趙元良，蔣智格，葛盛權(quán)，吳大成，虞華

（1．中國(guó)石油塔里木油田分公司，新疆 庫(kù)爾勒841000；2．斯倫貝謝中國(guó)公司，北京100015）

0 引 言

塔里木盆地牙哈氣田屬于凝析油含量較高的大型凝析氣藏，主要產(chǎn)層及巖性為新近系吉迪克組底砂巖、古近系底砂巖和白堊系頂砂巖，其中古近系和白堊系為整體塊狀底水凝析氣藏。2000年正式投入開發(fā)，采用循環(huán)注氣部分保壓方式開采，實(shí)現(xiàn)了該氣藏凝析油高效開發(fā)的目的。目前，出現(xiàn)了個(gè)別生產(chǎn)井下第三系氣竄、白堊系底水抬升水淹，凝析油產(chǎn)量遞減加劇，措施作業(yè)無(wú)效而被迫封井或轉(zhuǎn)為注氣井。白堊系由于物性差、泥質(zhì)含量高，導(dǎo)致氣水過(guò)度帶較長(zhǎng)，水淹程度評(píng)價(jià)困難；下第三系氣竄的回注干氣，是否遵從重力分異而積聚于構(gòu)造高部位，原狀凝析氣在縱向上的分布特征等，這些都需要采取新的技術(shù)手段進(jìn)行驗(yàn)證。本文通過(guò)斯倫貝謝公司的MDT井下流體組分分析技術(shù)嘗試解決這些問(wèn)題。

1 井下流體組分分析儀（CFA）原理

烴類分子鍵在近紅外某些波長(zhǎng)光通過(guò)時(shí)會(huì)產(chǎn)生共振，這種共振結(jié)果會(huì)導(dǎo)致對(duì)這些特定波長(zhǎng)光的吸收。不同組分的烴類的分子鍵能夠產(chǎn)生共振的波長(zhǎng)不完全相同，分子吸收光譜法正是基于該物理特性判斷烴類物質(zhì)的組分［1］。

CFA是斯倫貝謝公司模塊化動(dòng)態(tài)地層測(cè)試器［2－3］中的井下組分分析儀。模塊化動(dòng)態(tài)地層測(cè)試器可以在井下某個(gè)指定深度座封，通過(guò)負(fù)壓將地層的流體泵抽到儀器的流線中。CFA井下組分分析儀擁有一個(gè)激光發(fā)射段和光譜接收分析儀，可以對(duì)流線中經(jīng)過(guò)的流體進(jìn)行分子吸收光譜分析，從而獲得C1、C2～C5和C6＋的比例。同時(shí)CFA還有一個(gè)熒光分析儀，可以測(cè)試流體的熒光的強(qiáng)弱，從而獲知油氣的相位變化。

2 組分分析在新鉆井的應(yīng)用實(shí)例

斯倫貝謝公司的MDT井下流體組分分析技術(shù)在牙哈氣田應(yīng)用了4井次（見圖1中的YHxx－1H井、YHxx－1－5H 井、YHxx－2－5H 井、YHxx－1－4H井），落實(shí)了牙哈凝析氣田古近系注入氣與凝析氣、白堊系凝析氣與水淹層之間的界面，認(rèn)識(shí)到注入干氣超覆是生產(chǎn)井氣竄的主要原因，找到了水淹區(qū)與干氣之間的潛力區(qū)域。

圖1 牙哈凝析氣藏局部構(gòu)造示意圖

2．1 YHx－1H過(guò)路井

YHx－1H井目的層為寒武系，就上部氣藏而言，俗稱過(guò)路井。為認(rèn)識(shí)古近系凝析氣藏不同物性層段凝析油含量及氣油比分布情況，2011年在導(dǎo)眼段進(jìn)行MDT測(cè)試，設(shè)計(jì)在3個(gè)深度點(diǎn)測(cè)壓并獲取PVT樣品，測(cè)試時(shí)首次采用CFA組分流體分析模塊，得到了實(shí)時(shí)CFA成果如圖2所示。該次測(cè)試取得5點(diǎn)結(jié)論：① 該井鄰井的注入干氣已經(jīng)突破進(jìn)入到該井區(qū)域；② 注入氣在垂向上非均勻驅(qū)掃，并從上部超覆；③ 底部為典型的凝析氣，接近原狀地層流體；④ 底部具有最好的流度但沒(méi)有被注入干氣驅(qū)掃到，需要進(jìn)一步研究注入層位優(yōu)化或垂向隔夾層的影響；⑤ 可明顯觀察到自上而下流體組分的梯度變化特征［3］。

