摘要：崖城13-1气田进入开发中后期，面临地层水侵入、储量动用不均衡、产能下降快等开发难题，国内外可借鉴的经验较少。为此，从气藏精细描述、开发模式、气藏工程等方面对气藏高效开发进行了探讨，提出了解决问题的途径及对策：①对出水问题，开展控水稳气研究，分析出水类型及来源，优选控水措施，实现找水堵水排水；②提高动储量评价精度，采用多种可靠方法计算动储量并考虑区块间利、给漏失，明确区块动用程度及剩余潜力；③降压开采，最大限度释放产能，延长气田稳产期，提高采收率。这些认识对于该气田的高效开发具有指导和借鉴意义。
关键词：崖城13-1气田；高效开发；控水稳气；降压开采；动储量；评价
崖城13-1气田自1996年投产以来一直持续高产稳产，现今已进入开发中后期。由于该气田主力气藏区断层众多，储层纵向变化快，在平面上受构造、地层和岩性控制，因而气田区块间储量动用极不均衡。目前针对该条件下气田高效开发的经验较少，需在实际生产中摸索前行，从而保证该气田的高效稳产。
1 控水稳气
崖城13-1气田自2003年后产水量增加，水气比从初期0.4m3/104m3升高到目前的0.9m3/104m3，并有继续上升的趋势。2007年已有2口生产井水淹关停，目前有2口井存在水淹停喷风险，3口井有少量地层水侵入迹象。
控水稳气思路：针对不同气井的实际情况，进行气田出水类型分析并找到来源，开展修井控水措施研究，优选适合的修井方式，以减少气井出水、恢复正常生产。
1.1 出水类型分析
崖城13-1气田出水机理与构造部位、储层物性、水体大小、气层连通性及驱动能量等多种因素有关，不同的开采阶段其出水类型也各不相同。
1.1.1水气比
气藏的气态流体中含有水蒸气，如果有共存水存在，水蒸气将处于饱和状态。水蒸气含量高低与储层温度、压力、气体组成、液态水的含盐量等有关[1]。
若现场水气比大于理论计算值，说明地层存在边、底水或游离态的可动隙间水进入井筒；若现场产水量小于理论计算饱和含水量，说明地层条件下气态凝析水含量未达饱和，产出水以凝析水为主。通过分析，崖城13-1气田部分区块已有地层水侵入(图1)。
1.1.2单井Cl-含量
Cl-含量的变化在一定程度上反映地层水的侵入程度，当气井所产水由凝析水变为边底水时，Cl-含量或矿化度有较大的变化。通过对气田单井Cl-含量分析，证明部分井在2006年后受地层水侵入(图2)。
通过分析表明，气田早期主要产凝析水，随着气田采出程度增加、地层压力降低，地层水日益侵入，目前产出水的状态为凝析水和地层水共存。
1.2 出水来源分析
对于出水来源，首先要了解气田驱动能量、气水分布情况，判断可能存在的水体类型及大小；再从见水区域的构造、储层物性及见水井射孔位置等信息着手，分析可能的出水来源；最后结合生产测井及出水处固井质量资料，明确出水层位及来源。
通过分析，崖城13-1气田为弱边水驱动气藏，水体大小是气藏体积的3～5倍，南北构造具有统一的气水界面，随着气田的开采，边水日益趋近，在构造低部位离气水内边界近的井受到水侵影响；同时有个别井钻遇孤立水体，由于固井质量不好引起水层管外窜或随着气层压力降低导致水层上窜。气田出水来源主要有：①孤立水体突破泥岩隔层或管外窜；②边水趋近。
1.3 控水措施选择
解决气井地层出水主要从两方面着手：①立足于防，即通过堵水来防止地层出水；②立足于排，对于进入井底的地层水通过人工助排方法及时排出井口，以保证井底畅通[2～3]。
由于崖城13-1气田的高温特性，化学堵水并不适用，其封堵效果也不好。可膨胀管机械堵水技术是新工艺，现场运用不普遍，其工艺自身还有待解决，对于该气田井况复杂的井并不适用。最终优选桥塞或封隔器单层卡封堵水工艺机械堵水方式。为了确保堵水的成功性，减少堵水后气、水层之间窜漏，封堵位置必须满足3个必要条件：①有效避射段；②横向分布均匀的泥岩隔层；③封堵处原始固井质量好。
对于水体有限且封闭的边水或底水气藏，大量采出地层水后，可使地层压力以及地层废弃压力降低，进而达到提高气藏最终采收率和提高经济效益的目的。排水采气是崖城13-1气田生产中后期必然面临的问题，其中管柱优化是有效可行的方法。
崖城13-1气田目前已完成1口井的堵水作业，达到预期效果；预计2011年10月进行2口井的堵水和更换管柱作业。
2 动储量精细评价
气田区块间储量动用不均衡，有些区块动用程度低，不足10%，有些区块却出现动用程度超百现象，区块间存在补给漏失现象。
气田进入开发中后期，受非均质性、出水复杂性等影响，储量动用不均衡现象不可避免，在研究中应提高动储量评价精度，采用多种可靠方法计算动储量并考虑区块间补给漏失，明确区块动用程度及剩余潜力，为气田后续开发调整提供重要依据。
2.1 多种方法计算动储量
