塔里木盆地库车坳陷超深层裂缝性致密气藏水封气动态评价方法

doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2022.07.007

塔里木盆地库车坳陷超深层裂缝性致密气藏水封气动态评价方法

吕志凯^,¹, 唐海发¹, 刘群明¹, 唐永亮², 王琦峰¹, 常宝华¹, 聂延波²

1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083

2.中国石油塔里木油田公司，新疆库尔勒 841000

Dynamic evaluation method of water sealed gas for ultra-deep fractured tight gas reservoir in Kuqa Depression, Tarim Basin

LÜ Zhikai^,¹, TANG Haifa¹, LIU Qunming¹, TANG Yongliang², WANG Qifeng¹, CHANG Baohua¹, NIE Yanbo²

1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China

2.PetroChina Tarim Oilfield Company, Korla 841000, China

收稿日期: 2022-03-17 修回日期: 2022-07-08 网络出版日期: 2022-07-22

基金资助:

中国石油天然气股份有限公司“十四五”前瞻性基础性科技攻关项目下属课题“深层/超深层气藏控水提高采收率技术研究”. 2021DJ1005

Received: 2022-03-17 Revised: 2022-07-08 Online: 2022-07-22

作者简介 About authors

吕志凯（1984-），男，河北任丘人，高级工程师，博士，主要从事气藏工程及数值模拟研究.E-mail：lvzk@petrochina.com.cn. , E-mail：lvzk@petrochina.com.cn

摘要

塔里木盆地库车坳陷超深层裂缝性致密气藏边底水发育，断裂、裂缝成为水侵的“高速公路”，产生“水封气”效应，降低了气藏采收率，但目前缺乏有效评价方法。为此，在分析气藏水侵特征的基础上，建立考虑裂缝发育规模、外围水体强度两因素的裂缝性气藏水封气动态评价方法，并应用于库车坳陷3个已开发的超深层区块，静动态结合对评价结果的有效性进行验证，针对性地提出了提高气藏采收率的对策。研究结果表明：①裂缝非均匀水侵受构造部位、裂缝发育程度和缝网组合方式共同控制，可划分为3种水侵模式：核部边水沿大裂缝窜进型、翼部边底水沿裂缝侵入型、低部位底水沿裂缝/小断层快速暴性水淹型；②3个典型区块水侵替换系数在0.2~0.3之间，均为次活跃水体气藏，但水封气发生的严重程度差异大，水封气越严重，气藏采收率越低；③对于方向性贯穿大裂缝型气藏，应开展堵水现场实践；对于裂缝密度高的缝网型气藏，温和开采可以控水，早期排水可以减弱水侵的影响，从而提高气藏采收率。结论认为：水封气动态评价新方法可以为库车坳陷超深层气藏裂缝非均匀水侵动态评价和气藏提高采收率提供可靠依据并支撑库车坳陷超深层气田群控水治水政策制定和经济高效开发。

