扬古伊气田出水分析及对策研究

2016-03-09张李张晓东冷有恒

天然气勘探与开发 2016年2期

张李张晓东冷有恒

扬古伊气田出水分析及对策研究

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（1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院2.中国石油（土库曼斯坦）阿姆河天然气公司开发部）

扬古伊气田为阿姆河右岸B区中部众多中小气田群中的一个，气田投产一年左右出乎意料地有地层水产出，且短短几个月时间产水量大幅度上升，为了明确气田出水原因，保障气藏开发效果，从气田及单井的生产动态特征入手，通过静态、动态资料的充分结合，研究了水体来源及出水类型，明确了水侵特征及水侵模式、因地制宜地提出了治水对策。近半年的生产实际证明：对于气田出水情况的分析是精准且符合实际的，对出水气井提出的降产控水（初期）、坚持自喷排水采气、降低条带采气速度、加密水样监测等生产建议是及时而有效的，达到了保障气藏高效开发的目的，气田生产相对平稳。图12参11

阿姆河右岸碳酸盐岩气藏边水水侵裂缝性水窜排水采气

阿姆河右岸B区中部的扬古伊气田是一主力建产气田，气田投产一年左右便有地层水产出，且短短几个月时间产水量大幅度上升。气田无水采气期的水气比平均为0.065 m3/104m3，出水后水气比最高达到了1.02 m3/104m3，产水量由最初的45 m3/d（凝析水）增加到了235 m3/d。由于产水量逐渐增加，造成部分单井产量大幅度递减（产气量由90×104m3/d左右降为目前的18×104m3/d），给气田开采带来较大的困惑和担忧。为了保障气田高效开发，有必要对气田出水情况进行深入研究，针对性地提出治水对策。

1 气田水侵分析

1.1 气田产水概况

扬古伊气田卡洛夫-牛津阶（J3k-o）气藏受控于扬古伊断层，主要表现为断背斜或断鼻构造，具有多个局部高点，气藏同时受构造和岩性控制[1]。目前气田生产层位主要为卡洛夫-牛津阶的XVhp-XVa1层。扬古伊气田于2014年5月投产，生产井6口（图1），均为高产井。2015年6月以前，单井平均日产气约87×104m3/d，气田整体生产平稳。自2015年6月起气田开始出水，截止到目前，气田最高水量达到235 m3/d，水气比约1.02 m3/104m3（图2）。

根据各单井水气比和氯根含量判断（图3~图5）：出水井为Y-22和Y-101D，其余4口井目前生产平稳，没有出水迹象。（由于Y-21和Y-105D井分别位于两个相对独立的岩性体之上，与其余4口井连通性较差，因此本文不涉及这2口井的分析。）

Y-22井于2015年6月开始产出地层水后，气产量逐渐降低，水气比上升较快，目前产水最高达到119.5 m3/d，水气比6.44 m3/104m3（图3）；Y-101D井于2015年8月明显产出地层水，目前产水最高达到95 m3/d，水气比2.41 m3/104m3（图4）。气井进入气水同产阶段后，降产控水效果甚微。

图1 扬古伊气田井位部署示意图

图2 扬古伊气田采气曲线

图3 Y-22井日产气和日产水变化曲线

图4 Y-101D井日产气和日产水变化曲线

图5 Y-22和Y-101D井氯根含量变化曲线

1.2 水体来源分析

（1）底水锥进的可能性较小

根据地震速度反演剖面（图6）、测井曲线（图7）及试油成果综合判断：储层均发育在卡洛夫-牛津阶的中上部，下部储层发育较差；纯气底界（-3300 m）以下为气水过渡带或者水层，但含水层段储层相对致密，不具备发育较强底水的地质基础[2]。

