對水驅(qū)氣藏生產(chǎn)指示曲線的重新認(rèn)識*
——以崖城13-1氣田北塊氣藏為例

楊朝強(qiáng) 彭小東 汪新光 羅 佼 童璐一

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

對水驅(qū)氣藏生產(chǎn)指示曲線的重新認(rèn)識*
——以崖城13-1氣田北塊氣藏為例

楊朝強(qiáng) 彭小東 汪新光 羅 佼 童璐一

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

傳統(tǒng)觀點(diǎn)認(rèn)為定容氣藏生產(chǎn)指示曲線呈直線，水驅(qū)氣藏生產(chǎn)指示曲線上翹，異常高壓氣藏生產(chǎn)指示曲線下彎。南海崖城13-1氣田是一個(gè)正常壓力系統(tǒng)的邊水氣藏，但其北塊氣藏的生產(chǎn)指示曲線卻出現(xiàn)了下彎現(xiàn)象。以崖城13-1氣田北塊氣藏為研究對象，進(jìn)行了生產(chǎn)指示曲線下彎原因及敏感性分析，在此基礎(chǔ)上對異常高壓氣藏生產(chǎn)指示曲線進(jìn)行了重新認(rèn)識，結(jié)果表明：該氣藏生產(chǎn)指示曲線下彎的本質(zhì)是上凸，主要原因是水侵能量補(bǔ)給，其次是變?nèi)菅a(bǔ)給；在實(shí)際氣藏的開發(fā)前期，生產(chǎn)指示曲線可能會(huì)表現(xiàn)出上翹特征，但最后也會(huì)下彎，因此傳統(tǒng)認(rèn)為的水驅(qū)氣藏生產(chǎn)指示曲線上翹僅適用于強(qiáng)水驅(qū)氣藏開發(fā)前期；異常高壓氣藏是特殊的有限封閉水體氣藏，其生產(chǎn)指示曲線不是分段的，而是光滑下彎，本質(zhì)上也是由能量補(bǔ)給導(dǎo)致的上凸，其巖石壓縮系數(shù)很高是忽略水體造成的假象。本文研究成果對水驅(qū)砂巖氣藏開發(fā)規(guī)劃和采收率標(biāo)定具有指導(dǎo)和借鑒意義。

崖城13-1氣田北塊；水驅(qū)氣藏；生產(chǎn)指示曲線；曲線下彎原因；敏感性分析；異常高壓

自1936年R.J.Schilthuis首先建立了油藏的物質(zhì)平衡方程以來，它在油氣藏工程及動(dòng)態(tài)分析中得到了日益廣泛的應(yīng)用和發(fā)展[1]。對于氣藏，物質(zhì)平衡通式有2種表現(xiàn)形式，一種是擬壓力形式[1]，另一種是視地質(zhì)儲(chǔ)量形式[2-5]。傳統(tǒng)觀點(diǎn)認(rèn)為定容氣藏生產(chǎn)指示曲線呈直線，水驅(qū)氣藏生產(chǎn)指示曲線上翹，異常高壓氣藏生產(chǎn)指示曲線下彎[6-7]。對于水驅(qū)氣藏，張倫友 等[8]基于存水體積系數(shù)與采出程度的經(jīng)驗(yàn)關(guān)系提出了水侵強(qiáng)度指示曲線；李閩 等[9]結(jié)合該曲線和Agarwal端點(diǎn)方程開展了水驅(qū)氣藏采收率研究；李傳亮[1]則給出了定容、封閉、水驅(qū)氣藏?cái)M壓力形式的物質(zhì)平衡通式。本文針對南海西部海域一些水驅(qū)氣藏生產(chǎn)指示曲線出現(xiàn)的下彎現(xiàn)象，以崖城13-1氣田北塊氣藏為研究對象，進(jìn)行了生產(chǎn)指示曲線下彎原因及敏感性分析，在此基礎(chǔ)上對異常高壓氣藏生產(chǎn)指示曲線進(jìn)行了重新認(rèn)識。