关键词： 库车坳陷 ; 裂缝性气藏 ; 水侵特征 ; 水封气 ; 评价 ; 采收率

Abstract

The ultra deep-buried fractured tight gas reservoir in Kuqa Depression, Tarim Basin has developed edge and bottom water. Faults and fractures have become the “highway” of water invasion, resulting in “water-sealed gas” effect and reducing gas reservoir recovery. At present, there is a lack of effective evaluation methods. Therefore, based on the analysis of water invasion characteristics of gas reservoir, a dynamic evaluation method of water-sealed gas in fractured gas reservoir considers two factors: fracture development scale and peripheral water body strength is established and applied to three developed blocks in Kuqa ultra deep layer. The effectiveness of the evaluation results is verified by static and dynamic combination, and the countermeasures to improve gas reservoir recovery are put forward. The results show that: (1) The non-uniform water invasion of fractures is jointly controlled by the structural position, fracture development degree and fracture network combination, which can be divided into three water invasion modes: The edge water channeling along the large fracture in the core, the edge and bottom water invading along the fracture in the wing, and the rapid violent water flooding of the bottom water along the fracture/small fault in the low part. (2) The replacement coefficient of water invasion in the three typical blocks is 0.2~0.3, which is sub active water gas reservoirs, but the severity of water sealed gas varies greatly. The more serious the water sealed gas is, the lower the recovery factor of the gas reservoir is. (3) For directionally penetrating large fracture gas reservoirs, field practice of water shutoff should be carried out. For fracture network gas reservoirs with high fracture density, mild exploitation can control water, and early drainage can reduce the impact of water invasion, so as to improve gas reservoir recovery. It is concluded that the new method of water-sealed gas dynamic evaluation can provide a reliable basis for the evaluation of fracture non-uniform water invasion dynamic of ultra-deep gas reservoir and enhanced oil recovery of gas reservoir in Kuqa Depression, and support the formulation of water control policy and economic and efficient development of ultra-deep gas reservoir group in Kuqa Depression.

Keywords： Kuqa Depression ; Fractured gas reservoir ; Water invasion characteristic ; Water sealed gas ; Evaluation ; Recovery

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本文引用格式

吕志凯, 唐海发, 刘群明, 唐永亮, 王琦峰, 常宝华, 聂延波. 塔里木盆地库车坳陷超深层裂缝性致密气藏水封气动态评价方法. 天然气地球科学[J], 2022, 33(11): 1874-1882 doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2022.07.007

LÜ Zhikai, TANG Haifa, LIU Qunming, TANG Yongliang, WANG Qifeng, CHANG Baohua, NIE Yanbo. Dynamic evaluation method of water sealed gas for ultra-deep fractured tight gas reservoir in Kuqa Depression, Tarim Basin. Natural Gas Geoscience[J], 2022, 33(11): 1874-1882 doi:10.11764/j.issn.1672-1926.2022.07.007

0 引言

库车坳陷超深层气田群是“十四五”塔里木盆地天然气持续上产的主体。2020年塔里木盆地深层天然气产量155×10⁸m³，占气区总产量的50%，天然气探明储量1.47×10¹²m³，占总探明储量的67%。2008年库车坳陷超深层取得重要突破和进展后，相继发现并建成了克深2、大北、克深5、克深8、克深9等多个大气田，目前已有29个气藏投入开发和试采，累计提交探明天然气地质储量超过1×10¹² m³，建成天然气产能规模100×10⁸ m³，成为“西气东输工程”的主力气源。该气田群主要含气层系为白垩系巴什基奇克组，埋深超过了6 500 m，属于超深层储层范畴^［1-3］。该类气藏基质致密，孔隙度为2%~10%，渗透率为（0.04~1）×10^-3μm²，断层和裂缝普遍发育，对储层渗流能力改善很大，试井解释储层渗透率介于（1~10）×10^-3μm²之间，远高于基质渗透率。然而，储层边底水发育，断裂、裂缝成为水侵的“高速公路”，边底水沿断裂、裂缝快速突进，封堵基质中的气相渗流通道，使基质中的天然气无法采出，产生“水封气”效应，是造成气藏采收率低的根本原因。

