CN105443120A - 一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，属于油气勘探开发技术领域。通过水驱气藏判断、单井水侵特征识别与水侵程度判断、气藏水侵量分析与水侵强度判断，最终综合评价气井气藏水侵状况。发展和建立了不考虑水体形态和不规则水侵时的水侵动态分析方法，特别是在海相气藏开发的早期阶段，综合分析构造边部多口气井生产数据来研究水体的动态，为制定合理的开发方案以及实施早期控水措施提供科学依据。
Description
技术领域
本发明涉及一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，属于油气勘探开发技术领域。
背景技术
影响有水气藏采收率的地质、工程和经济因素很多，而最重要的主导因素是气藏开发过程中，水侵所形成的多种形式的天然封隔。能否在气藏开发的过程中正确地预测水侵的动态，将对指导有水气藏进行合理高效的开发产生重要的作用。
目前国内气藏水侵特征研究，通常是利用地质构造及储层特征分析水侵模式，并利用计算机进行数值模拟，达到分析气井水侵程度的目的。此类研究方法主要适用小区块气藏，该类气藏通常具有简单规则的水体形态，储层特征明显，水侵模式和方向明确,不能满足未明确水体形态和水侵模式的大型整装气田特别是海相整装气田边水水侵早期特征分析需要。
发明内容
本发明专利的目的是提供一种海相整装气田水侵研究方法，解决在储层特征参数及水体形态不确定的情况下，难以对气藏水侵模式和水侵方向进行有效判断的问题。
本发明是通过以下述技术方案实现的：
一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，包括以下步骤：
1.水驱气藏判断：结合勘探测试地质资料直接判断或利用水侵体积系数法、视地质储量法间接判断。
2.依据气井井口生产数据和产出液性质特征确定划分单井水侵程度的判断因素，建立气井单井水侵程度综合判断模型，将气井单井生产过程的水侵程度划分为无水采气阶段、出水征兆阶段、出水显示阶段。
2.1利用气井井口生产数据的凝析液气比与实际液气比之间的关系，确定单井水侵程度的判断因素1。
2.1.1利用天然气中水蒸气含量的经验公式(式1)，确定气井的凝析液气比Rwgr：
Rwgr＝1.6019×104×A[0.32×(5.625×10-2T+1)]B×fsc(式1)
fsc＝1-4.893×10-3σ-1.757×10-4σ2
式中：
Rwgr——气井凝析液气比，m3/104m3；
T——气井附近的地层温度，℃；
PR——气井附近的地层压力，MPa；
fsc——含盐量校正系数；
σ——产出水中含盐量，％；
2.1.2气井单井酸化压裂的残酸返排结束后，获取气井液气比，绘制气井液气比随时间变化曲线。
2.1.3依据步骤2.1.1确定的凝析液气比和步骤2.1.2绘制的气井液气比随时间变化曲线，按以下方法确定单井水侵程度：
生产过程中，气井液气比小于或等于凝析液气比Rwgr，为无水采气阶段特征；气井液气比大于凝析液气比Rwgr，且有增大趋势，为出水预兆阶段特征；气井液气比快速上升，且远大于凝析液气比Rwgr，为出水显示阶段特征。
2.2利用气井生产数据的井口压力与累计产气量之间的关系，确定单井水侵程度的判断因素2。
2.2.1获取气井生产过程中的井口压力和累计产气量数据，绘制井口压力与累计产气量关系曲线。
2.2.2依据步骤2.2.1获取的井口压力与累计产气量关系曲线，按以下方法确定单井水侵程度：
井口压力与累计产气量关系曲线成线性，气井为无水采气阶段特征；井口压力与累产气量关系曲线上翘，井口压力下降趋势变缓，为出水征兆阶段特征；井口压力下降速度加快，为出水显示阶段特征。
2.3利用表征气井产出液性质的pH值，确定单井水侵程度的判断因素3。
2.3.1气井单井酸化压裂的残酸返排结束后，分析化验表征气井产出液性质的pH值，绘制其pH值随时间变化曲线。
2.3.2依据步骤2.3.1绘制的pH值随时间变化曲线，按以下方法确定单井水侵程度：
