典型底水氣藏開發特征及適宜開發對策啟示

惠 棟，胡 勇，李 滔，彭 先，李 騫，趙梓寒

（1.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院，四川成都610041；2.西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川成都610500；3.中國石油西南油氣田公司，四川成都610051）

中外已開發的氣藏大多數受到不同程度水侵的影響，制約了氣藏的高效開發。在我國四川盆地，95%以上的碳酸鹽巖氣藏產地層水，產水氣藏中邊、底水氣藏占比接近90%，開發過程中水侵影響較嚴重的氣藏占比超過75%，各時期的主產氣藏多存在水侵活躍現象［1-3］。水體侵入儲層后會分割氣藏，封隔低滲透儲層中的氣體，形成大量的死氣區，導致氣藏廢棄壓力增大，采出程度和經濟效益降低［4-9］。相對于其他類型有水氣藏，底水氣藏的開采難度更大，采收率往往更低，一方面氣井供給區域與水體接觸面積大，底水侵入能力強；另一方面生產井距離水體近，氣水界面附近形成大壓差的時間短，底水侵入速度快［10-11］。威遠震旦系燈影組氣藏是我國開發的第一個底水氣藏，在開發過程中面臨強底水非均勻侵入難題，采收率僅為36.6%。2011 年，四川盆地風險探井高石1 井在震旦系獲得重大突破，燈二段測試日產氣量超百萬方［12］，2020年5 月，蓬探1 井燈二段測試獲日產氣量為121.98×104m3/d 的高產工業氣流，潛在資源量超萬億方［13］。然而這類氣藏儲層孔（洞）、縫發育，非均質性強，具有多重介質儲滲特征，實鉆井資料證實高石梯-磨溪燈二段氣藏為具有底水的構造圈閉氣藏，太和氣區燈二段氣藏也表現出底水特征，迫切需要制定針對性的底水氣藏開發對策。目前，中外裂縫-孔洞型底水氣藏高效開發經驗較少，缺乏合理開發技術對策，因此，有必要對典型底水氣藏開發特征進行全面剖析，跟蹤并分析底水氣藏的開發效果，明確影響底水氣藏采收率的主要因素，在此基礎上，提出實現裂縫-孔洞型底水氣藏高效開發的適宜對策，也為我國其他類型底水氣藏的開發提供借鑒和參考。

1 底水氣藏開發特征

通過大量調研中外文獻和研究報告［3-9］，收集了13 個底水氣田（藏）的地質特征、開發技術、開發對策和開發現狀（部分典型底水氣田地質及開發特征如表1 和表2 所示）。不同底水氣藏的地質特征各異，流體組成復雜，儲集空間類型多樣，儲量差異巨大，根據埋深分類，包括中淺層氣藏6 個、中深層氣藏6 個、超深層氣藏1 個；根據巖性分類，包括碳酸鹽巖氣藏8個（白云巖5個、灰巖3個）、碎屑巖氣藏5個；從地質儲量來說，約一半的底水氣藏地質儲量小于1 000×108m3。整體來看，這些底水氣藏孔隙度為1.1%～32%，滲透率為0.03～4 000 mD，采出程度為12.6%～92.0%，采出程度與儲層孔、滲參數關系不明顯（圖1）。而采氣速度及井網密度對氣藏采出程度具有一定影響（圖2），水體越強、采氣速度越大、井網越稀疏的底水氣藏，其采出程度越低。根據儲層儲滲空間的不同，可將底水氣藏進一步劃分為孔隙型、裂縫-孔隙型和裂縫-孔洞型。不同類型底水氣藏采收率差異明顯，強水體裂縫性底水氣藏（包括裂縫-孔隙型和裂縫-孔洞型底水氣藏［7］）的采收率低于孔隙型底水氣藏，且水侵后氣藏產量遞減程度更大、遞減速度更快。由于地質特征和開發對策的不同，3類底水氣藏的開發特征也存在顯著差異。

圖1 底水氣藏采出程度與儲層孔、滲參數關系Fig.1 Relationship between gas recovery and porosity as well as permeability in gas reservoirs with bottom water

圖2 底水氣藏采出程度與井網密度及采氣速度的關系Fig.2 Relationship between gas recovery and well spacing density as well as gas production rate in gas reservoirs with bottom water