为了提高裂缝性致密砂岩气藏采收率，应合理评价水封气的影响程度，差异化地制定防水、控水及排水技术对策，减少水封气的发生，对高效开发该类气藏具有十分重要的指导意义。早在2003年，前人采用毛细玻璃管做了水封气门限物理模拟实验，以研究不同驱替速度下水封气临界孔喉半径^［4］。关于裂缝性气藏水侵形成水封气的研究，前人采用室内物理模拟、数值模拟、动态分析等方法，在水侵机理、水侵量评价、控制水侵对策等多方面取得了大量研究成果^［5-9］。并且已经证实了裂缝性气藏水侵后水封气的存在，但对此缺乏有效评价手段，难以应用于实际气藏。库车超深层气藏开发过程中，地层水产出后，无因次相对拟压力随采出程度的增大而急剧下降，采收率不足40%，应用传统基于有水气藏物质平衡方程的水侵评价方法无法解释，其原因在于多数学者仅考虑了地层水侵入的能量补给作用，而未考虑裂缝性水侵产生水封气所造成的能量消耗作用^［10-11］。近年来，熊伟等^［12］、谭晓华等^［13］均建立了考虑水封气影响的物质平衡方程，推导出封闭气量与水侵系数、储层渗透率、气藏的几何形状及均值程度的函数关系式，划分了不同非均匀水侵模式。但上述研究仍处于理论层面，实际气藏如何应用尚不明确，无法指导开发调整政策制定。本文在前人研究的基础上，以塔里木盆地库车坳陷超深层裂缝性致密气藏为主要研究对象，在分析水侵特征的基础上，建立水封气动态评价方法，并应用于实际区块，针对各区块的水侵特征提出提高气藏采收率的对策。

1 裂缝性致密气藏水侵特征

裂缝性气藏水侵形式主要表现出“水窜”特征，即生产压差使底水很快沿高渗裂缝窜至局部气井，生产压差越大水窜越快。裂缝性水窜可导致很多气井投产短时间内产出地层水，但不久就被水淹。库车坳陷超深层气藏投入开发后，构造低、高部位气井不同程度地产水，裂缝是水侵优势通道，井筒距边底水的距离与裂缝发育程度共同决定了气井的产水强度。如图1所示，由于储层不同部位有效裂缝发育程度（鞍部不仅裂缝充填程度高，裂缝走向与现今最大主应力夹角也较大，导致裂缝开度低，力学活动性变差，裂缝有效性最低）和气井裂缝组合方式的差异，导致各井生产动态特征不同，可将库车坳陷裂缝性致密气藏水侵模式划分为3种：①核部边水沿大裂缝窜进型：边水沿大裂缝锥进，窜入井筒，无水采气期较长（2~4 a），见水后油压、日产气量逐渐下降，平均日产水30 m³以下，水气比稳定在2~2.5 m³/10⁴m³之间，产出液氯根含量为（2~8）×10⁴mg/L，可长期带水生产；②翼部边底水沿裂缝侵入型：边底水沿裂缝带窜入井筒，有一定无水采气期（1~3 a），见水后油压、气量快速下降，水量上升较快，平均日产水50 m³以上，水气比由低升高，一般在4 m³/10⁴m³以上，产出液氯根含量为（8~10）×10⁴mg/L，可带水生产1~2 a，累产水量高，最终气井水淹；③低部位底水沿裂缝/小断层快速暴性水淹型：气井位于大断裂附近，裂缝十分发育，底水沿裂缝快速上窜至井筒，无水采气期短（<1 a或没有），见水后氯根含量达10×10⁴mg/L，油压快速下降，出水量大，水气比急剧上升，气井暴性水淹（图2）。

图1

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图1 库车坳陷超深层裂缝性气藏典型水侵模式

Fig. 1 Typical water invasion modes of ultra-deep fractured gas reservoir in Kuqa Depression

图2

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图2 不同水侵模式的气井开采曲线图

Fig.2 Gas well production curves of different water invasion modes

有水气藏发生水侵后，天然气主要以绕流封闭气、卡断封闭气和水锁封闭气的形式存在，表现为水对气的封闭、封隔和水淹3种现象^［14］。由于气藏裂缝发育，地层水在裂缝和基质中流动的差异大，水侵程度受裂缝尺度、裂缝与基质的渗透率级差、水体大小、采气速度等多因素综合影响。边底水的侵入速度取决于储层裂缝发育程度、边底水水体能量的大小以及气藏配产的高低^［15-16］。室内物理模拟、气藏开发实践均表明，对于裂缝性致密气藏边底水侵入后，会沿断裂、裂缝快速突进，封堵基质中的气相渗流通道，使基质中的天然气无法进入断裂系统，从而无法被采出，遂产生“水封气”效应，降低气井产量和气藏采收率^［17-18］，因此水封气评价成为该类气藏开发的现实需求（图1）。