崖城13-1气田一直使用压降法计算动储量，效果较好(图3)，但其方法较单一，结果受压力影响较敏感。随着气田不断生产、资料不断的丰富，应考虑应用多种可行的方法，更好地计算及认识储量分布及动用情况。故优选出流动物质平衡法、采气曲线法和油藏函数影响法。流动物质平衡法要求3次以上全气藏关井地层压力资料及原始油气水、岩石物性参数及地层压力和温度；采气曲线法需要较可靠的井底流压或气井井口套压及产量；油藏函数影响法需要较可靠的生产历史资料与流压、温度数据[4]。3种方法计算的结果均具有一定的可靠性，在崖城13-1气田适应性较好。
通过多种方法计算动储量，是对传统压降法的验证，在气田无法进行关井压力测试时也是很好的补充。
2.2 区块间相互补给(漏失)分析
气田区块间断层不封闭，天然气由高压区(未开采区块)向低压区(已开采区块)流动，导致动态控制储量计算值大于静态储量。对于储渗条件较好的气藏区块产生补给是不可忽视的，计算补给量和外溢量的大小，可以确定各区块的真实动用程度，为气藏的合理开发提供依据[5]。
借鉴物质平衡原理，将气藏模拟为单独储罐体，并考虑有外来气体通过薄的可渗透边界不断流入气藏的情况下，建立新的补给气藏物质平衡方程，计算出气田区块间存在的补给漏失量(表1)，其中N区块补给量高达近43×108m3，很好地解释了动用程度超百的现象，考虑补给后动用程度为86%，而其余区块考虑漏失后动用程度相应有所增加。
通过储量补给漏失分析，对气田动用程度及剩余潜力有了进一步认识，结合地质油藏及动态资料，为气田加密井部署提供了指导依据。
3 降压开采
受压力降低、见水等多种因素影响，气田单井产能下降快。在下游用户的用气高峰时，生产井负荷重，压降快，稳产难度大。
对于气井产能下降快的问题，最直接有效的措施是降低井口压力，最大限度地释放气井产能。采取降压开采是气田开发中后期的重要增产措施嘲。主要从以下几方面开展了研究。
3.1 压力降低后含水上升预测
利用气田岩心样品，进行实验分析，判断气田在压力下降后岩石物性是否有变化，以及变化对产能的影响；根据气田气样和岩心样品实验，判断天然气是否由于压力下降在地层存在相变，影响气井产能；对气田不同区块气样进行实验分析，判断气体在压力、温度下降后凝析水析出的变化规律；模拟随着地层压力降低的地层水趋近速度等。
3.2 气田降压后产能预测
充分利用动静态资料，采用多种动储量计算方法，计算不同废弃地层压力下气田最终采出量；改进数学模型，新建单井垂直管流表，以模拟气井含水上升后对气井自喷能力的影响，预测不同废弃压力条件下气田及各开发区块的稳产能力和采收率及增产效果。
3.3 工程改造可行性研究
基于油藏研究方案和预测配产条件，开展实现降压开采的工程改造方案研究，评估工程改造工作量、新增设施及概算投资，并结合油藏预测的增产效果，开展经济评价，提出改造方案建议。
目前崖城13-1气田拥有2台湿气压缩机，单台运行时最低入口压力为420psi(1psi=6.895kPa。下同)，在气田生产过程中遇到高峰供气紧张时，会将压缩机并联，通过降低单井井口压力来释放产能。在现有设备能力下，压缩机最低入口压力可降到350psi。通过数模预测分析，压缩机入口压力每降低一个级别，气田产能会相应的有所增加。
若对压缩机进行串联改造，可实现继续降压至压缩机最低入口压力100psi，预计气田稳产期延长6个月，累计产气量可增加20×108m3，具有一定的经济性。
对气田现有部分生产设施进行改造，可以实现气田降压开采(即降低井口废弃压力)，有效延长气田稳产期，提高气田采收率。对气田开发以及后续开发方案的调整具有重要意义。
4 结论
1) 对于气田出水问题，开展控水稳气研究，分析出水类型及来源，优选出机械堵水、优化管柱的控水措施，并应用到实际生产井中，效果显著。
2) 提高动储量评价精度，采用多种可靠方法计算动储量并考虑区块间补给漏失，明确区块动用程度及剩余潜力。
3) 对于产能下降快问题，结合地质、油藏、工程、经济评价结果提出降压开采可行性方案，尽可能降低井口压力，最大限度地释放产能，有效延长气田稳产期，提高气田采收率。
参考文献
[1] 高涛，王高文.返排率结合水气比及水性分析识别压裂后气井早期出水——以徐深气田火山岩气藏为例[J].天然气工业，2009，29(8)：89-91.
[2] 曹立迎，刘慧卿，张宗元，等.边水油藏水平井见水规律及控水措施研究[J].断块油气田，2010，17(4)：448-450.
[3] 李士伦，王鸣华，何江川.气田与凝析气田开发[M].北京：石油工业出版社，2004：104-136.
[4] 李骞，郭平，黄全华.气井动态储量方法研究[J].重庆科技学院学报：自然科学版，2008，10(6)：34-36.
[5] 王星，黄全华，尹琅，等.考虑水侵和补给的气藏物质平衡方程的建立及应用[J].天然气工业，2010，30(9)：32-35.
[6] 李士伦.天然气工程[M].北京：石油工业出版社，2000：164-170，172-178，217-222.
(本文作者：王雯娟 成涛 欧阳铁兵 颜明蒋利平 中海石油(中国)有限公司湛江分公司)
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