王海栋 刘义坤 王凤娇 王 旭 孟文波 张金鑫 逄玉鑫

1.辽宁石油化工大学非常规油气开发技术与装备工程研究中心 2.提高油气采收率教育部重点实验室·东北石油大学3.中海石油（中国）有限公司湛江分公司

0 引言

中国南海海域油气资源丰富，其中深水区域的油气资源量占其总资源总量的70%。“十二五”期间在南海相继发现了LS17-2，LS25-1、LS18-1等大型深水气田[1]。其中，LS17-2气田构造位于琼东南盆地陵水凹陷中央峡谷内，主要产层位于古近系黄流组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段，埋深介于3 200～3 400 m，位于泥线以下1 900 m左右，天然气地质储量为1 014.2×108m3，其中，底水气藏的天然气地质储量为712.0×108m3，占比为70.2%，底水前缘界面与气藏顶部的距离平均为33 m，投产后发生水侵的风险较高[2-4]。由于水侵会导致有水气藏的采收率降低，因此，明确水侵机理和提出有效的水侵风险识别方法对于有水气藏的高效开发具有重要意义。方飞飞等[5]、Zubarev等[6]、冯曦等[7]、生如岩等[8]的研究结果都显示有水气藏水侵的影响因素复杂，储层非均质性是主要因素之一。刘华勋等[9]认为储层非均质性越强，地层水推进的速度越快，气井见水的时间越早。对于底水气藏而言，井区横纵比也是引发水侵风险产生的关键因素，但目前还未见相关研究成果公开报道。针对有水气藏水侵的识别方法，学者们也开展了相关研究。徐昌海等[10]提出了一种判断水侵优势方向的定量识别方法；冯曦等[11]提出了水侵动态分析方法，主要包括生产数据分析、试井及物质平衡分析、数值模拟及实验分析等；邓成刚等[12]通过研究，认为采用视地质储量法能够更早发现孔隙型、相对均质的弱水驱气藏的水侵特征；李勇等[13]提出了一种水驱气藏气井见水风险评价方法。但是，对于底水气藏水侵的识别，目前还缺乏一种简便的、具有普适性的方法。

为此，笔者基于南海LS17-2深水气田地质特征、水体特征及开发特征，针对水平井开展沿程产气剖面测试实验与大型3D底水气藏水侵物理模拟实验，定量分析底水脊进影响因素，并在此基础上建立了适用于底水气藏的水侵风险识别方法，以期为海上、陆上底水气藏的控水开发提供指导。

1 LS17-2气田地质特征

1.1 储层物性特征

LS17-2气田储层岩心孔隙度介于21.2%～36.4%，平均孔隙度高达30.7%，气测渗透率介于89.0～2 512.3 mD，平均渗透率为543 mD，总体物性好，属高渗透率、高孔隙度储层。研究井——LS17-2-2井区的A4H井水平段长度为300 m，地层压力为38.7 MPa，地层温度为91.1 ℃，试采阶段气产量介于61×104～65×104m3/d，底水前缘界面与气藏顶部的距离平均为68 m，天然气相对密度为0.638，溶解气油比高达14 544.6 m3/m3，可以忽略凝析油对气井生产的影响。该水平井沿程渗透率分布如表1所示。

表1 A4H井穿越储层段渗透率分布情况统计表

1.2 水体特征

LS17-2气田各井区的水体特征参数如表2所示，其中，仅有两个井区（LS17-2-1井区、LS17-2-3井区）发育边水，并且气井A2、A6与边水的距离较远，分别为358 m、482 m；其他井区均发育底水，气井井底位置与底水的距离最大为68 m，最小为12.18 m，平均为38.02 m。由于发育底水的井区单井控制面积大，平均高达22 km2，导致水侵风险容易发生。

1.3 开发特征

气井井型为水平井，在开发过程中形成底水水脊的原因是储层非均质性、趾跟效应和生产压差[14-17]。为了形成底水气藏控水开发技术，首先需要明确上述因素对底水水侵的影响机制，在此基础上，建立气井产能与水侵程度的量化关系。

2 水平井沿程产气剖面测试实验

2.1 实验目的

对于深海底水气藏，采用水平井进行开发时，若水平井沿程各段径向流入的产气剖面越均衡，水侵影响程度越小，而若产气剖面越波动跳跃，水侵影响程度则越大。因此，通过开展水平井沿程产气剖面室内测试实验，来定量揭示储层非均质性、趾跟效应、生产压差和避水高度对水侵的影响。