2 现有水侵评价方法

计算考虑地层水侵入的裂缝性气藏动储量、水侵量的常用方法是物质平衡法，该方法建立在物质平衡方程式的基础上，最早由SCHILTHUIS提出^［19］，后经过不断完善，适用性不断增强^［20］。根据常规物质平衡方程原理，对于具有天然水侵作用，且岩石和流体均可压缩的非定容气藏，随着开采过程中地层压力的下降，采出量、侵入水量与压力下降之间的物质平衡关系如下所示^［21］：

G_{p} B_{g i} + W_{p} B_{w} = G (B_{g} - B_{g i}) + G B_{g i} (\frac{C_{w} S_{w i} + C_{f}}{1 - S_{w i}}) (p_{i} - p) + W_{e}

（1）

式中：G为天然气原始储量，10⁴m³；G_p为累计产气量，10⁴m³；W_p为累计产水量，10⁴m³；W_e为累计水侵量，10⁴m³；p_i为原始气藏压力，MPa；p为气藏压力，MPa；B_gi为原始地层压力下天然气体积系数，无量纲；B_g为天然气体积系数，无量纲；B_w为地层水体积系数，无量纲；S_wi为原始含水饱和度，%；C_w为地层水体积压缩系数，无量纲；C_f为岩石体积压缩系数，无量纲。

针对水侵气藏的物质平衡方法，多数文献将地层水的侵入视作地层能量的补给。按照石油行业标准《天然气可采储量计算方法》（SY/T 6098—2010）用水侵替换系数（I）表征水体活跃程度，从而将水驱气藏划分为不活跃水驱、次活跃水驱、活跃水驱3类，并详细描述了各自水侵影响下的开采特征及最终采收率范围^［22］。张伦友等^［23］建立了水侵体积系数（ω）与采出程度（R）的关系式，采用水侵常数（B）表征水侵强弱程度，当 $1.0 < B < \infty$ 时，气藏为一般性水驱气藏；B值越小水驱强度越强；当 $B \geq 4.0$ 时，水侵对气藏开采的影响程度可忽略。

I = \frac{W_{e} - W_{p} B_{w}}{G_{p} B_{g i}}

（2）

B = \frac{L n R}{L n ω}

（3）

其中：

ω = \frac{W_{e} - W_{p} B_{w}}{G B_{g i}}

（4）

R = \frac{G_{p}}{G}

（5）

式中：I表示水侵替换系数，无量纲；B为水侵常数，无量纲；R为气藏采出程度，无量纲； $ω$ 为水侵体积系数，无量纲。

目前塔里木盆地库车坳陷KC1、KC2、KC3 3个区块分别已经开发了9 a、8 a、8 a，存在不同程度的水侵影响。采用现有方法对它们进行水侵评价，结果见表1。3个区块静态水体倍数为3~4倍，动态水体倍数为2~3倍，水侵替换系数为0.2~0.3，属于次活跃水体。贾爱林等^［24］也指出塔里木库车超深层气田群属于次活跃水体气藏。石油行业标准（SY/T 6098—2010）对次活跃水体气藏开采特征表述为“有较大的水体与气藏局部连通，能量相对较弱。一般开采中、后期才发生局部水窜，致使部分气井出水。”该类气藏采收率在0.6~0.8之间。然而，库车裂缝性气藏开发实践表明，部分构造低部位气井开发初期即见水甚至水淹，气藏采收率普遍低于0.4，且同为次活跃水体气藏，不同区块开采特征差别很大。

表1 库车坳陷3个超深层区块水侵评价结果

Table 1 Evaluation results of water intrusion in three ultra deep blocks of Kuqa Depression

