柴達木盆地澀北氣田疏松砂巖氣藏水氣體積比及水侵預警

柴小穎，王燕，劉俊豐，陳汾君，楊會潔，談志偉

(中國石油 青海油田分公司a.勘探開發研究院；b.井下作業公司，甘肅 敦煌 736202)

澀北氣田位于柴達木盆地三湖地區，屬于第四系自生自儲大型整裝生物氣疏松砂巖氣田，是青海氣區的主力氣田。澀北氣田構造為近東西向的完整潛伏短軸背斜[1]，儲集層為湖相沉積，埋藏淺，巖性疏松，以含泥粉砂巖和泥質粉砂巖為主，孔隙度為25%～35%，滲透率在10～30 mD，屬高孔中—低滲儲集層。儲集層非均質性強，氣層薄且層數多，氣藏氣水關系復雜，均有邊水環繞，為弱邊水驅動的背斜型氣藏。

澀北氣田采用邊水彈性驅動開采。隨著開發程度的不斷提高，水侵日趨嚴重，目前氣田共有96 個水侵小層，水侵面積占40.1%，水侵小層占55.6%。氣田產水量逐年增加，目前水氣體積比達到6.42∶10 000，氣層出水來源類型多，有凝析水、層內水、邊水等，正確認識出水來源，判斷水侵程度和階段，是氣藏綜合治水的基礎[1-2]。

長期以來，澀北氣田水侵程度的分類和判斷，以井口日產水量為主要依據。該氣藏原始氣層含水量較低，萬方氣攜水量低于0.3 m3；氣層水侵后，產水量會明顯升高。但由于澀北氣田儲集層厚度和物性差異較大，單砂體日產氣0.6×104～4.0×104m3，變化幅度均較大。井口日產水量不只與水侵程度有關，也與產氣能力密切相關，絕對產水量在水侵監測的敏感性低，量化意義較差，僅依據井口日產水量很難準確評價出水類型和水侵程度。因此，亟需建立氣藏水侵的定量化劃分標準。

該淺層疏松砂巖氣藏本身具有穩定的特低含水特點，水氣體積比可敏感地表征水侵程度，在指示產水來源和水侵階段方面具有量化價值[3]。本文以水氣體積比的變化為切入點，分析大量生產井不同水侵階段的產能和水氣體積比變化特征，提出該氣田水侵劃分標準，為水淹層等級的測井標定提供依據；同時，通過及時監測水氣體積比變化，判斷水侵程度，在大規模水侵前進行預警，適時調整開采方案，從而實現穩定產能、延長含水開采期和提高水侵區域挖潛效果[4]。

1 原始氣層的含水特征

澀北氣田天然氣以甲烷為主，甲烷平均含量為98.74%，含微量乙烷、丙烷和氮氣，屬于高熱值干氣。該氣田天然氣含水量低，在開發初期，產出氣攜帶的水分來源于鉆井液和地層水，后期則來源于邊水推進。在水侵前，井口產水量主要與產氣量有關，水氣體積比較穩定。

1.1 開發初期氣層

從開采的歷史資料來看，該氣田產出水氣體積比穩定，除了氣水同層和少數含氣飽和度偏低的低滲透產層，一般的含氣砂體都具有較低且穩定的水氣體積比。在大規模開發之前，氣層或單井的水氣體積比一般都低于0.30∶10 000。由于單井投產氣層厚度和儲集層物性的差異，氣體攜帶出的層內水量存在較大差異，在統計分析產水來源中缺乏明確的界限，而水氣體積比的穩定性則避免了依據井口產水量統計帶來的誤差[5]。

研究區典型單氣層月產氣量大于45×104m3，水氣體積比低于0.30∶10 000(圖1)；而低產層多數是高泥質含量的低滲透層，氣層含氣飽和度相對較低，具有一定量的可動水，月產氣量多低于45×104m3，水氣體積比為0.30∶10 000～2.00∶10 000；氣水同層則為外圍過渡帶或部分成藏幅度較小的砂體，在投產初期即有較高的水氣體積比。

圖1 澀北氣田單砂體投產初期純產能與水氣體積比關系Fig.1.Monthly gas production vs.WGR for a single sand body at the initial production stage in Sebei gas field

