劉子雄， 王杏尊， 李敬松， 黃子俊， 吳 英

(中海油田服務股份有限公司油田生產研究院，天津 300450)

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?油氣開發(fā)?

利用巖心資料確定低滲透氣藏產氣界面的新方法

劉子雄， 王杏尊， 李敬松， 黃子俊， 吳 英

(中海油田服務股份有限公司油田生產研究院，天津 300450)

低滲透氣藏的產氣界面對于井位部署和射孔層位優(yōu)化非常重要，但常用產氣界面計算方法忽略了氣水過渡帶的影響并存在較多的限制條件。根據4個低滲透氣田729塊巖心的試驗數(shù)據，建立了束縛水飽和度計算模型，12口井的測井解釋結果表明該模型能夠準確判斷產出流體類型；根據巖心滲透率對202塊巖心毛細管壓力曲線進行分類和歸一化處理，得到了氣柱高度與毛細管壓力、含氣飽和度的計算關系式，建立了產氣界面深度的計算模型。應用該模型對A氣田2口探井的S層產氣界面進行了計算，計算結果與實際實施井一致，證明該計算模型的計算結果準確可靠。研究表明，利用巖心資料可以準確確定低滲透氣藏的產氣界面，從而指導井位部署和射孔優(yōu)化。

低滲透氣藏；產氣界面；束縛水飽和度；氣柱高度；毛細管壓力

低滲透氣藏的產氣界面對計算氣藏的含氣面積、氣層有效厚度和儲量等極為重要[1-3]。由于低滲透氣藏孔隙結構差，孔隙與喉道細小，致使氣水分異作用減弱，存在較高的氣水過渡帶，影響氣藏開發(fā)效果[4-5]。準確確定低滲透氣藏的產氣界面(儲層可動流體僅為氣相的界面)[6]，能夠指導射孔層位和后期的開發(fā)方案調整[4]。目前低滲透氣藏計算產氣界面相關數(shù)據的方法很多，但應用時均存在一定的限制條件，且未考慮氣水過渡帶的影響，若氣井位于過渡帶，則會出現(xiàn)氣水兩相滲流，由于可動水對氣相相對滲透率的影響較大，將嚴重影響氣井的壓力波及半徑和氣井產能的發(fā)揮，導致氣井產能迅速下降[5，7]，因此有必要對產氣界面開展研究，明確產氣不產水層的位置。由于束縛水飽和度、氣柱高度主要受儲層物性影響[8]，因此可以通過巖心試驗建立物性與低滲透氣藏的束縛水飽和度及氣柱高度的數(shù)學模型，從而確定氣水過渡帶和產氣界面，因為使用的參數(shù)主要為巖心試驗數(shù)據和測井參數(shù)，所以限制條件少。筆者通過對取自4個低滲透氣田的729塊巖心的壓汞毛細管壓力曲線、相滲曲線進行分析，建立了滲透率與束縛水飽和度的函數(shù)關系，并利用油層物理方法，根據巖心滲透率對202塊巖心毛細管壓力曲線進行分類和歸一化處理[9]，得到了氣柱高度與毛細管壓力、含氣飽和度的計算關系式，最后推導出產氣界面深度的計算模型。

1 束縛水飽和度的確定

利用束縛水飽和度分析儲層是否含有可動水，是判斷儲層流體的一種重要方法[7]。目前計算束縛水飽和度的方法較多，其中巖心試驗法的效果較好[9-10]。研究表明，束縛水飽和度與儲層的孔滲相關性好[11]，選取平均滲透率為0.62～6.00 mD的4個常規(guī)低滲透氣田的729塊巖心(A氣田557塊巖心，滲透率為0.05～5.00 mD，平均滲透率為0.62 mD，孔隙度為3.6%～11.3%，平均孔隙度6.8%；B氣田51塊巖心，滲透率為0.002～121.000 mD，平均滲透率為2.000 mD，孔隙度為2.1%～22.0%，平均孔隙度8.9%；C氣田60塊巖心，滲透率為0.01～99.00 mD，平均滲透率為1.10 mD，孔隙度為3.3%～19.0%，平均孔隙度7.6%；D氣田61塊巖心，滲透率為0.07～60.00 mD，平均滲透率為6.00 mD，孔隙度為3.9%～16.0%，平均孔隙度8.9%)，分析壓汞毛細管壓力曲線和相滲曲線試驗結果，通過回歸滲透率與束縛水飽和度的相關關系，建立了滲透率與束縛水飽和度的函數(shù)關系(由于C氣田中儲層泥質含量高達15%以上，并且伴隨微裂縫發(fā)育，巖心試驗的規(guī)律與其他3個氣田不同，因此在回歸滲透率與束縛水飽和度關系時，未采用C氣田的巖心數(shù)據)，結果見圖1。由于采用不同氣田的巖心數(shù)據進行統(tǒng)計分析，滲透率與束縛水飽和度的相關系數(shù)較高，因此可以廣泛應用于常規(guī)低滲透氣田。