2.2 实验步骤与方案

实验步骤为：①按照图1连接各实验设备，将长度为10 cm的岩心放入各岩心夹持器，关闭所有阀门；②打开气源，打开1～5号单向阀门，观察气瓶口压力表，至压力稳定后打开出口阀门，待气体流量计读数稳定后，设置生产压差为0.4 MPa （对应3%采气速度），读取稳定生产过程中1～5号气体流量计记录的气体流量，绘制出产气剖面；③调整生产压差，读取稳定生产过程中1～5号气体流量计记录的气体流量，绘制相应的产气剖面；④按照设计的实验方案，对不同渗透率的岩心进行组合，重复上述实验步骤①～③。实验方案参数如表3所示。

表2 LS17-2气田各井区水体分布特征参数表

图1 水平井产气剖面测试实验装置示意图

针对上述实验，需要说明以下两点：①使气源、岩心及高压密闭容器内设置的水平井三者相连，才能真实体现水平井开发过程中井筒管流与储层渗流的耦合，而将高压密闭容器分隔为1～5室，是为了能够对井筒沿程各段径向流入气量进行测试，从而绘制出水平井筒沿程产气剖面；②对于不设水平井组的实验，则需要去掉图1中的第一部分装置，然后利用第二部分装置进行无井筒影响的测试实验，打开气源后记录通过1～5号岩心的稳定气体流量。

表3 实验方案参数表

2.3 实验结果分析

水平井筒沿程某段的气产量偏离程度（δ）计算式为：

式中QLi表示水平井沿程第i段的径向流量，mL/min；表示储层渗透率取平均值情况下井筒段的径向流量mL/min。

2.3.1 储层非均质性的影响

首先，将渗透率为100 mD、500 mD、1 000 mD、2 000 mD、2 500 mD岩心正序并联，以生产压差为0.4 MPa开展有、无水平井的产气剖面测试实验。如图2所示，储层渗透率越高，对应水平段气体流量越大；在趾跟效应的影响下，水平井趾端的气体流量将减小。如表4所示，当渗透率级差为10时，δ已高达263.7%。

表4 渗透率级差与δ对应关系统计表

然后，调整岩心的位置，开展有、无水平井的产气剖面测试实验。水平井筒沿程设置5个测试点，岩心渗透率依次为100 mD、2 000 mD、2 500 mD、1 000 mD、500 mD。总的看来，储层渗透率越高，对应水平井段气体流量越大（图2、3），高渗透率储层即为底水水脊形成的优势通道。同时，得到了一个与以往不同的认识，在非均质储层中，若水平井筒跟部位于低渗透储层，其趾端位于高渗透储层，趾跟效应能够使产气剖面的偏离程度减弱，反之则使偏离程度增强。如图2、3所示，储层非均质性对产气剖面是否均衡的影响程度更大。因此，为了预防底水水脊的形成，削弱储层非均质性的影响至关重要。

图2 不同渗透率岩心正序并联时产气剖面图

图3 不同渗透率岩心非正序并联时产气剖面图

2.3.2 趾跟效应的影响

采用相同渗透率（100 mD、500 mD、1 000 mD、2 000 mD、2 500 mD）5块岩心来模拟均质储层，在0.4 MPa生产压差条件下进行水平井产气剖面测试实验，进而计算各组实验水平井筒沿程δ。如图4所示，由于存在水平井筒趾跟效应，从水平井跟部至趾端，δ逐渐升高，并且，储层渗透率越高，δ越高。因此，为了预防底水水脊的形成，降低水平井跟部产气量或提高趾端产气量能够对均衡产气剖面起到一定的控制作用。

图4 趾跟效应影响下水平井沿程δ分布图

2.3.3 生产压差的影响

采用渗透率为500 mD的5块岩心来模拟均质储层， 在 0.2 MPa、0.4 MPa、0.6 MPa、0.8 MPa、1.0 MPa、2.0 MPa生产压差条件下进行水平井产气剖面测试实验，进而计算各组实验水平井筒沿程δ。如图5所示，随生产压差增大，水平井筒沿程δ逐渐升高，当生产压差为2 MPa时，趾端、跟部的δ差值可达34.9%。而生产压差小于1 MPa以后，不同生产压差下水平井筒沿程δ的差值均小于5%。因此，可以将临界生产压差设置为1 MPa，只要低于该临界值，生产压差的变化对产气剖面的影响较小。总的看来，生产压差是影响水侵速度的因素之一，通过生产制度的优化，可以减轻水侵给气藏开发带来的不利影响。

