Natural Gas Geoscience >

2019 , Vol. 30 >Issue 11: 1629 - 1638

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.05.002

A new method for identifying gas-water layer in tight sandstone gas reservoirs： Case Study of Su76 well area

  • Wen-qing Zhu , 1 ,
  • Shu-sheng Gao 1 ,
  • Jie Shen 2 ,
  • Li-you Ye 1 ,
  • Hua-xun Liu 1
Expand
  • 1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang 065007, China
  • 2. The Second Drilling Company of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited, Langfang 062552, China

Received date: 2018-11-05

  Revised date: 2019-05-14

  Online published: 2020-03-23

Fold

Highlights

The Su76 well area is located in the western part of the Ordos Basin, and its physical properties are obviously worse than those in the east-central parts. It is a dense sandstone gas reservoir with high water saturation and extremely low porosity. Gas wells generally have the characteristics of high water production ratio, low production capacity and low recovery rate. In order to accurately identify the gas and water layer to reduce the risk of water production, movable water saturation are introduced into the normal gas and water layer identification method, and a comprehensive identification method for gas and water layer is established by analyzing a large number of log interpretation results, production data and gas test results. The results show that the pore structure of the reservoir in Su76 block is poor and the micro pore is developed, resulting in high irreducible water saturation and poor gas bearing. In the process of development, partial bound water is converted into movable water, and movable water saturation can characterize the flow capacity of water phase. Nuclear magnetic resonance results show that the movable water saturation of the block is low; by contrast and analysis between the conventional logging interpretations and practical performance data of the movable water saturation, comprehensive identification method of gas and water layer is established. Through the identification results, the gas production prediction of single well can be carried out, and the perforation layer can be optimized to reduce the water production risk of gas well; Based on the achievements, the gas & water distribution map is drawn foe the study area, therefore the low-risk block of the water production is optimized, the main reservoirs of the gasfield are ensured. The research results have provided a theoretical evidence for the reasonable development of the sandstone gasfield in China.

Cite this article

Wen-qing Zhu , Shu-sheng Gao , Jie Shen , Li-you Ye , Hua-xun Liu . A new method for identifying gas-water layer in tight sandstone gas reservoirs： Case Study of Su76 well area[J]. Natural Gas Geoscience, 2019 , 30(11) : 1629 -1638 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.05.002

0 引言

致密砂岩气在全球分布广泛，资源潜力巨大。我国致密砂岩气技术可采资源量为（9.2~13.4）×1012m3，探明（基本探明）地质储量与年产量都在逐年增加[1,2,3,4,5,6,7]，鄂尔多斯盆地苏里格气田与四川盆地须家河组气藏是我国典型致密砂岩气藏，尤其以苏里格气田储量巨大、产量占比高，对于我国天然气增储、上产意义重大[8,9]。
致密砂岩气藏储层孔隙结构复杂、低孔低渗、强烈非均质性，导致成藏过程中天然气无法单靠浮力长距离运移和大规模聚集。因此天然气往往呈区域性广泛分布于致密储层中，一般无明显的气水界面，储层气水关系复杂[10,11]。苏76井区位于鄂尔多斯盆地苏里格气田西北部东侧，目前共有40口井存在不同程度出水现象，占总投产井数的22%，致密砂岩气藏气井产水对于产气量的影响是致命的，因此气、水层的准确识别与划分直接决定了气藏的开发效果，对于气藏的高效开发具有重要意义。国内外学者在气、水层识别方面主要利用常规测井电性资料进行交会分析来识别气、水层，但由于交会图存在重叠区，因而无法较好地识别气层、气水层和水层。本文笔者在明确致密砂岩储层产水机理基础上，将可动水饱和度参数引入到常规测井解释中，在常规气、水层识别基础上建立可动水饱和度与含气饱和度交会图，对致密砂岩储层进行气、水层识别划分，对评价致密砂岩储层产水风险，优选井位、开发层位，降低气藏产水风险具有指导意义。