1.2 大規模開發初期

根據澀北氣田的開發實踐，含氣砂體開發過程中在水侵前確實存在水氣體積比略有升高的特點。水侵前出水來自于巖石中的束縛水，由于大規模開發階段的到來，氣層地層壓力下降，巖石孔隙結構和束縛水賦存狀態發生改變，導致少量束縛水產出；另一方面，在開發過程中，孔隙內天然氣體積系數變化的影響可能更為明顯。在純氣層生產過程中，產出水不是靠單相流產出，而是被天然氣攜帶到井口析出。因此，巖石中天然氣與巖石骨架中水分的接觸程度，是影響天然氣攜水量的重要因素[6]。而這種接觸關系，主要取決于可采氣體與巖石骨架的接觸面積，隨著開發的深入，井口采出的天然氣，需要從更多的孔隙空間中獲得，從而單位采出氣體與巖石接觸的比表面積明顯增加，束縛水被攜帶出的比例升高。

通過統計大量單井，在大規模開發階段，水氣體積比略有升高，但極限值仍低于0.30∶10 000。因此，開發過程中地層水產出的比例極其有限。通過統計開發10 年以上的含氣砂體，在邊水到來前，水氣體積比基本低于0.30∶10 000，表明氣層的層內水由于來自束縛水，產出量不會無限升高。

1.3 低飽和度氣砂體的含水特點

研究區存在部分飽和度較低的含氣砂體，水氣體積比則明顯較高。該區域為自生自儲氣藏，部分層段由于生烴供給能力較差，形成低飽和度氣砂體；部分低滲透層由于自身儲集條件較差，形成低飽和度氣砂體。這些氣水同層和低產層都存在含氣面積小、產出氣體含水等特點，自開采初期即出現明顯的攜水生產特征[7]。這類氣砂體數量有限，含水特征明確，與邊水侵入出現的產水區分難度不大。本文重點分析純氣層在邊水侵入過程的產水特征，對低產層和氣水同層的水氣體積比變化特點不再進行細述。

2 大規模開發階段水氣體積比

統計結果表明，氣砂體開發早期及大規模開發初期水氣體積比一般為0.01∶10 000～0.30∶10 000；隨著氣藏大規模開發，邊水逐漸侵入，見水初期水氣體積比一般為0.30∶10 000～2.00∶10 000；強水侵后，水氣體積比可以達到1.00∶1 000，甚至高達1.00∶100?？傊?，開發過程中水氣體積比具有多個數量級的變化，線性坐標掩蓋了前期低水氣體積比的變化特征，采用對數坐標可以充分體現含水特征的變化。

2.1 不同階段氣水體積比的特征

澀北氣田氣體含水比例極低，未水淹情況下水氣體積比較低且穩定。在開發過程中，隨著壓力和含氣飽和度下降，巖石骨架含有的束縛水有很小部分隨天然氣被采出，但被采出的比例十分有限，只有出現邊水推進和其他水源時，水氣體積比才會突然升高。由于早期純氣層水氣體積比非常低，因此水侵前后水氣體積比變化非常明顯。

結合大量生產井水氣體積比變化規律，尤其是對單砂體產能曲線的追蹤分析，澀北氣田淺層疏松砂巖氣藏生產過程可劃分為4 個階段(圖2)：低含水穩產階段、初期水侵階段、邊水突破階段和強水侵階段，每個含氣砂體開發過程中都基本具有這4 個階段特征，在不同生產階段，水氣體積比變化特征不同。

圖2 研究區S2-19井氣層產能和水氣體積比變化特征Fig.2.Variations of productivity and WGR of gas layers in Well S2-19

2.1.1 低含水穩產階段

在氣藏大規模開發初期，氣藏壓力下降慢，產能穩定，水氣體積比極低，除了投產初期產出水有部分鉆井液外，產出基本為氣藏凝析水，水氣體積比十分穩定，一般在0.30∶10 000 以下，單層日產氣量多在1.5×104m3以上。

隨著氣藏開發，尤其是大規模投產階段，氣層壓力逐步下降，單位孔隙體積內產氣量下降，所攜帶水的比例逐步升高。但是由于巖石孔隙中并無可動水，產出水源于氣體含水、毛細管滯留水、巖石骨架吸附水等，水氣體積比不會隨天然氣采出而無限升高，存在明顯的上限。歷史資料統計表明，低含水穩產階段氣層的水氣體積比最大值普遍在0.30∶10 000 附近。因此，此階段氣層產出水仍然是氣層層內水。

