井下流体组分分析注气扫描应用实例

2015-12-13赵元良蒋智格葛盛权吴大成虞华

测井技术 2015年3期

赵元良，蒋智格，葛盛权，吴大成，虞华

（1．中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒841000；2．斯伦贝谢中国公司，北京100015）

0 引言

塔里木盆地牙哈气田属于凝析油含量较高的大型凝析气藏，主要产层及岩性为新近系吉迪克组底砂岩、古近系底砂岩和白垩系顶砂岩，其中古近系和白垩系为整体块状底水凝析气藏。2000年正式投入开发，采用循环注气部分保压方式开采，实现了该气藏凝析油高效开发的目的。目前，出现了个别生产井下第三系气窜、白垩系底水抬升水淹，凝析油产量递减加剧，措施作业无效而被迫封井或转为注气井。白垩系由于物性差、泥质含量高，导致气水过度带较长，水淹程度评价困难；下第三系气窜的回注干气，是否遵从重力分异而积聚于构造高部位，原状凝析气在纵向上的分布特征等，这些都需要采取新的技术手段进行验证。本文通过斯伦贝谢公司的MDT井下流体组分分析技术尝试解决这些问题。

1 井下流体组分分析仪（CFA）原理

烃类分子键在近红外某些波长光通过时会产生共振，这种共振结果会导致对这些特定波长光的吸收。不同组分的烃类的分子键能够产生共振的波长不完全相同，分子吸收光谱法正是基于该物理特性判断烃类物质的组分［1］。

CFA是斯伦贝谢公司模块化动态地层测试器［2－3］中的井下组分分析仪。模块化动态地层测试器可以在井下某个指定深度座封，通过负压将地层的流体泵抽到仪器的流线中。CFA井下组分分析仪拥有一个激光发射段和光谱接收分析仪，可以对流线中经过的流体进行分子吸收光谱分析，从而获得C1、C2～C5和C6＋的比例。同时CFA还有一个荧光分析仪，可以测试流体的荧光的强弱，从而获知油气的相位变化。

2 组分分析在新钻井的应用实例

斯伦贝谢公司的MDT井下流体组分分析技术在牙哈气田应用了4井次（见图1中的YHxx－1H井、YHxx－1－5H 井、YHxx－2－5H 井、YHxx－1－4H井），落实了牙哈凝析气田古近系注入气与凝析气、白垩系凝析气与水淹层之间的界面，认识到注入干气超覆是生产井气窜的主要原因，找到了水淹区与干气之间的潜力区域。

图1 牙哈凝析气藏局部构造示意图

2．1 YHx－1H过路井

YHx－1H井目的层为寒武系，就上部气藏而言，俗称过路井。为认识古近系凝析气藏不同物性层段凝析油含量及气油比分布情况，2011年在导眼段进行MDT测试，设计在3个深度点测压并获取PVT样品，测试时首次采用CFA组分流体分析模块，得到了实时CFA成果如图2所示。该次测试取得5点结论：① 该井邻井的注入干气已经突破进入到该井区域；② 注入气在垂向上非均匀驱扫，并从上部超覆；③ 底部为典型的凝析气，接近原状地层流体；④ 底部具有最好的流度但没有被注入干气驱扫到，需要进一步研究注入层位优化或垂向隔夹层的影响；⑤ 可明显观察到自上而下流体组分的梯度变化特征［3］。

