| 标题 | 涩北气田水侵方向预测新方法 |
| 范文 | 宋维春 摘 要：涩北二号构造形态完整、规模大，其构造形态为短轴背斜，并且各层构造高点基本一致。气水界面存在“南高北低”现象，在64个含气小层中，南北气水界面差别在3m以上的约有35个小层，其中南北气水界面相差最大的约20m。为更好地治理涩北气田水侵，提高气田经济效益，预测气田水侵方向显得愈加重要，就此提出了一种水侵方向预测新方法，并通过示踪剂试验结果印证了该方法可靠性。 关键词：涩北气田；气水关系；水侵势函数；水侵方向 中图分类号：TB 文献标识码：A doi：10.19311/j.cnki.16723198.2019.32.107 1 区块地质特征 涩北二号构造是台南-涩北二级构造带上的一个三级构造，位于涩北一号构造东南部，其间有一个低缓的鞍部与其相连接。气田构造特征总体上有以下几点：（1）构造形态完整、规模大；（2）构造形态为短轴背斜；（3）各层构造高点基本一致。 2 水侵方向预测新方法 为更好地治理涩北气田水侵，提高气田经济效益，预测气田水侵方向显得愈加重要，本文就此提出了一种水侵方向预测新方法，并通过示踪剂试验结果印证了该方法可靠性。 一口气井水侵方向的因素主要有两点：首先是井周气井的地质特征与生产特征，具体表现为目标井周围一口气井A配产高，并且与其连通良好，则该井容易向A井水侵；第二个原因为井距，其他因素相同情况下越近影响越大。综合以上分析，可引入水侵势函数精确描述水侵情况。 假设渗流平面上有一点汇，液体质点沿径向流向该点，并在此消失。如在该点画出半径为r的圆周，则其平面径向流的流量为： q=2πrhKμdpdr（1） 令qh=qh，则（1）式变为： qh2πr=dΦdr（2） 对（2）式分离变量并积分得： Φ=qh2πlnr+C（3） （3）式为平面上点汇势的数学表达式，其中C是由边界条件确定的积分常数。 当r=re时，Φ=Φe，将其代入（3）式得： Φe=qh2πlnre+C（4） 当r=rw时，Φ=Φwf，将其代入（4）式得： Φwf=qh2πlnrw+C（5） 由（3）式、（4）式或（5）式得平面上任意一点势： Φ=Φe-qh2πlnrer（6） 或 Φ=Φwf+qh2πlnrrw（7） 由（6）式、（7）式得单位厚度上的产量： qh=2πΦe-Φwflnrerw（8） 由（8）式，平面上点汇的产量： q=qhh=2πhΦe-Φwflnrerw=2πKhpe-pwfμlnrerw（9） 当地层中同时存在若干口井时，可根据势的叠加原则来确定地层中任意一点的勢。若有n口井，各口井的产量分别为q1，q2，q3，…，qn，单位厚度上的产量分别为qh1，qh2，qh3，…，qhn，则地层中任意一点M的势差应为各井单独工作时在该点产生的势差的代数和，即： Φe-ΦM=∑ni=1Φe-ΦMi（10） 式中：ΦMi——第i井单独工作时M点的势。 由（3）式，对地层中任意一点M而言，当第i井单独工作时，存在： ΦMi=qhi2πlnri+Ci 且 Φe=qhi2πlnrei+Ci 则当第i井单独工作时在M点产生的势差为： Φe-ΦMi=qhi2πlnreiri 式中：ri——第i井到M点的距离； rei——第i井到供给边界的距离； Ci——第i井单独工作时由边界条件确定的常数。 当n口井同时工作时，由（10）式得M点的势差： Φe-ΦM=12π∑ni=1qhilnreiri（11） 多井工作时，每一口井到供给边界的距离rei不相等，这就造成了计算困难。实际中，常取油井所在区域中心到供给边界的半径作为各井共同的供给边界半径。得到多井干扰情况下地层中任意一点的势差为： Φe-ΦM=12π∑ni=1qhilnreri（12） 由此引入 ΔΦW=∑ni=1IWilnreri（13） 根据势的叠加理论可以计算出地层中任意一点的水侵方向。基于以上理论，只需先定好一口井为中心井，将目标小层的所有井以坐标、距离及水驱指数等参数代入公式，即可求取各气井水侵方向。计算完成后，水侵方向使用角度坐标表示（0-360°，正北方向为0°）。 计算成该小层除中心井外其他井到中心井的距离： Dn=（Xn-X中心）2+（Yn-Y中心）2（14） 基于以上理论，进行实例分析，可以得出目标区块水侵方向预测图。 3 示踪剂工艺验证 计算得到涩R38-3井单层水驱指数梯度如图2所示。 由图2可知，该井在3-3-5层上西北方向水驱指数梯度值较大，且气井数较多，表明该井地层水流动方向为321.8°（西北方向）。 与此同时，涩R38-3井组进行了示踪剂测试，以判断该井水侵方向，因此本项目利用示踪剂测试结果验证判定方法的正确性。 由图2和图3可知，涩R38-3井附近的地层水流动方向为西北方向，与该井水驱指数梯度方法得到的结论一致，表明本文建立得到的判断水侵方向的方法准确可靠。 4 结论 （1）涩北气田的气水界面存在“南高北低”现象，初步分析认为，造成这些气藏南北气水界面高低差异的主要原因是南翼边水驱动能量大于北翼。 （2）根据单井水驱指数，建立了单井水侵方向的分析方法并确定了每个小层每口井的水侵方向，通过示踪剂试验结果印证了该方法可靠性。 参考文献 [1]张建龙.涩北二号气田Ⅲ-1-2层组水侵动态分析研究[D].重庆：重庆科技学院，2016. [2]孙虎法，王小鲁，成艳春，等.水源识别技术在涩北气藏气井出水中的应用[J].天然气工业，2009，29（7）：7678. [3]郭平，景莎莎，彭彩珍.气藏提高采收率技术及其对策[J].天然气工业，2014，34（2）：4855. [4]张毅，姜瑞忠，郑小权.井间示踪剂分析技术[J].石油大学学报（自然科学版），2001，25（02）：7678+83. [5]张烈辉，梅青艳，李允，等.提高边水气藏采收率的方法研究[J].天然气工业，2006，26（11）：101103. |
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