利用生产测井资料评价气井水锁

李震, 成志刚, 郑小敏, 王谦, 牛步能, 许思勇

(中国石油集团测井有限公司, 陕西 西安 710077)

0 引 言

在气井生产过程中,由于井底积液使得近井地层大量吸水,造成井底附近含水饱和度增加,侵入水在孔隙、喉道内形成水膜,缩小气相渗流通道;亲水岩石在接触水相时还产生指向地层的毛细管力,亲水性毛细管力方向与气相渗流方向相反,阻碍天然气从储层向井底渗流[1],增加了气流阻力,引起气相渗透率急剧下降,形成气井水锁伤害,严重影响气井产量,甚至造成气井停产。

克拉2气田物性中等,底水不活跃,但边水较活跃,属中等水驱气藏[2]。气井中井底积液现象普遍,由井筒积液造成的水锁效应极大地降低了近井地带储层渗透率,严重影响克拉2气田的正常生产。因此,必须及早发现井底积液并及时选择合理的方式排液延长气井采气期,以防止或减少水锁效应对储层的伤害,提高采收率。本文以克拉2气田为例,基于测井资料快速识别流体性质,研究气井早期水锁,并对气井水锁伤害进行评价。

1 利用测井资料快速识别气井水锁

1.1 测井系列选择

结合克拉2气田气藏地质特征和气井生产状况分析,该气田常规生产动态测井系列主要选用八参数产出剖面测井和PNN剩余油气饱和度测井系列。针对单井产气量大的特点产出剖面测井时流量测量选用涡轮流量计,密度计选用音叉密度计代替常规放射性密度计;饱和度测井选用可以录取全谱资料的PNN仪代替常规碳氧比和中子寿命测井仪器,克拉2气田为砂岩气田,单井产量高,利用PNN饱和度测井长、短源距计数率曲线以一定比例重叠时幅度差的大小,以及气层的俘获截面较油层、水层的俘获截面低的特征识别气层,效果明显。

1.2 产出剖面测井识别井下流体

KL××井2000年3月完井,油压55.69 MPa,套压56.06 MPa,开采K1bs层段。该井自2008年7月确认见水以来,产水量不断增加,2010年4月该井进行地面计量核实含水,日产气40×104m3,日产水150 m3。8月19日进行了产气剖面测试,测量井段3 650～3 900 m。测试使用SONDEX生产测井仪器,使用了适合高产气井测试的篮式涡轮流量计,温度、持水率、流体密度、压力、流量等测试曲线在射孔层段具有明显的产出特征,剖面反映产层产出状况清晰合理,定量解释结论准确,接近该井的实际生产情况(见图1)。

产出剖面资料解释显示,井底3 832 m处温度曲线明显正异常,8条涡轮转速曲线出现明显拐点、密度值1.08 g/cm3,为典型储层产水响应特征。该井水分析资料显示,单井水样氯离子从200 mg/L增加到目前的1.16×105mg/L,产出水属于典型的CaCl2型地层水。结合气藏地质构造和该井成像测井资料,确认该井生产井段局部裂缝发育,出水模式为底水沿断裂向上快速侵入(见图2)。

图1 KL××井产出剖面测井图 图2 KL××井出水方式模拟图注:CCL为磁定位;qAPI为完井伽马;qAPI1为生产测井伽马;D为井深;CWH为持水计数率;pr为流体压力;T为地层温度;ρf为流体密度;Eg为单层产气量;Ew为单层产水量;FL01-08为涡轮流量曲线(图头只显示06和08);Pg为产气剖面曲线;Pw为产水剖面曲线

1.3 PNN时间推移测井识别井筒内积液面位置

KL×-×井在2009至2013年5年内不同时期进行PNN测井(见图3),以了解开采层系的剩余气饱和度的变化情况。PNN测井记录曲线包括:GR(自然伽马)、CCL(磁定位)、T(井筒内温度)、Σ(俘获截面)、LSN(短源距计数率)、LLN(长源距计数率),其中LSN、LLN这2条计数率曲线重叠主要用来识别气层,因为气层比油层有更大的中子减速长度,所以长源距计数率LLN的增长率比短源距计数率LSN的增长率在气层要更大些。

由PNN时间推移测井显示长、短源距计数率曲线间存在包络层段(图3中黄色填充段)逐年减少,相邻2次俘获截面测量值间存在差异的开采层段逐年增加,清楚地指明井筒内积液面由2009年3 927 m上升至2013年3 865 m的动态变化过程。

图3 KL×-×井PNN时间推移测井图注:qAPI为完井伽马;qAPI1为生产测井伽马;D为井深;LSN为PNN短源距计数率;LLN为PNN长源距计数率;R为短长源距计数率比值;Σ为热中子俘获截面曲线

