利用巖心資料確定低滲透氣藏產(chǎn)氣界面的新方法

劉子雄， 王杏尊， 李敬松， 黃子俊， 吳 英

(中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 300450)

?

?油氣開發(fā)?

利用巖心資料確定低滲透氣藏產(chǎn)氣界面的新方法

劉子雄， 王杏尊， 李敬松， 黃子俊， 吳 英

(中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 300450)

低滲透氣藏的產(chǎn)氣界面對(duì)于井位部署和射孔層位優(yōu)化非常重要，但常用產(chǎn)氣界面計(jì)算方法忽略了氣水過渡帶的影響并存在較多的限制條件。根據(jù)4個(gè)低滲透氣田729塊巖心的試驗(yàn)數(shù)據(jù)，建立了束縛水飽和度計(jì)算模型，12口井的測井解釋結(jié)果表明該模型能夠準(zhǔn)確判斷產(chǎn)出流體類型；根據(jù)巖心滲透率對(duì)202塊巖心毛細(xì)管壓力曲線進(jìn)行分類和歸一化處理，得到了氣柱高度與毛細(xì)管壓力、含氣飽和度的計(jì)算關(guān)系式，建立了產(chǎn)氣界面深度的計(jì)算模型。應(yīng)用該模型對(duì)A氣田2口探井的S層產(chǎn)氣界面進(jìn)行了計(jì)算，計(jì)算結(jié)果與實(shí)際實(shí)施井一致，證明該計(jì)算模型的計(jì)算結(jié)果準(zhǔn)確可靠。研究表明，利用巖心資料可以準(zhǔn)確確定低滲透氣藏的產(chǎn)氣界面，從而指導(dǎo)井位部署和射孔優(yōu)化。

低滲透氣藏；產(chǎn)氣界面；束縛水飽和度；氣柱高度；毛細(xì)管壓力

低滲透氣藏的產(chǎn)氣界面對(duì)計(jì)算氣藏的含氣面積、氣層有效厚度和儲(chǔ)量等極為重要[1-3]。由于低滲透氣藏孔隙結(jié)構(gòu)差，孔隙與喉道細(xì)小，致使氣水分異作用減弱，存在較高的氣水過渡帶，影響氣藏開發(fā)效果[4-5]。準(zhǔn)確確定低滲透氣藏的產(chǎn)氣界面(儲(chǔ)層可動(dòng)流體僅為氣相的界面)[6]，能夠指導(dǎo)射孔層位和后期的開發(fā)方案調(diào)整[4]。目前低滲透氣藏計(jì)算產(chǎn)氣界面相關(guān)數(shù)據(jù)的方法很多，但應(yīng)用時(shí)均存在一定的限制條件，且未考慮氣水過渡帶的影響，若氣井位于過渡帶，則會(huì)出現(xiàn)氣水兩相滲流，由于可動(dòng)水對(duì)氣相相對(duì)滲透率的影響較大，將嚴(yán)重影響氣井的壓力波及半徑和氣井產(chǎn)能的發(fā)揮，導(dǎo)致氣井產(chǎn)能迅速下降[5，7]，因此有必要對(duì)產(chǎn)氣界面開展研究，明確產(chǎn)氣不產(chǎn)水層的位置。由于束縛水飽和度、氣柱高度主要受儲(chǔ)層物性影響[8]，因此可以通過巖心試驗(yàn)建立物性與低滲透氣藏的束縛水飽和度及氣柱高度的數(shù)學(xué)模型，從而確定氣水過渡帶和產(chǎn)氣界面，因?yàn)槭褂玫膮?shù)主要為巖心試驗(yàn)數(shù)據(jù)和測井參數(shù)，所以限制條件少。筆者通過對(duì)取自4個(gè)低滲透氣田的729塊巖心的壓汞毛細(xì)管壓力曲線、相滲曲線進(jìn)行分析，建立了滲透率與束縛水飽和度的函數(shù)關(guān)系，并利用油層物理方法，根據(jù)巖心滲透率對(duì)202塊巖心毛細(xì)管壓力曲線進(jìn)行分類和歸一化處理[9]，得到了氣柱高度與毛細(xì)管壓力、含氣飽和度的計(jì)算關(guān)系式，最后推導(dǎo)出產(chǎn)氣界面深度的計(jì)算模型。