表1 中外部分典型底水氣田地質特征Table1 Geological characteristics of typical gas reservoirs with bottom water both in China and abroad

表2 中外部分典型底水氣田開發特征Table2 Development characteristics of typical gas reservoirs with bottom water both in China and abroad

孔隙型底水氣藏的儲集空間主要為粒間孔，裂縫不發育或微發育，孔隙網絡是氣體滲流的主要通道，合理的開發技術對策下底水水體非均勻侵入風險小，地層能量強，氣藏穩產期長，開發效果好。典型的孔隙型底水氣田如位于英國北海北部地區的Frigg 氣田，儲層平均滲透率高達1 500 mD，但泥巖夾層滲透率小于1 mD。Frigg 氣田于1977 年開始投產，1980 年日產氣量達0.47×108m3/d，并持續穩產5 a，1985 年受水侵影響產量開始下降，1990 年不斷侵入的水體導致氣田南部區域的生產井全部停產，但氣田內部存在的垂向低滲透夾層有效阻隔了水體的平面推進，使得氣田北部區塊仍保持以300×104～400×104m3/d 的日產氣量生產至2004 年。經過27 a的開采，氣田累積產氣量達1 900×108m3，采收率接近78%（圖3）。

圖3 Frigg氣田開發歷程Fig.3 Development history of Frigg Gas Field

對于裂縫-孔隙型底水氣藏，孔隙是主要儲集空間，裂縫是氣體的主要滲流通道，典型的裂縫-孔隙型底水氣藏如海貍河（Beaver River）氣田，該氣田儲層上部區域裂縫-溶孔系統較為發育，平均孔隙度為3.5%，Kh為20～200 mD，Kv為2～25 mD，而儲層下部區域孔隙度小于2%，Kh為2～20 mD，Kv為0.1～5 mD。海貍河氣田原始天然氣儲量為413×108m3，初始標定采收率高達90%，但隨后的開發實踐顯示這一標定目標太過于樂觀。該氣田于1971 年10 月先后投入7 口生產井進行商業化開發，初期日產氣量為566×104m3/d，由于射孔層位靠近氣水界面，6 個月后部分生產井快速產水，1973 年氣田日產氣量達680×104m3/d 的峰值后，所有生產井均產地層水，氣田產量也隨之迅速降低，1976 年底僅一口氣井以30×104m3/d 的日產氣量進行生產，1978 年氣田廢棄，累積產氣量為50.4×108m3，采收率僅為12.16%（圖4）。在1989 年至2003 年間，海貍河氣田嘗試重啟部分生產井，但由于氣井大量產水而不得不放棄，氣田采收率最終為12.57%。

圖4 海貍河氣田開發歷程Fig.4 Development history of Beaver River Gas Field

裂縫-孔洞型底水氣藏的儲集空間為孔隙和溶洞，裂縫是主要的滲流通道。溶洞的存在增強了儲層容納水的能力，在氣水兩相流初期，隨著含水飽和度的增加，水相滲透率增長緩慢，當儲層含水飽和度達到一定值后水相滲透率急劇升高，因此在氣藏開發初期水侵痕跡不是很明顯，而當水侵大面積侵入儲層后其趨勢很難逆轉［14］。典型的裂縫-孔洞型底水氣藏如威遠震旦系氣田，該氣田儲層分布連續，隔夾層不發育。儲層孔隙度平均為3%，滲透率為0.001～10 mD，平均為0.46 mD，微裂縫發育且非均質性強，具有多重介質儲滲特征。氣藏于1964年試采，1971 年初開始產地層水，之后出水井數不斷上升。整個氣藏開發分為4 個階段：①自噴上產階段。試采初期生產井基本未出水，構造頂部氣井產量較大，隨后部分生產井相繼見水，氣藏開始出現壓力不均衡降落，期間采取堵水試驗但均未取得較好效果，1976 年氣田產量達到峰值，年產氣量為11.6×108m3；②產量遞減階段。由于出水井大量增多，底水活動明顯，氣藏生產進入產量遞減階段，地層壓力下降更加不均勻，氣藏年產氣量降至3.2×108m3，并開始探索利用排水采氣工藝治水；③人工排水采氣階段。氣田開始大規模進行排水采氣，因工藝明顯見效，一批水淹井相繼復活，1998 年氣藏年產氣量為1.2×108m3，2004 年氣田水淹全面停產，累積產氣量為143.87×108m3；④水平井排水采氣階段。2005 年氣田開始恢復氣舉井排水采氣生產，實施水平井＋直井（老井）井網，探索低部位水平井排水采氣新思路，但氣藏水侵影響不可逆，最終采收率僅為36.6%（圖5）。