1 氣田概況

崖城13-1氣田是我國海上第一個(gè)高產(chǎn)大氣田，經(jīng)過20年的高效開采后目前已經(jīng)進(jìn)入氣田開發(fā)后期[10]。該氣田是一個(gè)受斷塊、巖性、地層控制的正常壓力系統(tǒng)封閉邊水氣藏，平均地層溫度176.1℃，原始地層壓力系數(shù)1.03，原始地層壓力38.54 MPa。該氣田平面上受斷層切割分為南塊、北塊和NT塊，主要儲(chǔ)層為漸新統(tǒng)陵水組三段(簡稱陵三段)受潮汐控制的辮狀河三角洲沉積砂巖，測井解釋平均孔隙度12.9%，平均滲透率370 mD，為低孔中滲—中孔高滲儲(chǔ)層。該氣田于1995年9月試生產(chǎn)，1996年元旦正式投產(chǎn)，年供氣30億m3，已高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)20年；截至2016年3月，累計(jì)產(chǎn)氣539.84億m3，累計(jì)產(chǎn)水350.59萬m3。統(tǒng)計(jì)資料表明，崖城13-1氣田北塊氣藏生產(chǎn)指示曲線是下彎而不是上翹(圖1)，類似于異常高壓氣藏生產(chǎn)指示曲線，這與傳統(tǒng)觀點(diǎn)不符。

圖1 崖城13-1氣田北塊氣藏生產(chǎn)指示曲線Fig.1 p/Z plot of north block in YC13-1 gas field

2 生產(chǎn)指示曲線下彎原因分析

如圖2所示，崖城13-1氣田北塊氣藏視地質(zhì)儲(chǔ)量Cole曲線上凸，表現(xiàn)出中等水侵的特征[2-5]。于是采用Havlena-odeh水驅(qū)法[2-5]，通過視儲(chǔ)量物質(zhì)平衡方程與非穩(wěn)態(tài)水侵計(jì)算相結(jié)合，迭代計(jì)算找出最佳擬合參數(shù)，線性回歸計(jì)算出動(dòng)儲(chǔ)量和水侵量(圖3)，其中水侵量模型采用非穩(wěn)態(tài)水侵模型[1,3]，類型選擇線性流，外邊界為封閉邊界，水體倍數(shù)約3倍，水層滲透率為120 mD。由圖3可知，除早期數(shù)據(jù)點(diǎn)由于代表性問題擬合較差外，中后期數(shù)據(jù)點(diǎn)擬合較好，為一條直線。根據(jù)該直線，計(jì)算得到該氣田北塊氣藏動(dòng)儲(chǔ)量為453.20億m3，水侵量為4 251.29萬m3，水侵系數(shù)為9 260 m3/MPa。

圖2 崖城13-1氣田北塊氣藏水侵識別曲線Fig.2 Water invasion recognition curve of north block in YC13-1 gas field

圖3 崖城13-1氣田北塊氣藏動(dòng)儲(chǔ)量計(jì)算曲線Fig.3 Dynamic OGIP calculation curve of north block in YC13-1 gas field

根據(jù)該氣藏動(dòng)儲(chǔ)量和水侵量計(jì)算結(jié)果，通過式(1)對氣藏生產(chǎn)指示曲線進(jìn)行變?nèi)?水侵校正[1]后，發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)指示曲線變?yōu)橹本€(圖4)。由此可知該氣藏生產(chǎn)指示曲線下彎的實(shí)質(zhì)為上凸，主要原因是水侵能量補(bǔ)給，其次是變?nèi)菽芰垦a(bǔ)給，若以前期生產(chǎn)指示曲線為參考，上凸便表現(xiàn)為下彎或分段。

圖4 崖城13-1氣田北塊氣藏變?nèi)?水侵校正前后的生產(chǎn)指示曲線Fig.4 p/Z plots of north block in YC13-1 gas field before and after variable volume and water influx correction

(1)

3 生產(chǎn)指示曲線敏感性分析

在崖城13-1氣田北塊氣藏物質(zhì)平衡模型基礎(chǔ)上，對氣藏生產(chǎn)曲線進(jìn)行了水體類型、水體大小、水層滲透率、巖石壓縮系數(shù)等敏感性分析(圖5)，結(jié)果表明：氣藏生產(chǎn)指示曲線都是上凸的，而且水體越大，水層滲透性越好，巖石壓縮系數(shù)越大，生產(chǎn)指示曲線上凸越明顯；當(dāng)水體很小或者水層滲透率很低時(shí)，水侵對生產(chǎn)指示曲線的影響較小，生產(chǎn)指示曲線基本呈直線，氣藏可近似為定容氣藏；傳統(tǒng)認(rèn)為的水驅(qū)氣藏生產(chǎn)指示曲線上翹僅適用于強(qiáng)水驅(qū)氣藏開發(fā)前期。因此，傳統(tǒng)的氣藏生產(chǎn)指示曲線模式或多或少存在一些問題，氣藏生產(chǎn)指示曲線下彎的本質(zhì)是能量補(bǔ)給導(dǎo)致上凸。生產(chǎn)指示曲線法只適合近似定容的氣藏，這是因?yàn)閹r石壓縮、束縛水膨脹、水侵都會(huì)導(dǎo)致生產(chǎn)指示曲線上凸。