1 束縛水飽和度的確定

利用束縛水飽和度分析儲(chǔ)層是否含有可動(dòng)水，是判斷儲(chǔ)層流體的一種重要方法[7]。目前計(jì)算束縛水飽和度的方法較多，其中巖心試驗(yàn)法的效果較好[9-10]。研究表明，束縛水飽和度與儲(chǔ)層的孔滲相關(guān)性好[11]，選取平均滲透率為0.62～6.00 mD的4個(gè)常規(guī)低滲透氣田的729塊巖心(A氣田557塊巖心，滲透率為0.05～5.00 mD，平均滲透率為0.62 mD，孔隙度為3.6%～11.3%，平均孔隙度6.8%；B氣田51塊巖心，滲透率為0.002～121.000 mD，平均滲透率為2.000 mD，孔隙度為2.1%～22.0%，平均孔隙度8.9%；C氣田60塊巖心，滲透率為0.01～99.00 mD，平均滲透率為1.10 mD，孔隙度為3.3%～19.0%，平均孔隙度7.6%；D氣田61塊巖心，滲透率為0.07～60.00 mD，平均滲透率為6.00 mD，孔隙度為3.9%～16.0%，平均孔隙度8.9%)，分析壓汞毛細(xì)管壓力曲線和相滲曲線試驗(yàn)結(jié)果，通過回歸滲透率與束縛水飽和度的相關(guān)關(guān)系，建立了滲透率與束縛水飽和度的函數(shù)關(guān)系(由于C氣田中儲(chǔ)層泥質(zhì)含量高達(dá)15%以上，并且伴隨微裂縫發(fā)育，巖心試驗(yàn)的規(guī)律與其他3個(gè)氣田不同，因此在回歸滲透率與束縛水飽和度關(guān)系時(shí)，未采用C氣田的巖心數(shù)據(jù))，結(jié)果見圖1。由于采用不同氣田的巖心數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，滲透率與束縛水飽和度的相關(guān)系數(shù)較高，因此可以廣泛應(yīng)用于常規(guī)低滲透氣田。

圖1 通過巖心試驗(yàn)建立的束縛水飽和度與滲透率關(guān)系曲線Fig.1 Correlation between saturation and permeability of irreducible water established through experiments

根據(jù)A，B，D等3個(gè)氣田的巖心試驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，分段回歸出束縛水飽和度的計(jì)算公式為：

(1)

式中：Swr為束縛水飽和度，%；K為儲(chǔ)層滲透率，mD。

選取上述4個(gè)氣田中12口氣井的測井解釋參數(shù)和測試結(jié)論對(duì)式(1)的準(zhǔn)確性進(jìn)行驗(yàn)證，結(jié)果見圖2。其中，產(chǎn)氣不產(chǎn)水的有T12井、C3井和D2井，氣水同產(chǎn)井有B3井、A1井、A2井、A3井、A4井、A5井和D3井，產(chǎn)水且有微量產(chǎn)氣的井有B2H7井和C1井。

圖2 12口氣井的測井解釋結(jié)果與束縛水飽和度曲線Fig.2 Well logging data and irreducible water saturation curves from 12 gas wells

從圖2可以看出：位于束縛水飽和度曲線以上各點(diǎn)，明顯存在可動(dòng)水，除C3井以外(分析認(rèn)為，其主要原因是位于束縛水飽和度線以上的2個(gè)點(diǎn)物性較差，同時(shí)所在的小層厚度小，不到1 m，產(chǎn)出水量少)，所有的產(chǎn)水產(chǎn)氣井以束縛水飽和度曲線為明顯的分界線。這表明采用根據(jù)壓汞毛細(xì)管壓力曲線和相滲曲線綜合得出的束縛水飽和度能夠準(zhǔn)確判斷流體類型，準(zhǔn)確率在92%以上。

