CN110439532B - 气井试油结论划分方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种气井试油结论划分方法，利用相对渗透率曲线及测井流体饱和度解释成果定量刻画试油测试层结论，对相对渗透率曲线的流动分区进行精细分区为与试油测试层结论进行有效对应，将试油测试层结论划分为七个层，各层的划分界限通过相对渗透率曲线的含水饱和度与水气比的关系进行量化，同时利用相对渗透率曲线中的分区界限点及目的层的天然气体积系数计算分区界线点对应的水气比。本发明考虑了天然气以及地层水的气水相态变化，结合相对渗透率曲线理论以及测井流体饱和度解释成果，实现精细准确地判别试油测试层流体性质。
Description
技术领域
本发明涉及一种气井试油结论划分方法，属于油气勘探开发的开发领域。
背景技术
油气藏中油、气、水赋存状态很难直接获取，通常是通过流体的产出情况进行具体判定，试油测试结论判定是油气勘探开发过程中气水识别的关键。一些研究区区域沉积类型多，储层类型复杂，非均质性强，储层的孔隙结构复杂多变，使得在气水层识别上加大了难度，所以在试油测试层结论划分上显得尤为重要。
目前国内(外)对试油测试成果主要根据测试产出流体的类别进行简单划分，其划分结果仅有气层、水层、气水同层、干层，划分的方法仍处于初步定性阶段，划分界限模糊，存在以下局限：(1)对气层的界定是具有工业价值的纯气层或具有工业价值带凝析油的气层，而实际测试时即便是纯气层也存在一定量的气田水产出；(2)对水层的界定是纯产水者，但实际试油测试时纯水层也存在溶解的天然气产出；(3)气水同层的界定是气水同产者，其开发价值存在较大差异，试油测试时可分为多种情况，若产气量很高、产地层水量相对较少时仍具有一定的开发价值，反之，产气量很低、产地层水量相对较多时基本不具备开发价值。因此，对气水同层的界定过于笼统不利于气田的下步开发。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术存在的上述问题，提供一种气井试油结论划分方法。本发明考虑了天然气以及地层水的气水相态变化，结合相对渗透率曲线理论以及测井流体饱和度解释成果，实现精细准确地判别试油测试层流体性质。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
一种气井试油结论划分方法，其特征在于：利用相对渗透率曲线及测井流体饱和度解释成果定量刻画试油测试层结论，对相对渗透率曲线的流动分区进行精细分区为与试油测试层结论进行有效对应，将试油测试层结论划分为七个层，各层的划分界限通过相对渗透率曲线的含水饱和度与水气比的关系进行量化，同时利用相对渗透率曲线中的分区界限点及目的层的天然气体积系数计算分区界线点对应的水气比。
所述对相对渗透率曲线的流动分区分为六个区，I区代表纯气层区、Ⅵ区代表纯水层、II区定义为含水气层、III区定义为水气层、IV区定义为气水层、V区定义为含气水层。
所述试油测试层结论划分为七个层分别为纯气层、含水气层、水气层、气水层、含气水层、纯水层、干层。
所述纯气层具备工业气流价值；水气比的上限为研究区目的层地层条件下最大水蒸气含量，其对应值水气比是利用目的层地层条件下最大水蒸气含量。
所述含水气层流体产出以气为主，含少量的地层水；含水气层水气比下限为纯气层上限，其上限值是利用等渗点与临界含水饱和度中值处的对应的气相渗透率Krg2、水相渗透率Krw2及其对应的目的层气水体积系数及粘度计算：
QW2/Qg2＝(Krw2/Krg2)*(μg/μW)*(Bg/BW)
其中：
W为最大水蒸气含量，m3/m3；Rs为地层水中最大天然气溶解气量，m3/m3；QWi/Qgi为不同状况下(i＝1.2.3.4.5)对应的水气比，m3/104m3；Krgi为不同状况下(i＝1.2.3.4.5)对应的气相对渗透率；Krwi为不同状况下(i＝1.2.3.4.5)对应的水相对渗透率；μg为地层条件下的天然气粘度，MPa.s；μW为地层条件下的地层水粘度，MPa.s；Bg为地层条件下的天然气体积系数，m3/m3；BW为地层条件下的地层水体积系数，m3/m3。
所述水气层流体产出气的能力大于水的层段；水气层水气比下限值同含水气层上限，其上限值为等渗点对应的水气比；
QW3/Qg3＝(Krw3/Krg3)*(μg/μW)*(Bg/BW)。
所述气水层流体产出水的能力大于气的层段；气水层水气比下限值同水气层上限，其上限值为等渗点与残余气含水饱和度中值对应的水气比；
QW4/Qg4＝(Krw4/Krg4)*(μg/μW)*(Bg/BW)。
所述含气水层具备产气能力，流体产出以水为主；含气水层水气比下限值同气水层上限，其气水比上限值为研究区目的层地层条件下地层水中最大天然气溶解气量Rs。
