返排率結(jié)合水氣比及水性分析識別壓裂后氣井早期出水——以徐深氣田火山巖氣藏為例

摘 要

摘要：松遼盆地徐深氣田火山巖氣藏大規(guī)模投入勘探開發(fā)以來，氣井逐漸開始出水，如何及早、準(zhǔn)確地識別氣井早期出水，對于制定合理、有效開發(fā)政策具有重要意義。在分別應(yīng)用水氣比和水
摘要：松遼盆地徐深氣田火山巖氣藏大規(guī)模投入勘探開發(fā)以來，氣井逐漸開始出水，如何及早、準(zhǔn)確地識別氣井早期出水，對于制定合理、有效開發(fā)政策具有重要意義。在分別應(yīng)用水氣比和水性分析兩種方法識別該氣田氣井早期出水的基礎(chǔ)上，指出了兩種方法面對該氣由大量氣井壓裂后早期出水識別上的不足之處：由于該氣田火山巖氣藏物性總體上表現(xiàn)為低孔低滲，多數(shù)井需壓裂才能獲Z-業(yè)氣流，壓裂后部分未出水井初期水氣比高于凝析水氣比，難以單獨(dú)通過水氣比識別氣井早期出水；該氣田火山巖氣藏非均質(zhì)性強(qiáng)、水體連通性差導(dǎo)致水性變化區(qū)間較大，壓裂后出水井產(chǎn)出液水性與壓裂液很接近，僅靠水性識別也難以奏效。為此，提出了利用返排率結(jié)合水氣比及水性分析方法綜合識別氣井早期出水的思路。應(yīng)用結(jié)果表明，這一方法能彌補(bǔ)水氣比和水性分析兩種方法的不足。
關(guān)鍵詞：松遼盆地；徐深氣田；火山巖；氣井；早期出水；水氣比；水性；返排率；識別
1 水氣比識別氣井早期出水
   水氣比識別口33氣井早期出水關(guān)鍵在于確定松遼盆地徐深氣田凝析水氣比范圍。徐深氣田氣井凝析水氣比主要采用經(jīng)驗(yàn)公式、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、生產(chǎn)統(tǒng)計3種方法綜合確定。
   計算凝析水氣比經(jīng)驗(yàn)公式如下：
   WGR=1.6019×10-4A[0.32(0.05625Tf+1)]BC
其中：A=3.4+418.0278/p。
    B=3.2147+3.8537×10-2P-4.7752×10-4p2。
    C=1-4.893×10-3S-1.757×10-4S2。
式中：WGR為水氣比，m3/104m3；Tf為氣藏地層溫度，℃；p為氣藏地層壓力，MPa；S為NaCl含量，%；C為礦化度校正系數(shù)：，
    根據(jù)以上經(jīng)驗(yàn)公式計算徐深氣田S1-S4區(qū)塊4口井凝析水氣比，廢棄地層壓力取9.9MPa，則S1-1等4口井從原始地層壓力降至廢棄地層壓力時理論凝析水氣比變化范圍為0.09～0.37m3/104m3，平均為0.13～0.25m3/104m3(表1)。
表1 徐深氣田經(jīng)驗(yàn)公式計算凝析水氣比表
井號
地層溫度(℃)
地層壓力(MPa)
經(jīng)驗(yàn)公式計算凝析水氣比(m3/104m3)
S1-1
122.2
9.9～31.68
0.10～0.19
S2-1
117.2
9.9～31.34
0.09～0.17
S3-1
135.7
9.9～37.72
0.13～0.27
S4-1
149.8
9.9～40.92
0.18～0.37
平均
 
 
0.13～0.25
注：S1-1井，“S1”表示所屬區(qū)塊，“1”表示井號，下同。
    通過實(shí)驗(yàn)測量原始地層溫度下天然氣飽和含水汽量也可得到理論最大凝析水氣比，在原始地層溫度下(127～151℃)，通過測量徐深氣田6口井不同壓力下天然氣飽和含水量發(fā)現(xiàn)，在溫度一定的條件下，隨著壓力的下降，天然氣飽和含水量逐漸上升，在原始地層溫度和7～8MPa壓力(接近廢棄地層壓力)條件下6口井天然氣飽和含水量為17.20～25.64g/m3(表2)，若這些水在降至地面溫度過程中全部凝析出來，則近似換算為凝析水氣比為0.17～0.26m3/104m3。
    通過產(chǎn)出地面的凝析水量和氣量也能得到凝析水氣比范圍。根據(jù)徐深氣田各區(qū)塊7口短期試采或投產(chǎn)井生產(chǎn)實(shí)際情況來看，徐深氣田生產(chǎn)凝析水氣比為0.10～0.25m3/104m3(表3)。