气井生产某阶段正常取样数据，当pH值小于7.0且比较稳定时，为无水采气阶段特征；当pH值逐渐增大，并趋于7.0时，为出水征兆阶段特征；pH值大于7.0，为出水显示阶段特征。
2.4利用表征气井产出液性质的氯根浓度值，确定单井水侵程度的判断因素4。
2.4.1通过地球物理化学方法或地层流体取样资料，确定气藏的凝析水氯根浓度界限值Amg/l，地层水氯根浓度界限值Bmg/l。
2.4.2气井单井酸化压裂的残酸返排结束后，分析化验表征气井产出液性质的氯根浓度值，绘制其氯根浓度值随时间变化曲线。
2.4.3依据步骤2.4.1确定的凝析水氯根浓度界限值Amg/l、地层水氯根浓度界限值Bmg/l和2.4.2绘制的氯根浓度值随时间变化曲线，按以下方法确定单井水侵程度：
气井氯根浓度值在凝析水氯根浓度界限值Amg/l以下，为无水采气阶段特征；氯根浓度值有较大幅度波动，且取样部分数据超过凝析水氯根浓度界限值Amg/l，为出水征兆阶段特征；氯根浓度值呈明显上升趋势，且大于地层水氯根浓度界限值Bmg/l，为出水显示阶段特征。
2.5利用表征气井产出液性质的总矿化度值，确定单井水侵程度的判断因素5。
2.5.1通过地球物理化学方法或地层流体取样资料，确定气藏的凝析水总矿化度界限值Cmg/l，地层水总矿化度界限值Dmg/l。
2.5.2气井单井酸化压裂的残酸返排结束后，分析化验表征气井产出液性质的总矿化度值，绘制其总矿化度值随时间变化曲线。
2.5.3依据步骤2.5.1确定的凝析水总矿化度界限值Cmg/l、地层水总矿化度界限值Dmg/l和2.5.2绘制的总矿化度值随时间变化曲线，按以下方法确定单井水侵程度：
总矿化度值在凝析水总矿化度界限值Cmg/l以下，为无水采气阶段特征；总矿化度值有较大幅度波动，且部分取样数据超过凝析水总矿化度界限值Cmg/l，为出水征兆阶段特征；总矿化度值呈明显上升趋势，且大于地层水总矿化度界限值Dmg/l，为出水显示阶段特征。
2.6利用表征气井产出液性质的钾钠离子浓度值，确定单井水侵程度的判断因素6。
2.6.1通过地球物理化学方法或地层流体取样资料，确定气藏的凝析水钾钠离子浓度界限值Emg/l，地层水钾钠离子浓度界限值Fmg/l。
2.6.2气井单井酸化压裂的残酸返排结束后，分析化验表征气井产出液性质的钾钠离子浓度值，绘制其钾钠离子浓度值随时间变化曲线。
2.6.3依据步骤2.6.1确定的凝析水钾钠离子浓度界限值Emg/l、地层水钾钠离子浓度界限值Fmg/l和2.6.2绘制的钾钠离子浓度值随时间变化曲线，按以下方法确定单井水侵程度：
气井钾钠离子浓度值在凝析水钾钠离子浓度界限值Emg/l以下，为无水采气阶段特征；钾钠离子浓度值有较大幅度波动，且部分取样数据超过凝析水钾钠离子浓度界限值Emg/l，为出水征兆阶段特征；钾钠离子浓度值呈明显上升趋势，且大于地层水钾钠离子浓度界限值Fmg/l，为出水显示阶段特征。
2.7利用表征气井产出液性质的水型，确定单井水侵程度的判断因素7。
2.7.1气井单井酸化压裂的残酸返排结束后，分析化验表征气井产出液性质的水型，绘制其水型随时间变化曲线。
2.7.2依据步骤2.7.1确定的水型，按以下方法确定单井水侵程度：
气井产出液水型为非碳酸氢钠型，为无水采气阶段特征；气井产出液水型为碳酸氢钠型，为出水征兆或出水显示阶段特征。
2.8依据步骤2.1至2.7确定的7个划分水侵程度的判断因素，建立气井单井水侵程度综合判断模型，确定气井单井水侵程度。
2.8.1依据单井水侵程度的判断因素，建立确定气井单井水侵程度为无水采气阶段的模型如下：
| 无水采气阶段特征 | 出水征兆阶段特征 | 出水显示阶段特征 | |
| 判断因素1 | √ | ||
| 判断因素2 | √ | ||
| 判断因素3 | √ | ||
| 判断因素4 | √ | ||
| 判断因素5 | √ | ||
| 判断因素6 | √ | ||
| 判断因素7 | √ |
2.8.2依据单井水侵程度的判断因素，建立确定气井单井水侵程度为出水征兆阶段的模型如下：
