迪那2氣田氣水過渡帶及氣水分布模式研究

冉麗君 白 蓉 姚 超 王開宇 王偉偉 李紹華 陳 袁

（1.中國石油塔里木油田公司勘探開發研究院，新疆 庫爾勒 841000；2.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院，四川 成都 610041）

0 引言

從迪那2氣田測井解釋和鉆井測試情況來看，其氣水關系復雜，氣水界面不統一，存在較大的氣水過渡帶。而氣水過渡帶認識不清會直接影響氣田有效開發，如氣井見水時間提前、氣藏穩產期限縮短、儲量計算不精確等，因此需要對氣水過渡帶進行精細研究，從而更準確地認識氣藏氣水分布特征，更好地指導氣藏開發。

迪那2氣田屬于低孔低滲和低孔特低滲儲層，非均質性較強，對于這類氣藏，采用常規測井解釋難以識別氣水過渡帶［1］。毛細管壓力曲線是定量表征儲層孔隙結構特征的最直接方式，是反映儲層微觀非均質性的最好依據［2-6］。因此，利用毛細管壓力曲線結合相滲曲線，參考測井解釋、完井試氣等資料研究氣水過渡帶分布特征，可以為氣田后續開發提供技術對策，為氣田長期穩產打下基礎。

1 儲層特征及氣藏類型

迪那2氣田主要含氣層位為古近系蘇維依組、庫姆格列木群，其中蘇維依組劃分為3個巖性段，從上至下分別是蘇一段（E2-3s1）、蘇二段（E2-3s2）、蘇三段（E2-3s3），庫姆格列木群同樣從上至下細分為庫一段（E1-2km1）、庫二段（E1-2km2）、庫三段（E1-2km3）。蘇一段、蘇三段、庫二段為主要的產氣層段，之間存在穩定或不穩定的泥巖隔夾層［7］。巖性物性分析表明，古近系儲層總體上屬于低孔低滲和低孔特低滲儲層，孔隙度主要分布區間為4%～10%，滲透率主要分布區間為0.05～1.5 mD，非均質性較強，縱向上儲層變化較大；蘇維依組E2-3s1、E2-3s3儲層物性相對較好，E2-3s2粒度變化較大，泥質層增多、砂體連續性變差；庫姆格列木群相較蘇維依組整體物性變差，僅E1-2km2物性相對較好。

迪那2氣田為背斜構造圈閉，主要目的層蘇維依組氣藏中部（埋深3 415 m）地層壓力為106.22 MPa，壓力系數為2.06～2.29 MPa／100 m，地層溫度為136.27℃，氣藏氣水界面為埋深3 700 m。氣藏類型總體為一個受背斜構造控制的常溫超高壓、低含凝析油的塊狀底水凝析氣藏［8］。

2 氣水過渡帶計算

2.1 公式推導

根據迪那2氣藏溫度、壓力、天然氣密度等參數，首先推導出氣藏條件下液柱高度和毛細管壓力的計算公式，再結合實驗毛細管壓力曲線、相滲曲線，最終計算出氣水過渡帶的厚度（圖1）。

圖1 氣水過渡帶厚度計算思路圖

實驗室用壓汞法測定毛細管壓力，由于測試條件不可能與氣藏條件完全一致，所以需要將實驗室測得的毛細管壓力換算到地層條件下的毛細管壓力，轉換公式為：

式中，(pc)r為地層條件下的毛細管壓力，MPa；σr為氣水兩相界面張力，mN／m；θr為氣水兩相接觸角，（°）；σl為汞與空氣的界面張力，mN／m；θl為汞與空氣接觸角，（°）；(pc)l為實驗室條件下的毛細管壓力，MPa。

已知汞與空氣的界面張力為480 mN／m，接觸角為140°，而地層條件下氣水接觸角為0°，地層條件下氣水兩相界面張力取決于氣藏中的溫度和壓力，通過實驗室不同溫度、壓力條件下所得到的氣水界面張力可知迪那2氣藏氣水兩相界面張力為45 mN／m，將各參數帶入式（1），得到地層條件下毛細管壓力：

