基于含水率定量计算的低渗气藏流体性质判别方法

2021-06-08夏瑜陈浩单理军姚锋盛胡文亮

断块油气田 2021年3期

夏瑜，陈浩，单理军，姚锋盛，胡文亮

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335）

0 引言

在油气田勘探阶段，一般通过测试方式来获知储层流体性质，测试结论能代表储层的真实产出情况，但测试周期较长、成本较高，大都针对重点层位。测井技术中，可以通过“双饱和度”方法来判断储层流体性质，但无法预测产出流体的含量。前人对此作过很多研究：林景晔等［1］基于可动水分析进行油水层的产水率计算；胡俊等［2］从渗流理论的角度出发，利用产水率评价油藏高含水期水淹层；钟思存等［3］研究含水饱和度与产水率的函数关系，使得计算的精度更高；张少华等［4］结合fisher判别法识别流体性质并计算含水率，进行含油储层分级评价。上述方法都是以渗流理论为基础，研究油藏中流体饱和度与含水率之间的关系，未涉及气藏，本文针对气藏含水率展开研究。

1 研究区概况

东海西湖凹陷低渗储层较发育，储量规模较大，但该类气藏储层非均质性较强，气水分异不明显，部分气藏含水饱和度高，表现为气水过渡带的特征。随着勘探开发力度的加大，发现低渗气藏开发过程中普遍产水，导致气井在生产过程中产能较低，并伴随递减较快的特点，制约低渗气藏经济有效的开发，因此，在勘探阶段弄清储层的流体性质显得尤为重要。

Y构造位于西湖凹陷主要的生烃次洼——西次凹内，供烃条件优越；主要含油气层分布在HG组砂岩中，储层主要为浅灰色细砂岩、中砂岩；砂岩类型以细—中粒岩屑长石砂岩及长石岩屑砂岩为主，其次为长石石英砂岩和岩屑石英砂岩，碎屑成分中石英质量分数在55%～77%，长石10%～20%，岩屑11%～27%，岩石成分成熟度中等—好。填隙物由杂基和胶结物组成，杂基主要为泥质，胶结物以碳酸盐和硅质为主，含少量高岭石。HG组下段储层孔隙度分布在2.1%～13.1%，平均 8.5%；渗透率分布在 0.017×10-3～1.961×10-3μm2，平均0.253×10-3μm2，属于典型的低孔低渗储层。

2 相渗模型及参数确定

气水相对渗透率曲线受岩石孔隙结构、岩石特性、流体性质，以及岩石中流体原始分布和含水饱和度变化方向等多种因素的影响。目前，相渗实验测定的标准方法是稳态法，原理是基于稳定流动时的达西公式，测量相对渗透率与饱和度的关系函数［5-6］。低渗储层岩心非均质性较强，孔隙结构复杂，当含水饱和度增加时，水首先进入岩心中较大的喉道，使得气相渗流的阻力增大，同时水将小孔隙中的气封闭起来，这样有效流动的气体饱和度变低，残余气的饱和度变高。

式中：Krw，Krg分别为水相、气相相对渗透率；分别为水相端点与气相端点相对渗透率；Sw为含水饱和度；Swi，Sgr分别为束缚水、残余气饱和度；n1，n2为指数。

2.1 含水饱和度的计算

由于储层类型为低孔低渗，孔隙结构和泥质分布情况较复杂，需要选用适合储层的饱和度模型。由于Simandoux含水饱和度计算公式具有泥质导电影响校正，故采用该公式计算含水饱和度［7］：

式中：Rt为地层真电阻率，Ω·m；Vsh为地层泥质体积分数；Rsh为泥岩电阻率，Ω·m；φ为地层有效孔隙度；Rw为地层水电阻率，Ω·m；a为岩性系数；m为胶结指数；n为饱和度指数。