圖2 YHx－1H井CFA成果圖

2．2 YHxx－1－5H采油井

YHxx－1－5H井是為試驗(yàn)北注南采圍繞局部高點(diǎn)調(diào)整開采方式的可行性及開發(fā)效果，完善開發(fā)井網(wǎng)，提高凝析油儲(chǔ)量的動(dòng)用程度而設(shè)計(jì)的采油井，也屬于牙哈凝析氣田開發(fā)調(diào)整先導(dǎo)試驗(yàn)井組中的1口井。該井靠近南邊的牙哈大斷裂帶（見圖1），構(gòu)造位置相對(duì)較高，離注氣井相對(duì)較遠(yuǎn)。依據(jù)常規(guī)測(cè)井資料解釋，古近系儲(chǔ)層全部為氣層，但凝析氣與注入干氣的縱向分布規(guī)律不能描述清楚；白堊系水淹程度的解釋也有困難，一種觀點(diǎn)認(rèn)為白堊系全部水淹，另一種觀點(diǎn)則認(rèn)為白堊系仍然存在一段原狀凝析氣。為解決上述問(wèn)題，2012年底，利用該井直導(dǎo)眼進(jìn)行大規(guī)模MDT掃描測(cè)試，根據(jù)YHx－1H井的成功經(jīng)驗(yàn)，部分設(shè)計(jì)為PVT樣品點(diǎn)的采用CFA井下流體分析代替，測(cè)試完成有效測(cè)壓點(diǎn)41個(gè)，CFA分析14個(gè)點(diǎn)含PVT樣品點(diǎn)8個(gè)。CFA實(shí)時(shí)得到的成果見圖3。測(cè)試獲得5點(diǎn)認(rèn)識(shí)。① ×197．0m處泵抽組分分析為凝析氣，表明該井白堊系儲(chǔ)層雖然底水抬升18．0m，但是頂部仍然存在12．0m的凝析氣層未被水淹。②CFA成果顯示在×152．0～×163．0m井段儲(chǔ)層流體為注入的干氣；井段×163．0～×167．0m為受注入干氣影響的組分梯度過(guò)渡帶；井段×167．0～×197．0m為凝析氣。這種流體組分分布特征證明回注干氣受浮力作用沿儲(chǔ)層頂部運(yùn)移至構(gòu)造高部位形成干氣聚集區(qū)，而構(gòu)造低部位回注氣與凝析氣的重力分異超覆現(xiàn)象明顯，突破了短時(shí)混合理論，認(rèn)識(shí)了注氣超覆驅(qū)替規(guī)律。③ 落實(shí)了注入氣與凝析氣之間的氣－氣界面，預(yù)示著水淹區(qū)與干氣之間存在巨大生產(chǎn)潛力。④ 壓力測(cè)試結(jié)果顯示從×230．0～×260．0m井段壓力逐漸上升到原始地層壓力，證明白堊系底部的隔夾層能有效阻擋底水的抬升，底水對(duì)氣藏開發(fā)影響較小。⑤ 依據(jù)MDT測(cè)試成果，考慮一定的避水高度，實(shí)時(shí)提出了水平段井眼軌跡優(yōu)化調(diào)整建議被采納，水平段位置由古近系下調(diào)為白堊系頂部。

