产气剖面测井技术在涩北一号气田的应用.docx

1、文章编号:1673-9035（2008）05-0036-03产气剖面测井技术在涩北一号气田的应用夏竹君（中原石油勘探局测井公司）摘要针时涩北一号气田的实际情况阐述了产气剖面测井仪的工作原理，分析了测井曲线.的影响因*，总结了利用测井曲线识别井下各气层的产出流体性质及计算产气量和产水量、识别出水质、定量判断遇阻层产出怙况的方法，介绍了产气剖面测井技术在涩北一号气田的应用精况。关键词涩北一号气田产气剖面生产测井动态监测涩北一号气田的储层物性属高孔隙度、中低渗透率储集岩，气层埋深为4331599m,含气井段长达1100多米，气层多达90旋回，旋回内有14个单气层。由多个边水层状背斜气藏叠置而成，各气

2、藏高部位为气、低部位为水，且气水界面不统一，同一气层存在着南高北低的现象。构造较低部位气水层交互。从目前的生产情况来看，有不少井在产气时还伴随着产一定量的水，并且产水量有明显的上升趋势。产气剖面测井仪能够准确计算井下各产层的产气量及产水量，监测气水界面并判断井下工具的工作情况等，为科学管理气田提供依据。一、测量原理测井仪器由涡轮流量计、持水率仪、温度仪、压力仪、流体密度仪、自然伽马仪和磁定位仪组成。在一定直径的套管（油管）内，流体流速与产量成正比。因此，为了减小测量误差，一般以不同的测速上下各测4条连续流量曲线。同时，根据流体流速、管子常数、持水率、密度可计算各小层的产气及产水卸f二、测井曲线

3、的影响因素分析1. 涡轮流量曲线的影响因素主要受井筒积水影响，如果积水中的产气层产量足够大，积水才能全部被带出井口，在整个管流中会出现流体滑脱现象，这将对涡轮流量曲线产生一定的影响，因此在解释过程中要进行滑脱校正5。2, 持水率曲线的影响因素气层出水或井筒积水都会对持水率曲线造成影响，使其在生产层段呈一条接近纯水值的直线，从而对解释井下流体的性质造成困难，建议对持水率仪进行改进，提高分辨率。3. 流体密度曲线的影响因素如果产层出砂，会使流体密度曲线值偏大，形成出水的假象，需要进行校正。三、资料应用情况2007年中原石油勘探局测井公司在涩北一号气田共进行产气剖面测井26井次，综合分析这些资料发现

4、产气剖面测井仪能解决以下问题：1.寻找出水层从资料分析可知，所测的26口井中仅有3口井未见水，其余23口井均有水产出，最多的达17.19m，/d,最少的也有lm，/d左右。出水较多的层位是H-4、IV-1.IV-4层组，1-4层组则产水很少，日产水基本在Im，左右。各曲线特征如下：流体密度曲线在产层上有较明显的升高，但应低于纯水值（排除出砂的影响）。自然伽马曲线在产层上有正异常显示，且随着见水时间的增加，异常幅度逐渐加大。流温曲线出现副异常显示。持水率曲线呈一直线，仅在喇叭口附近由于集流的原因作者简介：夏竹君.女.1974年生.匚程师；1997年毕业于江汉石油学院测井专业，现从审测井技术1.作

5、。地址:（457001）河南省旗阳市中原路58B电话：（0393）4823574-mail:xzhjl974有所升高。典型实例图如图1所示的新涩试2井产气剖面成果图。该井产气达44040.3m3/d,产水达17.19n?/d,主要出水层段为H-4层组的1527.01530.0m和1553.01555.0m井段。0)*埃修0?»26(RFS)3416波川2<KPS>4430流量3(RPS)30-12流量4(RPS)48>000(crs)»ooo94i*S(WS)760密度3e浪页6(RPS)52mil度nc)raMAl?(m)221

6、30*h<*>1804流量8(BPS)M图1新涩试2井产气剖面成果图2. 判断砂埋层的产出情况产层出砂造成井底沉砂淹埋产层，井下仪器虽然过不了砂埋井段.但是仍然能够识别出砂埋层是否产气水并能计算出其产出量。图2为涩3-1井产气剖面成果图。该井的射孔井段为1287.01324.6m,由于井底有沉砂，最后一个射孔层（井段为1319.81324.6m）被砂埋，井下仪器在1319.8m遇阻。但从1306.0-1318.0m井段的测井曲线分析可知，砂埋层段主产气，日产气为22988.8m占全井产气量的65.81%,产气强度为4789.3m'/（d.m）o3. 识别产出层及产出流体性质

