MDT測壓資料確定氣水界面方法研究及影響因素分析

余逸凡

（中海石油（中國）有限上海分公司，上海 200335）

儲量評估方法有類比法、物質(zhì)平衡法和容積法等，其中容積法是勘探開發(fā)中最常用的方法之一［1-4］。容積法進(jìn)行儲量評估的參數(shù)包括儲量級別確定、計算單元劃分、氣水界面、井控含氣面積、有效厚度、有效孔隙度、含氣飽和度、采收率和評估價格等，其中氣水界面是儲量評估中的一個關(guān)鍵參數(shù)。

利用試油、測井、巖心資料確定氣水界面是最常用、最直接和有效的方法［5］，由于海上鉆井、試井作業(yè)成本高，只有部分油氣層或主力層才可能取得資料，且在勘探階段探井大多位于構(gòu)造較高部位，多數(shù)油氣藏未鉆遇流體界面。對于未鉆遇到氣水界面的計算單元，常采用有效厚度下推或外推的方法，而通過下推或外推方法圈定含氣邊界計算出的地質(zhì)儲量存在較大不確定性［6-8］。

地層測試器（RCI、MDT等）是近年來應(yīng)用較為廣泛的一項技術(shù)［9-10］。對海上油氣田儲量評價來說，利用地層測試器進(jìn)行測壓作業(yè)可有效確定流體類型和流體界面。但測壓數(shù)據(jù)受取點巖層的物性和孔隙流體的影響，壓力線存在多解的問題，且測壓數(shù)據(jù)點的分布及數(shù)量影響氣水界面預(yù)測的精度［11］。實際應(yīng)用中預(yù)測的氣水界面深度存在一定誤差，需要對實際資料進(jìn)行分析，文中通過對測壓數(shù)據(jù)點確定氣、水界面的方法研究，分析存在誤差及影響因素，為利用測壓資料求取氣水界面合理性奠定理論基礎(chǔ)。

1 方法原理

由于氣層、水層流體密度不同，在壓力與深度剖面圖上壓力梯度線會出現(xiàn)差異，根據(jù)壓力梯度線可識別出氣層和水層。對中、高滲透層來說，MDT測試記錄的關(guān)井壓力就是地層壓力，根據(jù)測試點的地層壓力與深度，可用壓力梯度得到地層流體壓力方程式，兩個方程式的交點即為氣、水界面［12］。如圖1所示，1井鉆遇構(gòu)造頂部氣層，2井鉆遇同一套地層的底部水層，氣層壓力點落在壓力梯度線A上，水層壓力點落在壓力梯度線B上，由于氣層流體密度小于水的密度，因此氣層的壓力梯度大于水層的壓力梯度，兩條壓力梯度線的交點即為氣水界面C。

圖1 MDT壓力數(shù)據(jù)預(yù)測氣水界面

在深度-壓力剖面中，對于流體性質(zhì)相同的同一壓力系統(tǒng)，在不同深度上測得的地層壓力連線理論上呈線性關(guān)系［13-16］，關(guān)系式為：

式中：P為有效測點的地層壓力，KPa；h為對應(yīng)有效測點的地層垂深，m；K為壓力梯度，KPa／m；p為剩余壓力，KPa。

經(jīng)過換算可得到地層流體密度值，換算公式為：

式中：ρ為同一壓力系統(tǒng)中地層流體密度，g／cm3；ΔP為兩個有效測點間的地層壓力差，kPa；Δh為兩個有效測點間的垂深差，m。

氣相壓深關(guān)系方程為：

水相壓深關(guān)系方程為：

兩個梯度段的交點（壓力相等）即為流體分界面，因此，氣、水界面深度h為：

當(dāng)構(gòu)造圈閉上只有一口氣井，而邊部無水層資料時，也可以利用區(qū)域的壓力資料及水的密度資料代替水層壓力資料來計算氣水界面。

以圖2為例，依據(jù)地質(zhì)資料該M區(qū)塊氣藏為一厚層邊水氣藏，在氣層段、水層段均有測壓資料，根據(jù)上述方法可以得到氣層和水層的壓力方程式分別為：

