摘要：松辽盆地徐深气田火山岩气藏大规模投入勘探开发以来，气井逐渐开始出水，如何及早、准确地识别气井早期出水，对于制定合理、有效开发政策具有重要意义。在分别应用水气比和水性分析两种方法识别该气田气井早期出水的基础上，指出了两种方法面对该气由大量气井压裂后早期出水识别上的不足之处：由于该气田火山岩气藏物性总体上表现为低孔低渗，多数井需压裂才能获Z-业气流，压裂后部分未出水井初期水气比高于凝析水气比，难以单独通过水气比识别气井早期出水；该气田火山岩气藏非均质性强、水体连通性差导致水性变化区间较大，压裂后出水井产出液水性与压裂液很接近，仅靠水性识别也难以奏效。为此，提出了利用返排率结合水气比及水性分析方法综合识别气井早期出水的思路。应用结果表明，这一方法能弥补水气比和水性分析两种方法的不足。
关键词：松辽盆地；徐深气田；火山岩；气井；早期出水；水气比；水性；返排率；识别
1 水气比识别气井早期出水
水气比识别口33气井早期出水关键在于确定松辽盆地徐深气田凝析水气比范围。徐深气田气井凝析水气比主要采用经验公式、室内实验、生产统计3种方法综合确定。
计算凝析水气比经验公式如下：
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为水气比，m3/104m3；Tf为气藏地层温度，℃；p为气藏地层压力，MPa；S为NaCl含量，%；C为矿化度校正系数：，
根据以上经验公式计算徐深气田S1-S4区块4口井凝析水气比，废弃地层压力取9.9MPa，则S1-1等4口井从原始地层压力降至废弃地层压力时理论凝析水气比变化范围为0.09～0.37m3/104m3，平均为0.13～0.25m3/104m3(表1)。
表1 徐深气田经验公式计算凝析水气比表
|
井号
|
地层温度(℃)
|
地层压力(MPa)
|
经验公式计算凝析水气比(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”表示所属区块，“1”表示井号，下同。
通过实验测量原始地层温度下天然气饱和含水汽量也可得到理论最大凝析水气比，在原始地层温度下(127～151℃)，通过测量徐深气田6口井不同压力下天然气饱和含水量发现，在温度一定的条件下，随着压力的下降，天然气饱和含水量逐渐上升，在原始地层温度和7～8MPa压力(接近废弃地层压力)条件下6口井天然气饱和含水量为17.20～25.64g/m3(表2)，若这些水在降至地面温度过程中全部凝析出来，则近似换算为凝析水气比为0.17～0.26m3/104m3。
通过产出地面的凝析水量和气量也能得到凝析水气比范围。根据徐深气田各区块7口短期试采或投产井生产实际情况来看，徐深气田生产凝析水气比为0.10～0.25m3/104m3(表3)。
综合经验公式计算、实验测量和生产统计来看，徐深气田气井凝析水气比应为0.10～0.25m3/104m3，如果生产水气比大于此范围，则气井有可能早期出水。
表2 不同压力下天然气饱和含水量表(据西南石油大学)
|
S1-11井
|
S1-12井
|
S1-13井
|
S1-14井
|
S1-15井
|
S1-16井
|
||||||
|
实验压力(MPa)
|
气中饱和含水量(g/m3)
|
实验压力(MPa)
|
气中饱和含水量(g/m3)
|
实验压力(MPa)
|
气中饱和含水量(g/m3)
|
实验压力(MPa)
|
气中饱和含水量(g/m3)
|
实验压力(MPa)
|
气中饱和含水量(g/m3)
|
实验压力(MPa)
|
气中饱和含水量(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 徐深气田生产凝析水气比表
|
井号
|
产气量(104m3/d)
|
产水量(m3/d)
|
生产水气比(m3/104m3)
|
备注
|
|
S2-2
|
15.864
|
2.250
|
0.14
|
投产
|
|
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
|
短期试采
|
|
S4-3
|
8.472
|
0.960
|
0.11
|
2 水性分析识别气井早期出水
水性分析识别气井早期出水关键在于确定徐深气田地层水和凝析水各自的氯离子含量和总矿化度范围。通过对徐深气田S1-S4区块27口试气、试采井产出液水性分析发现：徐深气田地层水氯离子含量变化区间大，一般为410～1470mg/L，总矿化度变化区间大，一般为2360～22000mg/L；凝析水氯离子含量变化区间小，除1口井较高外(682mg/L)，一般为19～107mg/L，总矿化度变化区间小，一般为880～8820mg/L(表4)。
表4 徐深气田S1-S4区块地层水、凝析水、残酸水性质表
|
井号
|
产出水来源
|
Cl-(mg/L)
|
总矿化度(mg/L)
|
备注
|
|
S1-2
|
地层水
|
715
|
22000
|
CO2含量高
|
|
S1-3
|
1160
|
3200
|
试气地层水
|
|
|
S1-4
|
501
|
6990
|
试采地层水
|
|
|
S2-4
|
地层水
|
1010
|
11100
|
试气地层水
|
|
S2-5
|
410
|