以S2-19 井為例，低含水穩產階段水氣體積比僅為0.02∶10 000～0.10∶10 000，日產氣量大于4.0×104m3。

2.1.2 初期水侵階段

在氣層初期水侵階段，邊水為主要出水來源。由于層內水的比例非常低，邊水侵入會導致水氣體積比明顯增大。當氣層的水氣體積比連續升高，基本在0.3∶10 000～2.0∶10 000 之間波動，且產能出現明顯的臺階狀下降，可基本判斷有水侵發生。但是由于初期水侵可能是邊水不連續地零星入侵，或者由于氣水界面抬升到比較靠近的位置，天然氣裹挾的含水比例逐步升高，水氣體積比呈現一定程度的上升?？傮w來看，由于水侵面積沒有大規模突破，這個階段產能具有一定的穩定性。

研究區S2-19 井在2010 年10 月出現了明顯的見水特征(圖2)，日產氣量自4.0×104m3降至2.6×104m3附近后保持穩定至2015 年4 月，期間水氣體積比由0.20∶10 000升高至2.00∶10 000，明顯增大。

可見在初期水侵階段，產能較原始氣層有明顯下降，但在整個邊水推進過程中，產能波動不大，而水氣體積比則穩步升高，具有更強的敏感性，對預示下一階段的水侵程度具有更好的量化指示作用，這一特征在諸多氣田開發中具有共性[8]。

2.1.3 邊水突破階段

當嚴重水侵時，邊水推進形成連續的水流，井點周圍被大面積水淹，產能大幅度下降，產能下降幅度一般在50%以上。對36個單層砂體水侵過程中的生產曲線變化特征分析結果表明，邊水突破階段普遍較短，一般僅2 至數個月(砂體厚度越小，所需時間越短)，隨后日產水量大幅度升高，產能進一步降低。

而該階段內，水氣體積比有小幅度變化，一般為2.00∶10 000～5.00∶10 000。對單砂體水侵過程中生產曲線追蹤分析表明，邊水突破階段雖然生產過程較短，產能與初期水侵階段無很大差異，但水氣體積比的變化十分明確，具有廣泛的代表性，具有預示強水侵的重要指導意義。

S2-19井在2015年4月至2016年5月，產能出現臺階狀小幅度下降，期間水氣體積比突破2.00∶10 000，最高達5.00∶10 000(圖2)。

2.1.4 強水侵階段

在邊水突破階段之后，含氣砂體水侵較快進入強水侵階段，產能大幅度下降，水氣體積比在5.00∶10 000以上。追蹤統計36 個單砂體，水氣體積比多為5.00∶10 000～25.00∶10 000。當然，由于后期產能穩定性差，或者積液等現象影響，也可能出現低產能和低產水的情況。

S2-19自2016年6月水氣體積比高于5.00∶10 000，日產氣量從原始氣層的約4.0×104m3下降至1.0×104m3，日產水量升高到了10 m3附近。

統計3 個氣田單砂體的開采特征表明，水氣體積比高于5.00∶10 000，會出現產能嚴重下降的現象，一般降幅在50%以上，該階段水氣體積比的界限比較明顯，諸多砂體的生產曲線呈現了較好的一致性。

2.2 基于水氣體積比特征識別和定義水侵程度

由于砂體產能差異和投產層數及厚度不同，開發過程中按照產能和出水量定義含氣砂體或氣井的水侵等級是比較困難的[9]，但是幾個階段的水氣體積比變化都具有規律性，可以較好地結合單砂體產能變化的幅度確定水侵等級及階段。

按照上述水侵階段劃分方法，對36 個單砂體的生產曲線進行了分析，其水氣體積比變化具有明確的規律性。追蹤分析了36個純氣層單砂體(圖3)，有28個單砂體進入水侵階段，且追蹤到了各個階段的產能和水氣體積比數據。單砂體在低含水穩產階段，平均日產氣量2.43×104m3，水氣體積比0.11∶10 000；進入初期水侵階段，平均日產氣量1.86×104m3，下降幅度為23.5%，平均水氣體積比1.21∶10 000；進入強水侵階段后，平均日產氣量0.94×104m3，下降幅度為61.3%，平均水氣體積比10.10∶10 000。

