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1、安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏产水类型识别欧家强;王小蓉;袁权;阮基富;唐仕谷;李忻洪【摘 要】四川盆地川中地区安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏为中高渗、 特大型海相碳酸盐岩整装气藏.气井生产过程中产水类型多样、产水量差异较大,部 分气井受水影响大,导致气井产气量、压力快速下降,不能持续稳定生产.为此,采用地 层水识别的凝析水含量法、水化学特征法以及生产动态识别法,建立地层水综合判 别标准对气井产水类型进行判别研究结果表明:龙王庙组气藏地层水矿化度大于100 g/L,C1-含量大于60 g/1,Br-、Ba2+Sr2+等为地层水典型的特征离子;目 前气藏生产井水气比普遍介于0.2 10 m3
2、/104 m3,远高于饱和凝析水水气比0.1 m3/104 m3,生产动态Gp/Gw关系曲线呈上翘的趋势;依据标准识别出气藏气井 产水类型有入井液、凝析水和地层水,其中11口气井产地层水,10口气井具有较大 的产地层水风险,23口气井以产凝析水为主.气藏气井产水类型的准确识别为及时调 整产水井生产组织方案以及气藏治水对策提供技术支撑.【期刊名称】天然气勘探与开发【年(卷),期】2017(040)001【总页数】5页(P58-62) 【关键词】 四川盆地;川中地区;磨溪区块;龙王庙组气藏;凝析水含量;水化学特征;地 层水【作 者】 欧家强;王小蓉;袁权;阮基富;唐仕谷;李忻洪【作者单位】 西南油
3、气田公司川中油气矿研究所四川遂宁 629000;西南油气田公 司川中油气矿研究所 四川遂宁 629000;西南油气田公司川中油气矿研究所 四川遂 宁 629000;西南油气田公司川中油气矿研究所 四川遂宁 629000;西南油气田公司 川中油气矿研究所四川遂宁 629000;西南油气田公司川中油气矿研究所 四川遂宁 629000【正文语种】中 文气藏在开发过程中，随着气层压力下降，导致边底水侵入以及气层内部封存水被激 活，在裂缝沟通作用下地层水窜入井底，使气井产量急剧下降，严重影响气井生产 效果，降低了气藏采收率。如何有效跟踪气井产水性质，搞清产水来源及机理对于 优化气藏开发方式、提高开发效果
4、至关重要。气井产出水可能有多种来源1，不 同来源产出水具有不同生产特征和水化学特征，这为产水类型的准确识别提供了依 据。笔者通过从凝析水含量、产出水化学性质以及产水动态变化规律等方面开展研 究，建立了一套地层水综合判别标准，准确识别出下寒武统龙王庙组气藏产出水类 型，为及时调整产水井生产组织方案以及气藏治水对策提供了技术支撑。 磨溪区域构造位置处于四川盆地川中古隆起平缓构造区威远龙女寺构造群，处 于乐山龙女寺古隆起区。龙王庙组为碳酸盐岩台地沉积环境，区域上以混积潮 坪、颗粒滩、潟湖和滩间海亚相为主，纵向上呈现出水体向上变浅的两个短期旋回 特征，颗粒滩亚相最发育2。储集岩主要为砂屑白云岩和细中晶
5、白云岩；储层 段孔隙度分布在2.0% 8.0%，渗透率分布在0.01 100.00 mD，总体表现出低 孔隙、中高渗透特征。储集类型为裂缝孔隙（洞）型；孔、洞、缝搭配良好 3 龙王庙组气藏中部压力为76.09 MPa ，压力系数为1.63 ，中部平均温度为141.39 C,甲烷含量96.04% ;地层水性质为CaCI2型。气藏类型为高压、中含 H2S、低一中含CO2、存在局部封存水的构造背景下的岩性气藏，驱动类型主要 为弹性气驱，局部水驱。磨溪区块龙王庙组气藏开发早期，气井产出水主要有3种类型4-5：地层水、凝 析水以及入井液。如何准确的识别气井产水类型，对于气藏的开发特征认识以及气 井生产组
