基于壓力交會法的氣水界面預(yù)測方法

結(jié)構(gòu)氣藏通常有統(tǒng)一的氣水邊境。天然氣被水包圍在結(jié)構(gòu)圈子里。氣藏邊界就是氣水邊界。因此,對這種類型的氣藏來講,確定氣水邊界是圈定含氣面積的關(guān)鍵。G=0.01·A·h·Φ·Sg·1/Bg(1)式中:G為天然氣地質(zhì)儲量,108m3;A為含氣投影面積,km2;h為有效厚度,m;Φ為有效孔隙度,%;Sg為含氣飽和度,%;1/Bg為天然氣體積換算因子。ZG氣田石炭系氣藏是一受構(gòu)造控制的層狀氣藏。其東南與烏龍池潛伏構(gòu)造相鄰,西北與高峰場氣田隔長江相望,西南為大池干井氣田,東北端傾沒于萬縣向斜。根據(jù)地震處理解釋成果,ZG陽新統(tǒng)底界構(gòu)造是一夾于⑥號、⑦號兩條傾軸斷層之間而形成的斷壘背斜圈閉,軸向北東,高點位于01FDS020測線1680CDP點,高點海拔-3140m,最低閉合線海拔-3700m,閉合度560m,閉合面積11.2km2,長軸8.3km,短軸1.5km。氣藏發(fā)現(xiàn)井Z1井于1999年12月18日開鉆,2000年6月1日進(jìn)入志留系15m完鉆,未酸化用APR工具完井測試,在井底流壓35.80MPa下日產(chǎn)氣46.89×104m3,一點法無阻流量91.22×104m3/d。為了評價ZG構(gòu)造石炭系氣藏,西南油氣田分公司2003年在ZG構(gòu)造東北端部署了Z2井,該井于2003年7月3日開鉆。2004年3月2日鉆穿石炭系目的層進(jìn)入志留系16m完鉆。MDT測試Z2井石炭系產(chǎn)水,未對其進(jìn)行試油。2000年ZG構(gòu)造石炭系氣藏上報預(yù)測儲量43.0×108m3,2001年升級控制儲量33.78×108m3。一、壓力交會法求氣水界面當(dāng)事人的壓力在正常的地質(zhì)條件下,當(dāng)氣藏的滲透性和連通性好時,流體的原始壓力大小與構(gòu)造部位和流體比重有關(guān),它的分布是遵循連通器的原理;在同類、均質(zhì)的流體分布范圍內(nèi),原始流體壓力隨氣藏埋深的增加而增加,它們之間呈線形關(guān)系(此關(guān)系稱為壓力梯度曲線),其關(guān)系表達(dá)式為:Pt=A+BH式中:Pt為原始流體壓力,MPa;A為直線截距,MPa;B為直線斜率,MPa/m;H為流體中部海拔高度(取絕對值),m。這樣在忽略天然氣和地層水在井下密度變化的條件下,設(shè)同一壓力系統(tǒng)內(nèi)有氣井(A井)、水井(B井)各一口(圖1),則根據(jù)氣層壓力及氣分析成果,建立氣藏的壓力隨海拔深度的變化規(guī)律:pg=Ag+dpgdΗ×Ηpg=Ag+dpgdH×H(2)同理建立水層壓力隨海拔深度變化的規(guī)律為:pw=Aw+dpwdΗ×Ηpw=Aw+dpwdH×H(3)式中:pg、pw分別為任意海拔處氣層、水層壓力,MPa;H為海拔,m;dpgdΗdpgdH、dpwdΗdpwdH分別為氣層、水層的壓力梯度,MPa/m;Ag、Aw分別為氣層、水層海平面處的壓力(已知數(shù)),MPa。式(2)、(3)得到在任意海拔處兩口井的壓力差為:顯然上式表明:Δp主要是由于氣、水的密度差所造成的剩余壓力(或過剩壓力);Δp與H呈正相關(guān),H越大,Δp就越大;Δp越小(正值),H值就越接近氣水界面的海拔。當(dāng)Δp=0時,由式(4)可得:Ηw=(Ag-Aw)/(dpgdΗ-dpwdΗ)Hw=(Ag?Aw)/(dpgdH?dpwdH)(5)由于同一壓力系統(tǒng)內(nèi),氣水界面處原始?xì)鈱雍退畬訅毫ο嗟?即是說上式為氣、水井壓力交會法求氣水界面海拔的公式。上述論述說明,在已有氣層、水層求得準(zhǔn)確的地層壓力及氣、水分析成果的基礎(chǔ)上,可用壓力交會法求得準(zhǔn)確的氣水界面。其原理是基于在氣層與水層區(qū)域內(nèi),其壓力梯度存在明顯的差異,在氣水界面處氣層和水層的壓力相等。在建立氣柱方程和水柱方程的基礎(chǔ)上,聯(lián)解方程即可求得氣水界面。