基于压力交会法的气水界面预测方法

基于压力交会法的气水界面预测方法

结构气藏通常有统一的气水边境。天然气被水包围在结构圈子里。气藏边界就是气水边界。因此,对这种类型的气藏来讲,确定气水边界是圈定含气面积的关键。G=0.01·A·h·Φ·Sg·1/Bg(1)式中:G为天然气地质储量,108m3;A为含气投影面积,km2;h为有效厚度,m;Φ为有效孔隙度,%;Sg为含气饱和度,%;1/Bg为天然气体积换算因子。ZG气田石炭系气藏是一受构造控制的层状气藏。其东南与乌龙池潜伏构造相邻,西北与高峰场气田隔长江相望,西南为大池干井气田,东北端倾没于万县向斜。根据地震处理解释成果,ZG阳新统底界构造是一夹于⑥号、⑦号两条倾轴断层之间而形成的断垒背斜圈闭,轴向北东,高点位于01FDS020测线1680CDP点,高点海拔-3140m,最低闭合线海拔-3700m,闭合度560m,闭合面积11.2km2,长轴8.3km,短轴1.5km。气藏发现井Z1井于1999年12月18日开钻,2000年6月1日进入志留系15m完钻,未酸化用APR工具完井测试,在井底流压35.80MPa下日产气46.89×104m3,一点法无阻流量91.22×104m3/d。为了评价ZG构造石炭系气藏,西南油气田分公司2003年在ZG构造东北端部署了Z2井,该井于2003年7月3日开钻。2004年3月2日钻穿石炭系目的层进入志留系16m完钻。MDT测试Z2井石炭系产水,未对其进行试油。2000年ZG构造石炭系气藏上报预测储量43.0×108m3,2001年升级控制储量33.78×108m3。一、压力交会法求气水界面当事人的压力在正常的地质条件下,当气藏的渗透性和连通性好时,流体的原始压力大小与构造部位和流体比重有关,它的分布是遵循连通器的原理;在同类、均质的流体分布范围内,原始流体压力随气藏埋深的增加而增加,它们之间呈线形关系(此关系称为压力梯度曲线),其关系表达式为:Pt=A+BH式中:Pt为原始流体压力,MPa;A为直线截距,MPa;B为直线斜率,MPa/m;H为流体中部海拔高度(取绝对值),m。这样在忽略天然气和地层水在井下密度变化的条件下,设同一压力系统内有气井(A井)、水井(B井)各一口(图1),则根据气层压力及气分析成果,建立气藏的压力随海拔深度的变化规律:pg=Ag+dpgdΗ×Ηpg=Ag+dpgdH×H(2)同理建立水层压力随海拔深度变化的规律为:pw=Aw+dpwdΗ×Ηpw=Aw+dpwdH×H(3)式中:pg、pw分别为任意海拔处气层、水层压力,MPa;H为海拔,m;dpgdΗdpgdH、dpwdΗdpwdH分别为气层、水层的压力梯度,MPa/m;Ag、Aw分别为气层、水层海平面处的压力(已知数),MPa。式(2)、(3)得到在任意海拔处两口井的压力差为:显然上式表明:Δp主要是由于气、水的密度差所造成的剩余压力(或过剩压力);Δp与H呈正相关,H越大,Δp就越大;Δp越小(正值),H值就越接近气水界面的海拔。当Δp=0时,由式(4)可得:Ηw=(Ag-Aw)/(dpgdΗ-dpwdΗ)Hw=(Ag−Aw)/(dpgdH−dpwdH)(5)由于同一压力系统内,气水界面处原始气层和水层压力相等,即是说上式为气、水井压力交会法求气水界面海拔的公式。上述论述说明,在已有气层、水层求得准确的地层压力及气、水分析成果的基础上,可用压力交会法求得准确的气水界面。其原理是基于在气层与水层区域内,其压力梯度存在明显的差异,在气水界面处气层和水层的压力相等。在建立气柱方程和水柱方程的基础上,联解方程即可求得气水界面。二、地层压力系统同川东地区其它石炭系气藏一样,ZG气田石炭系气藏属层状裂缝—孔隙型气藏,前人研究及石炭系储层预测表明ZG气田石炭系厚度在横向上分布均较稳定,不存在石炭系缺失,储层横向变化不大,具有一定的连续性,且Z1井和Z2井之间在石炭系层内无断层相隔,显然ZG气田石炭系气藏具有统一压力系统的地质基础。