圖2 M 區(qū)塊氣藏壓力回歸剖面

求解方程，得到氣水界面垂深為3 908.1 m，測井解釋界面垂深為3 915.7 m。雖然存在一定誤差，但對于厚層氣藏來說，誤差在可接受范圍內(nèi)。

2 測壓資料影響因素分析

2.1 誤差分析

理論上講，只要測壓點沒有誤差且能夠完全代表地層真實情況，此時回歸得到的氣水界面是準(zhǔn)確的，但通過實際經(jīng)驗得知，儲層厚度、有效測壓點的分布位置和數(shù)量都會影響計算精度。在一定厚度的儲層中，有效測壓點越多（測點間隔最好不小于1 m），計算誤差越?。?7-19］。在壓力測量誤差隨機(jī)分布情況下，斯倫貝謝公司通過數(shù)值模擬的方法考察儲層厚度和有效測壓點數(shù)量對計算精度的影響，儲層厚度為30 m時，誤差小于10%；儲層厚度為15 m時，隨著測壓點數(shù)增加，誤差由18%逐漸降低到10%；儲層厚度為1 m時，誤差達(dá)200%，隨著測壓點的增加，誤差逐漸降低到80%（圖3）。

圖3 計算誤差與儲層厚度和有效測壓點數(shù)量的關(guān)系

2.2 影響因素分析

2.2.1 測壓資料校正

測量過程中，受儀器或井況等測試條件影響，有時會導(dǎo)致計量誤差。從H區(qū)塊氣藏的氣層段泥漿靜液柱壓力剖面可以看出，有2個測試（紅色）點明顯偏離泥漿柱梯度線，特征明顯不同于一般超壓點，可能是儀器計量誤差或者測量深度出現(xiàn)誤差造成的（圖4a）。從圖4b可以看出，2個測試點不在氣層梯度線上，計算流體密度時應(yīng)該將這2個點的值舍棄或者校正后使用。

圖4 H區(qū)塊氣藏壓力-垂深剖面

另外，同一壓力系統(tǒng)下的數(shù)口井或不同儀器測量的壓力-深度關(guān)系曲線中出現(xiàn)某口井不重合時，不能簡單的解釋成超壓或非正常壓力系統(tǒng)，若辨別為異常值，可通過該井壓力加減兩井同壓力系統(tǒng)內(nèi)折算的相同深度測量差值進(jìn)行校正，使其符合其他井的壓力-深度關(guān)系。

2.2.2 物性與厚度的影響

儲層物性、厚度及分布穩(wěn)定性對地層測試結(jié)果影響較大。根據(jù)東海油氣田大量的應(yīng)用實例得出，物性較好（壓降流度大于5×10-3μm2／CP）、分布穩(wěn)定的厚層（儲層大于2 m）利用壓力資料計算流體密度和界面相對可靠。對于中孔中滲以上儲層，MDT測壓有效測壓點成功率較高，通過有效測壓點計算流體密度和界面與實際數(shù)據(jù)基本一致；而對于低滲儲層，由于MDT探針抽吸地層流體造成壓降帶范圍很小，很難超出泥漿侵入帶，這種測得的壓力大于真實地層壓力的現(xiàn)象為超壓，超壓點會偏離隨深度增加壓力減小或者不變的的整體趨勢，回歸氣水界面時應(yīng)舍棄類似的超壓點。

儲層韻律對測壓數(shù)據(jù)也存在一定影響。正韻律儲層頂部物性明顯較差時，鉆井過程中不能形成有效的泥餅，導(dǎo)致泥漿侵入較重造成地層超壓，因此測量誤差較大，而底部物性較好，測量誤差較小，因此計算的流體密度值會偏小；反韻律儲層，情況正好相反。實際應(yīng)用時，較厚儲層的測點分布比較均勻，計算誤差可以忽略，而較薄儲層的測壓點較少，會存在一定誤差，需要結(jié)合其他資料綜合判別。

2.2.3 過渡帶影響

開發(fā)實踐證明，氣藏中氣水界面不止一個。根據(jù)毛管壓力曲線可知，氣藏一般存在三個界面（圖5）。初始階段毛管壓力Pc=0時，所對應(yīng)的深度為自由水界面；毛管壓力Pc=Pct時，所對應(yīng)的壓力為第一氣水界面（氣底）；Pc=Pcd時，所對應(yīng)的壓力稱為第二氣水界面，有時可粗略等同測井解釋中氣水同層底。國家儲量規(guī)范中規(guī)定探明儲量計算采用測井解釋的氣底并不完全等同于毛管壓力對應(yīng)的氣底。