當流體密度一定時，可以利用式（3）將毛細管壓力值換算成相應的液柱高度：

式中，h為氣水界面以上氣的液柱高度，m； ρw為地層條件下水的密度，kg／m3； ρg為地層條件下的天然氣密度，kg／m3；γo為天然氣相對密度，無量綱； pr為地層壓力，MPa；Zr為地層壓力偏差系數；Tr為地層溫度，K。

通過式（4）計算得出迪那2氣藏天然氣密度為363 kg／m3，將此結果帶入式（3）并結合式（2），最終得到地層條件下的毛細管壓力和氣液柱高度的關系式為：

2.2 氣水過渡帶計算

迪那2氣藏東西部物性差異較大，考慮到區塊代表性和資料齊全性（做過毛細管壓力實驗和相滲實驗且數據點較多）兩個因素，在迪那2氣田東部、中部、西部選擇了DN202井、DN201井、DN205H井分別計算氣水過渡帶厚度（圖2）。

圖2 迪那2氣田古近系頂面構造圖

在實驗中，首先盡量選擇同一深度即物性相同的樣品，并將實驗得到的毛細管壓力曲線和相滲曲線疊置，再根據式（5）將氣柱高度投在毛細管壓力曲線的縱坐標上，從而直觀展示氣水分布特征。以DN201井為例，該井氣水界面位于白堊系地層，地層物性較差且孔隙度約6%，因此選擇物性較接近的實驗樣品（深度為4 987.99 m的數據點，孔隙度為6.8%）。從圖3a可以看出，臨界含水飽和度為46%（A點，該點水相滲透率為0），對應的毛細管壓力為15 MPa，根據公式計算液柱高度為276 m；臨界含氣飽和度為93%（B點，該點氣相滲透率為0），對應的毛細管壓力為0.35 MPa，計算得出氣柱高度為6.4 m。在毛細管壓力曲線上，A點以上為產純氣區，B點以下為產純水區，A和B之間則為氣水同產區，氣水過渡帶厚度為266 m［9］。

圖3 迪那201井4 987.99 m氣水過渡帶厚度計算圖

用同樣的方法計算得出DN205H井蘇三段氣水過渡帶厚度為180 m，DN202井庫二段氣水過渡帶厚度為205 m。其余儲層段的氣水過渡帶厚度因缺乏實驗數據無法計算，考慮到氣水過渡帶厚度和儲層物性相關性較大，將3口井所有實驗數據進行計算并統一整理，總結出區塊儲層物性和氣水過渡帶厚度的關系（表1）。根據各儲層段的物性并參考表1，分析得到各層段的氣水過渡帶厚度（表2）。

表1 迪那2區塊儲層物性和氣水過渡帶厚度關系統計表

表2 迪那2區塊各儲層段氣水過渡帶厚度表

3 氣水分布模式建立

3.1 氣水分布模式建立

根據表2的氣水過渡帶厚度，結合迪那2氣田自由水面位置（埋深3 880 m），計算各層段純氣層底界的深度，從而建立迪那2氣田氣水分布模式（圖4）。如圖4所示，儲層整體上具有東部氣水過渡帶較薄，純氣層底界較深的特點；縱向上看蘇一段、蘇三段物性較好，氣水過渡帶較薄，純氣層底界較深，而白堊系物性較差，純氣層底界較高。

3.2 氣水分布模式驗證

將迪那2氣田單井測試成果疊加到建立的氣水分布模式上進行驗證（圖5），其中DN2-8井在白堊系內部測試兩層，下層測試為氣水同層，測試結果和氣水分布模式相符；DN3井蘇一段下部測試為氣水同層，DN205H井蘇三段測試為含水氣層，這兩層都位于氣水過渡帶內上部，證明建立的氣水分布模式和實際測試結果相符，為后期新井射孔層位的優選、完鉆井深的合理確定打下基礎。

圖4 迪那2氣田氣水分布模式圖

圖5 迪那2氣田氣水分布模式驗證圖

4 結論

1）通過測試資料證明采用毛細管壓力曲線結合相滲曲線的方法研究氣水過渡帶的分布特征并依此建立氣水分布模式的方法是可行的，可以在類似的低滲氣藏使用。

2）從建立的氣水分布模式可以看出，氣田東部較西部氣水過渡帶更薄且純氣層底界更深，庫二段、白堊系純氣層底界依次變淺，此結論對氣藏儲量精細計算、射孔方案設計以及開發中后期防水、控水具有指導意義。