圖5 威遠震旦系氣田開發歷程Fig.5 Development history of Weiyuan Sinian Gas Field

2 影響底水氣藏開發效果的主要因素

綜合分析底水氣藏的開發特征發現，氣藏的地質特征和開發技術對策是影響其開發效果的主要因素。

2.1 地質特征

2.1.1 裂縫發育程度

中外開發實踐表明，相對于孔隙型底水氣藏，裂縫性底水氣藏的采收率往往更低?？紫缎偷姿畾獠氐膬臻g和滲流通道均為基質原生的粒間孔和鑄膜孔等，氣水界面沿著基質孔隙相對平緩推進，無水采收期較長，在合理開發方式下氣藏采收率往往可以超過70%（如Frigg 氣田）。裂縫性底水氣藏非均質性強，儲層主要儲集空間為基質巖心中的孔、洞，滲流通道則是不同尺度的裂縫系統。在裂縫性底水氣藏生產時，裂縫系統中的壓力迅速降低，基質孔、洞中的氣體在壓差作用下向裂縫流動，當儲層內部存在裂縫高滲透通道時，底水水體容易沿著裂縫不規則竄入氣藏，形成縱竄型和縱竄橫侵型快速推進模式［7］，堵塞滲流通道（圖6）。奧倫堡氣田構造頂部位置發育大量厚度為1～4 m 的裂縫區域，這些高滲透裂縫在增加氣體流動能力的同時也導致了水體的快速侵入，氣田于1971年開始試采時就有氣井已經見水，1974 年規?；懂a后即面臨嚴重的水侵問題，底水沿著斷裂和裂縫侵入氣藏后通過高滲透水平裂縫推進，形成復雜的縱竄橫侵型水侵方式，導致氣藏早期產水量快速上升，部分區塊采收率低于50%。

圖6 底水沿裂縫高滲透帶侵入氣藏示意Fig.6 Schematic diagram of bottom water intrusion along fracture zones with high permeability in gas reservoirs

氣井見水時間和產水量往往受裂縫-水體連通程度的影響，當氣井井底與水體間存在高角度貫通裂縫時，水體突進后氣井產氣量呈陡崖式下降，甚至會造成暴性水淹。龍崗氣田龍崗1井區長興組底水氣藏龍崗001-18 井投產即產水，生產8 個月后產水量快速上升，1 年半左右已經水淹停產，主要原因就是儲層裂縫溝通井區底部高壓水體［10］。此外，對于低孔隙度強非均質碳酸鹽巖底水氣藏，由于基質儲滲參數較低，裂縫對氣體滲流的貢獻更大，導致水體侵入裂縫后基巖及部分孔隙型儲層中的氣體無法產出，形成“水封氣”現象。威遠震旦系氣田平均滲透率僅為0.461 mD，氣體主要通過裂縫流動，水體沿裂縫侵入儲層后導致基質孔、洞中儲存的氣體無法排出，氣相滲流能力急劇降低，生產井產量大幅下降，部分氣井出水后的平均日產氣量僅為出水前的1/6～1/2，出水后期日產氣量甚至不足1×104m3/d（圖7）。氣藏水淹區的基質孔洞主要通過滲吸機制驅氣［7］，基質滲透率越低水封氣飽和度越大，Frigg 氣田平均滲透率高達1 500 mD，水體波及后的水封氣飽和度為29%，奧倫堡氣田平均滲透率為11 mD，水體侵入后形成的封閉氣量高達49%，由此可見，對于平均滲透率不到1 mD 的威遠震旦系氣田，由于裂縫水侵形成的水封氣造成的儲量損失巨大。

圖7 威遠震旦系氣田部分氣井出水前后日產氣量變化對比Fig.7 Production comparison of gas wells in Weiyuan Sinian Gas Field before and after water producing

