不同气藏开发难点及开发方式

不同气藏开发难点及开发方式
一、水驱气藏开发难点:
与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。

1、采气速度低
为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。

2、产能递减快
边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的,边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后,井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减,甚至水淹。

3、采收率低
在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。

气藏非均质性越强，水侵强度越大,气藏一次采收率越低。

4、建设投资大，采气成本高
由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏.
由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作,我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作,取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。

本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征,以供同类气藏开发借鉴和参考。

二、水驱气藏开发阶段的划分和特征
根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为:无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。

有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。

1、无水采气阶段
无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。

此阶段气井所产的水全部是凝析水。

一旦气井出水或气藏的主产气井出地层水，即进入气水同产阶段。

无水采气阶段有时包括气藏的试采期、产能建设期甚至部分稳产期。

由于水驱气藏边底水水侵的滞后性,该阶段气藏的动态特征与气驱气藏相近似、气井产气量稳定、自然递减率小、地层压力、井口压力下降缓慢与累积采气量相适应,气藏单位压降采气量基本是一常数，因此,该阶段也是应用动态法复核容积法储量的最好时机.
无水采气阶段也是通过试井、生产测井、生产井动态资料的录取，油、气、水分析，开发试验区及水井、观察井等气藏监测系统资料的录取，对气藏地质和动态特征深化认识的阶段.从而对静态地质模型进行调整、进而优化开发方案。

尽量延长气藏、气井的无水采气期,是水驱气藏减少水封气的形成、提高采收率的重要措施。

无水采气期越长，气藏稳产期也越长,稳产期末采出程度也越高，因此，加强无水采气期的动态基础工作，对提高气藏的开发效果具有重要意义。

2、气水同产阶段
对于水活跃和水次活跃的边底水气藏来说,气水同产是气藏主要的生产阶段。

该阶段可能跨越产量上升期、稳产期及递减期，也可能只包括稳产期及递减期。

当气藏（或裂缝系统)第一口气井或主产气井产出地层水时，气藏便进入气水同产阶段,
它标志着气藏水侵已经在气井生产中直接表露出来。

气井出水后，最主要的动态特征是产能递减增快,产水量明显增加，水气比上升,井口流动压力下降,套油压差增大,甚至水淹停产.气井产量的下降,必然破坏了气藏的稳产条件,气藏的稳产主要靠增加开发补充井及接替井来
弥补产量递减，当补充井的接替产能不足以弥补气藏产能的递减时，气藏进入递减期。

非均质水驱气藏，气水同产阶段也是气藏选择性水侵形成水封气的主要阶段，对于整装气藏要合理配产,出水气井要控制合理产量（压差）来控制选择性水侵的波及范围、减缓气井的递减及水封气的形成.对于多裂缝系统气藏不能控水采气，要优化气井的水气比，实施早期排水，来减轻后期排水采气的难度，并达到提高采收率的目的.
从第一口气井出水开始，就要开展排水采气工艺技术的论证和试验,做好人工助排工艺技术选型及接替的准备工作。

在气水同产阶段，人工助排的排水采气工作，开展得早一点为好，它不仅可以减缓气井的递减，少打补充井，而且增大排水量可减少气藏净水侵量，消耗水体能量,有益于提高最终采收率。

3、排水采气阶段
无水采气及气水同产两个阶段是依靠气藏自然能量驱动，统称为“一次采气”，人工助排阶段是由于气井的自然能量已不足以克服井筒内流体的回压,需要用物理和机械的外力来降低井筒内回压使气井恢复生产，故称为“二次采气”。

也有的封闭性边底水气藏同时采用水体排水来降低水体压力，以减小水侵强度，延长生产气井的自喷生产期。

这种“内排"“外截”的排水采气方式都属于二次采气范筹.
该阶段主要的动态特征是气藏产水量明显增加,气藏气产量递减减缓，也可能出现一段时期的上升和稳产，初期产水量增加幅度大于产气量的增加幅度，故水气比明显上升.气藏或气井排水采气效果的好坏，决定于“排侵比"，即单位时间排水量与水侵量之比，当排侵比＞1时即为“强排水”，气井才能恢复生产，气藏净水侵量下降，水封气才能解封而逐渐产出，相对稳产条件便能得到改善.
水活跃的气藏人工助排阶段还可以分为两个阶段，即气井排水采气阶段和气藏排水采气阶段。

