摘要：柴達木盆地澀北多層疏松砂巖氣田具有氣水關系復雜、易出砂、易出水、儲量動用程度不均衡等開發技術難題，國內外可供借鑒的經驗較少。從澀北氣田的儲層地質特征入手，結合產量、出水與出砂動態規律，深入分析了澀北氣田所面臨的各項開發技術難題，以控水穩氣、提高天然氣采收率為目的，從氣藏精細描述、開發機理、氣藏工程等角度，提出了下一步解決這些難題的思路：①對于出水問題，需要重點研究氣水層的識別技術、出水機理與水源的綜合評價、出水氣井的產能評價、邊水水體能量評價、防水治水措施以及儲層內氣水運動的動態監測技術；②對于出砂問題，攻關方向是防砂工藝與產能的協調、主動防砂的生產壓差控制；③對于提高儲量動用程度，需要進一步完善、設計新資料的獲取方案、提高三類儲層的解釋精度；④對于澀北氣田水平井技術運用，需要優化設計、精心施工和綜合評價。
關鍵詞：澀北氣田；開發；疏松砂巖；出水；出砂；儲量動用
1 儲層地質特征
柴達木盆地澀北氣田屬于典型的第四系多層疏松砂巖生物成因氣田，氣田構造平緩，構造幅度低；氣砂體橫向上分布穩定，以薄層粉砂巖、泥質粉砂巖和泥巖頻繁間互為主；氣藏含氣飽和度低；氣井含氣井段長，氣層薄、層數多。儲層巖石中的黏土含量高，儲層巖性疏松，具有較強的壓力敏感性和水敏特性，同時氣井出砂臨界流速低，出水加劇氣層出砂。澀北氣田的氣水界面傾斜，氣水分布主要受構造、巖性和水動力控制，造成含氣邊界不規則；氣藏縱向上跨度大，存在多個氣水系統，各小層含氣面積差異較大，地層水的存在形態多樣[1～2]。
2 技術難題之一：出水
2.1 氣水層的識別
澀北氣田砂泥巖薄互層，目前技術水平下，氣層、含水氣層、水層等在測井曲線上很難準確識別，低阻氣層和高阻水層的錯誤識別往往導致選擇錯誤的射孔層位，造成氣井早見水。
低阻氣層盡管其物性較差，產能小，但分布范圍較廣，是澀北氣田產能的重要組成部分。由于低阻氣層無明顯的三孔隙度異常，自然電位與自然伽馬一致性差，加上層薄，導致測井資料受圍巖影響明顯，儲層參數的計算精度低[3]。
解決這一技術難題的思路是綜合各方面數據資料信息，運用產出剖面和生產動態資料對測井解釋結果進行復核，加強澀北氣田疏松砂巖多層氣藏的流體識別方法、儲層參數及儲層解釋模型研究，提高氣層的發現率和解釋符合率。
2.2 出水機理與水源綜合評價
澀北氣田氣井出水機理與構造部位、儲層物性、水體大小、氣層連通性及驅動能量等多種因素有關，不同的開采階段，出水機理也各不相同。目前主要根據產層段所在位置、產出剖面、水樣分析、生產及出水動態等間接推測出水水源。為了達到控水穩氣的目標，制訂有效的防水治水策略，必須掌握出水機理，量化出水量，準確判斷氣井出水的水源及出水層位[4]。
目前主要通過對層內水和層間水的出水機理進行物理模擬，對出水滲流過程進行量化分析，結合天然氣產量、出水量、水氣比、壓力、累計產量等生產動態數據，建立氣井出水的定量評價指標體系，判斷水源，預測出水動態，為防水治水提供量化依據。
2.3 出水氣井產能評價
出水增大儲層內滲流阻力和井筒壓力損耗，影響氣井的產能(圖1)。在氣井產能評價時，必須考慮出水對產能的影響。對一部分井進行了不同開采階段的多次系統試井，產能方程研究表明，氣井的無阻流量隨氣井出水量的增加而降低。但同時由于地層能量下降、氣井出砂等因素也會降低氣井產能，僅根據目前系統試井測試數據還不能判斷出水對氣井產能的降低幅度。