1 储层产水机理

致密砂岩气藏储层原始含水饱和度主要受储层微观孔隙结构特征控制，水相主要赋存在微孔和小孔内，气相主要赋存在中、大孔隙中，致密储层的微、小孔喉比例越高，原始含水饱和度就越高，含气饱和度就越低；反之亦然。就核磁共振T 2弛豫时间谱而言，T 2时间小于1ms的孔隙属于微孔，介于1~10ms的孔隙属于小孔，10~100ms的孔隙属于中孔，100~1 000ms的孔隙属于大孔，大于1 000ms的孔隙属于孔洞。根据核磁共振T 2谱线不同弛豫时间对应的孔隙大小划分标准，对苏里格气田与安岳气田须家河组气藏大量低渗致密砂岩岩样核磁共振测试结果进行统计分析，得到了致密砂岩储层微观孔隙大小及其比例组成（图1），可以发现，不同区块低渗致密砂岩储层多孔介质的微观组成存在一定的差异：苏76井区储层以微小孔喉为主，大孔喉不发育，数量很少，其中微孔比例为30.2%，小孔为52.4%，大孔仅为2%；苏中、苏75井区微孔、小孔体积比例较低，大孔比例较高，其中微孔比例分别为6.1%、10.7%，小孔分别为41.7%、55.9%，大孔分别为20%、11.5%；而安岳气田须二段储层也以微小孔喉为主，大孔喉不发育，数量很少，但中孔喉较苏75井区发育，其中微孔比例为9.8%，小孔为51.5%，中孔为36%，大孔为2.7%。苏76井区储层微观孔隙结构比苏中、苏75井区和安岳气田须二段储层差，微孔、小孔占据孔隙体积的50%以上，导致了储层原始含水饱和度非常高。苏76区块饱和水岩样在300psi（1psi=0.006 895MPa）离心后的含水饱和度在58.6%~91.4%之间，绝大部分都超过60%，明显高于苏75区块（图2）。
图1 致密砂岩储层孔隙分布对比

Fig.1 The contrast map of pore distribution of dense sandstone reservoir

图2 离心后含水饱和度对比

Fig.2 The contrast chart of water saturation after centrifugation

微观模型含水状态下气藏开发物理模拟实验表明，气藏中气相相对于水相来讲一般为非润湿相，分布在孔隙内，而水相主要赋存在微细孔喉内及岩石表面，包围、控制气相，形成水气互封的状态。气藏开发过程中：一方面储层压力逐渐下降，气体体积迅速变大，挤压孔隙表面的水，并推动微细孔喉的水，成为可动水（图3）；另一方面，气田开发过程远快于成藏过程，开发过程中驱替压力梯度远大于成藏过程中的驱替压力梯度，因此成藏过程中部分未被驱出的水很可能在开发过程被驱替出，成为可动水。苏76井区储层微细孔喉发育，残余水饱和度较高，衰竭式开发过程中压力梯度大，气藏开发过程中部分原束缚水将转为可动水被产出，影响气井产能。
图3 开发过程中孔隙内气体膨胀驱替水相流动过程

Fig.3 The water flow process of gas expansion in pore during development

2 气水层综合识别

2.1　储层可动水饱和度测试

储层中原生水包含束缚水和可动水，开发过程中束缚水不参与流动，而部分可动水由于压裂沟通或驱动压力梯度的增加而被产出。本文运用核磁共振结合离心的方法测试了苏76井区盒8段储层3口气井73块岩样的可动水饱和度（图4），岩样可动水饱和度多集中在4%~8%之间，其中苏1井岩心平均可动水饱和度为5.57%，苏2井岩心平均可动水饱和度为4.13%，苏3井岩心平均可动水饱和度为4.56%，岩心可动水饱和度总体较低。气井生产动态资料显示，虽然苏76井区共有40口井产水，占总投产井数的22%，但产水不严重，大部分气井产水量在0~10m3/d之间，平均单井日产水为4.7m3。岩心测试结果与气井产水动态具有很好的对应关系，说明可动水饱和度越高，储层产水越严重，用可动水饱和度来描述储层水的可动性是可行的。
图4 苏76井区岩样可动水饱和度测试结果

Fig.4 The test results of movable water saturation of rock samples in Well Su76 area

2.2　可动水饱和度测井解释原理

储层可动水饱和度可以有效预测产水动态，指导气藏高效开发。但是由于目前得到的可动水饱和度都是室内岩心实验测试结果，其规模生产应用受到极大限制，如何能够实现可动水饱和度的批量解释处理，是其能否应用于生产实践的技术瓶颈。高树生等[12]、王丽影等[13]、叶礼友等[14,15] 、支鑫等[16]认为，岩心可动水饱和度与岩心孔隙度、渗透率、原始含水饱和度无很好的对应关系，直接通过孔隙度、渗透率、原始含水饱和度来预测储层可动水饱和度显然是不合理的。通过统计大量致密砂岩储层岩样核磁共振方法测试数据，发现致密砂岩储层岩心测试得到的束缚水饱和度（S bw）（核磁共振测试的原始含水饱和度与可动水饱和度差值）与岩心孔隙度φ存在很好的正相关性（图5），致密砂岩储层束缚水饱和度（S bw）可以用孔隙度来描述[式(1）]，该式对于致密砂岩储层具有普遍的应用意义。结合常规测井中的孔隙度和含水饱和度(S w)数据可快速计算获得储层可动水饱和度数据（S wm），即式（2）为致密砂岩储层可动水饱和度测井理论依据，即可获得可动水饱和度测井解释曲线（图6）。
S b w = a φ + b
图5 致密砂岩气藏储层岩心束缚水饱和度与孔隙度关系

