深海底水气藏水侵规律与水侵风险识别方法

王海栋 刘义坤 王凤娇 王 旭 孟文波 张金鑫 逄玉鑫

1.辽宁石油化工大学非常规油气开发技术与装备工程研究中心 2.提高油气采收率教育部重点实验室·东北石油大学3.中海石油（中国）有限公司湛江分公司

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中国南海海域油气资源丰富，其中深水区域的油气资源量占其总资源总量的70%。“十二五”期间在南海相继发现了LS17-2，LS25-1、LS18-1等大型深水气田[1]。其中，LS17-2气田构造位于琼东南盆地陵水凹陷中央峡谷内，主要产层位于古近系黄流组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段，埋深介于3 200～3 400 m，位于泥线以下1 900 m左右，天然气地质储量为1 014.2×108m3，其中，底水气藏的天然气地质储量为712.0×108m3，占比为70.2%，底水前缘界面与气藏顶部的距离平均为33 m，投产后发生水侵的风险较高[2-4]。由于水侵会导致有水气藏的采收率降低，因此，明确水侵机理和提出有效的水侵风险识别方法对于有水气藏的高效开发具有重要意义。方飞飞等[5]、Zubarev等[6]、冯曦等[7]、生如岩等[8]的研究结果都显示有水气藏水侵的影响因素复杂，储层非均质性是主要因素之一。刘华勋等[9]认为储层非均质性越强，地层水推进的速度越快，气井见水的时间越早。对于底水气藏而言，井区横纵比也是引发水侵风险产生的关键因素，但目前还未见相关研究成果公开报道。针对有水气藏水侵的识别方法，学者们也开展了相关研究。徐昌海等[10]提出了一种判断水侵优势方向的定量识别方法；冯曦等[11]提出了水侵动态分析方法，主要包括生产数据分析、试井及物质平衡分析、数值模拟及实验分析等；……