擬壓力穩定點法在海上高溫高壓氣井產能評價中的應用

彭小東 李 華 李 浩 洪楚僑 陳玉璽 童璐一

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

0 引言

產能評價是一個油氣田儲量評價和開發方案編制的重要依據[1]。在海上氣藏早期評價階段，主要通過鉆桿地層測試（DST）來進行產能評價[1]。原則上是按照常規回壓試井的方式，依次從小到大改變測試油嘴，得到3～5個穩定測試數據，回歸得到二項式產能方程，進而求得絕對無阻流量[2-7]。該方法在南海北部淺層氣藏應用效果較好，但在高溫高壓氣藏應用效果較差，常常出現回歸的直線斜率B＜0的情況以至于無法計算無阻流量[8-11]。前人對異常原因進行了大量的分析：一方面，由于海上高溫高壓氣井作業成本高、安全風險大，DST測試的開關井次數、時間、最大產量等都受到較大的制約，導致測試質量較差[10]；另一方面，由于高溫高壓氣井測試期間多存在產水問題[12-13]和井底積液的情況[7,10]，影響井底流壓的準確測量；也有認為是表皮系數隨著流量的增加而減小使得實測流動壓力失真[8-9]以及忽略了測試過程中地層壓力的變化等[11]。針對異常情況，前人主要采用 “一點法”[9]、產能方程校正[9-10]、考慮表皮影響的試井解釋井底流壓替代實測的井底流壓[8,10]以及廣義二項式產能方程[11]等方法進行產能評價。但這些方法都有一定的局限性：“一點法”是針對某一特定地區的，無法適用于所有靶區；產能方程校正法由于流壓校正值難以準確計算，存在較大誤差；試井解釋井底流壓替代實測的井底流壓不具有通用性；廣義二項式產能方程計算過程較為復雜。莊惠農針對南海北部東方氣田井底積水的問題，提出了穩定點產能二項式方程[7]，通過優選一個穩定測試點[14]來計算無阻流量。本次研究，在穩定點產能方程的基礎上進行了一些應用改進，針對高溫高壓情況優選擬壓力作為產能方程的壓力形式，針對穩定點難以選擇的情況提出了逐點計算IPR曲線，通過對比與實測點的擬合程度來優選穩定點及無阻流量。實踐表明，該方法能有效地解決高溫高壓氣井產能計算異常問題，且計算方便，適合礦場的快速評價。

1 基本原理

在產能方程里面，壓力方程的表示形式有三種，分別為壓力形式、壓力平方形式、擬壓力形式[2-7]。其中，描述氣藏地下滲流最恰當的壓力表示形式為擬壓力[3-4]。擬壓力適用于不同組分、不同壓力、不同溫度下的氣體，而壓力、壓力平方則是擬壓力分別在高壓和低壓條件下的簡化形式[3,4]。擬壓力定義式為[2-7]：

式中p表示地層壓力，MPa；Ψ表示擬壓力，MPa2/mPa·s；μg表示氣體黏度，mPa·s；Z表示氣體偏差因子，無因次。

擬壓力形式的二項式產能方程為[2-7]：

其中：

式中ΨR表示地層壓力對應的擬壓力，MPa2/mPa·s；Ψwf表示井底流動壓力對應擬壓力，MPa2/mPa·s；Qg表示產氣量，m3/d。系數A、B分別表示描述達西流動和非達西流動的系數，值必須大于0，否則不符合其物理意義[2-7]。式（3）中： 表示地層溫度，K；K表示滲透率，mD；h表示氣藏有效厚度，m；rw表示井筒半徑, m；re表示井控半徑，m；S表示表皮系數，無因次。式（4）中：D表示非達西流系數，d/m3。γg表示氣體相對密度，無因次。

令：

定義Kh'為某一測試點條件下的等效地層系數[7]，選取一個穩定測試點（pwf1，Qg1）和地層壓力點（pR，0），可得：

結合Kh'和A'、B'，可得該測試點條件下的擬壓力穩定點法的產能方程系數A1、B1：

進而可得到測試點（pwf1，Qg1）對應的擬壓力產能方程：

并得到無阻流量：

式中QAOF1表示穩定測試點（pwf1，Qg1）對應的無阻流量，m3/d。

其中，pR、Tf由DST測試獲得，μg、z、γg可由氣樣測試獲得或者經驗公式計算，φ、h由測井得到，K、re、S由試井解釋得到，D可由經驗公式（5）計算或者試井流量變表皮解釋得到。