气井排水采气阶段是气藏仅部分气井出水或水淹,以提高气井产量和复活水淹井为目的阶段,对气藏整体来说，排侵比仍小于1。

气藏可能出现短期的产量回升，但仍属递减期。

气藏排水采气阶段，是气藏已全面水侵，根据气藏排水采气方案，以提高气藏采收率为主要目标，实施气藏整体有计划超水侵量排水（排侵比＞1），使净水侵量逐渐减小，从根本上改善气藏内的气水关系，以提高气藏开发后期的采气速度，并保持较长时期稳产或减缓产量的递减幅度.
三、底水气藏水侵特征
1、均质底水气藏水侵特征
均质底水气藏在气藏相对均衡开发的前题下气水界面边界压力下降均匀，由于储层性质各向同性，从整体上说，水侵呈垂直活塞式推进，气水界面前缘呈连续面向上驱动、水驱效率高且补充了气藏能量,对气藏开发有利.
但对均质底水气藏的气井来说，在生产过程中，气井井底流动压力必然低于气藏地层压力，在气井井底下面的底水必然会形成水锥，当水锥高度大于气井井底距气水界面高度时，气井便出地层水。

渗透性较好的均质气藏,可采取减小生产压差或关井来“压锥”，使水锥高度减小甚至使水锥消失，而有的低孔低渗的均质气藏，“压锥”效果并不理想,吸附于孔壁的水膜不会消失,产
能难以恢复。

因此，均质底水气藏的气井控制合理生产制度和水锥高度，是提高气藏开发效果的重要环节.
2、非均质底水气藏水侵特征
非均质裂缝—孔隙(洞穴）型底水气藏水侵的基本特征是非连续面沿裂缝纵横侵复合模式（见图5-6）不存在气水界面纵横向整体推进
含气面积基本不变，轴部气井最早出水
2)裂缝是水侵的主要通道（现场称选择性水侵)
3）气井水侵的三种类型
根据气井出水特征,气井水侵有三种类型,即大缝型、小缝型及横向型。

四、边水气藏水侵特征
1、均质边水气藏水侵特征
均质孔隙型边水气藏，在气藏相对均衡开发的前题下，气藏各部位压力均匀下降,边界压力基本相等，整体上水侵呈环状横向推进，气水界面前缘呈连续面向气藏高部位驱动。

同样水驱效率高，且补充了气藏能量,可延长气井稳产期，气藏采收率较高.
2、非均质边水气藏水侵特征
非均质边水气藏.水侵的基本特征是局部性“横侵纵窜”复合式的模式：一种是沿构造裂缝发育带或砂岩高渗带选择性水侵；一种是沿断层裂缝带平行断层走向水窜，而断层裂缝不发育的翼、端部的水体在开发过程中,基本不动。

五、异常高压气藏开发特征
我国高压和异常高压气藏所占比例很大，占气藏总数1/3以上,其中碳酸盐岩异常高压和高压气藏又占这1/3的58％,与常压气藏相比,它们有许多特征。

1、特征之一是气藏能量大，相应的储量也大
在相同的储层孔隙体积条件下，气藏压力愈高，储量就愈大，驱气的能量也就愈足.另外，异常高压气藏的驱动力源多，驱动的能量更大。

除常压气藏所具有的气体本身的膨胀能和边、底水膨胀能外,还有一些特别的驱动力和能量,主要有：
1）储层岩石和束缚水膨胀所引起的驱动力和能量。

2）储层内岩石的挤压和破碎所引起的驱动力和能量。

3）从邻层泥页岩向气藏的水侵所引起的驱动力和能量。

2、特征之二是储层岩石具有明显的变形
它会影响用物质平衡方程计算的储量和气藏开发的动态特征。

它会影响气层渗透率和孔隙度的变化，从而影响气井的产能。

它会在气藏开发后期低压阶段出现气藏压力系统分割的现象。

3、特征之三是异常高压使天然气形成和聚集更加分散.
我国有像塔里木克拉2号这样的大型异常高压气藏，但也有相当部分中、小型异常高压气藏和凝析气藏，地质储量一般小于50×108m3，其中80%的气藏储量小于10×108m3。

如四川盆地的自生自储的碳酸盐岩异常高压气藏，成烃期早于构造圈闭形成期和烃类聚集期，长期存于储层内的异常高压烃类和水，在形成圈闭和具备聚集条件时，就会向聚集场所运移。

圈闭愈小,充气压力愈高，形成了异常高压的小气藏.但如果储层物性好、厚度大、分布稳定和容积大的圈闭,则往往会形成常压的整装大气藏。

4、特点之四是钻井完井的难度增加
这是显而易见的。

由于其特殊的高压（有时还伴随着高温）环境，增加了钻井工程的复杂性和技术难度,高温高压钻井时间长，费用高。

下面列举几点：
1) 钻井装备、工具、井自身结构和固井等耐压和气密封要求很高。

2) 储层形变大，易使井下油、套管被挤毁，在管材选择上要特别注意。

3）孔隙压力和地层破裂压力差值小，钻井的范围或窗口极小，稍有偏差，就会造成钻井液的漏失。

4）在异常高压、高温下，钻井液密度不再是一个常数，会随着地层压力和温度的增加而变化，其稳定性和流变性变差,常常导致钻井液的凝胶作用和重晶石沉淀，还可能出现其他的问题。

