引用本文
谢姗, 徐文, 焦扬, 薛云龙, 李琳. 一种低渗碳酸盐岩气藏气井积液的早期判识方法[J]. 录井工程, 2023,34(2): 57-64.
XIE Shan, XU Wen, JIAO Yang, XUE Yunlong, LI Lin. Early identification method of gas well liquid accumulation in low-permeability carbonate gas reservoir[J]. Mud Logging Engineering, 2023,34(2): 57-64.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2023.02.010  
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一种低渗碳酸盐岩气藏气井积液的早期判识方法
谢姗①,②, 徐文①,②, 焦扬①,②, 薛云龙①,②, 李琳①,②
①中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院
②低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

作者简介：谢姗 高级工程师,1987年生,2012年毕业于中国地质大学（北京）油气田开发工程专业,现在中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院主要从事气藏动态监测与分析、试井、数值模拟研究等工作。通信地址：710018 陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区勘探开发研究院。电话：（029）86978143。E-mail：xies_cq@petrochina.com.cn

收稿日期: 2023-02-11
基金: 中国石油天然气集团有限公司重大科技专项“长庆油田5 000万吨持续高效稳产关键技术研究与应用”（编号：2016E-0509）
摘要

岩溶风化壳型低渗碳酸盐岩气藏受沉积成岩作用影响,储层非均质性强,一旦含水,开发难度极大。以鄂尔多斯盆地靖边气田为例,目前该类气藏整体进入开发中后期,因现有方法判识滞后且精度较低,气井气液流动状态难以及时准确识别,面临单井产量低、气井积液产水等问题,造成剩余储量动用难、气藏采收率低。根据低渗碳酸盐岩气藏渗流机理与生产特征,提出了基于常规生产资料的井筒积液早期判识技术,并在此基础上改进了积液产水气井生产制度以及气水动态分布预测技术思路,细化了“动态控水、地质避水”的剩余储量动用策略。靖边气田据此实施了“气水流动状态判识+生产制度动态优化+气水分布预测”的一体化技术流程,使老井控水、新井防水能力切实提升,典型产水单元水气比趋于稳定、连续生产气井比例提升20%,近3年年均增产气量1.8×108 m3,年均提高采收率0.1%。

关键词: 积液判识; 生产制度优化; 气水分布预测; 含水气藏; 提高采收率; 靖边气田; 碳酸盐岩气藏
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Early identification method of gas well liquid accumulation in low-permeability carbonate gas reservoir
XIE Shan①,②, XU Wen①,②, JIAO Yang①,②, XUE Yunlong①,②, LI Lin①,②
①Research Institute of Exploration and Development,PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi′an,Shaanxi 710021, China
②National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil and Gas Fields, Xi′an , Shaanxi 710021, China
Abstract

Affected by sedimentary diagenesis, the weathering karst crust type of low-permeability carbonate gas reservoir shows developmental difficulties when facing strong heterogeneity and water production. Taking the Jingbian gas field in Ordos Basin as an example, the facing key difficulties, such as low production rate, liquid loading and water production, make existing methods fail to timely and accurate identify gas-liquid flowing status within the middle and late stages of development, which all affect reserves utilization and gas recovery. Therefore, the early identification technology of wellbore liquid loading based on conventional production data is proposed according to flow mechanics and production features in low-permeability carbonate gas reservoir. Furthermore, the technical ideas of production system optimization of liquid and gas-water dynamic distribution prediction are improved, then the development strategy of remaining reserves of "dynamic water control and geological water avoidance" is refined. The applicable results show that, Jingbian gas field has improved the water control ability and the waterproof ability by circulating the integrated technical process of "gas water flow state identification+production system dynamic optimization+gas water distribution prediction". The typical water-gas ratio of water production unit tends to be stable, and the proportion of continuous production gas wells increases by 20%. The average annual gas production increase in recent three years is 1.8×108 m3 and the average EGR is 0.1% per year for whole gas field.

Keyword: identification of early liquid loading; optimization of production system; prediction of gas-water distribution; the water-bearing gas reservoir; EGR; Jingbian gas field; carbonate gas reservoir
0 引言

岩溶风化型碳酸盐岩气藏作为中国海相含油气盆地主要的储层类型, 是油气勘探开发和增储上产的重要领域[1]。其有效储层平面分布受沉积环境、地貌特征控制, 纵向分布受储层岩性及岩溶成岩作用控制, 通常具有极强的非均质性, 储层精细描述与规模效益开发难度较大[2, 3]。储层一旦含水, 液相存在还会限制气相渗透率从而进一步降低气井产能[4], 导致该类气藏的开发难上加难。

