低渗透碳酸盐岩气水同产气藏产水原因分析

低渗透碳酸盐岩气水同产气藏产水原因分析

一、低渗透无底水产品的特点1.气井产水动态特征气藏属于弹性气藏、低孔、低丰度、无边水、深层碳酸盐岩气藏的大型定容碳酸盐岩气藏。测试资料统计产量与生产压差及气水比见图1-a,低产井(小于5×104m3/d)在正常生产过程中需要较高的生产压差(大于6MPa),而高产井的生产压差明显减小;低产井的水气比明显高于中、高产井的水气比。统计气、水同产井的横向分布和纵向出水层位发现,马五段气藏平面上“相对富水区”主要分布在气藏西部,而纵向上产水的层位以马五13和马五41为主,其开发特征如下。(1)出水气井无水采气期短,出水时间偏早,无水采气期一般不到1a,部分井出水时间和投产时间几乎是同时的。(2)产水气井的产水量都不大,普遍比较稳定。(3)水气比普遍不高,变化趋势以稳定为主。水气比超过10m3/104m3只有4口井,水气比在3～9m3/104m3的井2口;其余井都不到1m3/104m3。按照出水气井水气比的动态变化情况,可将气井产水动态划分为3种类型(表1,图2-a)。其中,水气比基本稳定的井占大多数。2.磨溪结构中心地块嘉昌二级气藏测试资料统计产量与生产压差及气水比见图1-b,与靖边气田类似,其生产特征如下。(1)纯矿井存在时间气藏试油获工业气井26口,均有地层水产出,一般测试日产水在1～30m3,平均水气比5.11m3/104m3,目前在储量计算区内还未发现有纯水井存在。部分井测试产水较高,如磨157和磨159井,日产水在150m3以上。(2)运营产量曲线在投入试采的11口井中,有7口井生产水气比低于5m3/104m3,这些井投产后水气比一直较稳定(图2-b),图中累积产量曲线斜率不变,基本呈直线。(3)累积产气和工作制度部分生产井的累积产气与累积产水曲线的斜率也有变化,这些变化往往伴随着较高的累积产气和工作制度的改变。统计表明,当生产井累积产量超过2000×104m3,随着生产压差的放大,水气比增大,表现在曲线偏向累产水坐标轴,如图2-b中磨1井。二、产水原因分析1.地层水界面和气水同层气藏气井的这种产水动态特点,说明气藏中地层水的分布方式有其特殊性。从国内外有水气藏的开采经验来看,不论是底水还是边水气藏,不论是砂岩地层还是裂缝性的碳酸盐岩地层,气井投产后一般都有无水采气阶段存在。只有水体距离井很近、或井钻遇水层时,才可能在投产的同时产水。因此,上述气藏的地层水既非底水,也非边水,而是广泛分布在储层中的层间“束缚水”。对于有边、底水的气藏,存在多个界面(GWC1、GWC2、FWL),可利用毛细管压力、相对渗透率曲线及封闭气柱高度确定纯气、气水过渡带和自由水界面;对于低渗透无边、底水的气藏,层内原始水饱和度受到孔喉半径,即受到毛细管力作用影响,随着孔喉半径减小,毛细管力增大,对应区域含水饱和度高,气水过渡带高度增大(图3-a);当气藏的闭合高度小于气水过渡带高度时,则形成气水同层气藏;同时由于储层的非均质性,导致不同区域气水过渡带高度存在差异。2.储层气水过渡带根据磨溪气田嘉二段气藏不同储层类型,利用实验室获得的毛细管压力、对应的毛细管半径、饱和度资料,计算不同毛细管压力对应气水过渡带的高度,得到各参数关系(图3-a),气水过渡带不同高度对应的含水饱和度(图3-b)。如磨溪气田嘉二段顶界构造平缓,构造隆起幅度低,闭合高度较小,导致气水分异不彻底,气藏具有气、水过渡带的性质。