图2 YHx－1H井CFA成果图

2．2 YHxx－1－5H采油井

YHxx－1－5H井是为试验北注南采围绕局部高点调整开采方式的可行性及开发效果，完善开发井网，提高凝析油储量的动用程度而设计的采油井，也属于牙哈凝析气田开发调整先导试验井组中的1口井。该井靠近南边的牙哈大断裂带（见图1），构造位置相对较高，离注气井相对较远。依据常规测井资料解释，古近系储层全部为气层，但凝析气与注入干气的纵向分布规律不能描述清楚；白垩系水淹程度的解释也有困难，一种观点认为白垩系全部水淹，另一种观点则认为白垩系仍然存在一段原状凝析气。为解决上述问题，2012年底，利用该井直导眼进行大规模MDT扫描测试，根据YHx－1H井的成功经验，部分设计为PVT样品点的采用CFA井下流体分析代替，测试完成有效测压点41个，CFA分析14个点含PVT样品点8个。CFA实时得到的成果见图3。测试获得5点认识。① ×197．0m处泵抽组分分析为凝析气，表明该井白垩系储层虽然底水抬升18．0m，但是顶部仍然存在12．0m的凝析气层未被水淹。②CFA成果显示在×152．0～×163．0m井段储层流体为注入的干气；井段×163．0～×167．0m为受注入干气影响的组分梯度过渡带；井段×167．0～×197．0m为凝析气。这种流体组分分布特征证明回注干气受浮力作用沿储层顶部运移至构造高部位形成干气聚集区，而构造低部位回注气与凝析气的重力分异超覆现象明显，突破了短时混合理论，认识了注气超覆驱替规律。③ 落实了注入气与凝析气之间的气－气界面，预示着水淹区与干气之间存在巨大生产潜力。④ 压力测试结果显示从×230．0～×260．0m井段压力逐渐上升到原始地层压力，证明白垩系底部的隔夹层能有效阻挡底水的抬升，底水对气藏开发影响较小。⑤ 依据MDT测试成果，考虑一定的避水高度，实时提出了水平段井眼轨迹优化调整建议被采纳，水平段位置由古近系下调为白垩系顶部。

图3 YHxx－1－5H井 MDT成果图

2．3 YHxx－2－5H注气井

YHxx－2－5H注气井位于构造北翼，处于构造低部位（见图1）。设计为注气井，目的是通过注气补充能量，抑制底水、提高凝析油采收率。2013年初在导眼段进行MDT测试，采用CFA流体分析模块，完成有效测压点21个，CFA分析5个包括PVT样品点1个。获得2点认识：①CFA分析发现气层段均为凝析气层，古近系底部水淹；② 压力测试发现古近系与白垩系压力下降程度相同，证实气藏在纵向上连通性较好。

2．4 YHxx－1－4H采油井

YHxx－1－4H井位于构造南翼，相对海拔高于YHxx－1－5H井（见图1），设计为采油井，目的是完善构造南翼注采井网。2013年底在导眼段进行MDT作业，采用IFA（支持流体组分及流线密度测量）流体分析模块，试图通过连续的流体密度扫描，作为组分分析的有效补充，进一步验证干气—过渡带—凝析气纵向分布特征。完成有效测压点29个点，流体分析点6个包括PVT样品点4个，常规样品点1个。该井理论上气－气界面在×163．0m，实际上从×170．0m开始泵抽分析，向上逐步寻找，直到古近系顶×134．0m均为凝析气，未见注入的干气。为验证是否存在注入干气沿物性好的大孔道推进并聚集的观点，在物性较好的×138．5m加测一分析点，结果仍为凝析气，流线密度验证组分梯度的计划落空。对位置较高全井段是凝析气这种特征的解释之一是牙哈凝析气藏压力逐年下降，所有注采井都位于构造北翼，构造南翼没有注采井。另外，凝析气可压缩系数较高，使得北翼的压力亏空靠南翼凝析气膨胀来补充，导致注入干气未能进到南翼部位；解释之二是该井与注气井之间古近系底砂岩顶部存在隔层或小断层，但有待于进一步分析验证。流体的这种分布特征预示着构造南翼有巨大的凝析油开采潜力。

3 CFA与PVT组分对比分析

塔里木盆地的2个凝析气田已经实施的井下流体分析CFA及相应的PVT实验室分析的6口井16个点的具体数据见图4。图4表明，CFA测得的流体组分C1、C2～C5、C6＋以及气油比GOR量值上与PVT趋势一致，误差在合理范围内。

图4 PVT实验室井流物与CFA组分数据对比图

3．1 井下流体组分分析

斯伦贝谢公司MDT常用的井下流体组分分析仪包括CFA和IFA。CFA井下流体分析仪可进行流体组分分析以及荧光分析，实时监测流体组分C1、C2～C5、C6＋的百分含量以及CO2的定性分析，区分流体类型（轻质油、凝析气、湿气以及干气等），尤其对于凝析气可实时监测泵出过程中是否低于露点压力等。IFA是最新一代井下流体分析仪，该仪器可以实时测量压力／温度、流体密度、黏度以及电阻率，计算油水比例、GOR，C1、C2、C3～C5、C6＋以及CO2的组分含量，这些数据是在地层温度、压力条件下测量，代表性强，且具有实时性［3］。PVT实验分析是利用具有代表性的油气样品，通过相态分析仪及气相色谱仪进行恒质量膨胀和定容衰竭实验并通过数据模拟来获得油气藏的技术参数或图件，如井流物组分、凝析气藏烃类流体相态图（露点压力、临界凝析压力）、恒质量膨胀数据关系图及定容衰竭数据关系图等。因此，井下流体组分分析数据并不能完全取代PVT实验室分析。

