2. 成都北方石油勘探开发技术有限公司, 四川 成都 610500;
3. 中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院, 新疆 库尔勒 841000
2. Chengdu Northern Petroleum Exploration and Development Technology Co. Ltd., Chengdu, Sichuan 610500, China;
3. Research Institute of Exploration and Development, Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla, Xinjiang 841000, China
塔中隆起是塔里木盆地油气富集的主要区带之一。塔中Ⅰ 号坡折带凝析气田位于塔里木盆地塔中隆起带中部,是塔里木油田公司油气上产的主要区块[1]。气田投入开发后采用天然能量自喷生产,随着生产时间增加,部分单井开始见水。凝析气井见水后普遍存在含水上升快、含水率高、带水生产期短、油气产量下降快等特点[2-3],极大影响了塔中碳酸盐岩凝析气田的高效开发。因此,如何延长无水采气期,需要对凝析气井进行产水预测研究[4],在发现气井有出水迹象的情况下,及时优化气井工作制度,最大限度延缓气井见水时间,提高天然气和凝析油的最终采收率。
目前,国内外学者主要研究气井出水类型和出水规律,在出水预测方面研究较少[5-6]。本文在总结塔中裂缝-孔洞型碳酸盐岩凝析气藏生产特征和产水特征的基础上,利用流动物质平衡法判断气井出水的可能性,研究凝析气井出水前生产气油比和烃类组分含量的变化规律,建立相关参数进行出水预测。
1 地质油藏特征塔中Ⅰ 号坡折带上奥陶统礁滩体凝析气藏,位于塔中北斜坡带(图 1),是奥陶系台缘相带生物礁型超亿吨级大油气田,油气在纵向上近似层状分布,平面上沿台缘相带展布,没有明显边底水[7-9]。具有相对统一的温压系统,地层压力42~63 MPa,温度124.6~ 141.9 ℃;凝析油含量高达210.4~902.3 g/m3,为一大型准层状、油气水分布复杂的非常规凝析气藏。
根据地震、测井、钻井、录井等解释结果并结合岩芯观察、镜下薄片的鉴定,可以把塔中Ⅰ 号礁滩体碳酸盐岩凝析气田储层类型划分3 种类型:孔洞型、裂缝型、裂缝-孔洞型。孔洞型储层的主要储集空间是溶蚀孔、洞,这类储层一般是原生孔隙发育的层段经过溶蚀改造形成,裂缝欠发育,表现为孔隙度较大而渗透率小;裂缝型储层的孔隙度较小,而渗透率可明显增大,反映了裂缝、微裂缝的存在,以裂缝为其主要储集空间和连通渠道,通常储集性能较差,但渗透性能好;裂缝-孔洞型储层的孔洞、孔隙、裂缝均较发育,为最有利的一种储层类型,是塔中地区主力油气产层之一,也是主要研究的储层类型。投产井钻遇的储层主要为裂缝-孔洞型储层,裂缝型储层次之,孔洞型储层较少,在实际生产过程中见水的凝析气井储层类型主要为裂缝-孔洞型。主要研究裂缝-孔洞型储层凝析气井的含水上升规律,对试采井进行能量评价,研究生产过程中气油比和烃类组分含量的变化特点,对凝析气井进行生产预警。
2 凝析气井产水特征中国学者通过研究总结,认为气井产出水主要为凝析水和地层水[10-16]。塔中Ⅰ 号碳酸盐岩凝析气井初期生产不含水,产水后含水率很快上升、产量快速下降,直至停喷。产出水矿化度也与地层水的矿化度相近。所以塔中地区碳酸盐岩凝析气井产水为地层水。
