付焱鑫

(中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200335)

牛朋

(中海油田服務股份有限公司油技事業(yè)部，北京 101149)

張小龍，路穎，馬戀

(中海石油(中國)有限公司上海分公司，上海 200335)

在氣藏出水原因、出水對生產(chǎn)的影響、控水措施等方面，國內(nèi)許多學者都進行過相關(guān)研究[1，2]。何曉東等[3]對中石油西南油氣田的邊水氣藏水侵特征識別及機理進行了初探；郝玉鴻等[4]針對長慶油田地層生產(chǎn)出水的特點，提出了一個定量描述氣井出水對生產(chǎn)影響的數(shù)學模型；康曉東等[5]結(jié)合產(chǎn)出水分析、壓降曲線識別、試井監(jiān)測和模擬計算等技術(shù)提出了氣藏早期水侵識別方法。上述對氣藏出水的研究主要針對單層氣藏，且該類氣藏出水層位非常清楚。東海西湖開發(fā)區(qū)已開發(fā)的大多數(shù)氣藏均屬于不同程度的水驅(qū)氣藏，且多層合采，隨著氣藏開發(fā)規(guī)模的不斷擴大以及氣井開采時間的延長，氣藏水侵會嚴重抑制單井產(chǎn)能，增大氣藏廢棄壓力，降低氣藏采收率。因此，氣井出水和氣藏水侵逐漸成為制約氣藏整體開發(fā)效果的主要因素。如何在氣井見水初期準確識別出水層位，及時采取有效措施控水穩(wěn)氣，對提高氣藏的開發(fā)效果顯得尤為重要。

目前，在東海西湖開發(fā)區(qū)通常認為當水氣比達到0.5m3/104m3時，可以初步判斷氣井已經(jīng)產(chǎn)出地層水[6]。產(chǎn)出剖面測井技術(shù)是識別出水層位的有效技術(shù)，通常采用持水率、密度曲線來判斷出水層位。但是，東海西湖開發(fā)區(qū)大多數(shù)氣井在見水初期，由于邊底水的逐漸突破，產(chǎn)水量緩慢上升并且一段時間內(nèi)都維持在一個較低的水平，導致傳統(tǒng)的持水率和密度曲線都無法準確判斷出水層位，容易出現(xiàn)出水層位解釋的多解性，為氣田生產(chǎn)措施決策帶來困難。為此，亟需研究其他曲線為判斷氣井出水層位提供有力依據(jù)。

1 低產(chǎn)水氣井面臨問題

一般情況下，主要通過生產(chǎn)測井資料的密度和持率曲線來判斷出水層位。對于出水量較大的井，生產(chǎn)測井的密度和持水率曲線具有明顯出水指示特征(圖1)[7]，比較容易準確判斷出水層位；對于低產(chǎn)水井，生產(chǎn)測井的密度和持水率曲線都沒有明顯的出水指示特征，難以判斷出水層位。

圖1 研究區(qū)某井生產(chǎn)測井曲線

東海西湖開發(fā)區(qū)目前已有多井見水，單井產(chǎn)能受出水影響較大。表1為西湖開發(fā)區(qū)幾口進行過生產(chǎn)測井的低產(chǎn)水氣井產(chǎn)量統(tǒng)計表，但其生產(chǎn)測井資料都無明顯出水指示特征(圖2)，出水層位難以判斷。因此，需要研究其他方法來準確識別出水層位。

表1 西湖開發(fā)區(qū)氣井產(chǎn)氣、產(chǎn)水情況統(tǒng)計表

2 方法原理

泥質(zhì)中通常含有微量的釷、鈾、鉀、鍶等放射性元素，隨著地層水產(chǎn)出對泥質(zhì)的沖刷，上述微量元素會隨著地層水產(chǎn)出至生產(chǎn)管柱中，在射孔井眼、管柱出口等附近堆積結(jié)垢。對于未開采地層，其生產(chǎn)測井自然伽馬和裸眼井自然伽馬數(shù)值不同、形態(tài)一致，當?shù)貙映鏊a(chǎn)生自然伽馬堆積后，將兩者在穩(wěn)定泥巖段或未動用層處重合，生產(chǎn)測井自然伽馬高于裸眼測井自然伽馬的位置則代表出水位置。伽馬對比法正是通過上述原理來識別出水層位的[8，9]。

