载水气井产出剖面测井解释方法

周波 （中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒841000）

戴家才 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室 （长江大学），湖北 武汉430100）

秦明君 （中国石油集团测井有限公司生产测井中心，陕西 西安710201）

吴刚，柳先远，田隆梅 （中石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒841000）

近年来，我国气田开发呈上升趋势，气井生产测井监测越来越受到重视。气井生产测井的主要目的是确定各射孔层的贡献，确定主要产气层位和出水层位，为气田开发方案的制定和调整提供依据。某些气井投产后，井筒中会出现积水柱液面上升、气携水向上流动时水循环扰动等特殊情况。对于气携水现象许多研究人员就其载水机理及其影响进行了较深入的研究［1～3］，但对这类载水气井的生产测井技术研究较少。通过一些载水气井的产出剖面测井资料发现，与常规气井相比，产出剖面测井曲线明显异常，无法用常规气井解释模型进行处理。为此，笔者通过一口载水气井的测井资料解释存在的问题，探讨了载水气井产出剖面的测井解释方法。

1 载水气井产出剖面测井情况

A井是新疆油田的一口开发井，该井于1996年投产，投产后地面主要产气和微量水。该井一直生产稳定，2012年上半年开始，产水量上升，产气量下降，同年5月和7月两次缩嘴控水，油嘴由9mm依次调整为7、6mm，缩嘴后含水率短期内得到控制，但很快呈上升趋势，截至2013年2月测井前，油压为28．9MPa，日产气约9．7×104m3，日产水约24m3。

为了解地层具体产出层段和出液性质，为后期措施方案提供依据，对该井进行了产液剖面测井。测井项目包括：磁定位、自然伽马、压力、温度、持水率、流体密度、连续涡轮流量，测量井段为XX200～XX307m，测井曲线如图1所示。按照常规气井处理，测井解释结果如表1所示，该井最上面的一个射孔层 （1号射孔层）主要产气，最下面的一个射孔层 （3号射孔层）主要产水，中间一个射孔层 （2号射孔层）同时产水产气，其产气量解释结果与井口计量值基本相符，但产水量解释结果远高于地面计量值。

为了准确分析该井的产出状况，笔者将2013年1月的测井资料与2012年5月的测井资料进行了对比分析。从图1中2012年的测井曲线可以看出，XX281m以下流体密度约为1．12g／cm3，持水计数率约为10590cps（cps＝计数／s），XX281m以上流体密度约为0．31g／cm3，持水计数率约为29770cps，XX281m为气水界面，该处流量曲线从下至上明显上升，说明3号射孔层明显产气；与2013年测井曲线对比可以看出，2013年测井时井筒内静水柱明显上升，3号射孔层已经位于气水界面以下，3号射孔层上部的流体密度约为1．09g／cm3，持水计数率约为10620cps，至2号射孔层底部以上流体密度减小到0．95g／cm3，持水计数率增大到15800cps，至1号射孔层下部流体密度进一步减小至0．81g／cm3，持水计数率增大至19250cps，再至1号射孔层上部流体密度进一步减小至0．75g／cm3，持水计数率增大至21000cps。由上述分析可知，该井从2012年5月至2013年1月井筒内逐步积水，气水界面上升，积水已淹盖了该井3号射孔层，因此该井为特殊的载水气井，不能按常规测井方法处理。

图1 A井产出剖面测井曲线图

表1 A井产出剖面测井资料解释结果表 （常规测井方法）

2 载水气井模拟试验研究

该次试验在江汉采油工艺研究院多相流动模拟装置上进行，试验介质为自来水和空气，试验时先在井筒中给固定量的自来水，然后设定不同的气流量来模拟气载水现象，并采用GHT持气率仪来监测井筒内持气率的变化，试验目的是观察气载水情况下的流型特征，研究气载水情况下持气率与气流量的关系［4］。

试验观察表明，在静水柱中随着气流量的逐步增大，井筒中气液两相的流型由泡状流动过渡为段塞流动、气载水循环扰动，最后为雾状流动。图2所示为不同流型情况下的摄影图片，其中，泡状流动和段塞流动与常规的泡状流动和段塞流动基本相似，只是水基本不流动；气载水循环扰动表现为流管中部气塞呈不规则状携带着水翻滚向上流动，井筒周围出现水回落现象，整体上气向上流，水呈循环状态流动。

图3为两种流管尺寸条件下载水气井的气体表观速度与持气率的关系图，可以看出，载水气井的气体表观速度与持气率有很强的相关性，产出剖面测井资料解释可以根据持气率的大小来计算气体表观速度，进而计算气流量。