2.1.2 隔夾層發育程度

隔夾層主要指的是儲層內部低滲透、致密且可對流體運移起到阻擋作用的條帶［15］。隔夾層的位置、穩定性、分布范圍以及規模影響著底水氣藏的開發方式和開發效果，大面積連續分布且位于氣水界面附近的低滲透隔夾層會對流體的滲流產生屏障作用，能有效延緩底水非均勻侵入，在底水氣藏開發過程中可以形成彈性氣驅或弱彈性水驅的開發效果，氣藏采收率往往較高。Wilburton 氣田儲層底部與水體間存在一套封堵性好的泥質和硅質隔夾層，這套致密夾層有效地阻擋了底水的向上錐進，氣藏采收率較高。Frigg 氣田儲層下部的泥巖層將氣藏與底部水層分隔，在高采氣速度、密井網的開發方式下，氣藏采收率仍然高達78.0%。而夾層小范圍發育或夾層封堵性較差的底水氣藏開發效果一般較差，底水容易繞過夾層形成次生邊水，克拉2 氣田發育多套隔夾層，但這些夾層厚度較薄且橫向分布不連續，封堵性較差，自投產后已有多口氣井產水，使得氣田長期穩產面臨極大風險［16］。威遠震旦系氣田夾層不發育，能量充足的底水沿裂縫快速侵入儲層，氣藏采收率不到37%。因此，對于這類缺少隔夾層的底水氣藏，合理的開發技術對策顯得格外重要。

2.1.3 水體能量

水體能量強弱與水體大小和水區儲層的應力敏感相關，其來源于地層壓力變化過程中巖石儲集空間的壓縮作用以及地層水的彈性膨脹作用［10，17-21］。通過對已開發底水氣藏的統計分析，水體能量較弱的底水氣藏采收率普遍高于60%，強水體裂縫性底水氣藏的采收率明顯低于弱水體的。相對于孔隙型底水氣藏，裂縫性底水氣藏儲層往往具有較強的應力敏感，研究發現水層巖石的壓縮效應是水侵能量的主要來源，氣藏開發初期的水侵強度可能數倍于中后期［14］，因而裂縫性底水氣藏的水侵能量往往更強，且在開發初期就易造成嚴重水竄現象。通過模擬不同水體倍數的底水水侵實驗可以發現，當底水水體倍數由5 倍增長至30 倍時，巖心采出程度降低約10%，累積產水量約增長6倍，見水時間大幅度提前［22］，而當底水水體倍數超過40倍后，水體對生產動態的影響達到極限，隨著水體倍數的繼續增加，累積產氣量和累積產水量變化幅度較?。?3］。對于非均質底水氣藏，水體在儲層不同位置處的大小、能量往往存在一定差異，克拉2氣田不同區域水體能量強弱存在顯著差異，東部和西部儲層物性好，水體能量強，底水上升速度快，而北部和南部水體能量相對較弱，底水上升速度相對較慢［16］。阿姆河右岸BP 氣田不同區域的水體倍數為1～65 倍，強水體能量作用下底水沿裂縫-孔洞型儲層竄入井筒后氣井快速見水，在產水診斷曲線上，水氣比上升斜率超過3［22，24］。

2.2 開發技術對策

2.2.1 開發井網部署模式

對于似均質有水氣藏，由于水體與氣藏接觸面積大、水侵推進速度慢，活塞式的水侵方式甚至有利于氣藏的開發，這類氣藏采用“稀井高產”的布井方式便可取得較好的開發效果，經濟效益顯著。但是對于裂縫發育的強非均質裂縫性底水氣藏，“稀井高產”模式使得氣藏開發過程中容易出現局部壓降，導致底水非均勻侵入的風險更高。海貍河氣田采用7 口生產井控制43 km2的氣藏儲量，在氣藏生產過程中井控區域壓降過大，底水沿裂縫侵入氣藏后氣井產水量快速上升，在不足3 a 時間內，氣藏產量降低了75%，最終水淹停產。威遠震旦系氣田井網密度為3.21 km2/口，在氣藏頂部實施強化開采導致形成多個壓降漏斗，采收率較低。相反，中外開發效果較好的裂縫性底水氣藏大多采用均衡開發的布井方式，在氣藏構造高部位有利區域集中布井，而在低滲透區域適當布井，保持整個氣藏的壓力均勻下降，實現整個氣藏的均衡開發。奧倫堡氣田主要在產層厚度大、裂縫發育的構造頂部或軸線部位布井，即采用中央布井或排狀布井系統，然后向邊緣或局部擴展，構造頂部井距為500～700 m，外圍井距增加到1～1.5 km，采用這種方式布井保持邊緣地帶高壓以延緩底水推進，延長頂部無水采氣期，而在低滲透區采用均勻布井的方式，提高氣藏整體采收率。Korobkov 氣田在1964 年開發后就受到底水水侵的困擾，水體沿著裂縫發育帶侵入氣藏，1968 年產水量達到峰值，曾嘗試封堵產水井中的部分射孔層段，但效果不明顯，隨后采用均衡開發的策略，嘗試在低滲透區布井以增大該區的壓降，避免水體的非均勻推進，采取該策略后，氣田的產水量明顯降低，1980 年氣藏產水量僅為峰值產水量的1/20?？梢?，對于裂縫性強非均質底水氣藏，利用優勢區域高產井控制低滲透區儲量的“稀井高產”布井思路并不適用。