鄂尔多斯盆地靖边气田作为典型的岩溶风化型低渗碳酸盐岩气藏, 具有渗透率低、非均质性强、局部发育相对富水区的特点。经过20余年的开发实践与技术攻关, 对于中部优质的储层发育区已经形成了复杂岩溶储层综合评价、大型低渗气藏动态评价等关键技术, 支撑了气田的上产与稳产。其下古生界主力气层MW1+2已投产气井1000余口, 历年累计产气超过千亿方, 以55× 108 m3规模稳产了18年, 是鄂尔多斯盆地最具效益的气田之一。但近年来, 随着气藏整体进入开发中后期, 开发区域逐渐过渡到气田的边部, 面临储层含水、单井产量降低、积液产水气井逐年增多等问题, 导致剩余储量动用难、气藏采收率低, 制约了气田下一步的开发进程。及时开展气井的气水状态识别, 从而进一步优化气井工作制度、提升开井时率与产量以及开展剩余气水分布预测是现阶段及未来有效开发的基础。但是, 现有的相关研究主要集中在井筒积液模拟实验、地层水控制因素、地层水演化等理论分析阶段, 形成的开发政策倾向于开发思路构建和定性描述, 均难以指导现阶段靖边气田的下一步有效开发[5, 6, 7, 8]。因此, 提出一套积液判识以及动态优化生产制度、气水分布的预测方法, 对于气田开发中后期动用难动用储量、提高采收率具有重要意义。

1 气田概况

靖边气田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部、中央古隆起东北侧, 构造面貌为西倾大单斜并发育系列复式鼻褶, 沉积上属于浅海蒸发潮坪沉积, 岩性以泥-细粉晶白云岩为主, 气藏分布主要受古地貌和岩性控制, 因位于岩溶斜坡部位, 受岩溶风化、淋滤、溶蚀作用强烈, 气田“ 丘洼相间, 沟槽密布” , 具有横纵向储层非均质性强的特点。其下古生界奥陶系MW1+2储层广泛分布硬石膏结核白云岩, 发育溶蚀孔洞, 是天然气富集的主要层位, 气藏平均有效厚度5.4 m, 平均孔隙度6.2%, 平均渗透率2.63 mD, 平均储量丰度0.61× 108 m3/km2, 是典型的低孔、低渗、低丰度的碳酸盐岩气藏。

从含水特征上看, 靖边气田因受到原始沉积、构造演化、古地貌、气源充足程度等因素的控制, 整体上无统一边底水, 宏观上形成了高部位富气、低部位富水的气水分布格局, 区域上分布则受到沟槽切割程度、储层非均质性、小幅构造等控制, 产生轻微调整[9]。该气田MW1+2气藏出水层主要为气水同层, 气水分异差, 无绝对的气水边界, 区域上看主要分布在气田西侧区域构造低部位, 纵向上主要赋存于物性较好的MW13小层的溶孔与部分晶间孔, 水体多呈块状或透镜状, 具有流动性, 局部地区形成相对富水区。地层产出水具有高矿化度（CaCl2型水）、高锶钡、高钙钠的特点, 是长期封闭条件下经水岩作用高度变质的成藏滞留水。整体而言, 靖边气田气水分布特征较为复杂。

从生产动态特征上看, 靖边气田MW1+2气藏依靠生产判识产水气井302口（主要依据气量、水量、水气比变化等）, 占总井数30%以上, 且近5年产水气井井数逐年上升。受到产水影响, 该类气井具有油套压差逐渐增大、产量下降较快的特征, 开发过程中油套压差从0.6 MPa上升到3.1 MPa, 产量降幅为70%（投产初期井平均产气量3.0× 104 m3/d, 目前井平均产气量0.9× 104 m3/d）。利用视压力差法[10]评价典型产水气井的动态储量发现, 产水对气井最终累产气影响程度达到30%, 进一步直接影响气井开采效果, 限制了储量的有效动用, 故需尽快开展识水、治水。

2 早期井筒积液判识方法

气井气液流动状态的及时、有效判识是改善靖边气田积液产水气井开发效果的前提, 在生产中最值得关注的气液流动状态就是气井是否积液。

井筒积液是指气体流速小于临界携液流速致使液体在井筒中聚集的一种现象, 它通过对气层不断造成回压致使气井降产或者停产, 直接限制气区可采储量的有效动用[11, 12]。早期的积液判识对于气藏的有效开发具有两方面意义：其一, 及早对积液风险或者早期积液气井调整生产制度或介入适宜工艺措施, 可以避免积液发生或者积极降低积液量, 从而达到改善该类气藏气井开发效果的目的; 其二, 如果区域上普遍出现这种气液流动状态, 往往能够提示含水区的存在, 那么对于气水分布动态调整以及精细预测能够提供针对性的指导。但是, 由于积液气井在受到伤害的很长一段时间可以继续正常生产, 导致现有的携液理论模型和矿场曲线特征分析法存在适用范围有限、判识滞后的问题（靖边气田普遍滞后3~12个月）, 难以分辨早期井筒积液[13, 14, 15]。因此, 在分析积液规律的基础上, 结合气井生产动态诊断, 提出了适用该类气藏的早期井筒积液判识新思路。