图2 直井载水气井不同流型摄影图

图3 载水气井气体表观速度与持气率的关系图

3 载水气井产出剖面测井技术

由上述分析可知，载水气井较一般气井流型特殊，必须采取特别的测井方法来监测井下的流动状态。笔者认为对于载水气井应在常规的七参数组合测井系列的基础上加测全井眼持气率，其目的是准确确定载水气井流动截面上的气水分布状态。其次，应加测氧活化水流测井来具体分析井下各个井段水是否流动及其流动形态。如果井筒下部监测到水没有向上流动，则说明该井为典型的气载水，该段为泡状流动；如果中部监测到部分水向上流动部分水向下流动，则该段为典型的气携水循环扰动；如果上部监测到水只向上流动，则为一般的气水两相流动，如果上部没有监测到水流动，则为一般的单相气流动。

3．1 载水气井产出剖面特征

可以结合测井曲线特征来分析是否存在气载水流动现象。一般而言，载水气井产出剖面测井曲线具有如下特点：

1）流体密度测井曲线出现异常，主要表现为井筒中流体密度的测量值下部近似为地层水的密度值，上部近似为井下天然气的密度值，而中间过渡段介于两者之间并自下而上逐步减小。如果该井多次进行生产测井，则前后两次测井密度曲线异常深度段不同。

2）电容持水率测井曲线出现异常，电容持水率曲线变化与流体密度曲线变化相反。

3）涡轮流量曲线波动幅度较大，甚至出现不同测井速度下流量曲线的相互交叉现象。4）全井眼持气率计数率从下至上逐步减小，个别井段有较大起伏。

5）氧活化测井曲线部分井段无水流峰，部分井段同时存在上下水流峰。

3．2 载水气井解释模型

对于载水气井，目前尚无成熟的解释方法。笔者认为，载水气井一般可分上、中、下3段采取不同的解释模型来处理。

1）下段 （A井XX266m以下）。如果确定水不流动，气呈泡状上升，则可以采取图3所示图版计算气流量；如果确定水与气体一起向上流动，则可以采用气液漂流模型或滑脱模型来解释［5］。

2）中段 （A井XX256～XX266m）。如果确定水上下循环流动，气泡扰动上升，且上段没有向上流动的水，则可认为上下流动的水对涡轮流量计的影响基本相抵，水流量为0，气流量可以采取图3所示图版计算；如果上段有向上流动的水，则需对比上段和中段的持水率关系，扣除循环流动水，重新计算持气率和持水率，然后采用气液漂流模型或滑脱模型来解释。

3）上段 （A井XX256m以上）。如果确定气水同时向上流动，可采用气液漂流模型或滑脱模型来解释；如果确定气向上流动，无水流动，则可以按单相气来解释。

3．3 新方法应用

根据以上分析，笔者重新处理解释了A井。笔者认为，上段气水同时向上流动，可按气水两相滑脱模型解释；中段出现水上下循环扰动，考虑到上段有水向上流动，对比上段和中段的持水率关系，扣除循环流动水，重新计算了中段的持气率，持气率由原来的0．164调整为0．261，然后按气水两相滑脱模型解释；下段是静水中少量气呈泡状上升，按图3所示图版解释。解释结果如表2所示，可以看出，新旧方法对各射孔层产气、产水情况认识差异很大，新方法解释结果更符合地面计量值。

表2 A井产出剖面测井资料解释结果表 （新方法）

4 结语

对于载水气井应采取特殊的测井方法来监测井下的生产状况，条件许可的情况下应在七参数组合测井的基础上加测全井眼持气率和氧活化水流测井。测井资料处理解释前，应结合测井曲线特征准确分析井下流型，根据井下流型情况选择相应的解释方法模型进行解释。一般来讲，载水气井可分上、中、下3段采用不同的解释方法处理解释。

［1］李闽，郭平，谭光天 ．气井携液新观点 ［J］．石油勘探与开发，2001，28（5）：105～106．

［2］于俊波，艾尚军，尉可珍，等 ．气井积液分析 ［J］．大庆石油学院学报，2000，24（2）：5～7．

［3］李小平 ．浅谈判别气井井底积液的几种方法 ［J］．钻采工艺，1992，15（2）：41～44．

［4］秦明君，戴家才，刘东明，等．GHT在气井生产动态监测的应用研究 ［A］．油气藏监测与管理国际会议论文集 ［C］．西安：西安华线网络信息服务有限公司，2011．

［5］郭海敏，戴家才，陈科贵，等 ．生产测井原理与资料解释 ［M］．北京：石油工业出版社，2007．