1.4 产液剖面与PNN综合对比快速识别气井早期水锁

图4 KL×井历年动态测井图

KL×井在2010至2013年不同时期进行了数次产液剖面和PNN饱和度测井(见图4)。从历年动态测井资料看出,井筒流体密度ρf曲线与俘获截面Σ曲线有较高的相关性,同步指示井筒内的积液面从无到有、逐年升高至2013年的3 813 m处。2010年井筒未见积液,且产出剖面资料显示射孔层底部3 824～3 830 m井段温度曲线典型负异常特征、流体密度0.27 g/cm3,为主要产气层,计算日产气量高达45×104m3;随着井筒积液面抬升,积液对井底造成额外静液回压和储层浸水时间的增长,该层产气量逐年减少,2011年产液剖面测试显示日产气量下降至17.5×104m3;2012年之后该段产气量甚微,基本无产出;图4中第8道PNN饱和度时间推移测井对比显示井底俘获截面值从2010年至2013年逐渐升高,反映底部主产气层段近井带含水饱和度逐年增大,储层水锁伤害逐步加重,积液段气井的产气能力持续下降。

2 水锁伤害程度的室内评价

水锁伤害程度的定量评价方法目前尚无统一标准,可以针对具体作用过程采取不同实验方法进行评价[3]。本文采用水锁指数评价克拉2气田储层水锁伤害程度

Iw=100%-(K2/K1)

(1)

式中,K1为储层伤害前渗透率,mD*非法定计量单位,1 mD=9.87×10-4 μm2,下同;K2为储层伤害后渗透率,mD。Iw<30%为弱水锁;30%70%为强水锁[4-5]。

KL×井岩心水锁伤害评价实验见表1。从表1数据看,有6块样品储层水锁指数小于70%,即该地区水锁级别大部分在中等偏弱级以下,水锁伤害及时发现可以通过单井的变工作制度生产降低水锁伤害。

表1 KL×井岩心水锁伤害评价实验数据表

3 变工作制度生产测井监测水锁伤害

水锁伤害的监测运用变工作制度生产测井方法实现,通过监测水锁伤害情况减少气井水锁的发生,及时解除井底水锁,提高气井产气量。变工作制度生产测井也叫变流量生产测井[6],是指在油气井生产过程中通过改变油嘴大小或改变抽吸冲次3次以上,导致油气井筒内流量变化,在井底达到稳定流动条件下对不同流量生产过程实施生产测井的方法。

KL×井在2012年发现井底已发生水锁伤害,井底积液淹没射孔层达6.5 m,随即对该井进行日产36×104、60×104m3和97×104m3的工作制度生产排液。图5为KL×井2012年进行的3次变工作制度生产测井资料图。流体密度和持水率均显示井底积液逐渐被排出,即原井底积液段3 823.5～3 830 m井段密度值由1.11 g/cm3下降至0.28 g/cm3、温度负异常特征逐次加强、持水计数率由水特征逐渐向气特征转变,整体反映储层水锁伤害逐步减轻,并且产液剖面流量曲线显示井底积液3 823.5～3 830 m段产气量得到一定程度的恢复(见表2),但恢复程度较低,相对产气量仅恢复到水锁发生前19.17%。

图5 KL×井3次变工作制度生产测井图

表2 KL×井积液段(3 823.5～3 830 m)气层相对产气量对比表

4 结 论

(1) 选取正确的测井识别方法对气井井内流体进行识别,产出剖面技术能有效识别井底出水层,PNN测井能快速识别井底积液,在克拉2气田将产出剖面和PNN相结合的方法适用于流体识别和气井水锁判别。

(2) 采用水锁伤害指数方法对克拉2气田水锁情况进行评价,其主要为中等偏弱伤害为主,有利于及时采取相关排液和预防积液的措施,有效避免因气层水锁降低开采效率的风险。

(3) 对克拉2气田的水锁伤害监测,可以通过单井变工作制度生产及时发现问题,减少气层发生水锁伤害的可能,有效保证气井产能。

参考文献:

[1] 傅春梅, 唐海, 邹一锋, 等. 井筒积液反渗吸伤害对低渗低产气井产能的影响研究 [J]. 内蒙古石油化工, 2009, 23(8): 140-142.

[2] 贾承造, 周新源, 王招明, 等. 克拉2气田石油地质特征 [J]. 科学通报, 2002, 47(增刊): 91-96.

[3] 白方林. 气藏水锁伤害及解除措施实验研究 [J]. 石油化工应用, 2010, 29(10): 14-17.

[4] 江山, 王新海. 大北气田储层损害程度室内评价 [J]. 石油天然气学报, 2012, 34(7): 146-152.

[5] Parekh B, Sharma M M. Clean Up of Water Blocks in Depleted Low-permeability Reservoirs [J]. SPE 89837, 2004.

[6] 宋红伟, 郭海敏. 变流量生产测井在确定动态地层参数中的应用 [J]. 石油天然气学报, 2012, 34(7): 80-84.