氯离子质量，g；Ip——累计注入的氯离子质量，g；qgi——第i阶段的产气量，104m3/d；qli——第i阶段的产液量，m3/d；Op(t)——截至t时刻累计产出的氯离子质量，g；Rci——第i阶段的凝析水气比，m3/104m3；t——时间，s；Δti——第i阶段的持续生产时间，d；Vacid——累计注入酸液的体积，m3；Vmud——累计漏失钻井液的体积，m3；Vother——进入地层的其他工程液累计体积，m3；δ(t)——t时刻的氯离子判定值，g。下标：i——阶段序号。

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（编辑 王晖）

Water producing mechanisms of carbonate reservoirs gas wells:A case study of the Right Bank Field of Amu Darya,Turkmenistan

CHENG Youyou1,MU Longxin1,ZHU Enyong2,ZHANG Peijun3,GUO Chunqiu1,LENG Youheng3,WEI Zhanjun3,CHEN Pengyu1,XING Yuzhong1,CHENG Muwei1,SHI Haidong1,ZHANG Liangjie1(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China; 2.China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation,Beijing 100034,China; 3.CNPC International (TURKMENISTAN),Ashgabat 744000,Turkmenistan)

The mechanisms of carbonate gas reservoirs were systematically studied with the Right Bank Field of Amu Darya Gas Field,Turkmenistan,as an example.Water produced from the reservoirs has three sources,condensate water,engineering fluids and formation water.The fluid physical property and water-gas ratio (WGR) method for the single component conditions and the chloridion conservation method for the multi-components conditions were established to identify the components contained in the production fluids.A water production diagnosing curve,which refers to the degree of reserve recovery as a function of the water-gas ratio in the log-log coordinate curve,was then established and the formation water producing wells were divided into three patterns,i.e.Type 1,Type 2,and Type 3.Through in-depth studies of the static and dynamic reservoir characteristics of each pattern,the following understandings were attained:The reservoirs of Type 1 are mainly porous,and the water producing mechanism is bottom water coning along matrix pores; the reservoirs of Type 2 are mainly fractured-porous,and the bottom water produces basically through the natural fracture system; the reservoirs of Type 3 are mainly fractured-cavity,and the bottom water produces basically through large-scale fractures and caves.

Turkmenistan; Amu Darya Basin; carbonate gas reservoir; water production source; diagnosing curve; water producing mechanism

国家科技重大专项“阿姆河右岸中区天然气开发示范工程”（2011ZX05059）；中国石油天然气集团公司重大专项“土库曼斯坦阿姆河右岸上产165亿方天然气开发关键技术研究与应用”（2011E-2505）

TE344

：A

1000-0747(2017)01-0089-08

10.11698/PED.2017.01.10

成友友（1988-），男，陕西彬县人，中国石油勘探开发研究院在读博士研究生，主要从事气藏动态描述方面的研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院亚太研究所，邮政编码：100083。E-mail：charmingx2u@126.com

2016-05-12

2016-12-20