李震, 成志剛, 鄭小敏, 王謙, 牛步能, 許思勇

(中國石油集團(tuán)測井有限公司, 陜西 西安 710077)

0 引 言

在氣井生產(chǎn)過程中,由于井底積液使得近井地層大量吸水,造成井底附近含水飽和度增加,侵入水在孔隙、喉道內(nèi)形成水膜,縮小氣相滲流通道;親水巖石在接觸水相時(shí)還產(chǎn)生指向地層的毛細(xì)管力,親水性毛細(xì)管力方向與氣相滲流方向相反,阻礙天然氣從儲(chǔ)層向井底滲流[1],增加了氣流阻力,引起氣相滲透率急劇下降,形成氣井水鎖傷害,嚴(yán)重影響氣井產(chǎn)量,甚至造成氣井停產(chǎn)。

克拉2氣田物性中等,底水不活躍,但邊水較活躍,屬中等水驅(qū)氣藏[2]。氣井中井底積液現(xiàn)象普遍,由井筒積液造成的水鎖效應(yīng)極大地降低了近井地帶儲(chǔ)層滲透率,嚴(yán)重影響克拉2氣田的正常生產(chǎn)。因此,必須及早發(fā)現(xiàn)井底積液并及時(shí)選擇合理的方式排液延長氣井采氣期,以防止或減少水鎖效應(yīng)對(duì)儲(chǔ)層的傷害,提高采收率。本文以克拉2氣田為例,基于測井資料快速識(shí)別流體性質(zhì),研究氣井早期水鎖,并對(duì)氣井水鎖傷害進(jìn)行評(píng)價(jià)。

1 利用測井資料快速識(shí)別氣井水鎖

1.1 測井系列選擇

結(jié)合克拉2氣田氣藏地質(zhì)特征和氣井生產(chǎn)狀況分析,該氣田常規(guī)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)測井系列主要選用八參數(shù)產(chǎn)出剖面測井和PNN剩余油氣飽和度測井系列。針對(duì)單井產(chǎn)氣量大的特點(diǎn)產(chǎn)出剖面測井時(shí)流量測量選用渦輪流量計(jì),密度計(jì)選用音叉密度計(jì)代替常規(guī)放射性密度計(jì);飽和度測井選用可以錄取全譜資料的PNN儀代替常規(guī)碳氧比和中子壽命測井儀器,克拉2氣田為砂巖氣田,單井產(chǎn)量高,利用PNN飽和度測井長、短源距計(jì)數(shù)率曲線以一定比例重疊時(shí)幅度差的大小,以及氣層的俘獲截面較油層、水層的俘獲截面低的特征識(shí)別氣層,效果明顯。

1.2 產(chǎn)出剖面測井識(shí)別井下流體

KL××井2000年3月完井,油壓55.69 MPa,套壓56.06 MPa,開采K1bs層段。該井自2008年7月確認(rèn)見水以來,產(chǎn)水量不斷增加,2010年4月該井進(jìn)行地面計(jì)量核實(shí)含水,日產(chǎn)氣40×104m3,日產(chǎn)水150 m3。8月19日進(jìn)行了產(chǎn)氣剖面測試,測量井段3 650～3 900 m。測試使用SONDEX生產(chǎn)測井儀器,使用了適合高產(chǎn)氣井測試的籃式渦輪流量計(jì),溫度、持水率、流體密度、壓力、流量等測試曲線在射孔層段具有明顯的產(chǎn)出特征,剖面反映產(chǎn)層產(chǎn)出狀況清晰合理,定量解釋結(jié)論準(zhǔn)確,接近該井的實(shí)際生產(chǎn)情況(見圖1)。

產(chǎn)出剖面資料解釋顯示,井底3 832 m處溫度曲線明顯正異常,8條渦輪轉(zhuǎn)速曲線出現(xiàn)明顯拐點(diǎn)、密度值1.08 g/cm3,為典型儲(chǔ)層產(chǎn)水響應(yīng)特征。該井水分析資料顯示,單井水樣氯離子從200 mg/L增加到目前的1.16×105mg/L,產(chǎn)出水屬于典型的CaCl2型地層水。結(jié)合氣藏地質(zhì)構(gòu)造和該井成像測井資料,確認(rèn)該井生產(chǎn)井段局部裂縫發(fā)育,出水模式為底水沿?cái)嗔严蛏峡焖偾秩?見圖2)。