2.8.3依据单井水侵程度的判断因素，建立确定气井单井水侵程度为出水显示阶段的模型如下：
2.9重复上述2.1至2.8步骤，确定气藏所有单井水侵程度。
3.气藏水侵量分析与水侵强度判断：利用气藏开发数据和参数，确定气藏目前水侵强度为强弹性水驱、中弹性水驱或弱弹性水驱。气藏开发数据和参数包括天然气体积系数、地层水体积系数、水侵体积系数、气藏地质储量、累产气量、累产水量、气藏水侵量、水驱驱动指数。
3.1根据物质平衡法，利用分析天然气体积系数、地层水水体积系数、水侵体积系数、气藏地质储量、累产气量和累产水量，确定水侵量：
3.2根据物质平衡法，利用分析水侵量、天然气体积系数、地层水体积系数、累产气量和累产水量，确定气驱驱动指数EDI和水驱驱动指数WEDI；
3.3根据水驱驱动指数WEDI，确定气藏水侵强度：强弹性水驱，WEDI值大于等于0.3；中弹性水驱，WEDI值为0.1-0.3；弱弹性水驱，WEDI值小于0.1。
4.根据上述步骤1至步骤3和单井水侵阶段和气藏水侵分析，提供水侵方向早期预测。
使用本发明提供的一种整装海相气田边水水侵早期特征分析方法，发展和建立了不考虑水体形态和不规则水侵时的水侵动态分析方法，特别是在海相气藏开发的早期阶段，综合分析构造边部多口气井生产数据来研究水体的动态，避免了水体形态和不规则水侵等复杂因素考虑，达到对气井和气藏水侵情况判断的目的，更利于现场掌握和快速操作，进而为气藏制定合理的开发方案以及实施早期控水措施提供了科学依据。
附图说明
图1为本发明技术方法流程图。
图2为普光主体地层相对压力与采出程度关系曲线。
图3为视地质储量与累产气量关系曲线。
图4为普光主体气藏视地质储量与累产气量关系曲线。
图5为普光主体构造边部气井构造位置图。
图6为普光105-1H井产液量与液气比变化曲线图。
图7为普光105-1H井累产气量和关井油压关系图。
图8为普光103-1井累产气量和关井油压关系图。
图9为普光103-1井油压与产气量变化曲线图。
图10为普光103-1井油压与累产气量关系图。
图11为普光105-1H井油压与产气量变化曲线图。
图12为普光105-1H井油压与累产气量关系图。
图13为普光103-1井pH值、氯根、总矿化度变化曲线图。
图14为普光103-1井钾钠离子、氯根变化曲线图。
具体实施方式
下面结合中国川东北普光气田主体气藏早期水侵情况的评价实例和附图，对本发明实施方式做进一步详细说明，由图1可知，本发明具体步骤如下：
1.水驱气藏判断：结合勘探测试地质资料直接判断或利用水侵体积系数法、视地质储量法间接判断。
1.1通过勘探测试地质资料直接确定边水水驱气藏。普光气田在钻井过程中，在地层T1f1-2钻遇水层的井有7口：P106-2H、P3、P7-C1、P101、P103-4、P10；在P2ch钻遇水层井有8口：P102-1、P2011-3、P203-1、P304-3、P9、P304-1、P305-2、P8，说明普光气田客观上存在边底水。再根据P10、P12、P101、P304-3、P305-2、P304-1井测井、试气资料，总结气水接触及界面情况如表1。因此通过表1即可得到结论：普光主体气藏类型为带有限边底水的气藏。
表1各井测井解释气水界面关系
| 井号 | 测试钻与水层位 | 气水界面 |
| P10 | T1f2-3 | 气底-5099.1m，水顶-5123.1m |
| P101 | T1f2-3 | 气水同产，气底-5123.5m |
| P12 | T1f1-3 | 5949～5992为气水过渡带气层T1f3，水层T1f1-2 |
| P304-3 | P2ch | 气水界面-5065.2m |
| P305-2 | P2ch | 两套气水界面，一为-5106.6m，二为-5159.7m |
| P304-1 | P2ch | 水顶5711.0m，气水界面-5168.0m |
| P106-2H | T1f1-3 | 气水界面为-4897.0m |
| P107-侧1 | T1f1-3 | 气水界面应在-4887.6m |