2 氣柱高度計(jì)算方法的建立

毛細(xì)管壓力在油氣運(yùn)移中起到至關(guān)重要的作用，是油氣二次運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?，影響?chǔ)層成藏后的含氣飽和度[12-13]。儲(chǔ)層被氣體充注之前飽和水，當(dāng)非潤濕相的烴類氣體形成連續(xù)氣柱并達(dá)到一定高度后，所受浮力大于巖石的排驅(qū)壓力，天然氣將驅(qū)替出巖石孔隙中的水[13]。伴隨著氣柱高度的增加，氣柱所受浮力變大，能克服更大的毛細(xì)管壓力，氣體將充注更小的孔喉半徑所連通的空間，即一個(gè)氣柱高度對(duì)應(yīng)一個(gè)孔喉半徑，大于該半徑的孔喉所連通的巖石孔隙空間被天然氣充填，低于該半徑則仍被水飽和。因此，低滲透氣藏中原始含氣飽和度既是儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)的函數(shù)[13]，也是氣柱高度的函數(shù)。

試驗(yàn)條件下測定巖石毛細(xì)管壓力與儲(chǔ)層條件下的天然氣受力過程相似，但試驗(yàn)條件的流體、接觸角、表面張力與儲(chǔ)層條件不一致。因此，需要將壓汞試驗(yàn)中測出的毛細(xì)管壓力換算為儲(chǔ)層條件下的毛細(xì)管壓力，換算關(guān)系式為[13]：

(2)

式中：pwg為氣層條件下的毛細(xì)管壓力，MPa；σwg為氣層條件下的氣水界面張力，一般取50 mN/m；σHg為試驗(yàn)條件下的界面張力，一般取480 mN/m；θwg為氣層條件下的接觸角，一般取0°；θHg為試驗(yàn)條件下的接觸角，一般取140°；pHg為壓汞試驗(yàn)得到的毛細(xì)管壓力，MPa。

代入各個(gè)參數(shù)的值，可得：

(3)

從式(3)可以看出，壓汞試驗(yàn)中測出的毛細(xì)管壓力pHg是氣層條件下毛細(xì)管壓力pwg的7.5倍。將儲(chǔ)層條件下的毛細(xì)管壓力換算為氣柱高度，則得[14]：

(4)

式中：H為氣柱高度，m；ρw為地層水密度，kg/m3；ρg為氣層條件下的天然氣密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2。

根據(jù)流體分析得知，A氣田氣層條件下ρg=210 kg/m3、ρw=1 010 kg/m3、g=9.8 m/s2，將其代入式(4)，可得儲(chǔ)層條件下氣柱高度和壓汞試驗(yàn)測得的毛細(xì)管壓力之間的關(guān)系式為：

H=126.8pHg

(5)

從式(5)可以看出，壓汞試驗(yàn)測出的汞柱壓力(毛細(xì)管壓力)與氣柱高度成正比關(guān)系。

研究大量的低滲透氣藏巖心毛細(xì)管壓力曲線可知：毛細(xì)管壓力和含氣飽和度在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)中表現(xiàn)為線性關(guān)系[15-16]。對(duì)其采用分型理論描述，則毛細(xì)管壓力與含氣飽和度的關(guān)系式為[17]：

(6)

式中：pC min為排驅(qū)壓力，即儲(chǔ)層最大連通孔隙對(duì)應(yīng)的毛細(xì)管壓力，MPa；Sg試驗(yàn)中的非潤濕相飽和度(與氣藏的含氣飽和度有關(guān))；D為分形維數(shù)，取值2～3。

將式(5)代入式(6)，即可獲得氣柱高度和含氣飽和度的關(guān)系式：

(7)