区块	W_e水侵量/（10⁴m³）	静态水体倍数	动态水体倍数	水侵替换系数（I）	水侵常数（B）	水体活跃程度
KC1	629	3.55	2.37	0.22	1.39	次活跃
KC2	182	3.02	2.14	0.21	1.38	次活跃
KC3	92	3.26	2.33	0.20	1.38	次活跃

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与常规有水气藏不同的是，裂缝性气藏气井生产所形成的压降首先沿大裂缝传到远处，在大裂缝中形成低能带，如果大裂缝与水体连通则水沿大裂缝迅速到达井底，形成裂缝水窜，严重影响气井生产。一方面，裂缝性气藏水侵替换系数不高、水体活跃程度低，无法反映边底水对气藏开发影响的严重程度；另一方面，通过传统评价方法得到的动态水体倍数、水侵替换系数、水侵常数等均是反映外围水体强度的参数。由表1中评价结果可知，3个区块KC1、KC2、KC3的外围水体强度相近，但储层裂缝发育规模的差异性，导致了各区块受水侵影响的严重程度不同。

库车超深层裂缝性气藏为冲断构造和突发构造气藏，受多重因素综合影响，每个气藏的断层、裂缝发育程度都存在一定差异，各气藏压力恢复试井曲线形态类似，但在压力导数直线特征段斜率、压力导数曲线下凹幅度及时间存在明显差异。孙贺东^［25］、欧阳伟平等^［26］、常宝华等^［27］指出试井曲线直线特征段是表征该类气藏储层差异性（断层、裂缝的发育模式及连通程度）的关键指标，它反映了基质内气体流经裂缝进入井筒的过程^［28］，当裂缝长度相对越大、裂缝密度越小时，压力导数曲线直线段斜率越接近1/2，当裂缝连续性越好、裂缝密度越大时，压力导数曲线直线段斜率越接近1。

对比3个区块的静动态特征可知：KC1区块主要发育方向性贯穿大裂缝，储层非均质程度最高。露头和岩心观察都发现其主要发育大裂缝，基于成像测井的裂缝线密度值较低，为0.22 条/m，试井曲线压力恢复直线段斜率接近1/2。KC3区块裂缝发育，密度大，呈缝网型，储层呈现一定程度视均值特征。露头和岩心观察发现其发育高渗裂缝网，基于成像测井的裂缝线密度值较高，为0.45 条/m，试井曲线压力恢复直线段斜率接近1。露头、岩心观察发现KC2发育复杂裂缝网，基于成像测井的裂缝线密度为0.32 条/m，压力导数曲线直线段斜率在1/2~1，储层非均质程度介于KC1、KC3之间（图3）。

图3

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图3 KC1、KC2、KC3气藏压力恢复试井双对数曲线

Fig.3 Double logarithmic curves of pressure build-up well test of KC1，KC2，KC3 gas reservoirs

3 水封气动态评价方法

为了真实反映边底水侵入对裂缝性气藏不同区块开发的影响程度，差异化地制定防水、控水及排水技术对策，需要建立综合考虑储层裂缝发育规模、外围水体能量的水封气评价方法。对于裂缝性致密砂岩气藏，在裂缝系统内压力波可以在短时间内波及整个气藏，而在基质系统内压力波传播很慢。库车超深层气藏压力恢复双对数导数曲线均有明显的下凹特征，储层类型属于裂缝—孔隙双重介质型（图4），裂缝、基质两套渗流场相互协同作用，使气藏表现出整体连通性好、井间干扰明显、基质供给较慢等特征^［29］。边底水侵入气藏的过程中，地层水优先进入大裂缝，将基质中的气体封隔起来，形成封闭气。

图4

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图4 针对裂缝性致密气藏建立的水封气物理模式

Fig.4 Physical model diagram of water sealed gas established for fractured tight gas reservoir