1.2水侵体积系数法判断水驱气藏。利用物质平衡方程，分析水侵体积系数ω，参考经验公式：
式中：
ω——气藏的水侵体积系数，无量纲；
ψ——地层相对压力，无量纲；
RD——采出程度，小数。
利用试井地质资料获取的视地层压力和生产数据获取的采出程度绘制如图2所示的普光主体地层相对压力与采出程度关系曲线。由图2右上区域所示，水驱气藏，由于ω<1，所以地层相对压力与采出程度的关系曲线为大于45°的直线。而普光主体地层相对压力与采出程度关系线为倾角略大于45°的直线，即可得到结论：普光主体气藏目前存在水侵，但强度相对较弱。
1.3视地质储量法判断水驱气藏。通过视地质储量法建立经验版图如图3所示的视地质储量与累产气量关系曲线。考虑束缚水膨胀与岩石孔隙的压缩影响的水驱气藏物质平衡方程，若有水驱作用，则由于随着生产的进行，水侵量We将不断增加，这时视地质储量Ga与累积产气量Gp的关系为一条曲线，如图3中的曲线b或曲线c所示。
利用生产及试井数据获取普光主体气藏视地质储量及累产气量，并绘制其关系曲线如图4所示的普光主体气藏视地质储量与累产气量关系曲线。由图4得出，曲线呈上翘样式，与图3中曲线c样式相符合，即可得到结论：普光主体气藏有边水侵入。
2.单井水侵程度的判断：依据气井井口生产数据和产出液性质特征设定划分单井水侵程度的判断因素，建立气井单井水侵程度综合判断模型，利用综合模型将气井单井生产过程的水侵程度划分为无水采气阶段、出水征兆阶段、出水显示阶段。根据普光地质资料如图5所示的普光主体构造边部气井构造位置图，以普光主体气藏受边底水影响气井为例进行分析研究，判断气藏构造右部区域各气井水侵程度。以下整个分析过程中，选取了部分气井作为例子。
2.1利用气井的凝析液气比与实际液气比之间的关系进行分析与判断。利用普光气田气水分析资料，以及气井的天然气水蒸气含量参数，确定凝析液气比范围为0.06-0.12m3/104m3。气藏构造边部气井由于井相对比较深，地层压力相对较高，液气比相对高部位高，因此对于边部气井，选择最大值，确定凝析液气比为0.12m3/104m3，且以此为界限，分析气井边水侵入迹象。利用气井井口产出液量与产出气量，绘制如图6所示的普光105-1H井产液量与液气比变化曲线图。由图6可知，2012年6月以前，普光105-1H井液气比为0.09m3/104m3，确定为无水采气阶段特征，2012年6月以后，上升到3.05m3/104m3，并继续增加，确定为出水显示阶段特征。
2.2利用气井生产过程中的井口压力与累计产气量之间的关系进行分析与判断。利用气井井口累产气量和关井油压，绘制如图7所示的普光105-1H井累产气量和关井油压关系图和如图8所示的普光103-1井累产气量和关井油压关系图。由图7、图8可知，普光105-1H与普光103-1井出水前随着累产气量增加，压力下降趋势首先变缓，认为该井与气水界面较近，由于边水水侵，受到边水能量的补充，表现为征兆阶段特征。利用井口数据绘制图9普光103-1井油压与产气量变化曲线图、图10普光103-1井油压与累产气量关系图、图11普光105-1H井油压与产气量变化曲线图、图12普光105-1H井油压与累产气量关系图。由图9至图12可知，随生产时间进一步延长后，普光105-1H与普光103-1井，在2012年6月之后油压下降速度加快，表现为出水显示阶段特征。其原因一是由于气井产液量上升，井筒内为气液两相流，井筒摩阻增大，导致油压下降快；二是边水推进，降低了地层气相渗透率。
2.3利用表征气井产出液性质的pH值进行分析与判断。利用气井井口产出液化验分析数据，绘制如图13所示的普光103-1井pH值、氯根、总矿化度变化曲线图。由图13可知，普光103-1井产出液pH值从2012年初开始基本都大于6.0，整体呈上升趋势，并出现大于7.0的波动情况，表现为出水预兆阶段特征。2012年6月以后pH值大于7.0，呈弱碱性，可判断为出水显示阶段特征。