所述纯水层具备产水能力，产气的下限为目的层地层条件下地层水中最大天然气溶解气量。
所述干层的界限根据行业规范及研究区目的层特点确定，试油测试时产出流体能力极弱或不产出流体的层段判定为干层。
采用本发明的优点在于：
1、将常规试油测试层结论划分的四个层扩展至七个层，丰富了试油测试层结论；考虑了天然气以及地层水的气水相态变化，引入产气量与地层水比值对试油测试层进行流体识别，并用地层流体取样的氯根含量作为辅助指标，明确了试油测试层结论的划分界限，保障了储层流体性质识别的准确性，降低了气田下步开发风险；各层的划分界限通过相对渗透率曲线的含水饱和度与水气比的关系进行量化，同时利用相对渗透率曲线中的分区界限点及目的层的天然气体积系数计算分区界线点对应的水气比，试油测试层结论划分界限量化后清晰、易懂，便于现场应用及操作，在国内(外)气田均具有广泛的推广前景。
2、本发明考虑了天然气以及地层水的气水相态变化，结合相对渗透率曲线理论以及测井流体饱和度解释成果，在常规的试油结论分类基础上，引入产气量与地层水比值对试油测试层进行流体识别，并用地层流体取样的氯根含量作为辅助指标开展试油测试层的划分，将气水同层细分为含水气层、水气层、气水层以及含气水层，最终将试油测试层划分为七类，分别为气层，含水气层，水气层、气水层、含气水层，水层，干层，并给出了操作性强的试油测试结论的具体规范。
附图说明
图1为本发明平均相对渗透率曲线；
图2为本发明含水饱和度与水气比关系曲线；
图3为本发明划分流程图。
具体实施方式
实施例1
流体产出情况取决于气水赋存状态及储层渗流能力，气水相渗曲线反映出流体饱和度变化与流体相渗流能力的关系，为此本专利提出利用相对渗透率曲线理论及测井流体饱和度解释成果来定量刻画试油测试层结论，对相渗曲线的流动分区精细分为六个区，(附图1、附图2)，分别为纯气相流动区I、少量水相流动区II、气多水少两相渗流区III、水多气少两相渗流区IV、少量气相流动区V、纯水相流动区Ⅵ，将其与试油测试层结论进行有效对应，I区代表纯气层区、Ⅵ区代表纯水层、II区定义为含水气层、III区定义为水气层、IV区定义为气水层、V区定义为含气水层，实现了试油测试层结论的精细方案，将常规试油测试层结论划分的四个层扩展至七个层，分别为纯气层、含水气层、水气层、气水层、含气水层、纯水层、干层。各层的划分界限主要通过相渗曲线的含水饱和度与水气比的关系进行量化，同时利用相渗曲线中的分区界限点及研究区目的层的天然气体积系数计算分区界线点对应的水气比，具体如下：
(1)纯气层具备工业气流价值；水气比的上限为研究区目的层地层条件下最大水蒸气含量，其对应值水气比是利用研究区目的层地层条件下最大水蒸气含量。
(2)含水气层流体产出以气为主，含少量的地层水；含水气层水气比下限为纯气层上限，其上限值是利用等渗点与临界含水饱和度中值处的对应的气相渗透率Krg2、水相渗透率Krw2及其对应的研究区目的层气水体积系数及粘度计算：
QW2/Qg2＝(Krw2/Krg2)*(μg/μW)*(Bg/BW)。
(3)水气层流体产出气的能力大于水的层段；水气层水气比下限值同含水气层上限，其上限值为等渗点对应的水气比；
QW3/Qg3＝(Krw3/Krg3)*(μg/μW)*(Bg/BW)。
(4)气水层流体产出水的能力大于气的层段；气水层水气比下限值同水气层上限，其上限值为等渗点与残余气含水饱和度中值对应的水气比；
QW4/Qg4＝(Krw4/Krg4)*(μg/μW)*(Bg/BW)。
(5)含气水层具备一定产气能力者，流体产出以水为主；含气水层水气比下限值同气水层上限，其气水比上限值为研究区目的层地层条件下地层水中最大天然气溶解气量Rs。
(6)纯水层具备一定产水能力者，产气的下限为研究区目的层地层条件下地层水中最大天然气溶解气量。
(7)干层的界限主要根据行业规范及研究区目的层特点确定，试油测试时产出流体能力极弱或不产出流体的层段判定为干层。
上述公式中：
W为最大水蒸气含量，m3/m3；Rs为地层水中最大天然气溶解气量，m3/m3；QWi/Qgi为不同状况下(i＝1.2.3.4.5)对应的水气比，m3/104m3；Krgi为不同状况下(i＝1.2.3.4.5)对应的气相对渗透率；Krwi为不同状况下(i＝1.2.3.4.5)对应的水相对渗透率；μg为地层条件下的天然气粘度，MPa.s；μW为地层条件下的地层水粘度，MPa.s；Bg为地层条件下的天然气体积系数，m3/m3；BW为地层条件下的地层水体积系数，m3/m3。
实施例2
本实施例为本发明实际应用实施例。
根据行业规范及研究区目的层特点确定干层的界限，试油测试时产气量、产水量过低者判定为干层。
计算研究区目的层地层条件下最大水蒸气含量，作为纯气层水气比的上限。