2.2.2 開發井型

隨著鉆井技術和地質導向工具的進步，水平井、大斜度井等工藝井已經廣泛地應用于各類氣藏開發，并能有效提高氣井單井產量和氣藏采收率。對于有水氣藏，工藝井具有一定的優勢，一方面工藝井可鉆遇更多的優質儲層，提高氣藏儲量的動用率；另一方面，在相同的生產條件下，工藝井與儲層的接觸面積大，需要的生產壓差遠小于直井，有利于延緩底水上升速度。但對于裂縫性底水氣藏，工藝井的應用也存在一些不足，相較于直井，工藝井鉆遇裂縫和縫洞的幾率更高，氣井前期生產效果好，但也面臨底水沿裂縫快速上竄導致的水淹風險。不同儲層類型氣田選擇的井型各不相同，裂縫性底水氣田多選用直井開發以防水為主，低滲透氣田多為水平井開發以提高儲量動用效果為主，結合儲層特征因地制宜選擇直井+水平井的組合模式開發效果更優。奧倫堡氣田開發早期井型以直井為主，2003年后新投產的氣井多為水平井，克拉2氣田前期生產井多為直井，后期考慮在低滲透區部署水平井增加儲量動用。阿姆河右岸BP 氣田低孔低滲透、非均質性強，導致直井開發效果差，投產井中直井約占30%，大斜度井約占70%。

2.2.3 采氣速度與單井配產

采氣速度越快，單井配產越高，井筒附近壓力越低，氣藏氣水界面處壓力與井筒底部壓力差便越大，底水更加容易竄進到井筒中，造成氣井產水量增大。大量的研究文獻指出，有水氣田在生產過程中存在臨界產量，只有當氣井產量低于臨界產量時才能延長無水采氣期，將水體對氣藏開發的影響降到最低［3-11］。同樣，合理的采氣速度會延緩底水侵入速度，提高氣田的整體采出程度。海貍河氣田儲層高角度裂縫發育，但缺乏開發管理策略，在開發初期單井配產高，氣井配產接近無阻流量的1/2，最高采氣速度達7%，導致生產井快速產水?？死?氣田底水水體能量較強，初期采氣速度較高，導致地層水非均勻侵入氣藏，但通過完善平面井網，控制單井生產壓差，降低采氣速度后，水侵速度隨之放緩。阿姆河右岸BP 氣田在掌握儲層裂縫發育程度及水體能量大小后，合理優化氣井配產，有效地延長了氣井無水采氣期。對于大型底水氣田，往往需要根據地質特征分區開發，不同區域采用不同的采氣速度，奧倫堡氣田含氣面積達1 640 km2，分為多個開發區塊，各區塊采用不同的采氣速度（1.89%～6.10%），在水侵風險區塊低采氣速度生產，優質區塊高采氣速度生產，開采效果和經濟效益相對較好。