    綜合經(jīng)驗(yàn)公式計算、實(shí)驗(yàn)測量和生產(chǎn)統(tǒng)計來看，徐深氣田氣井凝析水氣比應(yīng)為0.10～0.25m3/104m3，如果生產(chǎn)水氣比大于此范圍，則氣井有可能早期出水。
表2 不同壓力下天然氣飽和含水量表(據(jù)西南石油大學(xué))
S1-11井
S1-12井
S1-13井
S1-14井
S1-15井
S1-16井
實(shí)驗(yàn)壓力(MPa)
氣中飽和含水量(g/m3)
實(shí)驗(yàn)壓力(MPa)
氣中飽和含水量(g/m3)
實(shí)驗(yàn)壓力(MPa)
氣中飽和含水量(g/m3)
實(shí)驗(yàn)壓力(MPa)
氣中飽和含水量(g/m3)
實(shí)驗(yàn)壓力(MPa)
氣中飽和含水量(g/m3)
實(shí)驗(yàn)壓力(MPa)
氣中飽和含水量(g/m3)
32.20
4.54
38.00
384.47
35.21
5.74
32.28
3.60
39.17
4.83
41.33
5.88
27.00
5.36
32.00
5.12
29.00
7.08
27.00
4.55
33.00
5.85
35.00
7.12
22.00
6.69
26.00
6.02
23.00
9.67
22.00
5.73
27.00
7.43
28.00
9.24
17.00
8.62
20.00
7.83
17.00
13.15
17.00
7.21
21.00
10.00
21.00
11.94
12.00
12.56
14.00
11.52
11.00
18.42
12.00
10.56
15.00
13.36
14.00
17.07
7.00
19.08
8.00
18.51
5.00
25.64
7.00
17.20
9.00
19.69
7.00
25.21
表3 徐深氣田生產(chǎn)凝析水氣比表
井號
產(chǎn)氣量(104m3/d)
產(chǎn)水量(m3/d)
生產(chǎn)水氣比(m3/104m3)
備注
S2-2
15.864
2.250
0.14
投產(chǎn)
S2-3
9.5880
0.989
0.10
S3-2
15.5998
3.850
0.25
S3-3
10.772
1.680
0.16
S3-4
17.811
4.097
0.23
S4-2
6.106
1.440
0.24
短期試采
S4-3
8.472
0.960
0.11
2 水性分析識別氣井早期出水
    水性分析識別氣井早期出水關(guān)鍵在于確定徐深氣田地層水和凝析水各自的氯離子含量和總礦化度范圍。通過對徐深氣田S1-S4區(qū)塊27口試氣、試采井產(chǎn)出液水性分析發(fā)現(xiàn)：徐深氣田地層水氯離子含量變化區(qū)間大，一般為410～1470mg/L，總礦化度變化區(qū)間大，一般為2360～22000mg/L；凝析水氯離子含量變化區(qū)間小，除1口井較高外(682mg/L)，一般為19～107mg/L，總礦化度變化區(qū)間小，一般為880～8820mg/L(表4)。
表4 徐深氣田S1-S4區(qū)塊地層水、凝析水、殘酸水性質(zhì)表
井號
產(chǎn)出水來源
Cl-(mg/L)
總礦化度(mg/L)
備注
S1-2
地層水
715
22000
CO2含量高
S1-3
1160
3200
試氣地層水
S1-4
501
6990
試采地層水
S2-4
地層水
1010
11100
試氣地層水
S2-5
410
4120
試采地層水
S2-6
492
2360
試采地層水
S2-7
凝析水
682
1644
實(shí)驗(yàn)測量1)
S2-8
殘酸水
4610
12900
試氣殘酸水
S3-5
地層水
670
3210
試采地層水
S3-6
603
12400
試氣地層水
S3-7
646
15600
試氣地層水
S3-8
604
9600
試氣地層水
S3-9
430
14200
試氣地層水
S3-11
824
10300
試氣地層水
S3-12
465
14933
生產(chǎn)地層水
S3-13
409
15740
生產(chǎn)地層水