因此，可建立图4中的水封气物理模型，假设条件为：①气藏各区域储层厚度相等、孔隙度一致，包含基质和贯穿大裂缝区域；②地层水的黏度恒定，且在各区域的流动均符合达西定律；③储层广泛分布微裂缝，侵入其中的地层水量忽略，但可起到封隔气体的作用；④地层水侵入储层后，被水封闭的区域气体不再流动；⑤气区与水区、水封区域与未水封区域交界面均没有附加压力降；⑥忽略储层应力敏感现象，同时不考虑重力和毛细管力作用的影响。

基于上述物理模型，分别表征大裂缝区域侵入水量和相应的封隔气量，建立综合考虑裂缝规模和水体强度的物质平衡方程。侵入大裂缝、基质区域的流量方程：

q_{F} = \frac{A_{F} K_{F}}{μ_{w}} \times \frac{Δ p}{L}

（6）

q_{M} = \frac{A_{M} K_{M}}{μ_{w}} \times \frac{Δ p}{L}

（7）

式中：q_F、q_M分别为侵入大裂缝、基质区域的流量，m³/s； A_F、A_M分别为地层水侵入大裂缝、基质区域的横截面积，m²；K_F、K_M分别为大裂缝、基质区域的渗透率，10^-3μm²；μ_W为水的黏度，Pa·s；Δp为生产压差，Pa；L为渗流距离，m。

根据假设条件，侵入大裂缝、基质的水量：

W_{F} = \frac{q_{F}}{q_{F} + q_{M}} (W_{e} - W_{p} B_{w})

（8）

W_{M} = \frac{q_{M}}{q_{F} + q_{M}} (W_{e} - W_{p} B_{w})

（9）

式中：W_F、W_M为侵入大裂缝、基质的水量，m³。

侵入大裂缝的水量与水封区域气量所占体积+侵入基质水量之和成正比关系：

\frac{\frac{1}{n} W_{F}}{\frac{1}{n - 1} G_{B} B_{g i} + \frac{1}{n + 1} W_{M}} = \frac{V_{F}}{V_{M}} = \frac{\frac{1}{n} A_{F}}{\frac{1}{n + 1} A_{M}} = \frac{\frac{1}{n} k L}{\frac{1}{n + 1} h L}

（10）

式中：G_B为水封区域的气量，m³；V_F、V_M分别为大裂缝、基质孔隙体积，m³；n为裂缝条数，条；k为裂缝开度，m；h为储层厚度，m。

将式（6）—式（9）代入式（10），整理得：

G_{B} = \frac{n - 1}{n + 1} \times \frac{K_{F} / K_{M} - 1}{k / h \cdot K_{F} / K_{M} + 1} \times \frac{W_{e} - W_{p} B_{w}}{B_{g i}}

（11）

无因次相对拟压力计算式：

φ = \frac{p / Z}{p / Z_{i}} = \frac{B_{g i}}{B_{g}}

（12）

考虑水封气的物质平衡方程：

G B_{g i} = (G - G_{B} - G_{p}) B_{g} + W_{e} - W_{p} B_{w}

（13）

将式（3）、式（4）、式（11）、式（12）代入式（13），整理得到考虑裂缝规模、水体强度的物质平衡方程：

φ = \frac{1 - A R^{B} - R}{1 - R^{B}}

（14）

其中：

A = \frac{n - 1}{n + 1} \times \frac{K_{F} / K_{M} - 1}{k / h \cdot K_{F} / K_{M} + 1}

（15）

定义A为非均匀水侵因子，用以表征储层非均匀水侵程度，它反映发生水封气的严重程度。对于均质储层，外围水体均匀侵入，A=0，式（14）变为常规水侵物质平衡方程^［23］。对于裂缝性气藏，非均匀水侵因子与裂缝的导流能力、数量、开度、贯穿程度等反映裂缝发育规模的多参数相关，难以通过公式准确定量描述。因此，可绘制不同非均匀水侵因子、不同水侵常数下的无因次相对拟压力与采出程度的关系曲线，通过图版拟合法，得到A、B值，从而评价出裂缝性气藏水封气程度。