目前研究進展是建立儲層滲流與氣井產能的耦合模型，將各種出水機理的定量關系引入地層滲流模型，計算不同開發階段地層的出水范圍和出水量；然后利用考慮含水飽和度變化的氣井產能方程，適時地計算當前飽和度下近井地層氣相滲透率與氣井產能，同時通過氣水滲流機理的物理模擬實驗，驗證理論模型的計算結果。
2.4 邊水能量評價
區域水動力學研究表明，由于澀北氣田處于一個由南向北的水循環系統中，氣水界面南高北低，持續低速供給的水體將造成開采中后期各個方向不均衡的邊水水侵[5]。
澀北氣田含氣小層層數眾多，各小層含氣面積差異較大，氣水邊界不規則，很難通過構造地質和成藏地質的研究來確定邊水的分布范圍和水體能量，給澀北氣田的防水治水工作帶來較大的難度和風險。
解決這一技術難題的思路是對邊水形成機理、氣藏地質條件以及儲層內氣水運動規律的準確把握，根據構造邊部和低部位氣井產量與壓力測試數據的統計分析，運用氣藏工程方法和氣藏數值模擬技術，定量估算各個方向上邊水水體能量；此外，設計針對各個主力層組邊水推進規律的動態監測方案以及發展各種生產測試技術和流體分析技術，適時、動態地監測邊水推進，并以此作為抑制邊水產量調控的依據。
3 技術難題之二：出砂
生產數據統計結果顯示，澀北氣田的氣井普遍出砂[6～7]，沉砂高度越大的井，對應的累計產氣量越低，累計出水量也越大，表明出砂影響了氣井的開采效益，出水將加劇出砂(圖2)。
3.1 目前的防砂策略
通常利用工藝措施阻止地層砂進入井底，但產出砂會在防砂管外堆積，形成致密的砂橋，阻塞流通面積，降低氣井的產能。此外，防砂措施也將顯著增加完井成本，防砂一旦失敗，將造成氣井的報廢。端部脫砂壓裂和高壓一次充填壓裂技術可以達到增產防砂的效果，但有效期較短，如果壓竄層或溝通了水層，將進一步惡化氣井的開采狀況。
合理的做法是控制生產壓差，實施主動防砂策略抑制地層出砂。主動防砂的技術難點是準確計算出砂臨界壓差，合理選擇生產壓差，小壓差同時也有利于抑制水竄。
不管是被動防砂還是主動防砂，都是以犧牲氣井產能為代價的。需要在防砂和產能之間找到一個平衡點，既能有效地防止地層出砂，又能最大限度地發揮氣井的產能。
3.2 砂橋的形成與破壞
防砂管外形成砂橋的過程以及砂橋對氣流的阻礙能力是與時間、流速、砂粒組成、流體攜砂能力等因素有關的，需要利用物理模擬實驗來研究這些參數間的相互關系。
一旦致密砂橋形成，將會較大程度地降低氣井產能，需要探索一些方法破壞砂橋，比如采用物理方法造成井底壓力的激動，或采用化學方法溶解砂橋，這些策略具體實施時還有許多相關技術細節需要深入研究。
3.3 主動防砂的壓力控制設計
主動防砂根據巖石強度設計合理的生產壓差，是成本最低的防砂策略。澀北氣田儲層巖石的泥質含量高，且各產層泥質含量的差異較大，并且出水將貫穿氣田開發的始終，因此必須考慮泥質含量差異和出水對強度的影響。
進一步的工作中，基于巖石強度的實驗數據分析，引入與泥質含量和含水飽和度相關的強度計算模型，建立澀北氣田不同開采階段的出砂臨界壓差計算模型，設計各階段主動防砂壓差。
4 技術難題之三：儲量動用不均衡
平面及層間的較強非均質性、出水水源和出水機理的復雜性等，使各個產層的儲量動用程度存在差異。