統(tǒng)計(jì)A，B，C和D等4個(gè)氣田202組巖心壓汞試驗(yàn)測出的毛細(xì)管壓力曲線，同時(shí)根據(jù)這些巖心滲透率的大小將毛細(xì)管壓力曲線分為9個(gè)物性段，在每一物性段的毛細(xì)管壓力曲線中求取各組曲線的平均pC min和D[17]，進(jìn)而根據(jù)式(7)繪制出不同儲(chǔ)層條件下含氣飽和度與氣柱高度的關(guān)系圖版(見圖3)。

圖3 不同儲(chǔ)層條件下含氣飽和度與氣柱高度的關(guān)系圖版Fig.3 Correlation between gas saturation and gas column height under different reservoir conditions

從圖3可以看出，不同滲透率儲(chǔ)層含氣飽和度所對(duì)應(yīng)的氣柱高度(氣水過渡帶的范圍)不同。當(dāng)滲透率低于0.1 mD時(shí)，相同含氣飽和度對(duì)應(yīng)的氣柱高度相近，主要是由于滲透率較低時(shí)，儲(chǔ)層所對(duì)應(yīng)的毛細(xì)管壓力相近；當(dāng)滲透率高于0.1 mD時(shí)，相同含氣飽和度對(duì)應(yīng)的氣柱高度差異較大；同時(shí)由于滲透率的不同，束縛水飽和度存在差異，與束縛水飽和度相對(duì)應(yīng)的氣柱高度差異更大。物性越好，構(gòu)造對(duì)含氣性的影響越顯著；同一儲(chǔ)層同一深度，物性越好，含氣性越好。D氣田物性統(tǒng)計(jì)得出，其主要層位滲透率低于0.3 mD,對(duì)應(yīng)的含氣飽和度低于32%，結(jié)合圖3可知，該氣田對(duì)應(yīng)的氣柱高度小于3 m。

3 產(chǎn)氣界面的確定

根據(jù)巖心毛細(xì)管壓力試驗(yàn)結(jié)果，可確定出不同物性對(duì)應(yīng)的氣柱高度分布圖。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)9個(gè)物性段含氣飽和度與氣柱高度的關(guān)系，結(jié)合單井測井解釋的滲透率K和含氣飽和度Sg來計(jì)算產(chǎn)氣界面。公式中使用測井滲透率時(shí)需要采用巖心試驗(yàn)校正，根據(jù)測井解釋的物性和含氣飽和度，結(jié)合式(7)計(jì)算出對(duì)應(yīng)的氣柱高度H1：

(8)

然后根據(jù)式(1)計(jì)算出該井對(duì)應(yīng)的束縛水飽和度，進(jìn)而計(jì)算出該束縛水飽和度對(duì)應(yīng)的氣柱高度H2：

(9)

結(jié)合式(8)和式(9)推導(dǎo)出最終的產(chǎn)氣界面深度的計(jì)算公式為：

式中：Hg為產(chǎn)氣界面深度，m；Hd為解釋層中部深度，m；H1為解釋層含氣飽和度對(duì)應(yīng)的氣柱高度，m；H2為束縛水飽和度對(duì)應(yīng)的氣柱高度，m。

從式(10)可以看出：當(dāng)束縛水飽和度大于測井解釋含水飽和度時(shí)，產(chǎn)氣界面與儲(chǔ)層排驅(qū)壓力呈現(xiàn)線性遞減的關(guān)系，與分形維數(shù)呈現(xiàn)單調(diào)降函數(shù)關(guān)系；反之，產(chǎn)氣界面與排驅(qū)壓力為線性遞增的關(guān)系，與分形維數(shù)呈現(xiàn)單調(diào)升函數(shù)關(guān)系；滲透率與產(chǎn)氣界面呈現(xiàn)冪函數(shù)關(guān)系，當(dāng)滲透率K≤1 mD時(shí)為單調(diào)降，當(dāng)滲透率K>1 mD時(shí)為單調(diào)增；含氣飽和度與產(chǎn)氣界面呈現(xiàn)單調(diào)降的冪函數(shù)關(guān)系。