二、地層壓力系統(tǒng)同川東地區(qū)其它石炭系氣藏一樣,ZG氣田石炭系氣藏屬層狀裂縫—孔隙型氣藏,前人研究及石炭系儲層預(yù)測表明ZG氣田石炭系厚度在橫向上分布均較穩(wěn)定,不存在石炭系缺失,儲層橫向變化不大,具有一定的連續(xù)性,且Z1井和Z2井之間在石炭系層內(nèi)無斷層相隔,顯然ZG氣田石炭系氣藏具有統(tǒng)一壓力系統(tǒng)的地質(zhì)基礎(chǔ)。Z1井石炭系產(chǎn)層中部井深3638m(垂深3604.81m),地層壓力為46.678MPa,壓力系數(shù)為1.29;Z2井石炭系產(chǎn)層中部井深3842m(垂深3816.34m),地層壓力為47.78MPa,壓力系數(shù)為1.25;將這兩口井石炭系的原始地層壓力折算到海拔-3500m處,折算壓力僅相差0.04MPa,二者非常接近(表1)。綜上所述,ZG氣田石炭系氣藏是一個具有統(tǒng)一壓力系統(tǒng)的氣藏,從而證明Z1井、Z2井石炭系處于同一壓力系統(tǒng)內(nèi)。三、氣柱方程的建立1.儲層地層電阻率特性(1)從測井孔隙度與含水飽和度關(guān)系(圖2)看,兩者具單邊雙曲線特征,表明為氣層。(2)對于以孔隙為主的滲透層,由于鉆進(jìn)過程中泥漿的侵入,造成井周徑向地層電阻率變化,在泥漿濾液電阻率大于地層水電阻率的情況下,水層的深淺雙側(cè)向曲線呈“負(fù)差異”,而氣層則呈“正差異”。從Z1井石炭系測井曲線圖(彩插圖版4)上可見,主要儲層段3634～3649m深淺雙側(cè)向呈正差異,為氣層。(3)測試產(chǎn)純氣46.89×104m3/d。綜上所述,Z1井石炭系儲層為氣層。2.規(guī)律和資料作說明Z1井無實測地溫資料,借用氣藏西北部高峰場氣田峰3井的實測地溫公式描述氣藏溫度變化規(guī)律:T=273+29.837-0.01909H(6)相關(guān)系數(shù)R=0.9963,資料點數(shù)N=11。式中:T為地層溫度,K;H為海拔高程,m。將Z1井石炭系中部海拔-3270.46m代入峰3井回歸出的海拔—地溫公式即求得平均地層溫度為365.42K。3.地層壓力和壓力Z1井石炭系中部海拔-3270.46m處地層溫度為365.42K,地層壓力為46.678MPa;同時天然氣分析表明其臨界溫度為191K,臨界壓力為4.646MPa,由上述參數(shù)可求得Z1井石炭系氣層的天然氣偏差系數(shù)為1.1432。4.然氣地下密度天然氣地下密度計算公式為:ρg=3.484·rg·p/(Z·T)(7)式中:ρg為天然氣地下密度,g/cm3;rg為天然氣相對密度;p為地層壓力,MPa;T為地層溫度,K;Z為對應(yīng)于p、T處的偏差系數(shù),無因次。Z1井rg為0.572,從而ρg為0.22268g/cm3。折算成壓力梯度為:dpgdΗ=0.0021837ΜΡa/mdpgdH=0.0021837MPa/m。5.以ag計算提取將Z1井在氣藏中部海拔處的地層壓力及氣藏壓力梯度代入式(2)即可得到Ag=39.5363MPa;進(jìn)而將Ag、氣藏壓力梯度代入式(2)即可得到Z1井石炭系氣柱方程:pg=39.5363-0.0021837H(8)四、柱方程的建立1.水層特征(1)從Z2井測井曲線圖上(彩插圖版5)可見,其石炭系主要儲層段4446.5～4463.6m,深側(cè)向為45～200Ω·m,淺側(cè)向為50～300Ω·m,呈明顯的“負(fù)差異”,為水層特征。(2)MDT測試Z2石炭系產(chǎn)水。綜上所述,本井石炭系產(chǎn)水,故未對石炭系進(jìn)行試油。2.近地層密度川東地區(qū)石炭系勘探成果表明,石炭系儲層內(nèi)的地層水由于其含鹽量較大,溶解氣極少,使得地層水在地下的體積與其在地面的體積相差極少,因而地層水的體積系數(shù)近似為1。因此,這里用Z2井石炭系地層水地面測得的密度1.05833g/cm3作為其在地層條件下的近視密度。折算為壓力梯度dpwdΗ=0.01038ΜΡa/m,將該壓力剃度值代入式(2)得:pw=Aw-0.01038H。Z2井MDT測試測得4點正常壓力,外推至石炭系產(chǎn)層中部井深3842m(海拔-3562.88m)處地層流體壓力為47.78MPa,將其代入式(3)求得Aw為10.7973MPa,從而得到Z2井石炭系水柱方程為:pw=10.7973-0.01038H(9)五、氣藏氣水界面海拔根據(jù)上面所建立Z1井石炭系氣柱方程pg=