计算研究区目的层地层条件下地层水中最大天然气溶解气量，作为纯水层水气比的下限。
计算地层条件下的天然气及地层水的体积系数、粘度。
利用研究区目的层多个相渗曲线实验资料计算典型气水相对渗透率曲线，在典型气水相对渗透率曲线上获取Krgi、Krwi，计算后确定含水气层、水气层、气水层、含气水层的划分界限，含水气层与水气层的划分界限为等渗点与临界含水饱和度中值，水气层与气水层的划分界限为等渗点，气水层与含气水层的划分界限为等渗点与残余气含水饱和度中值。
为了进一步说明试油测试层结论划分新方法的实施，以某地区气田为例进行阐述，如下：
(1)气藏地层压力60MPa，地层温度120℃，气体相对密度0.65；
(2)确定本地区干层的界限为测试气产量小于0.5×104m3/d，水产量小于1.0m3/d。
(3)计算研究区目的层地层条件下最大水蒸气含量0.1×10-4m3/m3；
(4)计算研究区目的层地层条件下地层水中最大天然气溶解气量0.1m3/m3；
(5)计算地层条件下的天然气及地层水的体积系数分别0.00296m3/m3、1.04m3/m3，粘度分别为0.033×10-9MPa.s、0.24×10-9MPa.s
(6)利用研究区目的层多个相渗曲线实验资料计算典型气水相对渗透率曲线，在典型气水相对渗透率曲线上获取Krgi、Krwi，确定含水气层的水气比为0.1～1.0×10-4m3/m3、水气层的水气比为1.0～4.0×10-4m3/m3、气水层的水气比为4.0～16.0×10-4m3/m3、含气水层的水气比为16.0～1000.0×10-4m3/m3；
(7)最终获得该地区试油测试层划分的量化指标(详见表1、附图3)。
表1试油测试层结论划分的量化指标
Claims (6)
1.一种气井试油结论划分方法，其特征在于：利用相对渗透率曲线及测井流体饱和度解释成果定量刻画试油测试层结论，对相对渗透率曲线的流动分区进行精细分区为与试油测试层结论进行有效对应，将试油测试层结论划分为七个层，各层的划分界限通过相对渗透率曲线的含水饱和度与水气比的关系进行量化，同时利用相对渗透率曲线中的分区界限点及目的层的天然气体积系数计算分区界线点对应的水气比；
所述对相对渗透率曲线的流动分区分为六个区，Ⅰ区代表纯气层区、Ⅵ区代表纯水层、Ⅱ区定义为含水气层、Ⅲ区定义为水气层、Ⅳ区定义为气水层、V区定义为含气水层；
所述试油测试层结论划分为七个层分别为纯气层、含水气层、水气层、气水层、含气水层、纯水层、干层；
所述纯气层具备工业气流价值；水气比的上限为研究区目的层地层条件下最大水蒸气含量，其对应值水气比是利用目的层地层条件下最大水蒸气含量；
所述含水气层流体产出以气为主，含少量的地层水；含水气层水气比下限为纯气层上限，其上限值为等渗点与临界含水饱和度中值对应的水气比：
Qw2/Qg2＝(Krw2/Krg2)*(μg/μw)*(Bg/Bw)
其中：
W为最大水蒸气含量，m3/m3；Rs为地层水中最大天然气溶解气量，m3/m3；QWi/Qgi为不同状况下(i＝1.2.3.4.5)对应的水气比，m3/104m3；Krgi为不同状况下(i＝1.2.3.4.5)对应的气相对渗透率；Krwi为不同状况下(i＝1.2.3.4.5)对应的水相对渗透率；μg为地层条件下的天然气粘度，MPa.s；μw为地层条件下的地层水粘度，MPa.s；Bg为地层条件下的天然气体积系数，m3/m3；Bw为地层条件下的地层水体积系数，m3/m3。
2.根据权利要求1所述的气井试油结论划分方法，其特征在于：所述水气层流体产出气的能力大于水的层段；水气层水气比下限值同含水气层上限，其上限值为等渗点对应的水气比；
Qw3/Qg3＝(Krw3/Krg3)*(μg/μw)*(Bg/Bw)。
3.根据权利要求2所述的气井试油结论划分方法，其特征在于：所述气水层流体产出水的能力大于气的层段；气水层水气比下限值同水气层上限，其上限值为等渗点与残余气含水饱和度中值对应的水气比；
Qw4/Qg4＝(Krw4/Krg4)*(μg/μw)*(Bg/Bw)。
4.根据权利要求3所述的气井试油结论划分方法，其特征在于：所述含气水层具备产气能力，流体产出以水为主；含气水层水气比下限值同气水层上限，其气水比上限值为研究区目的层地层条件下地层水中最大天然气溶解气量Rs。
5.根据权利要求4所述的气井试油结论划分方法，其特征在于：所述纯水层具备产水能力，产气的下限为目的层地层条件下地层水中最大天然气溶解气量。
6.根据权利要求5所述的气井试油结论划分方法，其特征在于：所述干层的界限根据行业规范及研究区目的层特点确定，试油测试时产出流体能力极弱或不产出流体的层段判定为干层。
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