研究發(fā)現(xiàn)，自然伽馬升高的幅度隨著產(chǎn)水量的增大而增大，如A2井(表1，圖3)。

圖3 A2井H6a小層自然伽馬逐年升高示意圖

3 應用效果

伽馬對比法可以準確判斷低產(chǎn)水氣井的出水點，該方法已在西湖開發(fā)區(qū)成功應用了多個井次，識別的出水點進行卡水作業(yè)后，降水增產(chǎn)或者穩(wěn)產(chǎn)效果明顯。

A4井地面日產(chǎn)氣12.1×104m3，日產(chǎn)水9.1m3。從圖2中可以看出，持水率曲線難以有效識別出水層位。但從圖4可以看出，H5b小層底部生產(chǎn)測井自然伽馬明顯高于裸眼測井自然伽馬，說明H5b小層從底部開始出水，是該井的主要出水層位。后期對H5小層進行了卡水措施，作業(yè)后產(chǎn)氣量穩(wěn)定，基本不產(chǎn)水，措施后控水穩(wěn)氣效果明顯(圖5)。

圖4 A4井自然伽馬對比圖

圖5 A4井生產(chǎn)曲線圖

研究還發(fā)現(xiàn)，自然伽馬升高現(xiàn)象與地層水的水型有關(guān)。表2為西湖開發(fā)區(qū)幾口生產(chǎn)測井自然伽馬對比及水型分析統(tǒng)計表，可以看出，A2井、A4井、C10井、B1井出水層處存在生產(chǎn)測井自然伽馬升高現(xiàn)象，而C12井、B4井則不存在該現(xiàn)象。為了理清部分井出水層處自然伽馬無升高現(xiàn)象的原因，將出水層位和相應地層水化驗水型進行統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，生產(chǎn)測井自然伽馬存在明顯升高現(xiàn)象的層位，其對應水型為氯化鈣型或氯化鎂型，而無生產(chǎn)測井自然伽馬升高現(xiàn)象的層位，其對應水型則為碳酸氫鈉型或硫酸鈉型。

表2 西湖開發(fā)區(qū)生產(chǎn)測井伽馬對比及水型分析統(tǒng)計表

注：括號內(nèi)數(shù)字表示年份。

4 結(jié)論

1)筆者在研究氣井產(chǎn)水機理及產(chǎn)出剖面測井出水響應特征等資料的基礎上，通過對比裸眼測井與產(chǎn)出剖面測井自然伽馬曲線的特征差異，形成了低產(chǎn)水氣井出水層位的判別技術(shù)。根據(jù)該技術(shù)判斷的出水層位進行卡水措施后，降水增產(chǎn)或控水穩(wěn)產(chǎn)措施效果明顯。

2)生產(chǎn)測井自然伽馬升高與地層水水型有關(guān)，對于氯化鈣型、氯化鎂型地層水，可以通過伽馬對比法準確識別出水層位，對于硫酸鈉型、碳酸氫鈉型地層水，則不適用。

[1]吳錫令. 石油開發(fā)測井原理[M].北京：高等教育出版社，2004：111～124.

[2]羅萬靜，萬玉金，王曉冬，等.澀北氣田多層合采出水原因及識別[J].天然氣工業(yè)，2009，29(2)：86～88.

[3]何曉東，鄒紹林，盧曉敏.邊水氣藏水侵特征識別及機理初探[J].天然氣工業(yè)，2006，26(3)：87～89.

[4]郝玉鴻，李治平.地層水影響氣井產(chǎn)能的定量分析[J].油氣井測試，1998，7(4)：11～13.

[5]康曉東，李相方，張國松.氣藏早期水侵識別方法[J].天然氣地球科學，2004，15(6)：637～639.

[6]于希南，宋健興，高修欽，等.氣井出水水源識別的思路與方法[J].油氣田地面工程，2012，31(8)：21～22.

[7]Kittiphong J K. Flow model selection for production logging interpretation of gas wells[J]. SPE145579，2011.

[8]羅輝，于鑫汝，鄭維軍，等.伽馬基線異常高幅度的注入剖面解釋方法[J].油氣藏評價與開發(fā)，2012，2(4)：34～37，48.

[9]田會民，李偉，張秀麗.澀北氣田產(chǎn)液剖面測試自然伽瑪異?，F(xiàn)象的解釋及應用[J].青海石油，2013，31(4)：75～77.