東海西湖開發區低產水氣井出水層位判別技術

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、出水對生產的影響、控水措施等方面，國內許多學者都進行過相關研究[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出水的特點，提出了一個定量描述氣井出水對生產影響的數學模型；康曉東等[5]結合產出水分析、壓降曲線識別、試井監測和模擬計算等技術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。東海西湖開發區已開發的大多數氣藏均屬于不同程度的水驅氣藏，且多層合采，隨著氣藏開發規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氣，對提高氣藏的開發效果顯得尤為重要。

目前，在東海西湖開發區通常認為當水氣比達到0.5m3/104m3時，可以初步判斷氣井已經產出地層水[6]。產出剖面測井技術是識別出水層位的有效技術，通常采用持水率、密度曲線來判斷出水層位。但是，東海西湖開發區大多數氣井在見水初期，由于邊底水的逐漸突破，產水量緩慢上升并且一段時間內都維持在一個較低的水平，導致傳統的持水率和密度曲線都無法準確判斷出水層位，容易出現出水層位解釋的多解性，為氣田生產措施決策帶來困難。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。

1 低產水氣井面臨問題

一般情況下，主要通過生產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；對于低產水井，生產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 研究區某井生產測井曲線

東海西湖開發區目前已有多井見水，單井產能受出水影響較大。表1為西湖開發區幾口進行過生產測井的低產水氣井產量統計表，但其生產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 西湖開發區氣井產氣、產水情況統計表

2 方法原理

泥質中通常含有微量的釷、鈾、鉀、鍶等放射性元素，隨著地層水產出對泥質的沖刷，上述微量元素會隨著地層水產出至生產管柱中，在射孔井眼、管柱出口等附近堆積結垢。對于未開采地層，其生產測井自然伽馬和裸眼井自然伽馬數值不同、形態一致，當地層出水并產生自然伽馬堆積后，將兩者在穩定泥巖段或未動用層處重合，生產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]。

研究發現，自然伽馬升高的幅度隨著產水量的增大而增大，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水氣井的出水點，該方法已在西湖開發區成功應用了多個井次，識別的出水點進行卡水作業后，降水增產或者穩產效果明顯。

A4井地面日產氣12.1×104m3，日產水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，作業后產氣量穩定，基本不產水，措施后控水穩氣效果明顯(圖5)。

圖4 A4井自然伽馬對比圖

圖5 A4井生產曲線圖

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

表2 西湖開發區生產測井伽馬對比及水型分析統計表

注：括號內數字表示年份。

4 結論

1)筆者在研究氣井產水機理及產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出剖面測井自然伽馬曲線的特征差異，形成了低產水氣井出水層位的判別技術。根據該技術判斷的出水層位進行卡水措施后，降水增產或控水穩產措施效果明顯。

2)生產測井自然伽馬升高與地層水水型有關，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，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，2006，26(3)：87～89.

[4]郝玉鴻，李治平.地層水影響氣井產能的定量分析[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，2012，2(4)：34～37，48.

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