圖5 毛管壓力曲線劃分氣水界面

一般來說，儲層巖石的排驅(qū)壓力和轉(zhuǎn)折壓力越大，過渡帶就越厚。在實際生產(chǎn)中，儲層物性較好時，過渡帶范圍較小，氣底和自由水面的高度可以忽略；但低滲透儲層過渡帶范圍較大，直接采用壓力回歸計算會導(dǎo)致誤差較大，需要結(jié)合毛管壓力-飽和度關(guān)系計算綜合確定氣水界面。

例如：M氣藏為一個厚層邊水特低滲氣藏，滲透率約為1×10-3μm2，通過測壓資料回歸，得到氣底垂深為3 870 m。鉆遇氣水界面的3口井平均測井含氣飽和度為50%。根據(jù)區(qū)域氣柱高度和飽和度對應(yīng)關(guān)系，50%含氣飽和度對應(yīng)氣柱高度約為68 m；而氣層含氣飽和度為40%（下限）時對應(yīng)氣柱高度約為30 m；二者相差38 m為過渡帶影響。因此，因此氣水界面垂深應(yīng)為3 908.0 m（測壓氣底垂深3 870 m加上過渡帶影響的38m），與測井解釋氣水界面垂深3 915.7 m相近。

2.2.4 水層梯度影響

水線是壓力資料求取界面十分關(guān)鍵的要素，回歸水線的確定需選擇相同系統(tǒng)水層的測壓點，但并非所有的氣層都能鉆遇到對應(yīng)的水層，因此當(dāng)只有氣層有測壓點時，預(yù)測氣水界面比較困難。對于沒有鉆遇水層的氣層，若借用其他層位的水線預(yù)測界面，誤差較大。

統(tǒng)計東海油氣田的水線發(fā)現(xiàn)，油氣田并不存在統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)水線。油氣田正常壓力段的水層的壓力系數(shù)并不為1，一般在油氣藏范圍內(nèi)均隨著深度增加而變小，其主要原因可能是地層水的礦化度隨深度減小導(dǎo)致地層水密度減小而引起的。DST測試及分析化驗資料亦證實隨著深度的增加，地層水的密度逐漸變小，主要原因是油氣藏中測試的水層并非是純水層，水層的上部含氣，導(dǎo)致上部的壓力系數(shù)比下部高。因深度-壓力線受含氣性影響較大，深度相差較大的層位借用時會出現(xiàn)明顯的誤差。如圖6所示，E井鉆遇一個帶底油的底水油氣藏，氣層段、油層段均有測壓資料，水層段沒有進(jìn)行測壓。若直接借用臨近F井水層的測壓梯度回歸的油水界面垂深為1 928.0m。該油氣田深度每增加1 000 m水層壓力系數(shù)減小0.007，按照壓力系數(shù)變化規(guī)律折算后梯度回歸的油水界面垂深為1 919.5 m，與實際鉆遇界面垂深1 918.7 m誤差更小。

圖6 E井壓力回歸界面剖面

3 應(yīng)用實例

圖4中H區(qū)塊是一個帶邊水的巖性氣藏，地層水礦化度為12 828.4 mg／L，地層水密度為1.005 g／cm3，氣層流體密度為0.200 g／cm3，在井深3 204.03～3 235.96 m處MDT測井共獲取11個壓力點，其中有效測試點9個。通過對壓力數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，氣層段有3個測試點存在不同程度的超壓異常，需要進(jìn)行剔除；其余6個點數(shù)據(jù)一致性較好，質(zhì)量基本可靠。

選擇有效的6個數(shù)據(jù)點作為水層、氣層壓力分析點，按照確定的水層、氣層選擇的壓力數(shù)據(jù)，得到水層、氣層壓力梯度關(guān)系，由此確定氣水界面垂深為3 207.5 m。

4 結(jié)論

氣水界面在儲量評估中具有重要意義，對于多數(shù)沒有鉆遇氣水界面的氣藏，采用可靠的測壓資料可以預(yù)測氣水界面，但需要資料加以區(qū)分和辨別。

（1）通過MDT測壓資料回歸方程可計算出氣水界面。

（2）儲層厚度、有效測壓點的分布位置和數(shù)量對回歸得到的氣水界面精度有影響。

（3）測量過程中受儀器或井況影響，有時會導(dǎo)致計量誤差，需通過校正使其符合其他井的壓力-深度關(guān)系。

（4）低滲儲層過渡帶范圍較大，直接采用壓力回歸會導(dǎo)致誤差較大，需結(jié)合實際的毛管壓力-飽和度關(guān)系綜合計算氣水界面。