7、在井筒积液十分严重的情况下，持水率曲线在喇叭口以下呈一直线将无法判断产出流体的性质，而利用流体密度曲线则可以判定产出层及遇阻层的流体性质C%力<etm»（CPS）-20All<»%»4052g)34A*4(VS)$4"5<B5)324At«(RFS)seMI7(IPS)<tfS>也度）射孔层段管柱陆构图2涩3-1井产气剖面成果图如涩1-10井由于井筒中有积水，在790-890m井段，其持水率曲线呈一条直线，但流体密度曲线在812818m、838841m、863870m、878882m井段有明显变化，再结合密度值和流

8、量曲线，可以确定838.3840.1m井段为主产气层.812.1818.1m、879.6-881.7m井段为产气层，863.3869.4m井段为产气水层。4.监测井筒内气水界面在气井中，利用持水率曲线、流体密度曲线可以准确识别气水界面。如涩5-1-1井，2007年11月14日在油压为7.3MPa、套压为7.5MPa的情况下，日产气为22407.8m3,日产水为0.11m，。持水率曲线值在740776m井段较低，而在740m以上井段，该值突然升高.与该仪器在纯气中的标定值接近。流体密度曲线值在740776m井段较高，为0.98g/cm，左右，而在740m以上井段，该值突然降低，为0.23g/cm

9、，左右。通过这两条曲线，可以准确判断该井的气水界面为740m。5.运用时间推移测井方法分析产层变化情况对重点气井进行时间推移测井，从而及时了解井下各层的产出动态变化情况.有助于分析气层的产能，搞好综合治理。如涩6-0-1井的生产井段为871.2961.3m,共5个小层，总厚度为12.3m。在2006年12月13日测井时，油压为8.2MPa,套压为9.2MPa,日产气为44083.4m日产水为0.2m*在2007年11月6日测井时，油压为8.4MPa,套压为9.0MPa,日产气为40654.6m3,日产水为1.54m»从上述可知，其总产量变化不大，但井下小层的产出情况发生了较大变化.涩

10、6-0-1井解释成果对比如表1所示。从表中可以看出，944.6948.9m井段原来产量不高，而现在成表1涩6-0-1井解释成果对比表(m'/d)射孔井段(m)厚度(m)2006年12月13日2007年11月6日产气量产水量产气量产水量871.2873.62.422040.3一13593.3一875.7878.02.315429.60.25581.8944.6948.94.33407.616790.21.0956.0958.02.02205.50.5960.0-961.31.31000.4一qOoy.j合计12.344083.40.240654.61.5了主产气层和主产水层，875.78

11、78.0m井段原来产气量达15429.6m3/d,而现在只有5581.8m3/do油藏管理专家应该根据测井资料，仔细分析原因，加强科学管理，确保气井长期高产。四、结论与建议(1) 针对涩北一号气田的生产特征对产气剖面测井资料进行适当的校正就能够较准确地识别产气层和产水层，判断遇阻层的产出情况，并准确计算产气量和产水量，为气井管理提供科学依据。(2) 对层间矛盾突出的气井，在投入生产之前，建议测址多个工作制度下的产气剖面资料，并依据产气剖面测井解释结论优选最佳生产工作制度，确保气井的产量且延长其使用寿命。(3) 建议对某一重点区块进行时间推移产气剖面测井，以充分了解产层在不同时期的产出状态及.动

12、用状况，为气田制定合理的开发方案提供依据。参考文献1 郭海民.生产测井导论M.北京：石油工业出版社，2003.2 耿全喜.油田开发测井技术M.山东：石油大学出版社.1992.3 吴锡令.生产测井原理M.北京：石油工业出版社，1997.(收稿日期：2008-06-08编辑：卢栋羽)2007年全球LNG进出口量统计表(104t)出口国出口量相对上年增K(%)进口国进口量相对上年增长()卡塔尔293018.5日本66986.9马来西亚22636.3韩国26243印度尼西亚2052-6.9西班牙1863-1阿尔及利亚17872.1美国156536.7尼日利亚166725.4法国961-10.5澳大利亚15188.2中国台湾8337.3特立尼达135114.1印度79027.4埃及1000-4.7土耳其41