5、特点之五是在气藏投入开发之前，要开展储层应力敏感性实验研究
塔里木油公司在编制克拉2异常高压大型气田开发方案前，和有关研究院所、石油高校合作，开展了这方面的系列实验和理论研究,它主要包括:
六、凝析气藏的开发特征
凝析气藏通常指地下聚集的烃类混合物在储集层温度和压力下,汽油馏分至煤油馏分以及少量高分子烃类呈均一蒸汽状态分散在天然气中。

凝析气藏的基本特点是，在地层条件下，天然气和凝析油呈单一的气相状态，并在一定的压力范围内符合反凝析（又称逆行凝析）规律。

所以凝析气藏既不同于油藏，也不同于干气气藏，其开发的特殊性表现在：
1)在凝析气藏开发过程中，凝析油气体系会发生反凝析现象。

随着凝析气藏的衰竭式开发,地层压力降到初始凝析压力(上露点压力)以下某个压力（最大凝析压力)区间内，会有一部分凝析油在储层中析出，并滞留在储层岩石孔隙表面而造成损失。

凝析油气体系的相态和组分组成都会随时随地随压力、温度改变而变化，而且，多孔介质中吸附、毛管力、毛细凝聚和岩石润湿性等界面特性及束缚水的存在都会对油气相态和凝析油气开采产生影响.粘滞力、重力、惯性力和毛管力等相互作用，都会影响凝析油气的渗流特征。

2）引起凝析气井井流物组分组成及相态变化的热动力学条件（压力、温度和组成)变化也会直接影响到凝析油和其它烃类的地面回收率，所以，地面和地下两大开发系统联系得非常紧密。

3）凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相态变化的物理化学渗流，这是目前渗流力学研究中的重点和难点。

4）近些年来，我国又相继发现深层、近临界态的、高含蜡的富含凝析油的凝析气藏,它们埋藏深、压力高、体系复杂，开发难度更大，相应的投资大、成本高和技术要求也高.
5）我国西部，尤其是塔里木，多为带油环的凝析气藏或带凝析气顶的油藏。

油环有次生的，也有原生的，在原生油环中,原油较重，在次生油环中原油则较轻。

这是开发最难的油藏类型之一，它要求同时提高原油、凝析油和天然气的采收率,油气界面的开发动态很难控制.
6)在我国许多油气区凝析气田、气顶油田和干气气田往往成片分布，伴生气、气顶气和气层气同时存在，它有个成组优化开发的问题。

7)凝析气井井流物具有与原油、干气不同的物理化学性质，也具有与干气和原油不同特点的相图（如P-T相图），判断油气藏类型还主要靠其相图.
七、凝析气藏的开发方式
开发凝析气藏的方式与开发纯气田的方式有很大的区别。

凝析气藏或带油环的凝析气藏开发的基本问题，除了采气之外，就是要防止在地层压力下降时会出现凝析油和原油的损失.
世界凝析气藏的开发实践表明,在确定采用什么方式开发凝析气藏时，需要综合考虑凝析气藏的地质条件、气藏类型、凝析油含量和经济指标，没有一个固定不变的模式。

值得注意的是，美国很多石油公司很重视开发方案的研究，在没有提出较好的开发方案以前，凝析气藏一般是不能投入开发的。

开发凝析气藏的方式包括：
1、衰竭式开发
按衰竭方式设计凝析气藏开发时，计算的程序原则上与干、湿气气藏相同。

但是，由于地层中析出凝析油，需要确定凝析油产量和凝析油析出对地层内气体流动的影响，所以必须补充凝析油气组分组成在不同程度压力下降时的变化。

计算是根据实验室凝析油气样品的等组成膨胀（接触凝析)或等容衰竭（差异凝析）实验进行的。

具备以下条件，可以考虑采用衰竭方式开发。

1）原始地层压力高。

如果产层的压力大大地高于初始凝析压力（上露点压力），在开发的第一阶段就可以考虑充分利用天然能量，采用衰竭方式开发.
2）气藏面积小。

有些凝析气藏虽然面积很大，但被断层分割为互不连通的小断块，即便凝析油含量高，形不成注采系统，也可采用衰竭方式开发。

3) 凝析油含量少。

凝析气藏的高沸点烃类含量少,凝析油的储量就比较小. 如果凝析气藏主要含轻质、密度不大的凝析油,采用衰竭方式开发也可以获得较高的凝析油采收率,就可以不考虑保持压力.
4）地质条件差。