图5 不同生产压差下水平井沿程δ分布图

2.3.4 避水高度的影响

采用相同渗透率（100 mD、500 mD、1 000 mD、2 000 mD、2 500 mD）5块岩心来模拟均质储层，通过把各岩心的长度增加5 cm来增大避水高度，然后在0.4 MPa生产压差条件下进行水平井产气剖面测试实验，进而计算各组实验水平井筒沿程δ。实验结果显示避水高度增大，对水平井筒沿程δ不会产生影响，但是在水侵速度相同的情况下，气井见水时间会推迟。可以看出，避水高度对气井最终累计产气量也有一定的影响。

3 大型3D底水气藏水侵物理模拟实验

3.1 实验目的

通过开展水侵风险识别实验，研究避水高度、储层非均质性、趾跟效应综合影响下的底水气藏水侵规律，进而建立水侵风险识别方法。

明确在真实的三维地质储层中，避水高度对底水气藏开发的影响以及储层非均质性、趾跟效应、生产压差三者综合影响后的底水气藏开发水侵规律，建立识别底水气藏水侵风险机制的方法。

3.2 实验方法与步骤

实验装置如图6所示，釜体内部的长度、宽度、高度均为500 mm，釜体内设置25组电极探针，共125个测试点。通过该实验装置测试底水驱气藏在不同开采条件下含水饱和度和生产数据的变化情况，进而对水侵风险进行评价。基于A4H气井参数，根据相似准则[18]，将生产压差设置为0.4 MPa（对应3%采气速度），模拟井水平段长度设置为30 cm。为了深入研究底水脊进规律，将避水高度设置为30 cm，但若固定避水高度，后面在设置井区横纵比时会遇到问题。如当井区横纵比设置为20时，需设置气藏长度为600 cm，而釜体内部尺寸不足600 cm，因此需要根据虚拟长度（600 cm）在现有釜体上外接一个90.552 L大型储气罐（与3号阀门相连），从而得到等效储气量为0.115 5 m3的实验釜体。

图6 大型3D底水气藏水侵物理模拟实验装置图

实验步骤如下：①水平井布置，其直径为9 mm、打开程度为0.3、均匀布孔，使用石英砂将釜体填满并安装底水层隔板（夹有90目筛网且均匀布孔的两片钢隔板），底水层厚度为10 cm；②饱和水并且测量气藏模型孔隙体积（32.4 L），再饱和气，直到釜体内压力达到30 MPa；③将底水层压力稳定在30 MPa，水平井以0.4 MPa生产压差进行生产，记录产气、产水量，并观察由电脑实时反演得到的气藏底水前缘推进动态，直至采出端含水率达到98%。需要特别注意以下两点：①考虑模拟储层的非均质性，在大型填砂模型中为了充填得到低渗透储层，在釜体内壁上设有卡槽，从卡槽插入带孔的薄钢隔板后将釜体内部空间分为若干个小空间，从而能够在小空间内充填得到低渗透储层；②由于3号阀门外连接了一个大型储气罐。为保证脊进的底水不倒灌进储气罐，需要在靠近3号阀门的位置设置一个单向阀门。

3.3 实验方案

各组实验参数如表5所示，井区横纵比是井区长度和宽度中的较大值与避水高度之比，另外，各组实验的生产压差均为0.4 MPa，避水高度均为30 cm。方案3-SW-6～16模拟了非均质底水气藏的生产动态，以水平井筒15 cm为界，在釜体左侧充填石英砂，形成高渗透区，在釜体右侧充填石英砂后形成低渗透区。

3.4 实验结果

3.4.1 均质储层

如图7-a～c所示，对于均质储层，当井区横纵比不大于40（方案 3-SW-1、3-SW-2、3-SW-3），直至开发结束，采出端均未见水，模拟气藏的采收率接近100%，可以看出对于均质储层而言，井区横纵比较小时水侵对气藏采收率基本无影响；当井区横纵比为60（方案3-SW-4），底部脊进的水使气井稳产期明显缩短，气藏采收率降为87.45%，模型三维切面显示采出端出口含水率为98%时水平井所处储层的含气饱和度已降低（图7-d）；当井区横纵比为77（方案3-SW-5），采收率降至64.76%，底水水侵的影响较严重（图7-d）。对横纵比与采收率的关系曲线进行拟合，曲线拐点对应的横纵比为41.18，该数值则为横纵比安全界限值。若横纵比大于该数值，则需要对底水气藏进行控水开发；若小于该数值，则可以不考虑底水水侵对气藏开发的影响。