可以看出以下几点。①不同孔隙结构对应的毛细管压力曲线形态、孔喉半径特征、气水过渡带高度不同(图3-a)。②由图3-b得:Ⅰ类储层束缚水饱和度取值30%,气水过渡带高度126m;Ⅱ类储层束缚水饱和度取值32%,气水过渡带高度160m;Ⅲ类储层束缚水饱和度取值60%,气水过渡带高度312m;当闭合高度大于上述高度则可在上部形成纯气层。对应的毛细管半径分别为:Ⅰ类储层毛细管半径小于2.5μm,Ⅱ类储层毛细管半径小于6μm,Ⅲ类储层毛细管半径小于0.1μm。③Ⅲ类储层没有意义,该类储层孔隙半径小,气水过渡带高度远高于构造闭合高度,表明在该类储层原始状态具有高含水饱和度。综合研究磨溪构造嘉二段储层气水过渡带高度在260m左右,而构造闭合高度只有128m,未达到形成纯气顶的充分条件。生产动态证实嘉二段气藏具有气水过渡带的特征,气水关系相对较为复杂,在构造内还未发现明显的气水界面,气水分布为气水同层。3.综合参数与水的饱和关系由于压汞资料的限制,上述判断方法存在局限性,可利用综合参数分析方法。(1)基于渗透率特征的储层储层精细表征流动层标志指数(FZI)是一个综合考虑了储层孔隙结构、比表面、迂曲度、孔隙度和渗透率的特征参数,近年在砂岩储层评价研究中得到广泛应用。对于靖边和磨溪这类低渗透碳酸盐岩储层,孔隙以孔隙型为主,孔隙结构与砂岩储层类似,因此,可借鉴该综合参数研究储层及其孔隙中流体的分布特征。由渗透率的定义(Carmen-Kozeny方程)和综合参数FZI的定义推导得FZI参数与孔喉半径关系:式中:FZI为流动标志指标,μm;K为渗透率,10-3μm2;φe为有效孔隙度,小数;r为孔喉半径,μm。(2)储层参数与说根据“气水”系统的毛细管压力得:孔喉半径的大小决定毛细管压力的大小,呈反比关系。根据毛细管力和综合参数FZI分别与孔喉半径的关系,可确定不同FZI对应的气水过渡带高度。由于储层的非均质特点,这个高度并不是统一的,而是随着储层物性的变化而复杂化,其变化的宏观表现应是不同区域原始含水饱和度的差异。根据以上分析,统计磨溪储层参数(FZI)与含水饱和度的关系如图3-c所示。由于在实际工作中,压汞资料有限,不可能在每口井中获得,而渗透率和孔隙度解释资料则容易取得,利用FZI参数可综合分析不同储层物性对应的含水饱和度,绘制平面分布图,从而预测生产井区的开发动态。三、影响研究效果的影响地层水的存在,降低了气相渗透率,从而造成气井产能的降低;同时水的流动要消耗更多的地层能量。1.地层水富集区分析认为靖边马五段气藏地层水对气藏的开发规模不会造成严重影响,其原因如下。(1)马五段气藏的地层水是一些孤立分布的“层间束缚水”富集区。富水区范围小,不连片,多呈孤立形状零星分布。(2)因产水导致产气量下降的气井只是少数情况,大部分井并未受到显著影响。(3)马五段气藏为低孔隙度、低渗透储层,不会出现大批井产水而普遍降低产能的现象。2.增加井筒积液对于磨溪这类水气比低且稳定的异常高压气田,可通过适当放大生产压差来提高产量,减少井筒积液。(1)单井产气能力差异较大,但具有较好的稳产能力。(2)产水量(或水气比)变化与生产压差和累积产气量有关,受驱动力和动用范围影响。(3)高部位生产井气水比稳定(图2-b),产水对生产动态影响不大,产量递减正常。四、喉道质性测定(1)低渗透无边、底水气藏没有统一的气水界面,存在较高