圖3 單砂體投產后不同階段產能和水氣體積比變化特征Fig.3.Gas productivity and WGR in different stages after production of a single sand body

上述單砂體水侵過程中的水氣體積比和產能變化顯示，水侵初期砂體水氣體積比為0.30∶10 000～2.00∶10 000，僅極個別薄砂體水氣體積比上升較快；強水侵階段水氣體積比多大于5.00∶10 000，且產能大幅度下降。邊水突破階段普遍生產周期較短，屬于初期水侵階段與強水侵階段的過渡，未做單獨統計。從產能下降幅度上來看，邊水突破階段，日產氣下降幅度多數在25%以內；而強水侵階段，日產氣下降幅度多數在50%以上。

基于產能在水侵上具有明顯的變化規律，將澀北氣田淺層疏松砂巖氣藏生產過程中的水侵等級，劃分為未水侵、弱水侵、中等水侵和強水侵4個級別(表1)。

表1 澀北氣田疏松砂巖氣藏水侵等級劃分Table 1.Classification of water invasion in unconsolidated sandstone gas reservoirs in Sebei gas field

2.3 水侵砂體出砂對產能影響

澀北氣田儲集層埋藏淺，成巖作用差，機械壓實作用弱，膠結程度差，作為典型的疏松砂巖氣藏，開發過程中會不可避免地出現巖石物理結構變化，對產能和含水特征造成一定影響。該區疏松砂巖具有高泥質含量的特點，地層一旦見水，將會發生水化膨脹，砂質顆粒間的附著力減小，地層強度降低，導致砂巖膠結砂變疏松。同時，地層流動由單相氣流變為氣水兩相流，攜砂能力比單相氣流的攜砂能力強，也使地層更容易出砂。

研究表明，開發井采氣段普遍出現自然伽馬升高特征，表明氣砂體生產中攜帶的黏土和砂質顆粒在射孔段附近形成堆積和沉淀，堵塞孔隙喉道，與砂體受水敏影響相似，一定程度上會導致含氣砂體產能下降。

當然，水侵層出砂造成的影響主要體現在單井砂面上升速度加快，導致較多的氣井井筒砂埋現象出現。因此，在水氣體積比監測過程中，要及時了解氣井井況，不能僅局限于水氣體積比和產能變化，機械地判斷水侵程度。

3 現場應用

3.1 初期見水時間的確定

及時掌握氣層初期見水時間和后續水侵進程，對于調整開發措施有重要意義。研究區氣藏氣砂體數量多，砂體繁雜，在多層合采的過程中，井口日產氣量差異較大。由于含氣砂體束縛水的產出，井口產水的絕對量變化較大，采用井口日產水量變化判斷砂體水侵，誤差較大。

通過開采曲線分析，在研究區氣層開采過程中，隨著邊水推進范圍的延伸，多數井都有一個零星出水的初期見水階段。在這個階段，天然氣裹挾少量邊水產出，導致水氣體積比略有升高。通過監測水氣體積比變化，可以及時了解氣井的出水變化，迅速開展產水來源分析，更新砂體水侵動態，掌握邊水推進程度和運動規律[10-11]。

3.2 水侵突破階段的監測

當水氣體積比上升到0.30∶10 000 以上，即可判定到了水侵突破階段。由于初期見水階段時間長、規律性好和水氣體積比穩定，與水侵突破階段可以清晰區分。而大量生產井資料表明，水氣體積比突破2.00∶10 000 后，則常常是邊水即將突破的強水侵前兆，因此水侵突破階段作為重要的強水侵“窗口”，具有特殊的意義。

從確定見水到到水侵大面積突破，強水侵到來前的時間窗口一般為數月，物性越好的氣層或者儲量規模越小的氣砂體，其時間窗口越短。

及時分析單井產能曲線特征和水氣體積比變化，及時預判強水侵階段的到來，有助于采取相應的措施，提高氣層的開采效果，延緩含水突破時間的到來[12-14]。

T3-17井于2009年初投產，日產氣量3.6×104～6.2×104m3；在2012年7月，水氣體積比升高到0.30∶10 000之上，并逐步走高，其中，2012 年10 月—2013 年6 月，水氣體積比為2.00∶10 000～5.00∶10 000，日產氣量下降到2.5×104m3左右，到達強水侵階段(圖4)。