2.4利用表征气井产出液性质的氯根浓度值、总矿化度值进行分析与判断。通过地球物理化学方法或地层流体取样资料，确定普光主体气藏凝析水氯根浓度限值5000mg/l，凝析水总矿化度界限值10000mg/l，气藏地层水氯根浓度界限值20000mg/l，地层水总矿化度界限值50000mg/l。其中普光103-1井如图13所示，2012年2月份总矿化度由7270mg/l上升至12160mg/l，之后下降为5000mg/l以下，氯根浓度值、矿化度值有所波动，表现为出水征兆阶段特征；2012年7月份之后氯根浓度值及总矿化度值有大幅上升，总矿化度值由4343mg/l上升快速到55949mg/l，产水量逐渐增大，明确其产地层水。
2.5利用表征气井产出液性质的钾钠离子浓度值变化、水型进行分析与判断。钾钠离子浓度值在判别水侵时敏感性较好，通过地球物理化学方法或地层流体取样资料，确定普光主体气藏凝析水钾钠离子浓度界限值2000mg/l，气藏地层水钾钠离子浓度界限值10000mg/l。利用气井井口产出液化验分析数据，绘制如图14所示的普光103-1井钾钠离子、氯根变化曲线图。由图14可知，普光103-1井在明确出水前，2012年1月份由1013mg/l上升到3893mg/l，之后下降到1000mg/l以下，钾钠离子浓度值有所波动，水型表现为间歇性碳酸氢钠型，表现为出水征兆阶段特征；2012年7月份之后钾钠离子有大幅上升，含量由912mg/l快速上升到19602mg/l之上，水型为碳酸氢钠，产水量逐渐增大，明确其已产地层水。
2.6综合判断模型，对单井水侵程度的得到以下评价：结合图5，目前普光主体气藏P105-1H、P105-2、P103-1井已处于出水显示阶段，P104-1、P104-3、P103-2、P103-4、P107-1H井表现为出水征兆阶段，P305-2、P204-2H井表现为无水采气阶段.
3.气藏水侵量分析与水侵强度判断：根据气藏开发数据和参数，确定气藏目前水侵强度为强弹性水驱、中弹性水驱或弱弹性水驱。气藏开发数据和参数包括天然气体积系数、地层水体积系数、水侵体积系数、气藏地质储量、累产气量、累产水量、气藏水侵量、水驱驱动指数。
3.1根据物质平衡法，通过分析天然气体积系数、地层水水体积系数、水侵体积系数、气藏地质储量、累产气量和累产水量，确定水侵量。水侵量经验公式：
We＝GBgiω+WPBw
式中：
Bgi——原始地层压力下的天然气体积系数，无量纲；
Bw——地层水体积系数；
G——气藏的地质储量，m3；
ω——水侵体积系数；
We——气藏累积水侵量，m3；
Wp——气藏的累积产水量，m3。
通过分析上述普光主体气藏的生产参数，确定目前水侵体积系数ω为0.0107，水侵量We为967.4×104m3，如表2。
表2普光主体不同时期水侵情况统计表
3.2根据物质平衡法，通过分析水侵量、天然气体积系数、地层水体积系数、累产气量和累产水量，确定气驱驱动指数EDI和水驱驱动指数WEDI。根据水驱气藏物质平衡方程：
EDI+WEDI＝1
式中：
Bg——当前压力下的天然气体积系数，无量纲；
Bgi——原始地层压力下的天然气体积系数，无量纲；
Bw——地层水体积系数；
G——气藏的地质储量，m3；
Gp——天然气累积产出体积(地面标准条件下)，m3；
We——气藏累积水侵量，m3；
Wp——气藏的累积产水量，m3。
通过分析上述普光主体气藏的生产参数，确定不同时期水驱驱动指数WEDI，得到目前水驱指数为0.156，如表3。
表3普光主体不同时期水侵情况对比表
3.3根据水驱驱动指数WEDI，确定气藏目前水侵强度：强弹性水驱，WEDI值大于等于0.3；中弹性水驱，WEDI值为0.1-0.3；弱弹性水驱，WEDI值小于0.1。如表3，水驱指数为0.156，得到结论，截止2012年11月，普光主体气藏水侵强度为中弹性水侵。
4.综合评价气井气藏水侵状况。
气藏水侵方向集中于气藏东面中部位置，并进一步向西面P104-2井推进，应对表现为出水征兆阶段的井采取降产控水措施。
Claims (10)
1.一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，其特征是包括以下步骤：