图5为综合考虑裂缝规模和水体强度的水侵气藏特征曲线图版。当A=0，B=1时，气藏为均匀储层，刚性水驱，水侵使地层能量保持不变。当B→∞时，ω→0，此时气藏未发生水侵，为纯弹性气驱气藏。当A=0时，未考虑水封气的影响时，随着天然气的采出，地层水补给能量亏空，水侵特征曲线位于图版右上部，气藏外围水体侵入仅表现出能量补给作用；且B越小，曲线上翘越明显，表明外围水体水侵强度越大，对地层能量的补给作用越强^［23］。当外围水体水侵强度一定时（B为某一值），外围水体沿裂缝侵入后，封隔低渗区的天然气，形成水封气，水侵特征曲线表现为下掉趋势；并且，A值越大即储层非均匀性越强，水侵特征曲线由右上方向左下方偏移，下掉趋势越明显，表明水封气越严重，对地层能量的削弱作用越强，造成气藏采收率降低越显著。

图5

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图5 考虑裂缝规模、水体能量共同影响的气藏水侵特征曲线

Fig. 5 Water invasion characteristic curves of gas reservoir considering the joint influence of fracture scale and water energy

4 方法应用与评价结果

库车坳陷各个气藏投入开发后多次进行全气藏关井测试，所获地层压力资料十分丰富，可利用本文新建立的方法对气藏水封气影响程度进行评价。取3个气藏KC1、KC2、KC3各时间段的地层静压力、累计产气量，根据式（5）、式（12）可以得到一系列（R、φ）坐标点，标于图5的图版中，水侵常数B取表1中数值，通过曲线拟合可得对应的非均匀水侵因子A值分别为1.82、0.61、0.18，A的数值越大，水侵特征曲线下掉越显著，说明非均匀水侵程度越严重，即发生水封气的程度越严重，如图6所示。采用新方法的评价结果表明，尽管由传统水侵评价方法得到的结果（动态水体倍数、水侵替换系数、水侵常数等）反映出的3个区块外围水体强度差别不明显，均为次活跃水体，但由于各自储层裂缝的发育模式及连通程度的差异性，发生水封气的严重程度依次为：KC1、KC2、KC3，这导致气藏受水侵影响的程度，KC1最严重、KC2次之、KC3与前两者相比最弱。KC1区块在开发初期（2012年），边底水沿贯穿大裂缝侵入，构造低部位气井相继水淹，5 a后高部位气井陆续见水，根据气藏数值模拟结果，若不采取排水措施，气藏废弃时地层压力较高，为55 MPa，无因次相对拟压力约为0.5，按照图版中红色的拟合曲线，可预测区块最终采收率约为31%，说明由于裂缝性水侵造成了大量水封气的发生，气藏开发效益较低。

图6

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图6 KC1、KC2、KC3气藏水侵特征曲线拟合结果

Fig.6 Fitting results of water invasion characteristic curves of KC1，KC2，KC3 gas reservoirs

开发实践表明：KC1区块历时6 a开发后，气井全部见水，产能下降60%以上。2018年实施综合治理方案，主要采取控制采气速度、边部水淹井强排水的手段。图6中综合治理方案实施后的数据点位于红色拟合曲线的略右上部，反映治理措施起到了缓解水侵影响、提高气藏采收率的效果，但仍需进一步治理。由此可以看出，尽管综合治理后水封气状况有所好转，但气藏采出程度仍然很低，目前不足20%，亟需开展大裂缝排水堵水、水封气解封等现场实践。KC2区块历时5 a开发后，仅剩2口高部位的井未见水。2018年开始综合治理，通过边部见水井强排水措施延缓水侵速度，图6中综合治理方案实施后的数据点明显位于蓝色拟合曲线上部，表明水封气效应减缓显著。目前气藏生产基本稳定，反映出该气藏治理成效良好，可以在现有边部见水井强排水措施的基础上，以气藏日水侵量为参照，根据各排水井排液能力，优化强排井的排水量，以降低工艺成本，增加气藏开发效益。KC3区块边部4口井开始见水，2022年已实施开发调整方案，通过早期排水措施，减缓水侵影响，最大限度地减少水封气的发生，提高气藏采收率。