圖3 YHxx－1－5H井 MDT成果圖

2．3 YHxx－2－5H注氣井

YHxx－2－5H注氣井位于構(gòu)造北翼，處于構(gòu)造低部位（見圖1）。設(shè)計(jì)為注氣井，目的是通過(guò)注氣補(bǔ)充能量，抑制底水、提高凝析油采收率。2013年初在導(dǎo)眼段進(jìn)行MDT測(cè)試，采用CFA流體分析模塊，完成有效測(cè)壓點(diǎn)21個(gè)，CFA分析5個(gè)包括PVT樣品點(diǎn)1個(gè)。獲得2點(diǎn)認(rèn)識(shí)：①CFA分析發(fā)現(xiàn)氣層段均為凝析氣層，古近系底部水淹；② 壓力測(cè)試發(fā)現(xiàn)古近系與白堊系壓力下降程度相同，證實(shí)氣藏在縱向上連通性較好。

2．4 YHxx－1－4H采油井

YHxx－1－4H井位于構(gòu)造南翼，相對(duì)海拔高于YHxx－1－5H井（見圖1），設(shè)計(jì)為采油井，目的是完善構(gòu)造南翼注采井網(wǎng)。2013年底在導(dǎo)眼段進(jìn)行MDT作業(yè)，采用IFA（支持流體組分及流線密度測(cè)量）流體分析模塊，試圖通過(guò)連續(xù)的流體密度掃描，作為組分分析的有效補(bǔ)充，進(jìn)一步驗(yàn)證干氣—過(guò)渡帶—凝析氣縱向分布特征。完成有效測(cè)壓點(diǎn)29個(gè)點(diǎn)，流體分析點(diǎn)6個(gè)包括PVT樣品點(diǎn)4個(gè)，常規(guī)樣品點(diǎn)1個(gè)。該井理論上氣－氣界面在×163．0m，實(shí)際上從×170．0m開始泵抽分析，向上逐步尋找，直到古近系頂×134．0m均為凝析氣，未見注入的干氣。為驗(yàn)證是否存在注入干氣沿物性好的大孔道推進(jìn)并聚集的觀點(diǎn)，在物性較好的×138．5m加測(cè)一分析點(diǎn)，結(jié)果仍為凝析氣，流線密度驗(yàn)證組分梯度的計(jì)劃落空。對(duì)位置較高全井段是凝析氣這種特征的解釋之一是牙哈凝析氣藏壓力逐年下降，所有注采井都位于構(gòu)造北翼，構(gòu)造南翼沒(méi)有注采井。另外，凝析氣可壓縮系數(shù)較高，使得北翼的壓力虧空靠南翼凝析氣膨脹來(lái)補(bǔ)充，導(dǎo)致注入干氣未能進(jìn)到南翼部位；解釋之二是該井與注氣井之間古近系底砂巖頂部存在隔層或小斷層，但有待于進(jìn)一步分析驗(yàn)證。流體的這種分布特征預(yù)示著構(gòu)造南翼有巨大的凝析油開采潛力。

3 CFA與PVT組分對(duì)比分析

塔里木盆地的2個(gè)凝析氣田已經(jīng)實(shí)施的井下流體分析CFA及相應(yīng)的PVT實(shí)驗(yàn)室分析的6口井16個(gè)點(diǎn)的具體數(shù)據(jù)見圖4。圖4表明，CFA測(cè)得的流體組分C1、C2～C5、C6＋以及氣油比GOR量值上與PVT趨勢(shì)一致，誤差在合理范圍內(nèi)。

圖4 PVT實(shí)驗(yàn)室井流物與CFA組分?jǐn)?shù)據(jù)對(duì)比圖

3．1 井下流體組分分析

斯倫貝謝公司MDT常用的井下流體組分分析儀包括CFA和IFA。CFA井下流體分析儀可進(jìn)行流體組分分析以及熒光分析，實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)流體組分C1、C2～C5、C6＋的百分含量以及CO2的定性分析，區(qū)分流體類型（輕質(zhì)油、凝析氣、濕氣以及干氣等），尤其對(duì)于凝析氣可實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)泵出過(guò)程中是否低于露點(diǎn)壓力等。IFA是最新一代井下流體分析儀，該儀器可以實(shí)時(shí)測(cè)量壓力／溫度、流體密度、黏度以及電阻率，計(jì)算油水比例、GOR，C1、C2、C3～C5、C6＋以及CO2的組分含量，這些數(shù)據(jù)是在地層溫度、壓力條件下測(cè)量，代表性強(qiáng)，且具有實(shí)時(shí)性［3］。PVT實(shí)驗(yàn)分析是利用具有代表性的油氣樣品，通過(guò)相態(tài)分析儀及氣相色譜儀進(jìn)行恒質(zhì)量膨脹和定容衰竭實(shí)驗(yàn)并通過(guò)數(shù)據(jù)模擬來(lái)獲得油氣藏的技術(shù)參數(shù)或圖件，如井流物組分、凝析氣藏?zé)N類流體相態(tài)圖（露點(diǎn)壓力、臨界凝析壓力）、恒質(zhì)量膨脹數(shù)據(jù)關(guān)系圖及定容衰竭數(shù)據(jù)關(guān)系圖等。因此，井下流體組分分析數(shù)據(jù)并不能完全取代PVT實(shí)驗(yàn)室分析。