圖1 通過巖心試驗建立的束縛水飽和度與滲透率關系曲線Fig.1 Correlation between saturation and permeability of irreducible water established through experiments

根據A，B，D等3個氣田的巖心試驗數(shù)據統(tǒng)計結果，分段回歸出束縛水飽和度的計算公式為：

(1)

式中：Swr為束縛水飽和度，%；K為儲層滲透率，mD。

選取上述4個氣田中12口氣井的測井解釋參數(shù)和測試結論對式(1)的準確性進行驗證，結果見圖2。其中，產氣不產水的有T12井、C3井和D2井，氣水同產井有B3井、A1井、A2井、A3井、A4井、A5井和D3井，產水且有微量產氣的井有B2H7井和C1井。

圖2 12口氣井的測井解釋結果與束縛水飽和度曲線Fig.2 Well logging data and irreducible water saturation curves from 12 gas wells

從圖2可以看出：位于束縛水飽和度曲線以上各點，明顯存在可動水，除C3井以外(分析認為，其主要原因是位于束縛水飽和度線以上的2個點物性較差，同時所在的小層厚度小，不到1 m，產出水量少)，所有的產水產氣井以束縛水飽和度曲線為明顯的分界線。這表明采用根據壓汞毛細管壓力曲線和相滲曲線綜合得出的束縛水飽和度能夠準確判斷流體類型，準確率在92%以上。

2 氣柱高度計算方法的建立

毛細管壓力在油氣運移中起到至關重要的作用，是油氣二次運移的主要動力，影響儲層成藏后的含氣飽和度[12-13]。儲層被氣體充注之前飽和水，當非潤濕相的烴類氣體形成連續(xù)氣柱并達到一定高度后，所受浮力大于巖石的排驅壓力，天然氣將驅替出巖石孔隙中的水[13]。伴隨著氣柱高度的增加，氣柱所受浮力變大，能克服更大的毛細管壓力，氣體將充注更小的孔喉半徑所連通的空間，即一個氣柱高度對應一個孔喉半徑，大于該半徑的孔喉所連通的巖石孔隙空間被天然氣充填，低于該半徑則仍被水飽和。因此，低滲透氣藏中原始含氣飽和度既是儲層孔喉結構的函數(shù)[13]，也是氣柱高度的函數(shù)。

試驗條件下測定巖石毛細管壓力與儲層條件下的天然氣受力過程相似，但試驗條件的流體、接觸角、表面張力與儲層條件不一致。因此，需要將壓汞試驗中測出的毛細管壓力換算為儲層條件下的毛細管壓力，換算關系式為[13]：

(2)

式中：pwg為氣層條件下的毛細管壓力，MPa；σwg為氣層條件下的氣水界面張力，一般取50 mN/m；σHg為試驗條件下的界面張力，一般取480 mN/m；θwg為氣層條件下的接觸角，一般取0°；θHg為試驗條件下的接觸角，一般取140°；pHg為壓汞試驗得到的毛細管壓力，MPa。

代入各個參數(shù)的值，可得：

(3)

從式(3)可以看出，壓汞試驗中測出的毛細管壓力pHg是氣層條件下毛細管壓力pwg的7.5倍。將儲層條件下的毛細管壓力換算為氣柱高度，則得[14]：

(4)

式中：H為氣柱高度，m；ρw為地層水密度，kg/m3；ρg為氣層條件下的天然氣密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2。