對于實(shí)際氣藏，尤其是水體較大或物性不太好的氣藏，氣層壓降需要經(jīng)過一段時(shí)間后才能在水層中得到反映[3]，氣藏前期的生產(chǎn)指示曲線可能表現(xiàn)出上翹特征。對于強(qiáng)水驅(qū)氣藏，生產(chǎn)指示曲線可能還未來得及下彎便因產(chǎn)水而廢棄[11]。對于低滲氣藏，尤其是高速開采的低滲氣藏，由于測試時(shí)間短，開發(fā)早期測試的地層壓力往往偏低[12]，生產(chǎn)指示曲線可能出現(xiàn)供氣不足導(dǎo)致的下凹現(xiàn)象。

圖5 崖城13-1氣田北塊氣藏不同敏感性條件下的生產(chǎn)指示曲線Fig.5 p/Z plots under different sensitive conditions in north block of YC13-1 gas field

總之，對于水驅(qū)氣藏，開發(fā)早期利用生產(chǎn)指示曲線難以判別水侵，生產(chǎn)指示曲線法計(jì)算的動(dòng)儲(chǔ)量也可能會(huì)嚴(yán)重偏大，此時(shí)應(yīng)采用視地質(zhì)儲(chǔ)量法。

4 對異常高壓氣藏生產(chǎn)指示曲線的重新認(rèn)識

結(jié)合前人的研究成果[11,13-20]，認(rèn)為異常高壓氣藏實(shí)際上是特殊的有限封閉水體氣藏，這是因?yàn)椋簤毫ο禂?shù)異常，說明氣藏是封閉的；正是由于邊界封閉，成藏時(shí)地層水不能充分排出，或多或少會(huì)有殘余地層水存在。因此，該類氣藏的水侵量計(jì)算可以采用罐狀水侵模型[1-3]，在忽略產(chǎn)水情況下的物質(zhì)平衡方程為

(2)

圖6為崖城13-1氣田北塊和崖城13-4氣田南高點(diǎn)2個(gè)正常壓力系統(tǒng)有限封閉水體氣藏與安德森L氣藏[3]和路易斯安那近海氣藏[18-20]2個(gè)典型異常高壓氣藏的無因次生產(chǎn)指示曲線，可以看出，異常高壓氣藏與正常壓力系統(tǒng)有限封閉水體氣藏的生產(chǎn)指示曲線沒有本質(zhì)區(qū)別，二者都是光滑下彎的曲線，本質(zhì)上都是能量補(bǔ)給導(dǎo)致的上凸。因此，可以說異常高壓氣藏生產(chǎn)指示曲線分段[21]實(shí)際上是對氣藏生產(chǎn)指示曲線上凸的誤讀。

圖6 典型有限封閉水體氣藏和異常高壓氣藏的無因次生產(chǎn)指示曲線Fig.6 Non-dimensional p/Z plots of typical gas reservoirs with restricted and closed aquifer or abnormal high pressure

此外，目前普遍認(rèn)為的異常高壓氣藏巖石壓縮系數(shù)很高[3，17]也是忽略有限封閉水體造成的假象。以安德森L氣藏為例，文獻(xiàn)[3,17]中變?nèi)菪Ｕ蟮膸r石壓縮系數(shù)為21.76×10-4MPa-1，比地層水壓縮系數(shù)高了一個(gè)數(shù)量級，但考慮水體倍數(shù)后計(jì)算的巖石壓縮系數(shù)與崖城13-1氣田北塊氣藏相差不大(表1)。模擬結(jié)果表明，在動(dòng)儲(chǔ)量一定的條件下，采用非穩(wěn)態(tài)封閉水侵模型、罐狀水侵模型和無水體高巖石壓縮系數(shù)模型都能較好地?cái)M合崖城13-1氣田北塊氣藏壓力，擬合后的各驅(qū)動(dòng)指數(shù)圖中水侵+氣藏變?nèi)菟急壤鞠嗤?圖7)。因此，異常高壓氣藏巖石壓縮系數(shù)很高正是由于忽略水體而導(dǎo)致水體的彈性能量被賦予在了巖石壓縮系數(shù)上。

表1 安德森L氣藏與崖城13-1氣田北塊氣藏壓縮系數(shù)對比Table 1 Comparison of compressibility coefficients of Anderson L reservoir and north block in YC13-1 gas field

圖7 崖城13-1氣田北塊氣藏不同水體模型下擬合的驅(qū)動(dòng)指數(shù)Fig.7 Driving index simulated under different aquifer models for north block in YC13-1 gas field