Z1井石炭系产层中部井深3638m(垂深3604.81m),地层压力为46.678MPa,压力系数为1.29;Z2井石炭系产层中部井深3842m(垂深3816.34m),地层压力为47.78MPa,压力系数为1.25;将这两口井石炭系的原始地层压力折算到海拔-3500m处,折算压力仅相差0.04MPa,二者非常接近(表1)。综上所述,ZG气田石炭系气藏是一个具有统一压力系统的气藏,从而证明Z1井、Z2井石炭系处于同一压力系统内。三、气柱方程的建立1.储层地层电阻率特性(1)从测井孔隙度与含水饱和度关系(图2)看,两者具单边双曲线特征,表明为气层。(2)对于以孔隙为主的渗透层,由于钻进过程中泥浆的侵入,造成井周径向地层电阻率变化,在泥浆滤液电阻率大于地层水电阻率的情况下,水层的深浅双侧向曲线呈“负差异”,而气层则呈“正差异”。从Z1井石炭系测井曲线图(彩插图版4)上可见,主要储层段3634～3649m深浅双侧向呈正差异,为气层。(3)测试产纯气46.89×104m3/d。综上所述,Z1井石炭系储层为气层。2.规律和资料作说明Z1井无实测地温资料,借用气藏西北部高峰场气田峰3井的实测地温公式描述气藏温度变化规律:T=273+29.837-0.01909H(6)相关系数R=0.9963,资料点数N=11。式中:T为地层温度,K;H为海拔高程,m。将Z1井石炭系中部海拔-3270.46m代入峰3井回归出的海拔—地温公式即求得平均地层温度为365.42K。3.地层压力和压力Z1井石炭系中部海拔-3270.46m处地层温度为365.42K,地层压力为46.678MPa;同时天然气分析表明其临界温度为191K,临界压力为4.646MPa,由上述参数可求得Z1井石炭系气层的天然气偏差系数为1.1432。4.然气地下密度天然气地下密度计算公式为:ρg=3.484·rg·p/(Z·T)(7)式中:ρg为天然气地下密度,g/cm3;rg为天然气相对密度;p为地层压力,MPa;T为地层温度,K;Z为对应于p、T处的偏差系数,无因次。Z1井rg为0.572,从而ρg为0.22268g/cm3。折算成压力梯度为:dpgdΗ=0.0021837ΜΡa/mdpgdH=0.0021837MPa/m。5.以ag计算提取将Z1井在气藏中部海拔处的地层压力及气藏压力梯度代入式(2)即可得到Ag=39.5363MPa;进而将Ag、气藏压力梯度代入式(2)即可得到Z1井石炭系气柱方程:pg=39.5363-0.0021837H(8)四、柱方程的建立1.水层特征(1)从Z2井测井曲线图上(彩插图版5)可见,其石炭系主要储层段4446.5～4463.6m,深侧向为45～200Ω·m,浅侧向为50～300Ω·m,呈明显的“负差异”,为水层特征。(2)MDT测试Z2石炭系产水。综上所述,本井石炭系产水,故未对石炭系进行试油。2.近地层密度川东地区石炭系勘探成果表明,石炭系储层内的地层水由于其含盐量较大,溶解气极少,使得地层水在地下的体积与其在地面的体积相差极少,因而地层水的体积系数近似为1。因此,这里用Z2井石炭系地层水地面测得的密度1.05833g/cm3作为其在地层条件下的近视密度。折算为压力梯度dpwdΗ=0.01038ΜΡa/m,将该压力剃度值代入式(2)得:pw=Aw-0.01038H。Z2井MDT测试测得4点正常压力,外推至石炭系产层中部井深3842m(海拔-3562.88m)处地层流体压力为47.78MPa,将其代入式(3)求得Aw为10.7973MPa,从而得到Z2井石炭系水柱方程为:pw=10.7973-0.01038H(9)五、气藏气水界面海拔根据上面所建立Z1井石炭系气柱方程pg=