PVT實(shí)驗(yàn)室分析得到的井流物組分?jǐn)?shù)據(jù)與CFA數(shù)據(jù)對(duì)比分析得到4點(diǎn)認(rèn)識(shí)。① 塔里木盆地凝析氣田井流物組分含有一定量的二氧化碳及氮?dú)?，而CFA組分分析不能得到氮?dú)夂?，二氧化碳也僅僅停留在定性層面，這是導(dǎo)致C1、C2～C5、C6＋含量誤差的主要原因。② 圖4左邊的黑框區(qū)域是YHxx－1－4H井的IFA 組分結(jié)果，誤差較小，說(shuō)明IFA得到了數(shù)值更為精確，并且CO2也定量化。③ 圖4右邊的紅框區(qū)域誤差較大，原因是該井使用油基泥漿鉆井液，MDT取樣過(guò)程中一直含有油基泥漿濾液，而在PVT實(shí)驗(yàn)室未有效去除濾液影響的緣故。④CFA測(cè)量的氣油比GOR適用范圍較小，量值較大時(shí)導(dǎo)致某些點(diǎn)GOR相對(duì)誤差較大，但都不影響對(duì)流體性質(zhì)的判斷?；谝陨戏治龅玫浇Y(jié)論，圖2、圖3的應(yīng)用是可靠的。

3．2 CFA露點(diǎn)觀測(cè)

在泵抽過(guò)程中可以通過(guò)組分和熒光讀值的變化來(lái)監(jiān)測(cè)流線壓力是否低于露點(diǎn)壓力，而實(shí)際應(yīng)用過(guò)程中利用熒光變化更便捷。如圖5所示，YHxx－1－5H井在×172．0m的泵抽監(jiān)測(cè)，凝析氣如果沒(méi)有發(fā)生相變，熒光讀值很低（約0．035V），泥漿濾液熒光讀值大概在0．1V。而如果凝析氣發(fā)生反凝析現(xiàn)象，有油相析出，則當(dāng)電泵換向時(shí)熒光讀值跳變到相對(duì)很高（約0．47V）。從泵抽過(guò)程流線壓力及熒光讀值分析，YHxx－1－5H井當(dāng)泵抽壓差高于500psi時(shí)候，熒光讀值相對(duì)較高，有凝析油析出，依據(jù)這一特征，建議實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中生產(chǎn)壓差控制在500psi以內(nèi)。而YHxx－1－4H井×145．7m的泵抽監(jiān)測(cè)則觀察到流線壓力在5900psi以下時(shí)，觀測(cè)到有油析出，恢復(fù)壓力到6100psi以上，凝析油消失，建議開采時(shí)控制地層壓降在150psi以內(nèi)。

CFA不是直接測(cè)量露點(diǎn)壓力，是通過(guò)觀測(cè)在某個(gè)流動(dòng)壓力下出現(xiàn)明顯的流體相態(tài)變化，來(lái)推測(cè)露點(diǎn)壓力的范圍。這種方法分析出的露點(diǎn)壓力要比實(shí)驗(yàn)室的結(jié)果要低，因?yàn)樗皇菑穆饵c(diǎn)壓力定義上講的第1滴析出液出現(xiàn)時(shí)的壓力，該數(shù)值并不能作為準(zhǔn)確的露點(diǎn)壓力來(lái)理解。但是從油藏上，CFA觀測(cè)到的露點(diǎn)壓力表明在該泵抽的流動(dòng)壓力下，油藏已經(jīng)很確定的低于露點(diǎn)，對(duì)于生產(chǎn)的指導(dǎo)意義很強(qiáng)。