(1)水驱气藏判断：结合勘探测试地质资料直接判断或利用水侵体积系数法、视地质储量法间接判断；
(2)单井水侵特征识别与水侵程度判断：依据气井井口生产数据和产出液性质特征确定划分单井水侵程度的判断因素，建立气井单井水侵程度综合判断模型，将气井单井生产过程的水侵程度划分为无水采气阶段、出水征兆阶段、出水显示阶段；
(3)气藏水侵量分析与水侵强度判断：根据气藏开发数据和参数，确定气藏目前水侵强度为强弹性水驱、中弹性水驱或弱弹性水驱；
(4)综合评价气井气藏水侵状况。
2.根据权利要求1所述一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，其特征是：气井井口生产数据包括：凝析液气比与实际液气比之间的关系、井口压力与累计产气量之间的关系两个特征参数；产出液性质特征包括：产出液的pH值、氯根浓度值、总矿化度值、钾钠离子浓度值、水型五个特征参数；依据上述气井井口生产数据和产出液性质的七个特征参数确定划分单井水侵程度的判断方法为：若气井井口生产数据和产出液性质的七个特征特征参数全部表征为无水采气阶段特征，则为无水采气阶段；若气井井口生产数据的两个特征参数表征为无水采气阶段特征或出水征兆阶段特征，且产出液性质的五个特征参数表现为出水征兆阶段特征或出水显示阶段特征，则为出水征兆采气阶段；若气井井口生产数据和产出液性质的七个特征特征参数表征为出水征兆阶段特征或出水显示阶段特征，则为出水采气阶段。
3.根据权利要求1或2所述一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，其特征是：利用气井井口生产数据的凝析液气比与实际液气比之间的关系，确定单井水侵程度的方法包括以下步骤：
(1)利用天然气中水蒸气含量的经验公式(式1)，确定气井的凝析液气比Rwgr：
Rwgr＝1.6019×104×A[0.32×(5.625×10-2T+1)]B×fsc(式1)
fsc＝1-4.893×10-3σ-1.757×10-4σ2
式中：
Rwgr——气井凝析液气比，m3/104m3；
T——气井附近的地层温度，℃；
PR——气井附近的地层压力，MPa；
fsc——含盐量校正系数；
σ——产出水中含盐量，％；
(2)气井单井酸化压裂的残酸返排结束后，获取气井液气比，绘制气井液气比随时间变化曲线；
(3)依据上述步骤(1)确定的凝析液气比和步骤(2)获取的气井液气比，按以下方法确定单井水侵程度：生产过程中，气井液气比小于或等于凝析液气比Rwgr，为无水采气阶段特征；气井液气比大于凝析液气比Rwgr，且有增大趋势，为出水预兆阶段特征；气井液气比快速上升，且远大于凝析液气比Rwgr，为出水显示阶段特征。
4.根据权利要求1或2所述一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，其特征是：利用气井生产数据的井口压力与累计产气量之间的关系，确定单井水侵程度的方法为：获取生产过程中的井口压力数据和累计产气量数据，绘制井口压力与累计产气量关系曲线，按以下方法确定单井水侵程度：井口压力与累计产气量关系曲线成线性，气井为无水采气阶段特征；井口压力与累产气量关系曲线上翘，井口压力下降趋势变缓，为出水征兆阶段特征；井口压力下降速度加快，为出水显示阶段特征。
5.根据权利要求1或2所述一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，其特征是：利用表征气井产出液性质的pH值，确定单井水侵程度的方法为：分析化验表征气井产出液性质的pH值，绘制其pH值随时间变化曲线，按以下方法确定单井水侵程度：气井生产某阶段正常取样数据，当pH值小于7.0且比较稳定时，为无水采气阶段特征；当pH值逐渐增大，并趋于7.0时，为出水征兆阶段特征；pH值大于7.0，为出水显示阶段特征。
6.根据权利要求1或2所述一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，其特征是：利用表征气井产出液性质的氯根浓度值，确定单井水侵程度的方法包括以下步骤：