表5 水侵物理模拟实验方案参数统计表

图7 均质底水气藏水侵物理模拟实验结果图

3.4.2 非均质储层

如图8-a～c所示，对于非均质储层（渗透率级差为10），当井区横纵比不大于20（方案3-SW-6、3-SW-7），至采气结束，底水前缘也未到达水平井筒，气藏采收率接近100%；当井区横纵比为40（方案3-SW-8），水侵影响使气井稳产期明显缩短，气藏采收率为86.66%；当井区横纵比为77（方案3-SW-9），三维切面结果显示水侵影响十分严重（图8-d），采收率下降至54.15%。对横纵比与采收率关系曲线进行拟合，得到横纵比安全界限值为21.64。

当井区横纵比小于20时，无论储层为均质或非均质，开发结果均显示底水前缘未到达水平井筒，气藏采收率接近100%，这说明井区横纵比较小时，储层非均质性不会影响气藏采收率。对于均质储层，当井区横纵比大于60后，水体脊进会影响气井产能，而对于非均质储层而言，当井区横纵比大于40后，水体脊进就会影响气井产能，这说明储层非均质性加快了水体脊进的速度。可以看出，井区横纵比决定了气井产能是否会受到水侵的影响，而储层的非均质性会影响水侵风险识别界限，并且储层非均质性越强，横纵比安全界限值越小。实验结果显示，渗透率级差为1、10、20、30时，横纵比安全界限值依次为41.18、21.61、12.60、5.31。在此基础上，建立渗透率级差与井区横纵比安全界限值的关系（图9），基于该关系式，针对渗透率级差介于1～30、采气速度为3%的底水气藏，对其横纵比是否会产生水侵风险进行判断。

图8 非均质底水气藏水侵物理模拟实验结果图

图9 井区横纵比安全界限值（r）与渗透率级差（d）关系曲线图

对于A4H井，储层平面渗透率级差为30，井区长5.25 km，水平井垂向避水高度为68 m，横纵比为77.20，远远大于横纵比安全界限值（5.31）。因此，该井受到水侵影响的风险高，必须进行控水开发。

4 底水气藏控水开发策略

针对深海底水气藏的控水开发，提出以下策略：①通过改善水平井筒趾跟效应，以及削弱储层非均质性的影响，来抑制底水的不均衡脊进，相应控水措施为适用于水平井的环通多级人造井底技术[19]与变密度筛管技术；②对开采制度进行调控，以防止不均匀水侵的形成，相应控水措施为周期采气技术；③在井底附近建立阻水屏障，进而抑制前缘水头的脊进，相应措施为水平井充填透气阻水砾石技术；④兼容并蓄，形成各阶段相互弥补、相互包容、相辅相成的全阶段深海底水气藏控水开发复合技术。

5 结论

1）底水气藏开发过程中水体的脊进主要受到储层非均质性、生产制度、水平井筒趾跟效应的影响，并且上述3个因素对水侵的影响程度依次减小。

2）井区横纵比决定了气井产能是否会受到水侵的影响，而储层的非均质性会影响水侵风险识别界限，并且储层非均质性越强，横纵比安全界限值越小；渗透率级差为1、10、20、30时，横纵比安全界限值依次为41.18、21.61、12.60、5.31。

3）基于建立的渗透率级差与井区横纵比安全界限值的关系曲线，A4H井的储层平面渗透率级差为30、横纵比为77.20，远远大于横纵比安全界限值（5.31），该井受到水侵影响的风险高，必须进行控水开发。

4）深水底水气藏控水开发策略包含：①通过改善水平井筒趾跟效应，以及削弱储层非均质性的影响，来抑制底水的不均衡脊进，相应控水措施为适用于水平井的环通多级人造井底技术与变密度筛管技术；②对开采制度进行调控，以防止不均匀水侵的形成，相应控水措施为周期采气技术；③在井底附近建立阻水屏障，进而抑制前缘水头的脊进，相应措施为水平井充填透气阻水砾石技术；④兼容并蓄，形成各阶段相互弥补、相互包容、相辅相成的全阶段深水底水气藏控水开发复合技术。