冉丽君 白 蓉 姚 超 王开宇 王伟伟 李绍华 陈 袁

（1.中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆 库尔勒 841000；2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都 610041）

0 引言

从迪那2气田测井解释和钻井测试情况来看，其气水关系复杂，气水界面不统一，存在较大的气水过渡带。而气水过渡带认识不清会直接影响气田有效开发，如气井见水时间提前、气藏稳产期限缩短、储量计算不精确等，因此需要对气水过渡带进行精细研究，从而更准确地认识气藏气水分布特征，更好地指导气藏开发。

迪那2气田属于低孔低渗和低孔特低渗储层，非均质性较强，对于这类气藏，采用常规测井解释难以识别气水过渡带［1］。毛细管压力曲线是定量表征储层孔隙结构特征的最直接方式，是反映储层微观非均质性的最好依据［2-6］。因此，利用毛细管压力曲线结合相渗曲线，参考测井解释、完井试气等资料研究气水过渡带分布特征，可以为气田后续开发提供技术对策，为气田长期稳产打下基础。

1 储层特征及气藏类型

迪那2气田主要含气层位为古近系苏维依组、库姆格列木群，其中苏维依组划分为3个岩性段，从上至下分别是苏一段（E2-3s1）、苏二段（E2-3s2）、苏三段（E2-3s3），库姆格列木群同样从上至下细分为库一段（E1-2km1）、库二段（E1-2km2）、库三段（E1-2km3）。苏一段、苏三段、库二段为主要的产气层段，之间存在稳定或不稳定的泥岩隔夹层［7］。岩性物性分析表明，古近系储层总体上属于低孔低渗和低孔特低渗储层，孔隙度主要分布区间为4%～10%，渗透率主要分布区间为0.05～1.5 mD，非均质性较强，纵向上储层变化较大；苏维依组E2-3s1、E2-3s3储层物性相对较好，E2-3s2粒度变化较大，泥质层增多、砂体连续性变差；库姆格列木群相较苏维依组整体物性变差，仅E1-2km2物性相对较好。

迪那2气田为背斜构造圈闭，主要目的层苏维依组气藏中部（埋深3 415 m）地层压力为106.22 MPa，压力系数为2.06～2.29 MPa／100 m，地层温度为136.27℃，气藏气水界面为埋深3 700 m。气藏类型总体为一个受背斜构造控制的常温超高压、低含凝析油的块状底水凝析气藏［8］。

2 气水过渡带计算

2.1 公式推导

根据迪那2气藏温度、压力、天然气密度等参数，首先推导出气藏条件下液柱高度和毛细管压力的计算公式，再结合实验毛细管压力曲线、相渗曲线，最终计算出气水过渡带的厚度（图1）。

图1 气水过渡带厚度计算思路图

实验室用压汞法测定毛细管压力，由于测试条件不可能与气藏条件完全一致，所以需要将实验室测得的毛细管压力换算到地层条件下的毛细管压力，转换公式为：

式中，(pc)r为地层条件下的毛细管压力，MPa；σr为气水两相界面张力，mN／m；θr为气水两相接触角，（°）；σl为汞与空气的界面张力，mN／m；θl为汞与空气接触角，（°）；(pc)l为实验室条件下的毛细管压力，MPa。

已知汞与空气的界面张力为480 mN／m，接触角为140°，而地层条件下气水接触角为0°，地层条件下气水两相界面张力取决于气藏中的温度和压力，通过实验室不同温度、压力条件下所得到的气水界面张力可知迪那2气藏气水两相界面张力为45 mN／m，将各参数带入式（1），得到地层条件下毛细管压力：

当流体密度一定时，可以利用式（3）将毛细管压力值换算成相应的液柱高度：

式中，h为气水界面以上气的液柱高度，m； ρw为地层条件下水的密度，kg／m3； ρg为地层条件下的天然气密度，kg／m3；γo为天然气相对密度，无量纲； pr为地层压力，MPa；Zr为地层压力偏差系数；Tr为地层温度，K。

通过式（4）计算得出迪那2气藏天然气密度为363 kg／m3，将此结果带入式（3）并结合式（2），最终得到地层条件下的毛细管压力和气液柱高度的关系式为：

2.2 气水过渡带计算

迪那2气藏东西部物性差异较大，考虑到区块代表性和资料齐全性（做过毛细管压力实验和相渗实验且数据点较多）两个因素，在迪那2气田东部、中部、西部选择了DN202井、DN201井、DN205H井分别计算气水过渡带厚度（图2）。

图2 迪那2气田古近系顶面构造图

在实验中，首先尽量选择同一深度即物性相同的样品，并将实验得到的毛细管压力曲线和相渗曲线叠置，再根据式（5）将气柱高度投在毛细管压力曲线的纵坐标上，从而直观展示气水分布特征。以DN201井为例，该井气水界面位于白垩系地层，地层物性较差且孔隙度约6%，因此选择物性较接近的实验样品（深度为4 987.99 m的数据点，孔隙度为6.8%）。从图3a可以看出，临界含水饱和度为46%（A点，该点水相渗透率为0），对应的毛细管压力为15 MPa，根据公式计算液柱高度为276 m；临界含气饱和度为93%（B点，该点气相渗透率为0），对应的毛细管压力为0.35 MPa，计算得出气柱高度为6.4 m。在毛细管压力曲线上，A点以上为产纯气区，B点以下为产纯水区，A和B之间则为气水同产区，气水过渡带厚度为266 m［9］。

图3 迪那201井4 987.99 m气水过渡带厚度计算图

用同样的方法计算得出DN205H井苏三段气水过渡带厚度为180 m，DN202井库二段气水过渡带厚度为205 m。其余储层段的气水过渡带厚度因缺乏实验数据无法计算，考虑到气水过渡带厚度和储层物性相关性较大，将3口井所有实验数据进行计算并统一整理，总结出区块储层物性和气水过渡带厚度的关系（表1）。根据各储层段的物性并参考表1，分析得到各层段的气水过渡带厚度（表2）。

表1 迪那2区块储层物性和气水过渡带厚度关系统计表

表2 迪那2区块各储层段气水过渡带厚度表

3 气水分布模式建立

3.1 气水分布模式建立

根据表2的气水过渡带厚度，结合迪那2气田自由水面位置（埋深3 880 m），计算各层段纯气层底界的深度，从而建立迪那2气田气水分布模式（图4）。如图4所示，储层整体上具有东部气水过渡带较薄，纯气层底界较深的特点；纵向上看苏一段、苏三段物性较好，气水过渡带较薄，纯气层底界较深，而白垩系物性较差，纯气层底界较高。

3.2 气水分布模式验证

将迪那2气田单井测试成果叠加到建立的气水分布模式上进行验证（图5），其中DN2-8井在白垩系内部测试两层，下层测试为气水同层，测试结果和气水分布模式相符；DN3井苏一段下部测试为气水同层，DN205H井苏三段测试为含水气层，这两层都位于气水过渡带内上部，证明建立的气水分布模式和实际测试结果相符，为后期新井射孔层位的优选、完钻井深的合理确定打下基础。

图4 迪那2气田气水分布模式图

图5 迪那2气田气水分布模式验证图

4 结论

1）通过测试资料证明采用毛细管压力曲线结合相渗曲线的方法研究气水过渡带的分布特征并依此建立气水分布模式的方法是可行的，可以在类似的低渗气藏使用。

2）从建立的气水分布模式可以看出，气田东部较西部气水过渡带更薄且纯气层底界更深，库二段、白垩系纯气层底界依次变浅，此结论对气藏储量精细计算、射孔方案设计以及开发中后期防水、控水具有指导意义。