4120
|
试采地层水
|
|
|
S2-6
|
492
|
2360
|
试采地层水
|
|
|
S2-7
|
凝析水
|
682
|
1644
|
实验测量1)
|
|
S2-8
|
残酸水
|
4610
|
12900
|
试气残酸水
|
|
S3-5
|
地层水
|
670
|
3210
|
试采地层水
|
|
S3-6
|
603
|
12400
|
试气地层水
|
|
|
S3-7
|
646
|
15600
|
试气地层水
|
|
|
S3-8
|
604
|
9600
|
试气地层水
|
|
|
S3-9
|
430
|
14200
|
试气地层水
|
|
|
S3-11
|
824
|
10300
|
试气地层水
|
|
|
S3-12
|
465
|
14933
|
生产地层水
|
|
|
S3-13
|
409
|
15740
|
生产地层水
|
|
|
S3-14
|
凝析水
|
51
|
3227
|
生产凝析水
|
|
S3-15
|
34
|
1418
|
生产凝析水
|
|
|
S4-4
|
地层水
|
898
|
16400
|
试采地层水
|
|
S4-5
|
690
|
12600
|
试气地层水
|
|
|
S4-6
|
1240
|
15800
|
试气地层水
|
|
|
S4-7
|
934
|
8890
|
试采地层水
|
|
|
S4-8
|
927
|
10200
|
试气地层水
|
|
|
S4-9
|
1470
|
9490
|
试采地层水
|
|
|
S4-11
|
415
|
8210
|
试采地层水
|
|
|
S4-12
|
凝析水
|
19
|
880
|
试采凝析水
|
|
S4-13
|
107
|
8820
|
试采凝析水
|
注：1) 数据采自西南石油大学；表中除S2-8井水型为Na2SO4，其余井水型均为NaHCO3。
这从侧面体现出徐深气田火山岩储层岩性致密，连通性差，水体之间封闭性强，交换性差的特征。
对比发现，徐深气田凝析水氯离子含量和总矿化度与地层水相比均较低，如果气井产出水的氯离子含量和总矿化度明显高于凝析水，并且稳定在地层水含量范围内，则气井可初步判定为早期出水。
3 返排率结合水气比及水性识别气井早期出水
由于徐深气田火山岩气藏总体上具有低孔低渗地质特征，90%的气井需压裂才能获工业气流，这就使水气比和水性分析两种方法识别徐深气田气井早期出水存在很大的不足。
水气比识别方法的不足主要在于徐深气田部分气井压裂后初期排液量较高，此时水气比一般高于气井凝析水气比且会持续一段时间，这种水气比高于凝析水气比只是压裂返排液体制造的一种气井早期出水的假象。
水性分析识别方法的不足主要在于为了最大限度地减轻压裂液对地层的损害，压裂液水性与地层水水性十分接近，导致压裂后排出的液体从水性来看很难区分出是压裂液还是地层水。
基于以上两种识别方法的不足，引入了“返排率结合水气比及水性分析综合识别”新思路，这种方法识别气井早期出水的原理是：如果压裂气井没有早期出水，则返排率短期内一般不会超过100%，且随着压裂液返排量的减少，产出液液量会逐渐减少，水气比范围或氯离子含量会逐渐接近凝析水；如果压裂气井早期出水，则返排率一般会在短期内接近或超过100%，且产出液液量会维持较高水平，水气比范围及氯离子含量均会大大高于凝析水。
通过对徐深气田16口井试气或试采末期返排率、水气比及氯离子含量分析发现，压后出水井返排率一般超过80%，部分井高达100%，返排液体水气比介于1.8～4.65m3/104m3，氯离子含量介于430～1470mg/L；而压后未出水井返排率普遍较低，一般不超过40%，部分井甚至低于20%，返排液体水气比介于0.13～0.79m3/104m3，氯离子含量介于10.6～1310mg/L(图1、2)。由此可见压后出水井水性与压裂液水性十分接近，靠水性难以准确识别，而压后不出水井中部分井不仅水气比高于凝析水气比，且其水性也与地层水及压裂液水性接近，靠水气比识别也有困难，而通过返排率结合水气比及氯离子含量进行综合识别则能够尽早、准确识别徐深气田气井早期出水。
4 结论
1) 徐深气田火山岩气藏物性总体上表现为低孔低渗，多数井需压裂才能获工业气流，压裂后部分未出水井初期水气比高于凝析水气比，难以单独通过水气比识别气井早期出水。
2) 徐深气田火山岩气藏非均质性强、水体连通性差导致水性变化区间较大，压后出水井产出液水性与压裂液很接近，仅靠水性识别也难以奏效。
3) 返排率结合水气比及水性分析综合识别则能弥补二者的不足，做到尽早、准确地识别徐深气田气井出水。
参考文献
[1] 贾长青.胡家坝石炭系气藏水侵特征及治水效果分析[D].成都：西南石油学院，2005.
[2] 唐玉林.川东石炭系气藏边水侵入的早期预测[J].天然气工业，2003，23(5)：130.
[3] 汪周华，吐依洪江，郭平，等.凝析气藏水驱机理研究[J].西南石油学院学报，2006，28(6)：36-39.
(本文作者：高涛 王高文 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院)
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