圖1 KL××井產(chǎn)出剖面測井圖 圖2 KL××井出水方式模擬圖注:CCL為磁定位;qAPI為完井伽馬;qAPI1為生產(chǎn)測井伽馬;D為井深;CWH為持水計(jì)數(shù)率;pr為流體壓力;T為地層溫度;ρf為流體密度;Eg為單層產(chǎn)氣量;Ew為單層產(chǎn)水量;FL01-08為渦輪流量曲線(圖頭只顯示06和08);Pg為產(chǎn)氣剖面曲線;Pw為產(chǎn)水剖面曲線

1.3 PNN時(shí)間推移測井識(shí)別井筒內(nèi)積液面位置

KL×-×井在2009至2013年5年內(nèi)不同時(shí)期進(jìn)行PNN測井(見圖3),以了解開采層系的剩余氣飽和度的變化情況。PNN測井記錄曲線包括:GR(自然伽馬)、CCL(磁定位)、T(井筒內(nèi)溫度)、Σ(俘獲截面)、LSN(短源距計(jì)數(shù)率)、LLN(長源距計(jì)數(shù)率),其中LSN、LLN這2條計(jì)數(shù)率曲線重疊主要用來識(shí)別氣層,因?yàn)闅鈱颖扔蛯佑懈蟮闹凶訙p速長度,所以長源距計(jì)數(shù)率LLN的增長率比短源距計(jì)數(shù)率LSN的增長率在氣層要更大些。

由PNN時(shí)間推移測井顯示長、短源距計(jì)數(shù)率曲線間存在包絡(luò)層段(圖3中黃色填充段)逐年減少,相鄰2次俘獲截面測量值間存在差異的開采層段逐年增加,清楚地指明井筒內(nèi)積液面由2009年3 927 m上升至2013年3 865 m的動(dòng)態(tài)變化過程。

圖3 KL×-×井PNN時(shí)間推移測井圖注:qAPI為完井伽馬;qAPI1為生產(chǎn)測井伽馬;D為井深;LSN為PNN短源距計(jì)數(shù)率;LLN為PNN長源距計(jì)數(shù)率;R為短長源距計(jì)數(shù)率比值;Σ為熱中子俘獲截面曲線

1.4 產(chǎn)液剖面與PNN綜合對(duì)比快速識(shí)別氣井早期水鎖

圖4 KL×井歷年動(dòng)態(tài)測井圖

KL×井在2010至2013年不同時(shí)期進(jìn)行了數(shù)次產(chǎn)液剖面和PNN飽和度測井(見圖4)。從歷年動(dòng)態(tài)測井資料看出,井筒流體密度ρf曲線與俘獲截面Σ曲線有較高的相關(guān)性,同步指示井筒內(nèi)的積液面從無到有、逐年升高至2013年的3 813 m處。2010年井筒未見積液,且產(chǎn)出剖面資料顯示射孔層底部3 824～3 830 m井段溫度曲線典型負(fù)異常特征、流體密度0.27 g/cm3,為主要產(chǎn)氣層,計(jì)算日產(chǎn)氣量高達(dá)45×104m3;隨著井筒積液面抬升,積液對(duì)井底造成額外靜液回壓和儲(chǔ)層浸水時(shí)間的增長,該層產(chǎn)氣量逐年減少,2011年產(chǎn)液剖面測試顯示日產(chǎn)氣量下降至17.5×104m3;2012年之后該段產(chǎn)氣量甚微,基本無產(chǎn)出;圖4中第8道PNN飽和度時(shí)間推移測井對(duì)比顯示井底俘獲截面值從2010年至2013年逐漸升高,反映底部主產(chǎn)氣層段近井帶含水飽和度逐年增大,儲(chǔ)層水鎖傷害逐步加重,積液段氣井的產(chǎn)氣能力持續(xù)下降。

2 水鎖傷害程度的室內(nèi)評(píng)價(jià)