根據流體分析得知，A氣田氣層條件下ρg=210 kg/m3、ρw=1 010 kg/m3、g=9.8 m/s2，將其代入式(4)，可得儲層條件下氣柱高度和壓汞試驗測得的毛細管壓力之間的關系式為：

H=126.8pHg

(5)

從式(5)可以看出，壓汞試驗測出的汞柱壓力(毛細管壓力)與氣柱高度成正比關系。

研究大量的低滲透氣藏巖心毛細管壓力曲線可知：毛細管壓力和含氣飽和度在雙對數(shù)坐標中表現(xiàn)為線性關系[15-16]。對其采用分型理論描述，則毛細管壓力與含氣飽和度的關系式為[17]：

(6)

式中：pC min為排驅壓力，即儲層最大連通孔隙對應的毛細管壓力，MPa；Sg試驗中的非潤濕相飽和度(與氣藏的含氣飽和度有關)；D為分形維數(shù)，取值2～3。

將式(5)代入式(6)，即可獲得氣柱高度和含氣飽和度的關系式：

(7)

統(tǒng)計A，B，C和D等4個氣田202組巖心壓汞試驗測出的毛細管壓力曲線，同時根據這些巖心滲透率的大小將毛細管壓力曲線分為9個物性段，在每一物性段的毛細管壓力曲線中求取各組曲線的平均pC min和D[17]，進而根據式(7)繪制出不同儲層條件下含氣飽和度與氣柱高度的關系圖版(見圖3)。

圖3 不同儲層條件下含氣飽和度與氣柱高度的關系圖版Fig.3 Correlation between gas saturation and gas column height under different reservoir conditions

從圖3可以看出，不同滲透率儲層含氣飽和度所對應的氣柱高度(氣水過渡帶的范圍)不同。當滲透率低于0.1 mD時，相同含氣飽和度對應的氣柱高度相近，主要是由于滲透率較低時，儲層所對應的毛細管壓力相近；當滲透率高于0.1 mD時，相同含氣飽和度對應的氣柱高度差異較大；同時由于滲透率的不同，束縛水飽和度存在差異，與束縛水飽和度相對應的氣柱高度差異更大。物性越好，構造對含氣性的影響越顯著；同一儲層同一深度，物性越好，含氣性越好。D氣田物性統(tǒng)計得出，其主要層位滲透率低于0.3 mD,對應的含氣飽和度低于32%，結合圖3可知，該氣田對應的氣柱高度小于3 m。

3 產氣界面的確定

根據巖心毛細管壓力試驗結果，可確定出不同物性對應的氣柱高度分布圖。在此基礎上，根據9個物性段含氣飽和度與氣柱高度的關系，結合單井測井解釋的滲透率K和含氣飽和度Sg來計算產氣界面。公式中使用測井滲透率時需要采用巖心試驗校正，根據測井解釋的物性和含氣飽和度，結合式(7)計算出對應的氣柱高度H1：

(8)

然后根據式(1)計算出該井對應的束縛水飽和度，進而計算出該束縛水飽和度對應的氣柱高度H2：

(9)

結合式(8)和式(9)推導出最終的產氣界面深度的計算公式為：

式中：Hg為產氣界面深度，m；Hd為解釋層中部深度，m；H1為解釋層含氣飽和度對應的氣柱高度，m；H2為束縛水飽和度對應的氣柱高度，m。

從式(10)可以看出：當束縛水飽和度大于測井解釋含水飽和度時，產氣界面與儲層排驅壓力呈現(xiàn)線性遞減的關系，與分形維數(shù)呈現(xiàn)單調降函數(shù)關系；反之，產氣界面與排驅壓力為線性遞增的關系，與分形維數(shù)呈現(xiàn)單調升函數(shù)關系；滲透率與產氣界面呈現(xiàn)冪函數(shù)關系，當滲透率K≤1 mD時為單調降，當滲透率K>1 mD時為單調增；含氣飽和度與產氣界面呈現(xiàn)單調降的冪函數(shù)關系。

4 應用實例

A氣田A1井S層深度3 394.60～3 400.30 m，解釋滲透率為3.2 mD，含水飽和度68%。根據該層解釋的滲透率，用式(1)計算出束縛水飽和度為48%，即含氣飽和度大于52%時儲層產氣，而含氣飽和度為52%時，對應的氣柱高度H2約為20 m；對照圖3，結合測井解釋的含水飽和度為68%，對應的含氣飽和度為32%，在該飽和度下氣柱高度H1約為4 m；儲層中部深度Hd為3 397.45 m；采用式(10)計算出該井S層的產氣界面深度為3 413.45 m，推測產氣界面高于解釋層16 m(見圖4)。