以提高單井產量和儲量動用程度為目標，澀北氣田試驗了細分開發單元、多層合采、油套分采、水平井、產量調控均衡采氣等措施，取得了一定的效果。但由于澀北氣田儲層地質條件的復雜性，提高儲量動用仍存在較多的技術難題。
4.1 資料仍相對不足
測井解釋僅來源于孤立井點的測井剖面，由于澀北氣田含氣面積大，且平面具有較強的非均質性和薄互層性，測井解釋成果推廣到平面上精度較低；合采井的試井解釋和開采動態是多層的綜合反映，缺乏必要的分層測試資料。
4.2 提高三類儲層的解釋精度
在面積和儲量上，澀北氣田的三類儲層比例都接近一半，是澀北氣田穩產的重要挖潛對象。由于其具有低阻特征，目前的測井解釋技術還難以準確地將其與水層和泥巖層完全分辨出來。需要發展測井解釋新技術，同時利用已投產氣井的動態生產數據對其進行復核，以提高三類層的發現率和解釋精度。
4.3 水平井技術
水平井是提高單儲層儲量動用程度和單井產量的最佳技術手段之一，然而，目前澀北氣田的部分試驗水平井具有出水上升快、產量和壓力下降快的特點，水平井現場實施效果并不理想，原因分析如下：①對于薄層，水平井往往只能打開1、2個產層，控制的儲量極為有限，過高的配產將出現供給不足、局部壓降過大、層內出水加劇的現象，從而導致氣井產量下降快、壓力下降快；②水平井的生產段長，井筒內流動阻力極小，任一位置出水就會全井見水，因此澀北氣田水平井的開采具有見水快的特點；③重力對水平段內氣水分流影響不大，出水、出砂往往造成水平段流動的堵塞，致使遠處水平段無法產氣，這也是造成澀北氣田水平井產量下降快的因素之一。
澀北氣田的儲層物性、氣水分布、邊水能量及其推進動態均具有不確定性，加之水平井的成本費用高，固井難度大，動態監測困難，出水后調整余地小，這些因素都決定了水平井在澀北氣田的應用風險較大。
5 解決途徑
筆者對出水、出砂和儲量動用不均衡等主要技術難題進行了詳細分析，提出了下一步將要重點攻關的技術方向：
1) 對于出水問題，需要重點研究氣水層的識別技術、出水機理與水源的綜合評價、出水氣井的產能評價、邊水水體能量評價、防水治水措施以及儲層內氣水運動的動態監測技術。
2) 對于出砂問題，攻關方向是防砂工藝與產能的協調、主動防砂的生產壓差控制。
3) 對于提高儲量動用程度，需要進一步完善、設計新資料的獲取方案、提高三類儲層的解釋精度。
4) 對于澀北氣田水平井技術運用，需要優化設計、精心施工和綜合評價。
參考文獻
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[4] 羅萬靜，萬玉金，王曉冬，等.澀北氣田多層合采出水原因及識別[J].天然氣工業，2009，29(2)：86-88.
[5] 管志強，徐子遠，周瑞年，等.柴達木盆地第四系生物氣的成藏條件及其控制因素[J].天然氣工業，200l，21(6)：1-5.
[6] 王彥利，陳小凡，鄧生輝，等.疏松砂巖臨界出砂壓差的計算方法研究及應用[J].西南石油大學學報，2009，31(1)：78-80.
[7] 鐘兵，馬力寧，楊雅和，等.多層組砂巖氣藏氣井出砂機理及對策研究[J].天然氣工業，2004，24(10)：89-92.
(本文作者：馬力守 中國石油青海油田公司)
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