如气层的渗透率低，吸收指数低，严重不均质, 裂缝发育不均以及断层分割等。

5）边水比较活跃。

边水侵入可以使地层压力下降的速度减慢,也可以保证达到较高的凝析油采收率。

若采用衰竭方式开发凝析气藏，通常采出的凝析油量是很少的。

在凝析油气体系中，液体所占体积很少超过烃类总体积的 20～25％，在凝析气藏中遇到的最高凝析液饱和度常低于流动的临界值。

凝析液在储集层内一般呈不流动状态。

在衰竭开发期间，液体饱和度将达到最高值,然后随着压力的不断下降而蒸发。

当采出部分蒸汽相后，储集层流体组成发生变化，破坏了气、液相间的平衡，一般二次蒸发作用很小。

虽然液体体积在储集层中达到最大后逐渐减少，但较重的和更有价值的成分将在枯竭时集中在液相中，造成损失.损失的凝析油常可达50～60％以上。

从经济上看,某些地区采取衰竭方式开发还是可取的。

其优点是开发费用较低，对储集层的认识程度要求可以低一些，因此储集层的连续性和均质程度的重要性可小一些.与循环注气相比,衰竭式开发还可提前销售气体，受益较早.
2、保持压力开发
保持压力开发是提高凝析油采收率的主要方法，尤其是凝析油含量较高的凝析气藏,不保持压力开发，凝析油的损失可达到原始储量的30～60％。

有这样一种看法，认为对于地层深度在2000米左右的凝析气藏，回注干气的下限是凝析油含量在80~100 g/m3左右,较深的地层所要求含量还要高。

保持地层压力的有效性和合理性取决于气中的凝析油含量、气和凝析油的储量、埋藏深度、钻井设备、凝析油加工和其他因素等。

采用保持压力的方式需要补充大量投资，要购置高压压缩机，而且在相当长的时间内无法利用天然气。

有的凝析气藏自产的气量少,不能满足回注气量，还需要从附近的气田购买天然气.因而,有无供气气源，也是决定采取什么方式保持压力的重要因素。

二十世纪80年代以前，前苏联几乎所有的凝析气藏都采用衰竭方式开发。

1981年夏天才开始在部分衰竭的诺瓦─特洛伊茨凝析气藏开始采用循环注气保持压力。

美国则自上世纪30年代开始就实施这项技术.
从世界凝析气藏开发的实践来看，保持压力可分为以下四种情况：
1) 早期保持压力。

地层压力与露点压力接近的凝析气藏，通常采用早期保持压力的方式。

2）后期保持压力。

即经过降压开发，使地层压力降到露点压力附近甚至以下后，再循环注气保持压力。

美国吉利斯-英格利什─贝约凝析气藏属于这类气藏。

3）全面保持压力.如果能够比较容易地获得注入气,通常是在达到经济极限之前, 将整个气藏的压力保持在高于露点压力的水平上.
4）部分保持压力。

如果气藏本身自产的气不能满足注气量的要求,而购买气又不合算，则采取部分保持压力，即采出量大于注入量。

部分保持压力可以使压力下降速度减缓，从而减少凝析油的损失。

最早是加拿大采取此种方法。

俄罗斯还开展了最大凝析压力以下（正常蒸发阶段）注气的工业试验，已达十年之久,并在不断扩大试验.
八、油环凝析气藏开发方式
开发这类油气藏不但要考虑天然气和凝析油的采收率，而且还要考虑原油的采收率.带油环的凝析气藏开发方案的选择，通常要考虑以下因素：①油环和含凝析气部分的大小；②地层的构造特点；③市场对天然气、凝析油和原油的需要;④技术装备水平及国家现行的技术经济政策等。

从世界各国的实践来看,有以下做法可供选择：
1)先开发凝析气部分,暂不开发油环。

采用这种方案时，含气部分的压降速度大大地超过油环压降速度,导致原油向含气砂层运移，造成原油的损失。

损失的大小取决于储集层的渗透率、压力梯度大小及原油粘度等因素.
2)采用衰竭方式同时采气采油。

如果开采速度控制得恰当，形成由含气部分向含油部分的压力梯度,那么还可适当地提高原油采收率。

3）先开发油环，在采出大部分原油储量后再开发含气部分。

采用这种方案时，将形成含气区对含油区的压力梯度，湿气侵入含油区后因压力降低而分离出一部分凝析油,促使原油粘度下降和含油饱和度增大，对提高原油采收率较为有利。

4)在采出大部分原油储量之前,应用人工方法将含气部分的压力保持在一定水平上。

通常是向凝析气藏顶部注干气来保持压力，使含气区、含油区保持一定的压力梯度.这个方法不但可以提高原油采收率,而且可以避免在凝析气区投入开发前发生反凝析损失。

5）沿油气界面注水，同时开发含油区和凝析气区，这个方法通常是应用于油环宽度大和油水接触面很少移动的情况.沿油气界面注水可以将含油部分与含凝析气部分分隔开。

这个方法既可使凝析油的反凝析损失减小到最低限度，也可以提高原油采收率。

前苏联采用的较普遍，通称“屏障注水”。