2.1 塔中碳酸盐凝析气藏地层水分析大量研究表明,塔中奥陶系碳酸盐岩地层水均为氯化钙型[17],氯离子主体(5~11)×104 mg/L,主体总矿化度(9~17)×104 mg/L,pH 值5.4~7.7,属中性偏碱性,密度为1.05~1.14 g/cm3。但塔中奥陶系碳酸盐岩地层水并非边底水,判断依据有:
(1)出水部位与构造位置高低无关,甚至是高部位井出水。
(2)许多井出水量并不稳定,或者呈单边下降趋势或者呈周期性变化。
(3)各层系地层水的氯离子、总矿化度、密度、 pH 值、γNa/γCl 和γNa/γCa 等指标均与埋深没有相关性,说明这些地层水应该是各自独立而不是互相连通的,这是由碳酸盐岩储层的非均质性决定的。
综合上述分析认为,塔中奥陶系凝析气藏没有明显的边底水,均为局部定容水。一些井出水有两种情况,一种是油气藏连通范围内的局限储集体内含水,出水期较短,水量变化大,出水一段时间后含水量急剧降低。另一种是油气藏与大的缝洞水连通,出水量较大,出水期较长,此类出水对凝析气井产量具有较大影响。
2.2 气井含水上升特征通过对塔中Ⅰ 号气田礁滩体碳酸盐岩裂缝-孔洞型储层产水凝析气井的产水特征研究,将含水上升特征主要分为间歇含水、台阶含水和快速含水3种。
(1)间歇含水
此类井(如X1 井)生产初期不含水,生产一段时间后气井突然见水,含水率上升为90% 以上(图 2)。
间歇含水井见水后气液比变化不大,气油比随含水率变化波动较大,带水生产较短时间后含水率突然下降,气液比、气油比恢复正常。通过分析认为裂缝-孔洞型储层裂缝发育,裂缝沟通局部封存水体,当储层压力降到一定压力时,储层中的局部封存水沿裂缝进入气井,但局部封存水体较小,能量衰竭后气井生产恢复正常,气井间歇含水对实际生产影响不大。
(2)台阶含水
此类井(如X2 井)初期生产不含水,生产一段时间后气井开始见水,含水率从15% 上升至60%以上,含水率呈台阶上升(图 3)。
气井见水后气液比缓慢下降,气油比上升,气油比变化也随含水率变化而呈台阶变化。此类产水特征主要是由于地层中裂缝沟通了不同含水缝洞体,在压力下降过程中,不同缝洞体水体差异导致含水台阶变化,该类水体能量较小,水侵速度较慢。
(3)快速含水
此类井(如X3 井)初期生产不含水,生产一段时间后气井突然产水,含水率很快达到80% 左右,而后气井进行带水生产(图 4)。
快速含水气井见水后气液比缓慢下降,气油比随含水率迅速上升。此类产水特征主要是由于地层水体能量大,水侵速度快,气井见水后随即进入高含水生产阶段。
3 气井出水预警研究目前许多学者对气井产水机理及规律进行了大量研究,但大多数只是进行了一些出水规律性的总结和见水后建议性措施[6-8]。由于塔中地区碳酸盐岩凝析气藏与常规砂岩气藏相比,其储层非均质性很强,井间连通性差,天然气中含有硫化氢,后期进行单井和区块排水困难较大。因此,要延长塔中地区碳酸盐岩凝析气井的无水采气期,提高天然气与凝析油的采收率,需要对碳酸盐岩凝析气井进行出水前预警研究,指导现场及时改变凝析气井的工作制度,最大限度地延长无水采气期。
通过对塔中地区裂缝-孔洞型碳酸盐岩凝析气井进行水体能量评价,找出有水体能量补充的井,总结能量补充井产水前生产气油比和烃类组分含量的变化规律,进行凝析气井出水预警研究。
3.1 试采井能量评价出水预警首先通过油气藏工程方法,判断凝析气井是否有水体能量补充,然后根据生产动态参数(生产气油比和烃类组分)进行预警。目前判断凝析气井水体能量常用的方法流动物质平衡法。选取3 种出水特征的代表井X1、X2、X3,首先计算凝析气藏地质储量,然后运用文献[16]中气藏物质平衡方程通式的变换形式,将气藏采出程度和相对压力绘制在直角坐标中,通过曲线上翘程度来判断水体能量大小。