2.2.4 氣井避水高度

底水氣藏開發過程中均設置了一定的避水高度，但由于儲層裂縫發育程度以及水體大小等因素的差異，氣井生產效果迥異。Wilburton 氣田儲層頂深為3 709 m，氣水界面位于4 054 m，設置避水高度為116 m，氣藏采收率為78.7%。加拿大Kaybob South 氣田由于高含H2S，氣田水處理復雜且成本昂貴，因此極為重視底水上竄的防控，在氣田開發方案設計初期針對主產區氣井均設置了一定的避水高度（17～46 m），并保持氣井的產量低于底水錐進的臨界水錐產量（9×104～113×104m3/d）。威遠震旦系氣田開發中期在氣藏頂部設計完鉆井底距原始氣水界面92～185 m，但實施效果不佳，未能達到延長無水采氣期的目的，主要原因是底水水體沿裂縫竄進，而威遠震旦系氣田孔（洞）、縫的分布模式和搭配關系復雜，氣井的避水高度難以有效控制底水上竄?？梢妼τ诹芽p性強水體底水氣藏，氣井避水高度在一定程度上可以延長無水采氣期，但無法避免水體竄入儲層后導致的氣井產水。

3 底水氣藏治水對策

底水氣藏的水侵危害是不可避免的，但通過合理的工作制度和治水對策可以降低水侵的危害程度。目前中外底水氣藏主要采用的治水對策包括：完善井網、主動排水和封堵水層等［5-6］。完善井網是為減弱氣藏中生產壓差的不均衡性，抑制底水非均勻錐進。對于氣藏水淹區域，排水采氣是有效的治水手段之一，可阻止底水進一步上竄傷害上覆氣層，同時使部分已經進入裂縫系統的地層水回落，解除氣藏裂縫區域的水鎖傷害。奧倫堡氣田的巖心實驗發現，在一定壓差下，當巖心中封閉氣體占據巖心孔隙體積的50%時，氣體將會不斷膨脹發生流動，表明在氣藏水淹區域，持續的排水降壓開采可以有效動用這些封存的儲量，采出程度可提高10%～20%［25］，但底水氣藏主動排水有一定的適宜條件，當氣井裂縫溝通遠部水體或者底水能量強時，排水效果適得其反［10］。目前，排水采氣措施主要包括：泡排、氣舉、柱塞、電潛泵和機抽等［25］，威遠震旦系氣田是我國第一個全面開展排水采氣工藝的氣田，采用泡排和氣舉等排水采氣工藝都取得了較好效果，部分氣井排水后的穩定日產氣量可達到其出水末期的2～30 倍（圖8），并探索形成了水平井+直井的低排高采排水采氣開發井網，有效進行水淹氣藏的二次開發。此外，對于水淹嚴重井段或高滲透層，可采用注水泥封堵或注黏稠液的方式形成屏障［26-28］，減少進入氣藏的水侵量，該技術在奧倫堡氣田具有一定的應用效果，但威遠震旦系氣田采取的堵水試驗未獲成功，這可能是因為該氣田儲層縫網發育而基巖致密，氣水流動的主要通道是裂縫，試劑堵水的同時也堵住了氣體的流動通道。

圖8 威遠震旦系氣田部分氣井排水前后日產氣量變化對比Fig.8 Production comparison of some gas wells in Weiyuan Sinian Gas Field before and after dewatering

4 適宜開發技術對策啟示

準確的儲層評價、高效的儲量動用和較優的經濟效益是氣藏高效開發的內核。中外底水氣藏的生產實踐表明，強非均質底水氣藏的開發難度大，水侵風險高，但合理的開發指標和有效的治水對策可以顯著提高氣藏的開發效果。因此，在不斷深化儲層地質特征認識的基礎上，應采取針對性的技術對策以實現底水氣藏的最優開發。中外底水氣藏的生產實踐對合理開發四川盆地碳酸鹽巖底水氣藏有以下啟示。

4.1 做好早期評價，深化地質認識

深化氣藏特征認識，是制定合理開發對策和提高底水氣藏采收率的基礎。裂縫-孔洞型強非均質碳酸鹽巖底水氣藏多尺度孔（洞）、縫發育，多重介質儲滲特征明顯，因此，需要聯合多技術手段進行儲層精細描述，預測優質儲層和低滲透薄隔夾層的分布規律。天然裂縫是氣井高產的重要因素，也是水體侵入的快速通道，準確掌握多尺度裂縫-孔洞系統的空間非均質性極為重要，要利用成像測井和三維地震技術，特別是小尺度縫洞體精細刻畫技術，通過井震多屬性多信息融合的裂縫描述方法，評價儲層縫洞發育程度和裂縫展布規律，同時，結合巖心觀測、薄片分析以及CT 掃描等手段，研究微觀尺度下裂縫和孔隙發育特征，分析儲層孔（洞）、縫的配置關系，實現縫洞空間分布的精細雕刻。此外，要堅持較長的試采周期，充分利用已有探井和試采生產井資料，動、靜資料結合進一步深化儲層連通關系、水體能量大小和儲量動用效果等地質認識，為氣藏開發方案編制提供支撐。