对于具有压恢试井资料的气井（靖边气田具有该项资料气井占比约10%）, 可利用气井关井过程中井筒内气液两相相态重新分布的特点[16], 即在压恢双对数井筒储集段后期出现压力导数曲线剧烈波动, 形成类似驼峰的波动段曲线（如图1所示X 1井压力导数凸起的红色散点部分为气载水的响应特征）。该方法的特点是准确度高但应用有限, 靖边气田通过该方法判识气田早期积液气井27口。

图1 靖边气田X 1井压恢解释曲线

针对大量缺乏该项测试的气井, 本文提出了一种基于常规生产动态资料数据的井筒-储层一体化单井理论压力计算模型。该模型基于低渗碳酸盐岩气藏渗流理论, 提供了一种不积液条件下的井口压力模拟模型, 即通过耦合储层渗流方程和垂直管流模型, 反复迭代储层参数和生产数据还原不积液条件下的井口压力, 再与实际井口压力进行对比来获取判识结果。具体步骤是：首先, 耦合封闭气藏物质平衡方程与气井非达西流动产能公式建立低渗碳酸盐岩气藏的简化动态储渗模型, 计算气井生产周期内的井底流压; 其次, 对比典型气井井底流压实测数据与不同管流模型在该测试深度计算结果的平均相对误差结果, 优选相对误差最小的为适应低渗碳酸盐岩气藏气井垂直管流模型（靖边气田87%典型气井表明, Hagedorn-Brown井筒垂直管流模型的平均相对误差最小, 为优选模型）; 然后, 利用优选出的垂直管流模型将第一步计算的井底流压反算成井口压力; 最后, 对比理论计算的井口压力与实测井口压力出现的差异时间, 两者一致则表明气井无积液, 两者出现差异则确定为早期积液时间节点。

其中, 定容封闭气藏物质平衡方程式为：

$\frac{p}{{\bar{Z}}}=\frac{{{p}_{\text{i}}}}{{{Z}_{\text{i}}}}(1-\frac{{{G}_{\text{p}}}}{G})$（1）

式中：p和pi分别为某时刻和原始地层压力, MPa; Zi和 Z¯分别为原始条件下气藏偏差因子和气藏平均偏差因子; Gp为某时刻的累产气量, 108 m3; G为气井的动态储量, 108 m3。

气井非达西流动产能公式为：

${{p}^{2}}-{{p}_{\text{wf}}}^{2}=\frac{1.291\times {{10}^{-3}}\ {{q}_{\text{g}}}\ T\ \bar{\mu }\ \bar{Z}}{kh}(\text{ln}\frac{{{r}_{\text{e}}}}{{{r}_{\text{w}}}}+S)$（2）

式中：pwf为某时刻的井底流压, MPa; qg为某时刻的日产气量, m3/d; T为气层温度, K; μ¯为平均气体粘度, mPa· s; k为气层有效渗透率, mD; h为气层有效厚度, m; re和rw分别为储层半径和井筒半径, m; S为表皮系数。

以图2所示X 2井为例对比新老方法识别差异, 其中黄色曲线为日产气量, 蓝色曲线为井口套压, 灰色曲线为井口油压, 红色曲线则是理论压力计算结果。由目前生产现场应用最为广泛的矿场曲线法（要求出现明显井口油、套压差且伴随有产气量变化）可知, 气井早期灰、蓝色曲线基本重合, 直到第1 480 d左右两者逐渐明显偏离且伴随有产气量的下降, 方可判识该气井发生积液; 而利用新方法可知, 灰色曲线从第389 d左右连续低于理论计算红色曲线, 由此可由差异时间判识发生早期井筒积液, 对比矿场曲线法提前了1 091 d（近3年）。另外从图2中还可发现, 理论计算的红色曲线基本上从第350 d后连续高于蓝色曲线, 其与灰色曲线的差异明显, 比矿场曲线主要应用的蓝、灰色曲线的差异更易于发现与判识, 这也就是新方法主要的优势所在。