Fig.5 The relation schema between irreducible water saturation and porosity of core in tight sandstone gas reservoir

图6 气井可动水饱和度测井解释结果

Fig.6 The logging interpretation results of movable water saturation in gas wells

其中a、b为常数
S w m = S w - S b w

2.3　气水层综合识别方法

在常规气水层识别基础上，引入可动水饱和度参数，建立可动水饱和度与含气饱和度交会图，根据二者的分布范围与对应的产水与含水关系，即可对致密砂岩储层进行气、水层识别划分。
统计苏76井区92口井的可动水饱和度、含水饱和度测井解释结果与对应的气井生产动态，绘制了致密砂岩气藏气、水层综合识别的可动水饱和度—含气饱和度交会图（图7），建立了致密砂岩气藏气、水层综合判别的标准（表1）。①储层可动水饱和度大于20%，生产过程中一定会大量产水，因此即使含气饱和度较高，一般也划分为水层；②储层可动水饱和度小于20%，大于12%，生产过程中会有一定量的水产出，根据含气饱和度的高低可以将其划分为气水层与含气水层；③储层可动水饱和度小于12%，生产过程中产少量水或不产水，根据含气饱和度大小，可以将其分为气层、含气层与干层。
图7 气水层综合识别交会图

Fig.7 The cross-plot of gas-water layer recognition

表1 致密砂岩储层气水层综合识别标准

Table 1 The identification standard for gas-water layer of dense sandstone reservoir

S wm值 Sg值 解释结论
S wm≥20 水层
12≤S wm<20 S g≥35 气水层
S g<35 含气水层
S wm<12 S g≥50 气层
35≤S g<50 含气层
S g<35 干层

3 储层气水层综合识别应用

3.1　储层气水层识别新方法验证

根据对老井可动水饱和度测井解释、气水层识别成果、试采数据和生产动态数据对比分析，显示储层可动水饱和度大小与气井试采产水、生产动态具有很好的一致性，说明通过致密砂岩气藏气水层综合识别标准，对储层进行精确分类，更加有利于认识气水层，可以有效指导气藏开发。
苏A井射开盒 8 下 2 层段和山1层段，传统方法气水层解释识别结果表明（图8，表2），4个射孔井段都是气层，与新的气水层识别方法解释结果一致。气井实际试气结果日产气1.84×104m3，不产水，生产情况表明自2010年10月投产以来，生产平稳，日产气量稳定在1×104m3左右，累计产气量为1 911×104m3，验证了新方法的准确性与可靠性。
图8 苏A井气水层综合识别结果

Fig.8 The identification results of gas-water layer for Well Su A

表2 苏A井气水层解释结果与生产动态

Table 2 The interpretation results of gas-water layer and production dynamics for Well Su A

序号 1 2 3 4
地层参数 层位 盒 8 下 2 盒 8 下 2 山1 山1
气层井段/m 3 242~3 245 3 246~3 248.5 3 260~3 263 3 263.5~3 266
电阻率/（Ω·m） 35.59 51.53 40 44.39
孔隙度/% 11.62 10.6 8.6 10.77
含气饱和度/% 52.39 53.5 41.3 53.4
可动水饱和度/% 1.94 5.22 0.13 0.21
传统方法解释结果 气层 气层 气层 气层
新方法解释结果 气层 气层 含气层 气层
试气结果 日产气1.84×104m3，日产水0m3
苏B井射开盒 8 上 2 层段和盒 8 下 2 段，传统方法气水层解释识别结果表明（图9，表3），5个射孔井段是气层和差气层，而新的气水层识别方法解释结果与传统方法有很大不同，第一段和第四段是水层，第二段和第五段是气水层，第三段是含气水层。该井实际试气时开井1h后便产水，随后气水同出，生产情况表明自2010年11月29日一开井产气量迅速下降，生产过程中一直间歇生产，日产气量平均为0.2×104m3，实际生产开发效果差，结果再次验证了新方法的准确性与可靠性。
图9 苏B井气水层综合识别结果

Fig.9 The identification results of gas-water layer for Well Su B

表3 苏B井气水层解释结果与生产动态

Table 3 The interpretation results of Gas-water layer and production dynamics for Well Su B