(1)通过地球物理化学方法或地层流体取样资料，确定气藏的凝析水氯根浓度界限值Amg/l，地层水氯根浓度界限值Bmg/l；
(2)气井单井酸化压裂的残酸返排结束后，分析化验表征气井产出液性质的氯根浓度值，绘制其氯根浓度值随时间变化曲线；
(3)依据上述步骤(1)确定的凝析水氯根浓度界限值Amg/l、地层水氯根浓度界限值Bmg/l和步骤(2)绘制的氯根浓度值随时间变化曲线，按以下方法确定单井水侵程度：气井氯根浓度值在凝析水氯根浓度界限值Amg/l以下，为无水采气阶段特征；氯根浓度值有较大幅度波动，且取样部分数据超过凝析水氯根浓度界限值Amg/l，为出水征兆阶段特征；氯根浓度值呈明显上升趋势，且大于地层水氯根浓度界限值Bmg/l，为出水显示阶段特征。
7.根据权利要求1或2所述一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，其特征是：利用表征气井产出液性质的总矿化度值，确定单井水侵程度的方法包括以下步骤：
(1)通过地球物理化学方法或地层流体取样资料，确定气藏的凝析水总矿化度界限值Cmg/l，地层水总矿化度界限值Dmg/l；
(2)气井单井酸化压裂的残酸返排结束后，分析化验表征气井产出液性质的总矿化度值，绘制其总矿化度值随时间变化曲线；
(3)依据上述步骤(1)确定的凝析水总矿化度界限值Cmg/l、地层水总矿化度界限值Dmg/l和步骤(2)绘制的总矿化度值随时间变化曲线，按以下方法确定单井水侵程度：总矿化度值在凝析水总矿化度界限值Cmg/l以下，为无水采气阶段特征；总矿化度值有较大幅度波动，且部分取样数据超过无水采气阶段正常值总矿化度凝析水总矿化度界限值Cmg/l，为出水征兆阶段特征；总矿化度值呈明显上升趋势，且大于地层水总矿化度界限值Dmg/l，为出水显示阶段特征。
8.根据权利要求1或2所述一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，其特征是：利用表征气井产出液性质的钾钠离子浓度值，确定单井水侵程度的方法包括以下步骤：
(1)通过地球物理化学方法或地层流体取样资料，确定气藏的凝析水钾钠离子浓度界限值Emg/l，地层水钾钠离子浓度界限值Fmg/l；
(2)气井单井酸化压裂的残酸返排结束后，分析化验表征气井产出液性质的钾钠离子浓度值，绘制其钾钠离子浓度值随时间变化曲线；
(3)依据上述步骤(1)确定的凝析水钾钠离子浓度界限值Emg/l、地层水钾钠离子浓度界限值Fmg/l和步骤(2)绘制的钾钠离子浓度值随时间变化曲线，按以下方法确定单井水侵程度：气井钾钠离子浓度值在凝析水钾钠离子浓度界限值Emg/l以下，为无水采气阶段特征；钾钠离子浓度值有较大幅度波动，且部分取样数据超过凝析水钾钠离子浓度界限值Emg/l，为出水征兆阶段特征；钾钠离子浓度值呈明显上升趋势，且大于地层水钾钠离子浓度界限值Fmg/l，为出水显示阶段特征。
9.根据权利要求1或2所述一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，其特征是：利用表征气井产出液性质的水型，确定单井水侵程度的方法为：分析化验表征气井产出液性质的水型，绘制水型随时间变化曲线，按以下方法确定单井水侵程度：气井产出液水型为非碳酸氢钠型，为无水采气阶段特征；气井产出液水型为碳酸氢钠型，为出水征兆或出水显示阶段特征。
10.根据权利要求1或2所述一种海相整装气田边水水侵早期特征分析方法，其特征是：根据气藏开发数据和参数，确定气藏目前水侵强度为强弹性水驱、中弹性水驱或弱弹性水驱的方法为：根据物质平衡法，通过分析天然气体积系数、地层水体积系数、水侵体积系数、气藏地质储量、累产气量、累产水量、气藏水侵量，确定水驱驱动指数WEDI：若WEDI值大于等于0.3，为强弹性水驱；若WEDI值在0.1-0.3之间，为中弹性水驱；若WEDI值小于0.1，为弱弹性水驱。
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