圖4 研究區T3-17井產能和水氣體積比變化特征Fig.4.Variations of productivity and WGR in Well T3-17

配合對水侵等級的預判，在生產中相應的調整工作制度，從最初的7.0 mm 氣嘴逐步下調到4.0 mm 氣嘴，一定程度上減緩了水侵速度，避免了快速水侵導致產能嚴重下降局面，以及積液導致的趟井問題，在強水侵階段保持了較長時間的高含水生產周期。

基于這一認識，生產中為避免水侵快速突破，及時進行水侵狀況監測，尤其是對強水侵階段的時間窗口進行分析預警，在生產中發揮了較好的作用。

3.3 強水侵階段生產效益的提高

強水侵階段雖高含水，但仍具有較長的生產期，故應進一步細化分析。如果水侵區域處于強水侵階段早期，一般仍具有較長的帶水挖潛時期，而該階段的末期則產能很快趨向枯竭，這是和油層強水淹的重要特征[15]。但是，研究區為高礦化度、高泥質含量的疏松砂巖低阻氣藏，在中等水侵到強水侵階段，其電性特征可能無顯著的差異，對中—強水侵區域的新井，很難從電測井響應特征上判斷其有無投產價值，尤其是難于判斷是處于強水侵階段的早期、中期或末期[16-19]，這對于強水侵區的新井評價和決策帶來了較大困難。

由于含氣砂體規模、開采速度等差異，強水侵階段具有的生產周期長度可能存在很大差異，不同砂體類比性較差。通過結合具體砂體采氣井的水侵規律，摸清開采井組內采氣井的水侵階段，對水侵區域的挖潛有重要的參考作用[20]。

以一號氣藏2-4 小層為例，該砂體平面上水侵嚴重，目前采氣井產能大幅度下降，水氣體積比持高不下，部分井已經停井(表2)。綜合分析S2-14井、S2-6井、S2-29井等高含水井區的挖潛價值，部署S2-8井進行水侵區域挖潛。S2-14 井和S2-6 井都處于強水侵階段末期，產能趨向枯竭，都已在該階段生產超過60 個月，S2-8井位置略高于S2-14井和S2-6井，與S2-28井接近，具有可比性。且S2-28 井評價為強水侵階段中期，仍有較穩定產能，高含水生產期為34 個月，也明顯短于S2-14井等，綜合評價S2-8井區為強水侵階段中期，仍有攜水生產的潛力。

表2 澀北氣田一號氣藏S2-8井周邊生產井水侵狀況Table 2.Water invasion status of production wells around Well S2-8 in No.1 gas reservoir in Sebei gas field

完鉆井資料顯示，S2-8 井有明顯的水淹特征，測井解釋上部層段強水淹，下部為中水淹。投產后日產氣0.92×104m3，產水6.68 m3，水氣體積比為7.30∶10 000，目前產能穩定，與水侵等級和部署前預判產能情況吻合。水侵階段的綜合分析在水侵區域挖潛部署中起到了重要的參考作用。

4 結論

(1)對于自身含水較低的多砂體層狀氣藏，水氣體積比對水源判別和水侵的監測效果優于產水量，水氣體積比變化的幅度可以達到上百倍，跨度較大，生產中推薦采用對數刻度進行分析，可以及時在生產曲線上發現早期的侵入現象。

(2)澀北氣田疏松砂巖氣藏生產過程可劃分為低含水穩產階段、初期水侵階段、邊水突破階段和強水侵階段4 個階段，相應的可劃分為未水侵、弱水侵、中等水侵和強水侵4個等級。

(3)邊水突破階段可以較好地預判大規模水侵階段的到來，在該階段可針對性實施降水穩產措施，以有效延長氣井生產時間。

(4)在強水侵階段，普遍仍具有較長的攜水生產期，應通過參考周邊井生產特征，綜合分析目標井所處區域的水侵動態，實現氣藏的進一步挖潛。