PVT实验室分析得到的井流物组分数据与CFA数据对比分析得到4点认识。① 塔里木盆地凝析气田井流物组分含有一定量的二氧化碳及氮气，而CFA组分分析不能得到氮气含量，二氧化碳也仅仅停留在定性层面，这是导致C1、C2～C5、C6＋含量误差的主要原因。② 图4左边的黑框区域是YHxx－1－4H井的IFA 组分结果，误差较小，说明IFA得到了数值更为精确，并且CO2也定量化。③ 图4右边的红框区域误差较大，原因是该井使用油基泥浆钻井液，MDT取样过程中一直含有油基泥浆滤液，而在PVT实验室未有效去除滤液影响的缘故。④CFA测量的气油比GOR适用范围较小，量值较大时导致某些点GOR相对误差较大，但都不影响对流体性质的判断。基于以上分析得到结论，图2、图3的应用是可靠的。

3．2 CFA露点观测

在泵抽过程中可以通过组分和荧光读值的变化来监测流线压力是否低于露点压力，而实际应用过程中利用荧光变化更便捷。如图5所示，YHxx－1－5H井在×172．0m的泵抽监测，凝析气如果没有发生相变，荧光读值很低（约0．035V），泥浆滤液荧光读值大概在0．1V。而如果凝析气发生反凝析现象，有油相析出，则当电泵换向时荧光读值跳变到相对很高（约0．47V）。从泵抽过程流线压力及荧光读值分析，YHxx－1－5H井当泵抽压差高于500psi时候，荧光读值相对较高，有凝析油析出，依据这一特征，建议实际生产过程中生产压差控制在500psi以内。而YHxx－1－4H井×145．7m的泵抽监测则观察到流线压力在5900psi以下时，观测到有油析出，恢复压力到6100psi以上，凝析油消失，建议开采时控制地层压降在150psi以内。

CFA不是直接测量露点压力，是通过观测在某个流动压力下出现明显的流体相态变化，来推测露点压力的范围。这种方法分析出的露点压力要比实验室的结果要低，因为它不是从露点压力定义上讲的第1滴析出液出现时的压力，该数值并不能作为准确的露点压力来理解。但是从油藏上，CFA观测到的露点压力表明在该泵抽的流动压力下，油藏已经很确定的低于露点，对于生产的指导意义很强。

图5 牙哈凝析气田CFA监测露点压力图

牙哈凝析气藏循环回注干气，纵向上组分差异明显（见图3），特别是伴随干气的注入，干气与凝析气之间存在组份交换等，这些都会导致凝析气露点发生变化。观察PVT实验室分析露点压力值发现在纵向上和横向上规律性不强，甚至在纵向上出现倒序现象是对上述观点很好的证明。

4 多井数据对比分析应用

牙哈地区4井次的MDT测试结果汇总（见图6）分析如下。① YHx－1H 井、YHxx－1－5H 井和YHxx－1－4H井依次测得古近系地层压力逐步衰竭，各次相差约200psi。各井纵向压力衰减均匀，横向压力逐年衰减，说明地层纵横向连通性较好。② YHxx－1－4H井在海拔×194．5m泵抽见地层水，YHxx－1－5H 井在海拔×197．0m 泵抽见凝析气，表明底水年抬升2．5m。③ YHx－1H 井和 YHxx－1－5H井见注入气，YHxx－1－4H全井段未发现注入气，分析认为井间可能有隔层或者注入气量不足。YHx－1H井注入干气与凝析气之间过渡带偏长，进一步证实了注气量不足，压力亏空过大的存在。基于上述认识，牙哈凝析气田开发的调整思路与对策是加强注气，保持地层压力，加强构造南翼的井网部署。