6、织具有十分重要的意义。2.1 凝析水气井开采过程中，天然气的温度和压力会随着气体的流动而降低，气体所饱和的水 蒸气会因为凝析作用变为液相，成为凝析水。凝析水产出的显著特点就是产水量小， 产出水的矿化度较低，生产水气比、产水量稳定，生产制度对产水的影响小6。2.2 地层水按照在气藏内的赋存方式可将地层水分为夹层水、边水、底水。夹层水是指存在于 气层内部，与气层之间有稳定隔层的水体。龙王庙组气藏无夹层水，地层水的赋存 方式主要是边、底水。边、底水产出时，产水量增大，日产气量降低，井口压力下 降。边底水水气比远远高于凝析水水气比。当边底水沿地层高渗带或者大裂缝窜入 井底即形成水侵，水侵会在地层内形成
7、气液两相渗流，对于非均质性严重的产 水气藏，边底水水侵会严重削弱气藏的产能6-7。2.3 入井液气藏钻井、完井及酸化压裂等增产措施过程中，渗入地层的大量工业用水，其特征 是一般在气藏生产初期一段时间被逐渐排出，生产初期气井产液量较高，持续时间 较短产液量不断减少，水化学特征上表现出明显的入井液水化学离子特征。3.1 凝析水含量识别在地层温度和地层压力下，天然气通常都含有饱和水，天然气中饱和含水量取决于 天然气的温度、压力和气体的组成等条件。随着天然气从储层流到井口，压力、温 度都在发生变化、其饱和含水量也随之发生变化。在开发过程中，气藏温度基本保 持不变，饱和凝析水含量的影响因素主要是地层压力
8、，随着压力的降低，饱和凝析 水含量逐渐上升，初期平缓，后期加快。饱和凝析水含量可通过实验室测定，也可利用以下关系式直接计算凝析液量8： 其中 WGR二1.601 9x10-4A 0.32（0.562 5T + 1）BC 式中 Qw表示气井凝析水量， m3/d ； Qg表示气井产气量，104m3/d ； WGR表示水气比，m3/104m3 ； A = 3.4 + 148.027 8/p ; B 二 3.214 7 + 3.853 7x10-2p-4.775 2x10-4p2 ;C = 10.489 3S - 1.757S2 ; p表示地层压力，MPa;S表示氯化钠含量，小数；C表示 矿化度校正系
9、数。当生产水气比等于或低于饱和凝析水含量时，可以确定气井产出液类型为凝析水， 当生产水气比大于饱和凝析水含量时，可确定气井有地层水产出。以磨溪8井为 例，图1为该井在井口压力、温度及气层温度不变的情况下,凝析水量和地层压力 之间的关系曲线，从图1中可以看出：凝析水含量随地层压力的降低而呈指数增 加。投产初期，该井地层压力为75.94 MPa时，计算饱和凝析水水含量为0.1 m3/104m3，而实际该井初期生产水气比仅为0.07 m3/104m3，低于饱和凝析 水含量，由此可以确定，该井投产初期产液类型为凝析水（图 1）。因此，磨溪 8、 磨溪9、磨溪12、磨溪13等井在气藏开发早期均产凝析水。
10、3.2 水化学特征识别 凝析水、地层水和入井液的流体性质具有明显的差别，理论上讲，凝析水为纯净水， 不含矿物质，然而，由于水蒸气在井筒附近地层中发生凝析作用时，可能与地层中 的残余地层水混合，因而当产出水主要为凝析水时，产出流体往往具有一定的矿化 度，但是远小于地层水的矿化度；当产出水主要为地层水时，产出流体的矿化度、 Cl-、Na+/CI-系数、K+ + Na+以及Br-、Ba2 + + Sr2+等微量元素含量均远高于凝 析水，尤其是部分微量元素离子为地层水典型的特征离子。因此，通过分析产出水 水化学特征，建立凝析水和地层水的水化学判识标准，可用来判断其他生产井的产 水类型9-10。以磨溪龙
11、王庙组气藏试油期间产纯地层水的4口井（磨溪27、203、204、宝龙1 井）为依据，建立地层水样本点，分析其地层水水化学特征；同时以明确产凝析水 的磨溪8、磨溪9等井为依据，建立凝析水样本点。研究表明：地层水与凝析水的 主要水化学特征参数矿化度、钾钠离子、氯根及微量元素（Ba2 +Sr2 +、Br-）存 在明显差异（表1 ） 。据此划分出龙王庙组气藏水性分类标准（表2 ） 。3.3 生产动态关系曲线图识别 气井在生产过程中，若一直只产凝析水，产水量以及产水性质没有明显变化，其 Gp-Wp关系曲线图以及Gp-WGR关系曲线图始终为一条直线6-11。以磨溪9 井为例，该井自投产后，日产气50x10