序号 1 2 3 4 5
地层参数 层位 盒 8 上 2 盒 8 上 2 盒 8 上 2 盒 8 下 2 盒 8 下 2
气层井段/m 3 158~3 161 3 161~3 163 3 163~3 165 3 192~3 195 3 195.6~3 198
电阻率/（Ω·m） 26.96 26.11 28.23 27.1 30.27
孔隙度/% 8.91 12 11.29 13.3 13.01
含气饱和度/% 17 37.28 35.59 39.07 44.31
可动水饱和度/% 24.13 17.23 15.65 21.37 14.56
传统方法解释结果 差气层 气层 差气层 气层 气层
新方法解释结果 水层 气水层 含气水层 水层 气水层
试气结果 日产气1.096×104m3，日产水0.74m3

3.2　运用气水层综合识别结果优选开发层位

根据气水层识别新方法解释结果优选开发层位时，根本开发理念就是首先开发气层，达到预防产水的目的；在气井产气速度下降到比较小（0.5×104m3/d）时，而且达到一定的采出程度后，可以考虑开发含气层和气水层，同时做好排水采气等控水措施；含气水层原则上不要开发。这样做的主要目的就是对储层产水起到有效的防控，保证致密砂岩气藏尽量在不产水的条件下生产，达到日产气量与累计产气量的最大化，在随后的含气层与气水层开发过程中，也要提前做好排水措施，尽可能延长气藏的有效生产周期。
依据可动水饱和度和含气饱和度解释成果综合判断：苏C井在3 355~3 407m井段之间钻6个层段，其中包含气层8.8m/2、含气层4.2m/2、气水层3m/1和水层1.06m/1，与传统方法气水层解释结果存在一定差别（表4），传统方法解释第1、第3层为气层，而新方法解释其为气水层和水层。可动水饱和度测井解释结果表明，钻井层段第1、第3层可动水饱和度很高，超过了12%（图10），说明该层段生产过程中可能会大量产水，因此，建议避开第1、第3层，针对其他4个层段进行射孔、压裂生产，射孔与压裂时要尽量保证作业的精准性，注意避开上下水层或气水层。
表4 根据气水层识别结果优选射孔层位

Table 4 The perforation position table based on gas-water layer identification results

序号 井段/m 厚度/m 含气饱和度/% 可动水饱和度/% 原测井解释结论 气水层综合识别结果 开发建议
1 3 355.7~3 358.7 3 35 16.3 气层 气水层 不射开
2 3 374.4~3 375.9 1.1 41.5 5.27 气层 含气层 射开
3 3 379.9~3 380.9 1.06 40.7 22.58 气层 水层 不射开
4 3 385.1~3 389.8 1.8 54.1 1.07 气层 气层 射开
5 3 392.6~3 394.9 7 50.4 3.28 气层 气层 射开
6 3 404.7~3 407.0 3.1 49.5 2.93 气层 含气层 射开
图10 苏C井气水层综合识别结果

Fig.10 The identification results of gas-water layer for Well Su C

气井生产动态表明（图11），从2014年12月生产，截至2018年6月累计产气量达到1 689.8×104m3，平均日产气1.9×104m3，几乎不产水，生产状态平稳，日产气量与累计产气量明显高于其他同类井，证明可动水饱和度测井解释结果合理、有效，新方法气水层识别准确率高，能够有效起到防水、控水作用，可以大大增加致密砂岩气藏的可动用储量，提高气藏采收率。
图11 苏C井生产动态曲线

Fig.11 The production curve of Well Su C

3.3　运用气水层综合识别结果优选开发井位

根据储层气水层识别结果并结合区块砂体展布特征及地质分层资料，绘制不同层位气水分布图，可以明确储层气水分布特征，评价储层产水风险，指导区块布井。
苏76区块盒 8 下 2 段、盒 8 下 2 段为主力产层，储层气水分布如图12、图13所示，该储层气层大面积分布，主要分布在区块的西南部和中东部；水层、气水层零星分布，主要分布在区块的西南部，分布面积不大，建议在中东部进一步布置探井。
图12 苏里格气田苏76区块盒 8 下 1 段气水层分布

Fig.12 The gas-water distribution map of H 8 x 1

图13 苏里格气田苏76区块盒 8 下 2 段气水层分布

Fig.13 The gas-water distribution map of H 8 x 2

4 结论

（1）苏76区块储层微观孔隙结构差，微小孔发育，残余水饱和度高，含气性较差。衰竭开发过程中随着地层压力下降，水封气体膨胀驱动水流动，形成可动水，是气井产水的主要原因。
（2）建立了储层可动水饱和度测井解释模型，并考虑可动水饱和度参数，分析大量的测井解释结果、生产数据及试气结果，建立了气、水层综合识别方法，将可动水饱和度为12%作为气层和产水层的临界值，射孔时建议只射开气层，降低产水风险。
（3）绘制不同层位气水层平面分布图，明确盒8下 1段和盒8下 2段为主力产层，气层大面积分布，主要分布在区块的西南部和中东部，水层、气水层零星分布，分布面积不大。建议在中东部进一步布置探井。

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