圖5 牙哈凝析氣田CFA監(jiān)測(cè)露點(diǎn)壓力圖

牙哈凝析氣藏循環(huán)回注干氣，縱向上組分差異明顯（見圖3），特別是伴隨干氣的注入，干氣與凝析氣之間存在組份交換等，這些都會(huì)導(dǎo)致凝析氣露點(diǎn)發(fā)生變化。觀察PVT實(shí)驗(yàn)室分析露點(diǎn)壓力值發(fā)現(xiàn)在縱向上和橫向上規(guī)律性不強(qiáng)，甚至在縱向上出現(xiàn)倒序現(xiàn)象是對(duì)上述觀點(diǎn)很好的證明。

4 多井?dāng)?shù)據(jù)對(duì)比分析應(yīng)用

牙哈地區(qū)4井次的MDT測(cè)試結(jié)果匯總（見圖6）分 析 如 下。① YHx－1H 井、YHxx－1－5H 井 和YHxx－1－4H井依次測(cè)得古近系地層壓力逐步衰竭，各次相差約200psi。各井縱向壓力衰減均勻，橫向壓力逐年衰減，說(shuō)明地層縱橫向連通性較好。② YHxx－1－4H井在海拔×194．5m泵抽見地層水，YHxx－1－5H 井在海拔×197．0m 泵抽見凝析氣，表明底水年抬升2．5m。③ YHx－1H 井和 YHxx－1－5H井見注入氣，YHxx－1－4H全井段未發(fā)現(xiàn)注入氣，分析認(rèn)為井間可能有隔層或者注入氣量不足。YHx－1H井注入干氣與凝析氣之間過(guò)渡帶偏長(zhǎng)，進(jìn)一步證實(shí)了注氣量不足，壓力虧空過(guò)大的存在?；谏鲜稣J(rèn)識(shí)，牙哈凝析氣田開發(fā)的調(diào)整思路與對(duì)策是加強(qiáng)注氣，保持地層壓力，加強(qiáng)構(gòu)造南翼的井網(wǎng)部署。

圖6 牙哈凝析氣田多井MDT數(shù)據(jù)成果圖

5 結(jié) 論

（1）井下流體分析發(fā)現(xiàn)凝析氣藏在縱向上存在組分梯度差異。

（2）系統(tǒng)的壓力測(cè)量不僅能夠發(fā)現(xiàn)縱向上的有效隔層，還能夠確立橫向上油氣藏的連通性，對(duì)于凝析氣藏高效開發(fā)起到關(guān)鍵作用。

（3）井下流體分析證實(shí)了回注干氣沿儲(chǔ)層頂部運(yùn)移至構(gòu)造高部位的超覆驅(qū)替規(guī)律，突破短時(shí)混合理論。

（4）CFA井下流體組分分析數(shù)據(jù)可靠，精度較高，有效判斷油氣類型，并且在縱向上找到干氣與水淹層之間的開采潛力井段，橫向上發(fā)現(xiàn)凝析油開采的潛在有力區(qū)域。

（5）CFA實(shí)時(shí)評(píng)價(jià)露點(diǎn)壓力，有效指導(dǎo)安全生產(chǎn)壓差。從時(shí)間上分析幾口井的壓力測(cè)量和露點(diǎn)監(jiān)測(cè)都表明牙哈凝析氣田急需加強(qiáng)注氣，保持地層壓力。

［1］Oliver C Mullins．油藏流體物理學(xué)性質(zhì)：井下流體分析的發(fā)現(xiàn)［Z］．北京：斯倫貝謝公司，2008．

［2］匡立春．電纜地層測(cè)試資料應(yīng)用導(dǎo)論［M］．北京：石油工業(yè)出版社，2005．

［3］楊勇．運(yùn)用MDT測(cè)井技術(shù)準(zhǔn)確識(shí)別疑難油氣層實(shí)例［J］．勘探技術(shù)，2006，10（3）：30－33．