4 應(yīng)用實(shí)例

A氣田A1井S層深度3 394.60～3 400.30 m，解釋滲透率為3.2 mD，含水飽和度68%。根據(jù)該層解釋的滲透率，用式(1)計(jì)算出束縛水飽和度為48%，即含氣飽和度大于52%時(shí)儲(chǔ)層產(chǎn)氣，而含氣飽和度為52%時(shí)，對(duì)應(yīng)的氣柱高度H2約為20 m；對(duì)照?qǐng)D3，結(jié)合測井解釋的含水飽和度為68%，對(duì)應(yīng)的含氣飽和度為32%，在該飽和度下氣柱高度H1約為4 m；儲(chǔ)層中部深度Hd為3 397.45 m；采用式(10)計(jì)算出該井S層的產(chǎn)氣界面深度為3 413.45 m，推測產(chǎn)氣界面高于解釋層16 m(見圖4)。

圖4 A1井產(chǎn)氣界面分析結(jié)果 Fig.4 Analysis for the gas production interface in Well A1

根據(jù)上面計(jì)算出的A1井S層產(chǎn)氣界面深度3 413.45 m，在砂體展布和構(gòu)造研究成果(見圖5)中繪制出其構(gòu)造線，該構(gòu)造線內(nèi)的面積為產(chǎn)氣不產(chǎn)水區(qū)域，圈出產(chǎn)氣區(qū)面積為0.6 km2。位于產(chǎn)氣區(qū)外的A1井壓裂后產(chǎn)氣量為0.23×104m3/d，產(chǎn)水量為29 m3/d；后期在圈定的產(chǎn)氣區(qū)內(nèi)新鉆A2井，壓裂后測試產(chǎn)氣量為4.3×104m3/d，不產(chǎn)水。通過對(duì)比產(chǎn)氣區(qū)內(nèi)外氣井的測試情況得出：位于產(chǎn)氣區(qū)內(nèi)的氣井壓裂后只產(chǎn)氣不產(chǎn)水，位于產(chǎn)氣界面外的氣井壓裂后氣水同產(chǎn)，表明產(chǎn)氣界面深度計(jì)算準(zhǔn)確。

圖5 A氣田A1井S層氣水平面分布Fig.5 Horizontal distribution of gas and water in formation S of Gas Field A of Well A drill through

5 結(jié) 論

1) 產(chǎn)氣界面主要受儲(chǔ)層滲透率、排驅(qū)壓力、含氣飽和度和分形維數(shù)影響，其中滲透率影響最顯著，滲透率越高，氣柱高度差越大。

2) 利用壓汞毛細(xì)管壓力曲線和相滲曲線綜合得出的束縛水飽和度，結(jié)合測井解釋原始含水飽和度，能夠準(zhǔn)確判斷儲(chǔ)層流體類型；通過統(tǒng)計(jì)分析不同氣田的低滲透巖心試驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，泥質(zhì)含量低于15%的常規(guī)低滲透儲(chǔ)層的滲透率和束縛水飽和度相關(guān)性高，可以根據(jù)統(tǒng)計(jì)區(qū)域束縛水飽和度的試驗(yàn)結(jié)果，建立束縛水飽和度與滲透率的計(jì)算模型。

3) 毛細(xì)管壓力是影響儲(chǔ)層含氣飽和度的一個(gè)重要因素，分析表明：物性越好，構(gòu)造對(duì)含氣性的影響越顯著；同一儲(chǔ)層同一高度，物性越好，氣柱高度越高，含氣性越好。

4) 根據(jù)文中建立的氣柱高度與含氣飽和度關(guān)系圖版和計(jì)算公式，可以準(zhǔn)確計(jì)算產(chǎn)氣界面的深度和面積，應(yīng)用實(shí)例表明，產(chǎn)氣界面的計(jì)算模型具有較好的準(zhǔn)確性。

References

[1] 羅興平，張大勇，王燕，等.MDT單壓力點(diǎn)確定油/氣/水界面方法[J].測井技術(shù)，2011,35(2)：180-182. LUO Xingping,ZHANG Dayong,WANG Yan,et al.A method of determining oil/gas/water interface by MDT single pressure data point[J].Well Logging Technology,2011,35(2):180-182.