S3-14
凝析水
51
3227
生產(chǎn)凝析水
S3-15
34
1418
生產(chǎn)凝析水
S4-4
地層水
898
16400
試采地層水
S4-5
690
12600
試氣地層水
S4-6
1240
15800
試氣地層水
S4-7
934
8890
試采地層水
S4-8
927
10200
試氣地層水
S4-9
1470
9490
試采地層水
S4-11
415
8210
試采地層水
S4-12
凝析水
19
880
試采凝析水
S4-13
107
8820
試采凝析水
 注：1) 數(shù)據(jù)采自西南石油大學(xué)；表中除S2-8井水型為Na2SO4，其余井水型均為NaHCO3。
    這從側(cè)面體現(xiàn)出徐深氣田火山巖儲層巖性致密，連通性差，水體之間封閉性強(qiáng)，交換性差的特征。
    對比發(fā)現(xiàn)，徐深氣田凝析水氯離子含量和總礦化度與地層水相比均較低，如果氣井產(chǎn)出水的氯離子含量和總礦化度明顯高于凝析水，并且穩(wěn)定在地層水含量范圍內(nèi)，則氣井可初步判定為早期出水。
3 返排率結(jié)合水氣比及水性識別氣井早期出水
    由于徐深氣田火山巖氣藏總體上具有低孔低滲地質(zhì)特征，90%的氣井需壓裂才能獲工業(yè)氣流，這就使水氣比和水性分析兩種方法識別徐深氣田氣井早期出水存在很大的不足。
    水氣比識別方法的不足主要在于徐深氣田部分氣井壓裂后初期排液量較高，此時水氣比一般高于氣井凝析水氣比且會持續(xù)一段時間，這種水氣比高于凝析水氣比只是壓裂返排液體制造的一種氣井早期出水的假象。
    水性分析識別方法的不足主要在于為了最大限度地減輕壓裂液對地層的損害，壓裂液水性與地層水水性十分接近，導(dǎo)致壓裂后排出的液體從水性來看很難區(qū)分出是壓裂液還是地層水。
    基于以上兩種識別方法的不足，引入了“返排率結(jié)合水氣比及水性分析綜合識別”新思路，這種方法識別氣井早期出水的原理是：如果壓裂氣井沒有早期出水，則返排率短期內(nèi)一般不會超過100%，且隨著壓裂液返排量的減少，產(chǎn)出液液量會逐漸減少，水氣比范圍或氯離子含量會逐漸接近凝析水；如果壓裂氣井早期出水，則返排率一般會在短期內(nèi)接近或超過100%，且產(chǎn)出液液量會維持較高水平，水氣比范圍及氯離子含量均會大大高于凝析水。
通過對徐深氣田16口井試氣或試采末期返排率、水氣比及氯離子含量分析發(fā)現(xiàn)，壓后出水井返排率一般超過80%，部分井高達(dá)100%，返排液體水氣比介于1.8～4.65m3/104m3，氯離子含量介于430～1470mg/L；而壓后未出水井返排率普遍較低，一般不超過40%，部分井甚至低于20%，返排液體水氣比介于0.13～0.79m3/104m3，氯離子含量介于10.6～1310mg/L(圖1、2)。由此可見壓后出水井水性與壓裂液水性十分接近，靠水性難以準(zhǔn)確識別，而壓后不出水井中部分井不僅水氣比高于凝析水氣比，且其水性也與地層水及壓裂液水性接近，靠水氣比識別也有困難，而通過返排率結(jié)合水氣比及氯離子含量進(jìn)行綜合識別則能夠盡早、準(zhǔn)確識別徐深氣田氣井早期出水。
 

4 結(jié)論
    1) 徐深氣田火山巖氣藏物性總體上表現(xiàn)為低孔低滲，多數(shù)井需壓裂才能獲工業(yè)氣流，壓裂后部分未出水井初期水氣比高于凝析水氣比，難以單獨(dú)通過水氣比識別氣井早期出水。
    2) 徐深氣田火山巖氣藏非均質(zhì)性強(qiáng)、水體連通性差導(dǎo)致水性變化區(qū)間較大，壓后出水井產(chǎn)出液水性與壓裂液很接近，僅靠水性識別也難以奏效。
    3) 返排率結(jié)合水氣比及水性分析綜合識別則能彌補(bǔ)二者的不足，做到盡早、準(zhǔn)確地識別徐深氣田氣井出水。
參考文獻(xiàn)
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(本文作者：高濤 王高文 中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院)