图 5 为3 口井的气藏采出程度和相对压力关系图,从图 5 可以看出,X1 井曲线未出现上翘,表明 X1 井没有水体能量,气井能量主要来自气体自身膨胀;X2 和X3 井两条曲线出现了不同程度的上翘,说明气井有能量补充,曲线偏离直线段越远,水体能量越强。
由能量评价可以判断X2 井和X3 井发生了水侵,尤其是X3 井此时进行气井工作制度的调整,降低气井井口产量,影响整个气田的油气产量任务。因此,需要在进行能量评价的基础上加大对动态参数(气油比和烃类组分)进行监测的频率,缩短凝析气井出水预警时间。
3.2 气油比和烃类组分变化规律裂缝-孔洞型碳酸盐岩凝析气井见水前由于油气水界面抬升,造成生产气油比和烃类组分含量发生变化,对气油比和烃类组分含量变化进行研究,有助于缩短凝析气井出水预警时间。
3.2.1 气油比变化规律从产水前气油比(图 1~ 图 3)变化规律可以看出,间歇含水井凝析气井出水前生产气油比未发生明显变化;台阶型含水和快速含水井出水前生产气油比逐渐降低,直至生产气油比降至最小时气井产水。X2 井在见水前100 d 气油比开始下降,X3 井在见水前175 d 气油比就开始下降。这主要由于气井地层压力下降发生反凝析,一部分凝析油被气体带出地面,另一部分凝析油由于重力作用进入地层下部,凝析气井发生水侵后,凝析油与地层水之间的油水界面上升(图 6),造成凝析气井生产气油比下降。气油比下降预示着气井即将产水,此时就需要对凝析气井进行预警,调整气井工作制度。
塔中碳酸盐岩裂缝-孔洞型凝析气井X2 井和 X3 井稳定生产段和出水前天然气中的烃类组分进行分析(表 1)表明,稳产时烃类组分中C1+N2 组分含量较高,C2~C6+CO2 含量和C7+ 含量较低,凝析气井水体能量较大时,水侵使得油气水界面抬升,随着生产时间的增加,采出天然气组分中轻质组分 C1+N2 含量逐渐降低,中间组分C2~C6+CO2 含量逐渐升高,重质组分C7+ 含量迅速上升。
表 1 中,X2 井出水前C1+N2 含量比稳定生产时减少了5.46%,X3 井出水前C1+N2 含量比稳定生产时减小了2.98%;X2 井出水前C2~C6+CO2 含量比稳定生产时增加了5.27%,X3 井出水前C2~C6+CO2含量比稳定生产时增加了2.7%;X2 井出水前C7+含量比稳定生产时增加了19 倍,X3 井出水前C7+含量比稳定生产时增加了28 倍。
综上所述,对于判断有水体能量的凝析气井见水前生产气油比会出现明显下降,天然气烃类组分中轻质组分C1+N2 含量出现下降,中间组分 C2~C6+CO2 含量明显上升,重质组分C7+ 含量上升幅度最大,以此作为凝析气井即将出水的信号,进行凝析气井出水预警。
4 结论(1)塔中地区碳酸盐岩凝析气井产出水为地层水,产水特征主要为间歇含水、台阶含水和快速含水,不同产水特征主要受水体能量大小影响。
(2)间歇含水井无水体能量,出水对气井生产影响不大,台阶含水井和快速含水井产水体能量大,出水对气井生产影响较大。
(3)塔中地区碳酸盐岩凝析气井产水前气油比发生明显降低,天然气中轻质组分C1+N2 含量降低,中间组分C2~C6+CO2 含量明显上升,重质组分 C7+ 含量上升幅度最大。
(4)有水体能量的凝析气井生产气油比和烃类组分含量发生变化时,说明近期凝析气井可能产水,需及时对凝析气井的工作制度进行调节,延长凝析气井无水采气期。
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