[2] 伍藏原，陳文龍.利用試井?dāng)?shù)據(jù)確定凝析氣藏氣水界面位置[J].油氣井測試，2004,13(3)：16-17. WU Zangyuan,CHEN Wenlong.Determining depth of gas and water interface in condensate gas reservoir using test data[J].Well Testing,2004,13(3):16-17.

[3] 丁鈴.確定氣水界面的新方法[J].油氣井測試，2007,16(3)：28-30. DING Ling.A new way to determine gas and water interface[J].Well Testing,2007,16(3):28-30.

[4] 李成，孫來喜，袁京素，等.低滲透氣藏氣水界面預(yù)測新方法[J].鉆采工藝，2009,32(3)：60-62. LI Cheng,SUN Laixi,YUAN Jingsu,et al.A new prediction method of gas/water interface in low permeability gas reservoir[J].Drilling & Production Technology,2009,32(3):60-62.

[5] 華銳湘，賈英蘭，李清，等.澀北氣田氣水分布及氣水運(yùn)動(dòng)規(guī)律分析[J].天然氣工業(yè)，2009,29(7)：68-71. HUA Ruixiang,JIA Yinglan,LI Qing,et al.An analysis of gas-water distribution and its movement law in the Sebei Gas Field[J].Natural Gas Industry,2009,29(7):68-71.

[6] 李愛國，易海永，涂建斌，等.壓力交會(huì)法確定ZG氣田石炭系氣藏氣水界面[J].天然氣工業(yè)，2005，25(增刊A)：35-37. LI Aiguo,YI Haiyong,TU Jianbin,et al.Determining the gas-water interface of carboniferous gas reservoir in ZG Field by pressure intersection method[J].Natural Gas Industry,2005,25(supplement A):35-37.

[7] 華永川.川東北飛仙關(guān)組鮞灘氣藏氣水界面預(yù)測方法[J].天然氣工業(yè)，2004，24(8)：76-77. HUA Yongchuan.Prediction method of gas-water interface for oolitic beach reservoir of Feixianguan Group in Northeast Sichuan[J].Natural Gas Industry,2004,24(8):76-77.

[8] 何更生.油層物理[M].北京：石油工業(yè)出版社，1994：80-86. HE Gengsheng.Reservoir physics[M].Beijing:Petroleum Industry Press,1994:80-86.

[9] 劉子雄.低滲氣藏可動(dòng)水識(shí)別方法研究[J].石油地質(zhì)與工程，2016，30(2)：93-95，135. LIU Zixiong.Movable water recognition method research of low permeability gas reservoir[J].Petroleum Geology and Engineering,2016,30(2):93-95,135.

[10] 邢會(huì)民.基于常規(guī)測井資料的束縛水飽和度綜合確定方法研究[J].鉆采工藝，2010，33(增刊1)：37-40. XING Huimin.Comprehensive determination method study on the irreducible water saturation based on the routine logging data[J].Drilling & Production Technology,2010,33(supplement 1):37-40.

[11] 高華，高楚橋，胡向陽.鶯歌海盆地束縛水飽和度影響因素研究[J].石油物探，2005，44(2)：158-159. GAO Hua,GAO Chuqiao,HU Xiangyang.Influential factors of irreducible water saturation in Yinggehai[J].Geophysical Prospecting for Petroleum,2005,44(2):158-159.

[12] 成志剛，王黎.利用NMR資料建立束縛水解釋模型[J].江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2003，25(2)：66-67. CHENG Zhigang,WANG Li.Establishment of bound water interpreting model with nuclear magnetic resonance(NMR)data[J].Journal of Jianghan Petroleum Institute,2003,25(2):66-67.