图2 X 2井井筒积液判识曲线

整体上看, 上述两种方法均是利用不同的压力反馈模型使压力数据敏感化, 以便发现早期井筒积液。将两种方法综合应用在具有探液面测试结果的A井区。如表1所示, A井区测试气井液面深度在800.4~2 811.3 m, 平均液面深度1 993.3 m。新方法识别积液气井的准确率为100%, 且从判识时间上看, 较常用的矿场曲线法提前了47~590 d, 平均为253 d（8个月左右）, 表明新方法具有判识准确、及时的特点。方法研究表明：

表1 靖边气田A井区探液面气井利用不同方法判识积液情况

（1）利用早期判识方法中曲线差异大小、出现时间长短等表征积液严重程度, 实现了分类评价积液气井。靖边气田早期积液风险气井162口, 早期轻度积液气井383口, 晚期重度积液气井37口, 表明气田近60%的气井都存在降产风险, 故需尽快开展积液气井治理。

（2）通过在早期积液风险气井中优选生产连续、测试资料相对丰富的173口典型气井, 利用产量不稳定分析法开展积液前后的最终累计产气差异评价, 结果发现, 若早期判识积液气井并能够提前制定措施维持积液前产量, 井均可降低累产气量损失约33%, 对于动用可动用剩余储量具有重要意义。

3 积液-产水气井优化治理思路

对气井积液的生产特征进行识别后, 一方面需要制定相应措施来改善积液产水气井的开发效果[17], 另一方面对于储层还需要强化气水分布动态预测, 做好产建部署规划, 才能落实“ 动态控水、地质避水” , 进一步提高该类气井储量动用程度。

3.1 积液产水气井生产制度优化

生产制度优化是生产现场最常用、成本最低的措施。目前积液产水气井合理生产制度评价相关研究较少, 理论研究以流入、流出曲线和临界携液流量三者的协调点产量为依据, 现场应用则大多依据气田开发经验进行人为调整。但是, 一方面低渗碳酸盐岩气藏气井受储层物性及低成本开发需求影响, 缺乏产能、压力测试, 另一方面气井受到积液产水影响后, 两相流的地层压力、产能准确计算的难度较大, 而且气液流动状态判识亦不及时, 导致理论研究和现场经验均无法可靠开展, 现阶段仍缺乏操作性强的产水气井动态优化机制。为此, 结合气田的开发实际和技术基础, 提出了一种无需压力、产能测试的积液产水气井生产制度动态优化技术。

该技术是在气井早期井筒积液判识结果的基础上, 对气井的积液状态进行及时更新或者增补, 修正区块/开发单元的携液流量模型; 然后再根据二次修正后的携液流量模型, 评价不同区块/开发单元在不同井口压力下的合理产量, 以此指导积液、产水气井生产制度优化; 最后根据现场的生产经验, 建立不同区块/开发单元定期评估的积液判识运行机制, 即生产制度优化后还需选择适宜的时间间隔（靖边气田为平均3个月左右）进行二次评估, 根据二次评估结果, 决定是否介入不同排水采气措施[18]。依此循环往复, 即可形成一种积液判识与气井治理的一体化开发动态调整系统。

以靖边气田M含水区块为例, 该区块在早期已进行过临界携液流量试验, 建立了基于实验修正的携液流量模型（如图3中粉色虚线所示）, 在早期积液判识方法引入后, 新识别超过最小携液流量情况下却出现早期积液的气井4口（图3中绿色散点）, 再利用这些积液状态变化后的结果, 将靖边气田M含水区块的携液流量模型由图3中粉色虚线修正为粉色实线, 以此新制定与调整新、老井配产并介入泡排治理。从研究结果来看, 该区块水气比由修正前的1.72 m3/104 m3经历短暂上升后下降至1.31 m3/104 m3, 连续生产气井比例由51.3%升至77.6%, 气井的利用率与开井时率的明显提升, 进一步表明该方法推广应用的可行性高。

图3 利用早期判识结果修正M含水区块最小携液流量模型

3.2 气水分布动态预测

气水分布的准确预测是防水治水的基础, 但现有的气水分布预测方法在表述产液的动态变化时往往存在较大误差[19], 以靖边气田为例, 受非均质性以及气井生产时间差异影响, 利用现有方法研究富气、水区域时, 29.2%的气井生产出水情况与试气、测井解释不符。这主要是由于储层的产液不是一个孤立的环节, 而是一个动态变化的过程。在传统气水分布预测方法的基础上, 结合气井气水流动状态判识结果, 提出了改进的气水分布动态预测方法。