为了提高裂缝性致密砂岩气藏采收率，应及时开展水封气形成与解封室内物理模拟研究，开展复杂缝网气水两相渗流、水封气、排堵水提采机理等实验研究，明确不同缝网组合模式气藏衰减开发效率和水驱气效率、水封气形成与解封、提高采收率机理。需要针对不同区块裂缝发育特征，在全生命开发周期，全方位考虑气藏整体防水治水^［30-32］。对于裂缝密度高的缝网型储层，温和开采可以控水、延缓气井见水时间，早期排水可以减弱水侵的影响，最大限度地减少水封气的发生，提高气藏采收率。对于主要发育方向性贯穿大裂缝型储层，大尺度裂缝或小断层决定了气井高产及气藏水侵优势通道，应加强基于地震资料的大尺度裂缝空间雕刻及确定性地质建模研究，在控压生产、边部井强排水措施的同时应积极开展堵水现场实践，以提高气藏采收率。

5 结论

（1）气藏埋藏深、储层基质致密，裂缝的普遍发育成为塔里木盆地库车超深层气藏高产的重要原因之一，同时也是水侵优势通道的主要影响因素。储层不同部位裂缝发育程度和缝网组合方式的差异，导致各井生产动态特征不同，可将裂缝性致密气藏水侵模式划分为3种：核部边水沿大裂缝窜进型、翼部边底水沿裂缝侵入型及低部位底水沿裂缝/小断层快速暴性水淹型，裂缝性水侵会产生“水封气”效应，使气藏废弃压力增高，是气藏采收率低的根本原因。

（2）采用传统水侵评价方法，评价库车超深层各裂缝性气藏水侵替换系数为0.2~0.3，均为次活跃水体，但水封气发生的严重程度差异大，水封气越严重，气藏采收率越低。裂缝性气藏水侵替换系数不高、水体活跃程度低，无法反映边底水对气藏开发影响的严重程度。通过传统评价方法得到的动态水体倍数、水侵替换系数、水侵常数等均是反映外围水体强度的参数，但储层裂缝发育规模的差异性，导致了各区块受水侵影响的严重程度不同。

（3）新建立的水封气动态评价方法综合考虑了储层裂缝发育规模及外围水体能量，可以直观反映不同裂缝性水侵气藏水封气发生的严重程度，库车坳陷KC1、KC2、KC3等3个区块外围水体强度相近，储层的非均质程度依次变低，发生水封气的严重程度依次变低，同时新方法还能对气藏综合治理措施的有效性进行验证，弥补了传统水侵评价方法的不足。

（4）为了提高裂缝性致密砂岩气藏采收率，应及时开展水封气形成与解封室内物理模拟研究，明确不同缝网组合模式气藏衰减开发效率和水驱气效率、水封气形成与解封、提高采收率机理。对于裂缝密度高的缝网型储层，温和开采可以控水、延缓气井见水时间，早期排水可以减弱水侵的影响，最大限度地减少水封气的发生，对于主要发育方向性贯穿大裂缝型储层，应加强基于地震资料的大尺度裂缝空间雕刻及确定性地质建模研究，在控压生产、边部井强排水措施的同时应积极开展堵水现场实践，以提高气藏采收率。

参考文献

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被引期刊影响因子

[1]

孙龙德，邹才能，朱如凯，等. 中国深层油气形成、分布与潜力分析［J］. 石油勘探与开发， 2013， 40（6）： 641-649.