MDT测压资料确定气水界面方法研究及影响因素分析

2022-06-10余逸凡

石油地质与工程 2022年3期

余逸凡

（中海石油（中国）有限上海分公司，上海 200335）

储量评估方法有类比法、物质平衡法和容积法等，其中容积法是勘探开发中最常用的方法之一［1-4］。容积法进行储量评估的参数包括储量级别确定、计算单元划分、气水界面、井控含气面积、有效厚度、有效孔隙度、含气饱和度、采收率和评估价格等，其中气水界面是储量评估中的一个关键参数。

利用试油、测井、岩心资料确定气水界面是最常用、最直接和有效的方法［5］，由于海上钻井、试井作业成本高，只有部分油气层或主力层才可能取得资料，且在勘探阶段探井大多位于构造较高部位，多数油气藏未钻遇流体界面。对于未钻遇到气水界面的计算单元，常采用有效厚度下推或外推的方法，而通过下推或外推方法圈定含气边界计算出的地质储量存在较大不确定性［6-8］。

地层测试器（RCI、MDT等）是近年来应用较为广泛的一项技术［9-10］。对海上油气田储量评价来说，利用地层测试器进行测压作业可有效确定流体类型和流体界面。但测压数据受取点岩层的物性和孔隙流体的影响，压力线存在多解的问题，且测压数据点的分布及数量影响气水界面预测的精度［11］。实际应用中预测的气水界面深度存在一定误差，需要对实际资料进行分析，文中通过对测压数据点确定气、水界面的方法研究，分析存在误差及影响因素，为利用测压资料求取气水界面合理性奠定理论基础。

1 方法原理

由于气层、水层流体密度不同，在压力与深度剖面图上压力梯度线会出现差异，根据压力梯度线可识别出气层和水层。对中、高渗透层来说，MDT测试记录的关井压力就是地层压力，根据测试点的地层压力与深度，可用压力梯度得到地层流体压力方程式，两个方程式的交点即为气、水界面［12］。如图1所示，1井钻遇构造顶部气层，2井钻遇同一套地层的底部水层，气层压力点落在压力梯度线A上，水层压力点落在压力梯度线B上，由于气层流体密度小于水的密度，因此气层的压力梯度大于水层的压力梯度，两条压力梯度线的交点即为气水界面C。

图1 MDT压力数据预测气水界面

在深度-压力剖面中，对于流体性质相同的同一压力系统，在不同深度上测得的地层压力连线理论上呈线性关系［13-16］，关系式为：

式中：P为有效测点的地层压力，KPa；h为对应有效测点的地层垂深，m；K为压力梯度，KPa／m；p为剩余压力，KPa。

经过换算可得到地层流体密度值，换算公式为：

式中：ρ为同一压力系统中地层流体密度，g／cm3；ΔP为两个有效测点间的地层压力差，kPa；Δh为两个有效测点间的垂深差，m。

气相压深关系方程为：

水相压深关系方程为：

两个梯度段的交点（压力相等）即为流体分界面，因此，气、水界面深度h为：

当构造圈闭上只有一口气井，而边部无水层资料时，也可以利用区域的压力资料及水的密度资料代替水层压力资料来计算气水界面。

以图2为例，依据地质资料该M区块气藏为一厚层边水气藏，在气层段、水层段均有测压资料，根据上述方法可以得到气层和水层的压力方程式分别为：

图2 M 区块气藏压力回归剖面

求解方程，得到气水界面垂深为3 908.1 m，测井解释界面垂深为3 915.7 m。虽然存在一定误差，但对于厚层气藏来说，误差在可接受范围内。

2 测压资料影响因素分析

2.1 误差分析

理论上讲，只要测压点没有误差且能够完全代表地层真实情况，此时回归得到的气水界面是准确的，但通过实际经验得知，储层厚度、有效测压点的分布位置和数量都会影响计算精度。在一定厚度的储层中，有效测压点越多（测点间隔最好不小于1 m），计算误差越小［17-19］。在压力测量误差随机分布情况下，斯伦贝谢公司通过数值模拟的方法考察储层厚度和有效测压点数量对计算精度的影响，储层厚度为30 m时，误差小于10%；储层厚度为15 m时，随着测压点数增加，误差由18%逐渐降低到10%；储层厚度为1 m时，误差达200%，随着测压点的增加，误差逐渐降低到80%（图3）。

图3 计算误差与储层厚度和有效测压点数量的关系

2.2 影响因素分析

2.2.1 测压资料校正

测量过程中，受仪器或井况等测试条件影响，有时会导致计量误差。从H区块气藏的气层段泥浆静液柱压力剖面可以看出，有2个测试（红色）点明显偏离泥浆柱梯度线，特征明显不同于一般超压点，可能是仪器计量误差或者测量深度出现误差造成的（图4a）。从图4b可以看出，2个测试点不在气层梯度线上，计算流体密度时应该将这2个点的值舍弃或者校正后使用。