圖4 A1井產氣界面分析結果 Fig.4 Analysis for the gas production interface in Well A1

根據上面計算出的A1井S層產氣界面深度3 413.45 m，在砂體展布和構造研究成果(見圖5)中繪制出其構造線，該構造線內的面積為產氣不產水區(qū)域，圈出產氣區(qū)面積為0.6 km2。位于產氣區(qū)外的A1井壓裂后產氣量為0.23×104m3/d，產水量為29 m3/d；后期在圈定的產氣區(qū)內新鉆A2井，壓裂后測試產氣量為4.3×104m3/d，不產水。通過對比產氣區(qū)內外氣井的測試情況得出：位于產氣區(qū)內的氣井壓裂后只產氣不產水，位于產氣界面外的氣井壓裂后氣水同產，表明產氣界面深度計算準確。

圖5 A氣田A1井S層氣水平面分布Fig.5 Horizontal distribution of gas and water in formation S of Gas Field A of Well A drill through

5 結 論

1) 產氣界面主要受儲層滲透率、排驅壓力、含氣飽和度和分形維數(shù)影響，其中滲透率影響最顯著，滲透率越高，氣柱高度差越大。

2) 利用壓汞毛細管壓力曲線和相滲曲線綜合得出的束縛水飽和度，結合測井解釋原始含水飽和度，能夠準確判斷儲層流體類型；通過統(tǒng)計分析不同氣田的低滲透巖心試驗數(shù)據可知，泥質含量低于15%的常規(guī)低滲透儲層的滲透率和束縛水飽和度相關性高，可以根據統(tǒng)計區(qū)域束縛水飽和度的試驗結果，建立束縛水飽和度與滲透率的計算模型。

3) 毛細管壓力是影響儲層含氣飽和度的一個重要因素，分析表明：物性越好，構造對含氣性的影響越顯著；同一儲層同一高度，物性越好，氣柱高度越高，含氣性越好。

4) 根據文中建立的氣柱高度與含氣飽和度關系圖版和計算公式，可以準確計算產氣界面的深度和面積，應用實例表明，產氣界面的計算模型具有較好的準確性。

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[編輯 令文學]

New Technique in the Identification of Water-Gas Interface in Low Permeability Gas Reservoirs from Core Data

LIU Zixiong, WANG Xingzun, LI Jingsong, HUANG Zijun, WU Ying

(ProductionOptimizationR&DInstitute,ChinaOilfieldServicesLtd.,Tianjin，300450,China)

The accurate determination of gas-production interface is crucial in the well location and perforation interval selection. With some preconditions, the conventional techniques used in determination of the interface neglect the effect of the gas-water transition zone. In this paper, a model to calculate irreducible water saturation from tested data of 729 core samples of four low-permeability gas fields was built. Logging data interpretation results from 12 wells showed that the new model could accurately determine the produced fluid type. Through classification and normalization of capillary forces in accordance with core permeability of 202 samples, correlation among heights of gas column, capillary forces and gas saturation can be constructed. The model then was used in calculation of gas production interface in formation S of A Gas Field in 2 exploration wells. The interface predicted from the model was then confirmed in practice and accuracy of the calculation model was also verified. Research results dsmonstrate that gas-production interface in low-permeability gas reservoirs can be determined accurately by using core data to optimize well location and perforation interval.

low permeability gas reservoir；gas-production interface；irreducible water saturation；gas column height；capillary force

2016-02-04；改回日期：2016-10-12。

劉子雄(1982—)，男，湖北隨州人，2006年畢業(yè)于長江大學石油工程專業(yè)，2009年獲長江大學油氣田開發(fā)工程專業(yè)碩士學位，工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。E-mail：liuzx2@cosl.com.cn。

中海油田服務股份有限公司科研項目“山西致密氣壓裂增產效果綜合評價研究及應用”(編號：YSB16YF004)資助。

10.11911/syztjs.201606015

TE311

A

1001-0890(2016)06-0088-05