2.2 束缚水饱和度的计算

束缚水是指在地层压力条件下滞留于微小毛细管及孔壁表面而不能流出的地层水，低渗储层孔隙结构较复杂，粒度偏细，孔隙空间小，喉道细，砂岩的比表面大，因而能束缚较多的流体［8-10］，具有较高的束缚水饱和度。束缚水饱和度不能通过测井直接测量，只能通过测井信息间接反映出来，孔隙度和渗透率是能间接反映束缚水饱和度大小的岩石物性参数。研究发现，束缚水饱和度与综合物性参数（K为渗透率，φ为孔隙度）具有较好的相关性，毛细管压力实验是确定束缚水饱和度的有效方法。图1为半渗透隔板法毛细管压力测得的Swi与关系图。

图1 Y构造HG6层束缚水饱和度与综合物性参数关系

图2为Y-2井采用上述方法计算的含水饱和度、束缚水饱和度与岩心分析的束缚水饱和度对比图。可见测井计算含水饱和度、束缚水饱和度与岩心分析的束缚水饱和度吻合较好，表明该方法较为合理。

图2 测井计算饱和度与分析饱和度对比

2.3 气水相渗模型建立

含油气饱和度的大小不是产层在生产测试过程是否出水的唯一标准。含束缚水多的产层，即使含油气饱和度小于50%，仍然可产无水油气。相对渗透率的大小是判断储层产液性质最直接的参数，同时也是求取含水率的必要参数［11-13］，本文基于低渗岩心气、水两相渗透率实验进行分析，将残余气与束缚水看成等效束缚水进行下一步的研究。

将实验数据进行多元非线性回归，得到Y构造HG6层气水相对渗透率的计算公式：

当 Swi为 34.2%时，由式（4）、式（5）计算得到的水相相对渗透率与气相相对渗透率如图3所示。

图3 Y构造气、水相对渗透率实验数据分析结果

3 利用测井资料计算含水率

在气层内部，水相以束缚水形式分布于微小毛细孔隙内或被亲水岩石吸附在颗粒表面，气相主要占据在较大的孔喉内或流动阻力较小的部位。这种特征在很大程度上决定地下流体的流动特性和储层的产液性质。当气水两相流体并存时，储层的产液性质可用多相共渗的分流量方程描述［14-16］。对于气水共渗体系，储层的含水率fw为

式中：μw，μg分别为水、气黏度，mPa·s。

分析式（6）可以看出，储层的产液性质取决于各相流体的相对渗透率和黏度。气相、水相相对渗透率的求取方法已作讨论，以下简要说明水、气黏度比的确定。

生产过程中的气、水黏度与地下气藏存在差异，必须把地面状态测得的气、水黏度还原为地下气藏情况下的值。表1为地层条件下的气、水黏度，该层位地下水的平均矿化度为10 000 mg/L。

表1 地层条件下的气、水黏度

4 含水率分级

根据西湖凹陷已有的水气比标准来研究含水率的分布区间，统计开发井产出层位水气比和含水率的关系，得出不同流体性质含水率范围。图4为生产井水气比和含水率的关系图版。

图4 西湖凹陷生产井水气比和含水率关系图版

由图4可见：气层的水气比小于0.3 m3/104m3，含水率小于3%；含水气层的水气比在0.3～2.0 m3/104m3，含水率在3%～20%；气水同层的水气比在2.0～10.0 m3/104m3，含水率在20%～50%；含气水层的水气比在10.0～20.0 m3/104m3，含水率在 50%～70%；水层的水气比大于20.0 m3/104m3，含水率大于70%。

5 应用实例

图5为研究区Y-1井含水率解释成果。由图可见：Y-1井测井计算含水饱和度为28.6%，束缚水饱和度为27.2%，应用模型计算产水率为1.1%，依据分级评价标准解释为气层。X 528～X 556 m试油结果显示，日产气 15.5×104m3，日产水 2.84 m3，投产初期产水率为1.8%，与计算初期产水率结果相符。