图4 H区块气藏压力-垂深剖面

另外，同一压力系统下的数口井或不同仪器测量的压力-深度关系曲线中出现某口井不重合时，不能简单的解释成超压或非正常压力系统，若辨别为异常值，可通过该井压力加减两井同压力系统内折算的相同深度测量差值进行校正，使其符合其他井的压力-深度关系。

2.2.2 物性与厚度的影响

储层物性、厚度及分布稳定性对地层测试结果影响较大。根据东海油气田大量的应用实例得出，物性较好（压降流度大于5×10-3μm2／CP）、分布稳定的厚层（储层大于2 m）利用压力资料计算流体密度和界面相对可靠。对于中孔中渗以上储层，MDT测压有效测压点成功率较高，通过有效测压点计算流体密度和界面与实际数据基本一致；而对于低渗储层，由于MDT探针抽吸地层流体造成压降带范围很小，很难超出泥浆侵入带，这种测得的压力大于真实地层压力的现象为超压，超压点会偏离随深度增加压力减小或者不变的的整体趋势，回归气水界面时应舍弃类似的超压点。

储层韵律对测压数据也存在一定影响。正韵律储层顶部物性明显较差时，钻井过程中不能形成有效的泥饼，导致泥浆侵入较重造成地层超压，因此测量误差较大，而底部物性较好，测量误差较小，因此计算的流体密度值会偏小；反韵律储层，情况正好相反。实际应用时，较厚储层的测点分布比较均匀，计算误差可以忽略，而较薄储层的测压点较少，会存在一定误差，需要结合其他资料综合判别。

2.2.3 过渡带影响

开发实践证明，气藏中气水界面不止一个。根据毛管压力曲线可知，气藏一般存在三个界面（图5）。初始阶段毛管压力Pc=0时，所对应的深度为自由水界面；毛管压力Pc=Pct时，所对应的压力为第一气水界面（气底）；Pc=Pcd时，所对应的压力称为第二气水界面，有时可粗略等同测井解释中气水同层底。国家储量规范中规定探明储量计算采用测井解释的气底并不完全等同于毛管压力对应的气底。

图5 毛管压力曲线划分气水界面

一般来说，储层岩石的排驱压力和转折压力越大，过渡带就越厚。在实际生产中，储层物性较好时，过渡带范围较小，气底和自由水面的高度可以忽略；但低渗透储层过渡带范围较大，直接采用压力回归计算会导致误差较大，需要结合毛管压力-饱和度关系计算综合确定气水界面。

例如：M气藏为一个厚层边水特低渗气藏，渗透率约为1×10-3μm2，通过测压资料回归，得到气底垂深为3 870 m。钻遇气水界面的3口井平均测井含气饱和度为50%。根据区域气柱高度和饱和度对应关系，50%含气饱和度对应气柱高度约为68 m；而气层含气饱和度为40%（下限）时对应气柱高度约为30 m；二者相差38 m为过渡带影响。因此，因此气水界面垂深应为3 908.0 m（测压气底垂深3 870 m加上过渡带影响的38m），与测井解释气水界面垂深3 915.7 m相近。

2.2.4 水层梯度影响

水线是压力资料求取界面十分关键的要素，回归水线的确定需选择相同系统水层的测压点，但并非所有的气层都能钻遇到对应的水层，因此当只有气层有测压点时，预测气水界面比较困难。对于没有钻遇水层的气层，若借用其他层位的水线预测界面，误差较大。

统计东海油气田的水线发现，油气田并不存在统一的标准水线。油气田正常压力段的水层的压力系数并不为1，一般在油气藏范围内均随着深度增加而变小，其主要原因可能是地层水的矿化度随深度减小导致地层水密度减小而引起的。DST测试及分析化验资料亦证实随着深度的增加，地层水的密度逐渐变小，主要原因是油气藏中测试的水层并非是纯水层，水层的上部含气，导致上部的压力系数比下部高。因深度-压力线受含气性影响较大，深度相差较大的层位借用时会出现明显的误差。如图6所示，E井钻遇一个带底油的底水油气藏，气层段、油层段均有测压资料，水层段没有进行测压。若直接借用临近F井水层的测压梯度回归的油水界面垂深为1 928.0m。该油气田深度每增加1 000 m水层压力系数减小0.007，按照压力系数变化规律折算后梯度回归的油水界面垂深为1 919.5 m，与实际钻遇界面垂深1 918.7 m误差更小。

图6 E井压力回归界面剖面

3 应用实例

图4中H区块是一个带边水的岩性气藏，地层水矿化度为12 828.4 mg／L，地层水密度为1.005 g／cm3，气层流体密度为0.200 g／cm3，在井深3 204.03～3 235.96 m处MDT测井共获取11个压力点，其中有效测试点9个。通过对压力数据分析发现，气层段有3个测试点存在不同程度的超压异常，需要进行剔除；其余6个点数据一致性较好，质量基本可靠。

选择有效的6个数据点作为水层、气层压力分析点，按照确定的水层、气层选择的压力数据，得到水层、气层压力梯度关系，由此确定气水界面垂深为3 207.5 m。