2 可靠性驗證

以鶯歌海盆地樂東區淺層A-2井為例，具體參數見表1。該井產能評價正常（圖1），擬壓力二項式產能方程回歸計算的無阻流量為237.3×104m3/d。再利用擬壓力穩定點法分別計算各個油嘴對應的無阻流量及IPR曲線。由計算結果（表2、圖2）可知，各測試點計算的無阻流量與常規二項式法計算的無阻流量基本相同，誤差基本在±1%以內，各IPR曲線基本重合，說明了擬壓力穩定點法的可靠性。

表1 A-2井產能計算基本參數表

圖1 A-2井擬壓力二項式產能曲線

3 應用實例

東方13區位于鶯歌海盆地中央底辟構造帶[15-16]，目前已發現東方X、東方Y和東方Z三大含氣區塊[15-17]。主要含氣層段為中深層的新近系中新統黃流組，儲層主要為淺海沉積環境發育的非典型海底扇沉積，發育侵蝕水道、分支水道、席狀砂等沉積微相[15,18]。黃流組一段儲層巖性主要為粉砂巖——細砂巖，巖石類型主要為巖屑石英砂巖，長石巖屑石英砂巖[16,18]。平面上不同井區、縱向上不同氣組儲層物性有所差異，整體上東方Z氣田屬于中滲、東方Y氣田屬于中低滲、東方X氣田屬于特低滲[16-19]。

表2 A-2井產能評價結果對比表

黃流組一段氣藏類型主要為構造背景下的巖性氣藏，主要受巖性控制，平面和縱向上分為多個氣水系統，驅動類型為高溫高壓的彈性邊底水驅動[15,20]。東方13區黃流組氣藏為異常高溫高壓系統，地溫梯度3.98～4.39 ℃/100 m，地層溫度129～141 ℃，原始地層壓力系數1.68～2.08，原始地層壓力49.98～58.27 MPa[15,18]。水型主要為NaHCO3型，地層水礦化度1.3×104mg/L左右。

東方Y氣田于2015年5月投入生產，目前有5口生產井，采用衰竭式自噴開發，截至2018年5月，天然氣采出程度已達24.2%。

東方13區共進行了6口探井、評價井的DST測試。但由于海上高溫高壓氣井測試成本高、風險大，對測試時間、產量及開關井次數有較多的約束，導致產能測試質量差，主要存在三方面的問題：一是難以達到精確的穩定狀態，如X-13井（圖3）；二是測試壓差的覆蓋范圍過小，如Z-1井（圖4）；三是測試有效工作制度點少，如Z-3井（表3）。此外，部分高溫高壓氣井測試存在少量產水的問題，如X-11井、Y-4井、Y-6井，甚至有高產氣井由于凝析油較多產生了明顯的井底積液問題，如Z-1（圖4）。導致回歸出二項式產能方程的直線斜率B＜0，不符合其物理意義，無法應用常規的二項式產能方程進行產能計算（圖5，圖6）。

表3 東方區高溫高壓氣井產能評價結果對比表

圖5 X-13井擬壓力二項式產能曲線

圖6 Z-1井擬壓力二項式產能指示曲線

以X-13 井為例，采用擬壓力穩定點法分別計算出各個油嘴下的無阻流量并繪制出IPR曲線。由計算結果（圖7）可知，除測試嚴重異常的工作制度外（測試點1），其余各工作制度下的無阻流量計算結果基本相等，IPR曲線也與實測點非常吻合。最終，優選IPR曲線與實測點最吻合的工作制度條件下（測試點2、測試點3）的無阻流量為推薦無阻流量。由表3可知，6口探井、評價井除嚴重異常的工作制度外，其余各工作制度下的無阻流量與推薦無阻流量的誤差基本在±5%范圍內，而塔里木“一點法”[21]的誤差基本在10%～30%。說明擬壓力穩定點法與傳統的“一點法”經驗公式相比，具有更高的準確性和穩定性。

圖7 X-13井產能評價結果對比圖

4 結論

1）擬壓力穩定點產能方程能達到常規擬壓力二項式產能方程同樣的效果，能有效解決海上高溫高壓氣井產能計算異常問題，且計算方便，具有推廣應用價值。

2）DST產能測試時應保證至少一個測試點達到穩定，并在測試前做好合理測試工作制度研究，盡量保證生產壓差在安全、合理范圍內，又具有一定的覆蓋范圍。