水鎖傷害程度的定量評(píng)價(jià)方法目前尚無統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn),可以針對(duì)具體作用過程采取不同實(shí)驗(yàn)方法進(jìn)行評(píng)價(jià)[3]。本文采用水鎖指數(shù)評(píng)價(jià)克拉2氣田儲(chǔ)層水鎖傷害程度

Iw=100%-(K2/K1)

(1)

式中,K1為儲(chǔ)層傷害前滲透率,mD*非法定計(jì)量單位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同;K2為儲(chǔ)層傷害后滲透率,mD。Iw<30%為弱水鎖;30%70%為強(qiáng)水鎖[4-5]。

KL×井巖心水鎖傷害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)見表1。從表1數(shù)據(jù)看,有6塊樣品儲(chǔ)層水鎖指數(shù)小于70%,即該地區(qū)水鎖級(jí)別大部分在中等偏弱級(jí)以下,水鎖傷害及時(shí)發(fā)現(xiàn)可以通過單井的變工作制度生產(chǎn)降低水鎖傷害。

表1 KL×井巖心水鎖傷害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表

3 變工作制度生產(chǎn)測井監(jiān)測水鎖傷害

水鎖傷害的監(jiān)測運(yùn)用變工作制度生產(chǎn)測井方法實(shí)現(xiàn),通過監(jiān)測水鎖傷害情況減少氣井水鎖的發(fā)生,及時(shí)解除井底水鎖,提高氣井產(chǎn)氣量。變工作制度生產(chǎn)測井也叫變流量生產(chǎn)測井[6],是指在油氣井生產(chǎn)過程中通過改變油嘴大小或改變抽吸沖次3次以上,導(dǎo)致油氣井筒內(nèi)流量變化,在井底達(dá)到穩(wěn)定流動(dòng)條件下對(duì)不同流量生產(chǎn)過程實(shí)施生產(chǎn)測井的方法。

KL×井在2012年發(fā)現(xiàn)井底已發(fā)生水鎖傷害,井底積液淹沒射孔層達(dá)6.5 m,隨即對(duì)該井進(jìn)行日產(chǎn)36×104、60×104m3和97×104m3的工作制度生產(chǎn)排液。圖5為KL×井2012年進(jìn)行的3次變工作制度生產(chǎn)測井資料圖。流體密度和持水率均顯示井底積液逐漸被排出,即原井底積液段3 823.5～3 830 m井段密度值由1.11 g/cm3下降至0.28 g/cm3、溫度負(fù)異常特征逐次加強(qiáng)、持水計(jì)數(shù)率由水特征逐漸向氣特征轉(zhuǎn)變,整體反映儲(chǔ)層水鎖傷害逐步減輕,并且產(chǎn)液剖面流量曲線顯示井底積液3 823.5～3 830 m段產(chǎn)氣量得到一定程度的恢復(fù)(見表2),但恢復(fù)程度較低,相對(duì)產(chǎn)氣量僅恢復(fù)到水鎖發(fā)生前19.17%。

圖5 KL×井3次變工作制度生產(chǎn)測井圖

表2 KL×井積液段(3 823.5～3 830 m)氣層相對(duì)產(chǎn)氣量對(duì)比表

4 結(jié) 論

(1) 選取正確的測井識(shí)別方法對(duì)氣井井內(nèi)流體進(jìn)行識(shí)別,產(chǎn)出剖面技術(shù)能有效識(shí)別井底出水層,PNN測井能快速識(shí)別井底積液,在克拉2氣田將產(chǎn)出剖面和PNN相結(jié)合的方法適用于流體識(shí)別和氣井水鎖判別。

(2) 采用水鎖傷害指數(shù)方法對(duì)克拉2氣田水鎖情況進(jìn)行評(píng)價(jià),其主要為中等偏弱傷害為主,有利于及時(shí)采取相關(guān)排液和預(yù)防積液的措施,有效避免因氣層水鎖降低開采效率的風(fēng)險(xiǎn)。

(3) 對(duì)克拉2氣田的水鎖傷害監(jiān)測,可以通過單井變工作制度生產(chǎn)及時(shí)發(fā)現(xiàn)問題,減少氣層發(fā)生水鎖傷害的可能,有效保證氣井產(chǎn)能。

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