[13] 金燕.測井模糊聚類法在復(fù)雜碳酸鹽巖氣藏含氣面積圈定中的應(yīng)用[J].天然氣工業(yè)，1997,17(2)：24-27. JIN Yan.Application of logging fuzzy clustering procedure in delimitating the gas bearing area of complex carbonate reservoirs[J].Natural Gas Industry,1997,17(2):24-27.

[14] 李寧，周克明，張清秀，等.束縛水飽和度實(shí)驗(yàn)研究[J].天然氣工業(yè)，2002，22(增刊1)：110-113. LI Ning,ZHOU Keming,ZHANG Qingxiu,et al.Experimental research on irreducible water saturation[J].Natural Gas Industry,2002,22(supplement 1):110-113.

[15] 邸世祥.碎屑巖儲(chǔ)集層的孔隙結(jié)構(gòu)及其成因與對(duì)油氣運(yùn)移的控制作用[M].西安：西北大學(xué)出版社，1991：50-56. DI Shixiang.Pore structure clastic reservoir and its control on hydrocarbon migration[M].Xi’an:Northwestern University Press,1991:50-56.

[16] 廖明光，李士倫，談德輝.砂巖儲(chǔ)層滲透率與壓汞曲線特征參數(shù)間的關(guān)系[J].西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2001，23(4)：5-8. LIAO Mingguang,LI Shilun,TAN Dehui.Relationship between permeability and mercury injection parameters curve for sandstone reservoir[J].Journal of Southwest Petroleum Institute,2001,23(4):5-8.

[17] 楊宇，周文，林璠，等.一種新的致密氣藏平均毛管壓力計(jì)算模型[J].成都理工大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2014，41(6)：768-772. YANG Yu,ZHOU Wen,LIN Fan,et al.A new method for computing average capillary pressure curve of tight gas reservoir[J].Journal of Chengdu University of Technology(Science & Technology Edition),2014,41(6):768-772.

[編輯 令文學(xué)]

New Technique in the Identification of Water-Gas Interface in Low Permeability Gas Reservoirs from Core Data

LIU Zixiong, WANG Xingzun, LI Jingsong, HUANG Zijun, WU Ying

(ProductionOptimizationR&DInstitute,ChinaOilfieldServicesLtd.,Tianjin，300450,China)

The accurate determination of gas-production interface is crucial in the well location and perforation interval selection. With some preconditions, the conventional techniques used in determination of the interface neglect the effect of the gas-water transition zone. In this paper, a model to calculate irreducible water saturation from tested data of 729 core samples of four low-permeability gas fields was built. Logging data interpretation results from 12 wells showed that the new model could accurately determine the produced fluid type. Through classification and normalization of capillary forces in accordance with core permeability of 202 samples, correlation among heights of gas column, capillary forces and gas saturation can be constructed. The model then was used in calculation of gas production interface in formation S of A Gas Field in 2 exploration wells. The interface predicted from the model was then confirmed in practice and accuracy of the calculation model was also verified. Research results dsmonstrate that gas-production interface in low-permeability gas reservoirs can be determined accurately by using core data to optimize well location and perforation interval.

low permeability gas reservoir；gas-production interface；irreducible water saturation；gas column height；capillary force

2016-02-04；改回日期：2016-10-12。

劉子雄(1982—)，男，湖北隨州人，2006年畢業(yè)于長江大學(xué)石油工程專業(yè)，2009年獲長江大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)碩士學(xué)位，工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。E-mail：liuzx2@cosl.com.cn。

中海油田服務(wù)股份有限公司科研項(xiàng)目“山西致密氣壓裂增產(chǎn)效果綜合評(píng)價(jià)研究及應(yīng)用”(編號(hào)：YSB16YF004)資助。

10.11911/syztjs.201606015

TE311

A

1001-0890(2016)06-0088-05