12、4m3、日产水4.5 m3、生产水气比为0.09 m3/104m3，仅产出少量凝析水，Gp-Wp关系曲线图以及Gp-WGR关系曲 线图始终为一条直线，呈现明显的线性关系（图2）。气井在生产过程中，当产水量以及产水性质发生明显变化时，Gp-Wp关系曲线图 以及Gp-WGR关系曲线图也会呈明显的变化趋势。以磨溪205井为例，该井生产 水气比高于饱和凝析水含量，Gp-Wp关系曲线图呈现上翘趋势（图3）,且生产 水气比持续上升，特别是2014年5月以来，由0.05 m3/104m3上升到0.4 m3/104m3。从水化学特征分析可以看出，在投产初期Cl-与总矿化度呈下降趋势， 且水性介于标准凝析水和地
13、层水之间，2014年5月后，产出水矿化度和Cl-快速 上升，分别达到了 100 g/L和60 g/L，完全符合地层水水性特征，由此判断磨溪 205井产地层水。综合利用上述凝析水含量、水化学特征、生产动态特征等方法结合基础地质对气水 分布的研究，判断认为磨溪龙王庙组气藏气井产出液有 3 种类型，分别为地层水、 凝析水及入井液（表3）。从气井生产情况来看，生产初期主要以残酸液+凝析水 为主；随着生产延续，入井液逐渐减少，大约3个月后，产出液基本全部为凝析 水；也有部分气井在生产过程中逐渐产地层水，如磨溪204、205井等，但未发 现一投产即产地层水的气井。根据上述判断标准认为磨溪龙王庙组气藏磨溪1
14、1、204、205等11口井已经明确 产出地层水，在上述产水井生产过程中，通过及时跟踪分析，调整产水井生产组织 方案，目前产水情况区域平稳，处于可控阶段，保证了产水气井的正常生产；另外 有10口井为产水风险井，其余气井以产凝析水为主。产地层水气井日产水量在7.5 140.0 m3，生产水气比为0.13 9.70 m3/104m3，产水最严重的为磨溪 009-3-X2 井。1)磨溪区块龙王庙组气藏地层水矿化度大于100 g/L，Cl-含量大于60 g/L，Br-、 Ba2 +Sr2+等为地层水典型的特征离子。2 )目前龙王庙组气藏生产井水气比普遍介于0.210 m3/104m3，高于饱和凝析 水
15、水气比0.1 m3/104m3，生产动态Gp/Gw关系曲线呈上翘的趋势。3 )依据地层水标准判断出气藏气井产水类型有入井液、凝析水和地层水3种，其 中11口气井产地层水， 10口气井具有较大的产地层水风险， 23口气井以产凝析 水为主。【相关文献】1 刘辉,董俊昌，崔勇，廖旭平,代琤,刘扬，等水相相态变化规律及气井产水成因研究J钻采工艺， 2011, 34(3): 52-54.Liu Hui, Dong Junchang, Cui Yong, Liao Xuping, Dai Zheng, Liu Yang, et al. Study on the law of aqueous phase c
16、hanges and the origin of water production in gas wellJ. Drilling & Production Technology, 2011, 34(3): 52-54.2 田艳红, 刘树根, 赵异华, 孙玮, 宋林珂, 宋金民, 等. 四川盆地高石梯磨溪构造龙王庙组储层差 异性及气水分布J.西安石油大学学报(自然科学版),2015, 30(5): 1-9.Tian Yanhong, Liu Shugen, Zhao Yihua, Sun Wei, Song Linke, Song Jinmin, et al. Reservoir difference and gas-water distribution of longwangmiao formation in Gaosh