4.2 制定合理技術指標，加強動態監測管理

4.2.1 實施均衡開采，減緩水體非均勻侵入

水體的非均勻侵入是底水氣藏面臨的主要難題，而氣藏的均衡開采則是解決這一難題的關鍵。中外底水氣藏的生產實踐表明，強底水裂縫性碳酸鹽巖氣藏的開發應由“稀井高產”模式轉為“均衡開采”模式，對于構造高部位的優質儲層，宜采用中央布井方式，即將生產井布在物性較好的構造高點，裂縫發育帶宜部署直井，在提高氣井產能的同時可延長無水采氣期，同時在構造低部位及低滲透區域采用工藝井適當均勻布井，完善井網，有利于氣藏整體壓降均衡，避免“水封區”的形成，也可提高低滲透儲量的動用效果，減緩水體侵入速度。

4.2.2 控制采氣速度，提高氣藏穩產年限

大型氣田應具有一定的穩產年限，而要滿足氣田穩產要求，則必須將采氣速度控制在一定范圍內。對于底水氣藏，采氣速度不宜過高，而裂縫性碳酸鹽巖底水氣藏的采氣速度更不宜高，但在氣田整體采氣速度控制下可根據不同區塊物性的差異和水侵風險，分區設置不同的采氣速度，通過適當的布井和配產實現均衡開發的效果。奧倫堡氣田不同區塊的采氣速度為1.89%～6.1%，裂縫發育的水侵風險區采氣速度相對較低。威遠震旦系氣田最大采氣速度為2.89%，由于裂縫、孔洞發育，底水沿高角度裂縫快速侵入氣藏形成大量水封氣，因此對于裂縫-孔洞型強底水氣藏，采氣速度控制在2%左右即可。

4.2.3 強化動態跟蹤，實行差異化靈活配產

目前，常規氣藏單井配產約為無阻流量的1/6～1/4，生產壓差與地層壓力的比值小于20%，但對于底水氣藏，特別是裂縫性低滲透碳酸鹽巖底水氣藏，在研究氣井的合理配產時，應結合儲層非均質性特征，以控制水體推進速度、防止水體快速竄進、提高經濟效益和氣藏最終采收率為原則進行氣井配產。因此，同一氣田不同區塊、同一區塊不同氣井、同一氣井不同生產階段應采取差異化的靈活配產策略，在裂縫發育帶、水侵風險區降低氣井配產，而在構造高部位適當提高氣井配產，以實現經濟效益和開發效果最優，同時，實時動態跟蹤已有生產井的開發動態資料，結合底水氣藏氣井臨界產量預測模型和精細數值模擬技術，摸索儲層條件下不同生產階段氣井的臨界產量區間，盡量推遲氣水兩相流出現的時間，并延長氣井的無水采收期。

4.2.4 完善監測體系，準確掌握氣水界面變化情況

水體監測體系的建立對底水氣藏的開發格外重要，是準確認識和評估底水水體的重要手段。Frigg 氣田開發過程中設置了多口水體觀察井，用來觀測儲層底部水體壓力變化幅度以及氣水界面的上升情況，通過評估相關數據，氣田管理人員發現儲層底部水體能量較強，氣水界面上升幅度超過預設方案，并證實了氣水界面處的泥質夾層可延緩部分區域水體的上升速度，基于立體的監測體系，Frigg 氣田準確掌握了氣藏底水推進的速度和范圍，及時調整了開發方案指標。威遠震旦系氣田開發初期氣井未鉆穿水層，對氣水分布和水體大小認識不足，氣藏采收率較低。目前，針對常規氣藏的動態監測方法已較為成熟，但對于底水氣藏，還應在構造低部位和氣井大規模開發區域部署一定數量的水體監測井，開展氣水界面和地層壓力的監測，通過水體監測井的動態數據修正氣藏數值模型，預測地層能量和局部水體推進情況，進而及時調整氣藏開發方案。