5 結(jié)論

1) 崖城13-1氣田北塊氣藏生產(chǎn)指示曲線下彎的實(shí)質(zhì)是上凸，主要原因是水侵，其次為氣藏變?nèi)?。在?shí)際氣藏的開發(fā)前期，生產(chǎn)指示曲線可能會(huì)表現(xiàn)出上翹特征，但最后也會(huì)下彎，因此傳統(tǒng)認(rèn)為的水驅(qū)氣藏生產(chǎn)指示曲線上翹僅適用于強(qiáng)水驅(qū)氣藏開發(fā)前期。

2) 異常高壓氣藏是特殊的有限封閉水體氣藏，其生產(chǎn)指示曲線不是分段，而是光滑下彎，下彎本質(zhì)上也是能量補(bǔ)給導(dǎo)致的上凸。另外，異常高壓氣藏巖石壓縮系數(shù)很高也是忽略水體造成的假象，正是由于忽略水體而導(dǎo)致水體的彈性能量被賦予在了巖石壓縮系數(shù)上。

符號說明

p—地層壓力，MPa；

Z—天然氣偏差因子；

Cw—地層水壓縮系數(shù)，MPa-1；

Swi—束縛水飽和度，f；

Cf—地層巖石壓縮系數(shù)，MPa-1；

Δp=pt-p—地層壓力差，MPa ；

pi—原始地層壓力，MPa；

We—累積水侵量，萬m3；

Wp—累積產(chǎn)水量，萬m3；

Bw—地層水體積系數(shù)；

G—?dú)獠貏?dòng)儲(chǔ)量，億m3；

Bgi—天然氣原始地層壓力下體積系數(shù)；

Zi—天然氣原始地層壓力下偏差因子；

Gp—累計(jì)產(chǎn)氣量，億m3；

F=GpBg+WpBw—地下流體產(chǎn)出量，億m3；

Gp—累積產(chǎn)氣量，億m3；

Bg—天然氣體積系數(shù)；

Et=Eg+Efw—系統(tǒng)總膨脹系數(shù)；

Eg=Bg-Bgi—?dú)怏w膨脹系數(shù)；

Vw—水體孔隙體積，萬m3；

VR—?dú)獠乜紫扼w積，萬m3；

Kw—水層滲透率，mD；

M—水體倍數(shù)；

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(編輯：張喜林)

New understanding on production index curve of water drive gas reservoir: a case study of north block in YC13-1 gas field

YANG Chaoqiang PENG Xiaodong WANG Xinguang LUO Jiao TONG Luyi

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

It is traditionally believed that production index curve of water drive gas reservoir raises while that of abnormal high pressure reservoir drops.North block of YC13-1 gas field is a normal pressure system, but its production index curve presents drop characteristics.Taking north block of YC13-1 gas field as a case, the reasons of production index curve drop and sensitivity analysis are carried out, and new understandings of production index curve of abnormal high pressure reservoir are achieved.Results show that production index curve drop is caused primarily by water invasion and partially by volume variable energy supply, and the production index curve is essentially convex.In gas reservoir development, production index curve may raise in early stage and go down in later stage.Thus, the traditional theory of production index curve can only be applied in the early development stage of strong water drive gas reservoir.For abnormal high pressure gas reservoir, production index curve smoothly downwards instead of being segmented, but it is essentially convex due to restricted and closed water aquifer.High rock compressibility is an illusion caused by neglecting aquifer.The new understandings can provide reference for future development planning and recovery calibration of water flooding sandstone gas reservoir.

north block in YC13-1 gas field; water drive gas reservoir; production index curve; curve down cause; sensitivity analysis; abnormal high pressure

*中海石油(中國)有限公司綜合科研項(xiàng)目“海上大型砂巖氣藏開發(fā)中后期綜合治理及開發(fā)策略研究(編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 04 ZJ 12)”部分研究成果。

楊朝強(qiáng)，男，高級工程師，1994年畢業(yè)于原江漢石油學(xué)院開發(fā)地質(zhì)專業(yè)并獲學(xué)士學(xué)位，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)地質(zhì)研究工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱(郵編：524057)。電話：0759-3909929。E-mail：yangzq@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0077-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.011

楊朝強(qiáng),彭小東,汪新光，等.對水驅(qū)氣藏生產(chǎn)指示曲線的重新認(rèn)識——以崖城13-1氣田北塊氣藏為例[J].中國海上油氣，2017,29(1)：77-82.

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TE377

A

2016-07-25 改回日期：2016-10-22