根据各单井生产特征分析：气田采气速度基本大于7%，目前6口生产井中仅2口井出水，且Y-101D井是在Y-22井出水后相继出水的，不符合底水锥进的特征。

图6 扬古伊气田地震速度反演剖面

图7 扬古伊气田3口直井连井剖面

（2）水体可能来源于与桑迪克雷气田相连的边水理由如下：

1）从Y-104井到Y-22井，地应力与断层走向夹角逐渐减小，且Y-22井中-高角度缝占比增加，造成①号断层末端横向封闭性减弱；且①号断层向南延伸至桑迪克雷气田内，使2个气田流体沟通成为可能（图8）；2）地震速度反演显示扬古伊气田与桑迪克雷气田之间的储层具有一定的连续性（图9），因此水体具有连通的可能。

1.3 水侵特征及模式分析

（1）水侵特征分析

水侵过程的规律性与储层渗流介质的展布特征密切相关。根据单井出水时间与生产水气比的变化曲线可判断气井水侵特征，而水侵特征图版可分为线性型、二次方型、三次方型[3]。边水水侵的水气比上升平缓，一般为线性和二次方型；裂缝性水窜其水气比变化剧烈，一般为二次方和三次方型，而沿高导裂缝窜入其水气比一般为指数型。Y-22和Y-101D井的出水特征曲线总体表现为三次方型（图10），属于裂缝性水窜。

图8 Y-104与Y-22井地应力与断层走向示意图

图9 扬古伊与桑迪克雷气田地震速度反演剖面

图10 Y-22和Y-101D井水侵特征曲线

根据Y-22和Y-101D井累产气、累产水、水气比的关系曲线可以看出，累产气与累产水呈指数式上升，累产气与水气比也表现出相同的特征（图11）。说明水体能量较强，且水侵强度有逐渐增加的趋势[4-5]。

图11 Y-22、Y-101D井累产气、累产水、水气比关系曲线

（2）水侵模式分析

目前国内学者将气藏的水侵模式归纳为水锥型水侵、纵窜型水侵、横侵型水侵和纵窜横侵型水侵4种类型[6]。Y-22和Y-101D井属于纵窜横侵型水侵，理由如下：①Y-22井裂缝发育，裂缝产状以斜交缝为主（图12），为水体沿直接窜入井筒提供了通道。②Y-22井附近大小断层交错，且该井位于较好的礁体之上，整体具有较好的储渗性，边水可能主要沿高渗带侵入；Y-101D井紧邻扬古伊逆断层，边水一方面可能沿断层裂缝带平行断层走向水窜，一方面可能通过Y-22井继续向前水侵。

图12 Y-22井部分取芯井段(XVhp层)岩心图片

2 气田水侵对策研究

根据国内相似气藏的治水经验，裂缝水窜型气藏应选择边部排水采气的治水措施。在水区无水井时，可通过气藏边部已出水的气井实施排水采气，防止边水继续向气田内部侵入：若地层能量充足，可充分利用气井自身能量坚持带水采气；当不能利用自身能量排水采气时，宜采用机械式排水采气工艺[7-9]。

结合近期的生产动态特征：扬古伊主力条带上连通性较好的Y-103D和Y-104井在生产淡季大幅度降产后，Y-22井的出水量得以控制（图3）、Y-101D井的产水量明显减小（图4）。因此进一步坚定了治理扬古伊主力条带的水侵对策：①为了延长另外两口高产井的无水采气期，需要严格控制该条带的采气速度（小于5%），即控制Y-103D和Y-104井的产气量；②目前地层能量充足，应坚持出水气井自喷带水采气。建议Y-22井保持20×104m3/d、Y-101D井保持40×104m3/d左右产量稳定生产，尽可能多排水，使气区和水区压力同步下降，防止边水进一步侵入气区；③“少动操作、少关井，平稳操作保稳产”对出水气井至关重要[10]；④加密Y-103D和Y-104井的水样监测，若出现氯根含量异常升高的情况，应及时降低产量生产。

根据近半年的生产实践证明：对Y-22和Y-101D井出水情况的分析是精准且符合实际的，提出的一系列生产建议是及时而有效的，目前该条带生产相对平稳，出水情况得以有效控制，开采效果显著。