4.3 建立水侵預報體系，形成全生命周期控水治水對策

4.3.1 開展水侵模擬實驗，明確多重介質氣水滲流機理

物理模擬實驗可以真實反應儲層條件下巖心-流體復雜作用規律，揭示氣井生產背后的氣水滲流機制，是掌握底水氣藏水侵特征的必要手段之一。選取具有代表性的儲層樣品，結合數值反演的尺度升級方法，水侵動態物理模擬實驗可以分析底水侵入速度與儲層物性的關系、水體大小對采收率的影響程度、低滲透隔夾層的封堵效果、水封氣的機理及解除措施等，進而指導氣藏制定合理的生產制度。通過多因素耦合的模擬實驗，可以提前預判底水水體對氣藏可能造成的各種影響，為氣藏的動態預測和開發部署調整提供參考。

4.3.2 開展數值仿真計算，建立水侵早期預報技術

基于真實巖心的數值仿真技術可實現復雜苛刻條件下氣水流動過程的可視化和滲流規律的定量化，由于可重復性強，數值仿真可以獲取大量不同孔（洞）、縫搭配下的非穩態氣水相滲曲線，得到無因次水侵前緣推進圖版，為宏觀尺度氣水流動行為的描述提供有效參數。進一步結合高精度數值模擬技術和數值試井技術，通過非結構化網格有效描述裂縫產狀，實現儲滲體的精細刻畫；通過算法優化和并行計算機群提升計算模擬速度，開展多情景下基于真實氣藏模型的底水不規則侵入模擬，形成復雜底水氣藏非均勻水侵早期預報體系，從多尺度、多角度層面把控氣藏底水侵入規律。

4.3.3 整體安排部署，形成全生命周期的控水治水對策

有水氣藏開發過程中氣井產水是必然現象，但底水氣藏開發時必須要有前瞻性的考慮，底水一旦大規模侵入氣藏后，水侵傷害趨勢往往不可逆轉，因此在開發方案設計初期就要考慮水侵風險的防范和治水措施，優化開發方案技術指標，協調不同區域布井模式，為治水工作留有余地。在氣藏開發前中期要加強水侵動態監測與分析預判，因地制宜開展治水工作，把握排水時機，通過井筒氣水兩相流模擬技術優選排水采氣工藝，明確氣井不同壓力條件下的攜液能力，對于底水能量較弱的區域主動打開底水層實施先期排水策略，在氣水界面附近部署水平井協同排水采氣，降低水體能量，通過形成低壓區減緩底水上竄，實現氣水均衡同采。氣藏開發中后期要進一步精細刻畫底水侵入優勢通道，通過試井測試資料預判氣井水侵風險，動靜資料結合描述氣水分布特征，能排則排、宜堵則堵，在水侵高滲透帶探索強排水對策，確保底水沿構造低部位向高部位均勻推進，均衡儲量動用，提高氣藏整體采出程度。

5 結論

根據儲集空間的不同，底水氣藏可以劃分為孔隙型、裂縫-孔隙型和裂縫-孔洞型，不同類型底水氣藏開發效果差異較大，裂縫性底水氣藏存在水體沿裂縫快速上竄風險，開發難度大。儲層裂縫發育程度、氣水界面隔夾層發育程度和水體能量強弱是影響底水氣藏開發效果的主要地質因素，深化氣藏特征認識是提高底水氣藏采收率的基礎，科學合理的開發技術對策可有效減緩底水非均勻侵入，均衡開采是實現裂縫-孔洞型底水氣藏高效開發的關鍵。

底水氣藏開發原則為均衡動用、排控結合、有序產水，具體對策包括：①井震聯合準確刻畫裂縫及隔夾層展布規律，動靜資料結合深化儲層連通關系、水體能量強弱和儲量動用效果等地質認識，為氣藏開發方案編制提供支撐；②堅持采用均衡開采的井網部署模式，因地制宜優選井型，合理控制氣藏采氣速度，實行差異化靈活配產，強化水體監測體系，定量化評價氣水界面變化情況；③開展底水氣藏水侵物理模擬實驗和氣水流動仿真模擬，進一步明確底水氣藏多重介質滲流機理，持續強化攻關裂縫性底水氣藏非均勻水侵早期預報技術；④超前考慮水侵風險的防范和治水措施，能排則排、宜堵則堵，整體部署，形成底水氣藏全生命周期的控水治水對策。

符號解釋

Kh——水平滲透率，mD；

Kv——垂向滲透率，mD。