该方法具体的技术思路为：首先, 利用历年水化学分析结果将气田产出水划分为地层水、残酸液、凝析水3类, 根据气井产水特征（主要指标为产水量、水气比）确定水化学特征系数, 建立不同水型的水化学识别标准（表2）判识地层水; 然后, 考虑现阶段气井气水流动状态及携液能力, 将气井细分为产气井、积液气井、气水同产井、产水井以及干井, 再利用声波时差与电阻率、泥质含量与密度交会的方法, 突出气井不同生产情形下的测井曲线响应, 建立气、水层判识标准（表3）, 将储层划分为气层、含气层、气水层、含气水层、水层和干层; 再者, 利用低渗碳酸盐岩气藏古地貌定量表征方法[20]刻画沟槽、潜坑等三级地貌单元展布方向明确气水分布的连续性, 综合预测气水分布; 最后, 充分结合气藏动态认识建立基于积液早期判识的气水分布动态预测流程（图4）, 即以上一次气水分布预测为基础开展产建部署, 然后每3个月左右（与气田定期积液判识的时机保持一致）更新反馈新老气井的地化特征、流动状态、生产变化等, 在预测储层范围内以上信息一旦改变, 该区内气水分布特征需要进行相应的更新与变化, 以此实现持续的、循环的、联动的含水区的动态认识。

表2 靖边气田下古生界气藏各类水识别标准
表3 靖边气田MW1+2段储层气、水层判识标准

图4 基于积液早期判识的气水分布动态预测流程

利用上述方法研究表明：

（1）靖边气田在西侧、南侧发育有相对富水区, 在邻近富水区北侧范围内局部发育较小水体, 在东侧区域局部零星发生岩性变化或储渗条件变化形成独立“ 含水透镜体” , 对比早期预测结果, 改进方法具有细化程度高、方向指示性强的特点。

（2）随着气田开发时间的延长, 相对富水区分布范围基本稳定, 未显示大幅变化, 但80%的气水同产区分布范围有逐渐扩大的趋势。该认识与新增积液产水气井判识结果对应程度高, 因而提高了储层精细描述程度。

4 气田应用情况

对已开发区, 在含水区分类的基础上, 将具有相近的流体性质、储层物性及生产动态特征, 相对独立的一个或多个连通体组合归类为同一开发单元, 实施已开发气井的产水单元划分; 再在各个单元里按照不同评估周期循环开展“ 气井流动状态识别+井筒生产制度动态优化+气水分布预测” 的一体化技术流程, 分类指导正常生产、早期积液、中度积液、重度积液气井的生产制度调整与措施跟进。靖边气田根据上述思路共划分“ 产水单元” 11个, 运行前（2018年）评价产水单元平均地层压力为16.4 MPa, 单位压降采气量为331× 104 m3/MPa, 井均动用储量为1.1× 108 m3; 通过一体化动态优化调整, 评价目前地层压力为12.8 MPa, 单位压降采气量为427× 104 m3/MPa, 井均动用储量为1.4× 108 m3, 较运行前开发效果获得明显提升, 2019-2021年年均增产1.8× 108 m3, 年均提高采收率0.1%。

对未开发区域, 主要是依据气水分布预测结果开展富水差异开发部署。对于相对富水区, 评估现阶段实施开发风险仍较大, 重点集中在动态监测区域地层水循环调整机制动态的变化特征。对于邻近相对富水区、水体规模较小的含水区, 将已开排水采气措施优选实验、确保可采可排的区块作为目标区, 实施直定向井开发, 但要求严格执行不小于3个月的产水单元的循环评估机制。对于零星局部发育的产水单井点, 则可按照含水区综合预测结果实施产建部署, 在早期快速产水期可适当缩短评估周期至2个月, 并根据评估结果适时加入泡排采气技术。

5 结论

（1）低渗碳酸盐岩含水气藏受沉积成岩影响, 储层非均质性强, 开发上表现出单井产量低、携液弱、气井积液及产水的难题, 对气井气液流动状态及时有效的判识, 是改善该类气藏开发效果的关键基础。

（2）对于低渗碳酸盐岩含水气藏, 现有的气液判识思路和储层描述方法无法实现积极动态追踪和及时识别干预, 在该类气藏缺乏产能、压力测试资料的情况下以及低成本开发的要求下, 需要提出仅利用气田常规动态监测资料的新方法、新思路。

（3）针对靖边气田开发现状, 围绕动用可动剩余储量和提高采收率, 综合地质研究、动态评价、气井管理3方面, 形成了“ 气水流动状态识别+井筒生产制度动态优化+气水分布预测” 的一体化技术流程, 近3年年均增产气量1.8× 108 m3, 年均提高采收率0.1%。

（编辑 李特）

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