拟压力稳定点法在海上高温高压气井产能评价中的应用

彭小东 李 华 李 浩 洪楚侨 陈玉玺 童璐一

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

0 引言

产能评价是一个油气田储量评价和开发方案编制的重要依据[1]。在海上气藏早期评价阶段，主要通过钻杆地层测试（DST）来进行产能评价[1]。原则上是按照常规回压试井的方式，依次从小到大改变测试油嘴，得到3～5个稳定测试数据，回归得到二项式产能方程，进而求得绝对无阻流量[2-7]。该方法在南海北部浅层气藏应用效果较好，但在高温高压气藏应用效果较差，常常出现回归的直线斜率B＜0的情况以至于无法计算无阻流量[8-11]。前人对异常原因进行了大量的分析：一方面，由于海上高温高压气井作业成本高、安全风险大，DST测试的开关井次数、时间、最大产量等都受到较大的制约，导致测试质量较差[10]；另一方面，由于高温高压气井测试期间多存在产水问题[12-13]和井底积液的情况[7,10]，影响井底流压的准确测量；也有认为是表皮系数随着流量的增加而减小使得实测流动压力失真[8-9]以及忽略了测试过程中地层压力的变化等[11]。针对异常情况，前人主要采用 “一点法”[9]、产能方程校正[9-10]、考虑表皮影响的试井解释井底流压替代实测的井底流压[8,10]以及广义二项式产能方程[11]等方法进行产能评价。但这些方法都有一定的局限性：“一点法”是针对某一特定地区的，无法适用于所有靶区；产能方程校正法由于流压校正值难以准确计算，存在较大误差；试井解释井底流压替代实测的井底流压不具有通用性；广义二项式产能方程计算过程较为复杂。庄惠农针对南海北部东方气田井底积水的问题，提出了稳定点产能二项式方程[7]，通过优选一个稳定测试点[14]来计算无阻流量。本次研究，在稳定点产能方程的基础上进行了一些应用改进，针对高温高压情况优选拟压力作为产能方程的压力形式，针对稳定点难以选择的情况提出了逐点计算IPR曲线，通过对比与实测点的拟合程度来优选稳定点及无阻流量。实践表明，该方法能有效地解决高温高压气井产能计算异常问题，且计算方便，适合矿场的快速评价。

1 基本原理

在产能方程里面，压力方程的表示形式有三种，分别为压力形式、压力平方形式、拟压力形式[2-7]。其中，描述气藏地下渗流最恰当的压力表示形式为拟压力[3-4]。拟压力适用于不同组分、不同压力、不同温度下的气体，而压力、压力平方则是拟压力分别在高压和低压条件下的简化形式[3,4]。拟压力定义式为[2-7]：

式中p表示地层压力，MPa；Ψ表示拟压力，MPa2/mPa·s；μg表示气体黏度，mPa·s；Z表示气体偏差因子，无因次。

拟压力形式的二项式产能方程为[2-7]：

其中：

式中ΨR表示地层压力对应的拟压力，MPa2/mPa·s；Ψwf表示井底流动压力对应拟压力，MPa2/mPa·s；Qg表示产气量，m3/d。系数A、B分别表示描述达西流动和非达西流动的系数，值必须大于0，否则不符合其物理意义[2-7]。式（3）中： 表示地层温度，K；K表示渗透率，mD；h表示气藏有效厚度，m；rw表示井筒半径, m；re表示井控半径，m；S表示表皮系数，无因次。式（4）中：D表示非达西流系数，d/m3。γg表示气体相对密度，无因次。

令：

定义Kh'为某一测试点条件下的等效地层系数[7]，选取一个稳定测试点（pwf1，Qg1）和地层压力点（pR，0），可得：

结合Kh'和A'、B'，可得该测试点条件下的拟压力稳定点法的产能方程系数A1、B1：

进而可得到测试点（pwf1，Qg1）对应的拟压力产能方程：

并得到无阻流量：

式中QAOF1表示稳定测试点（pwf1，Qg1）对应的无阻流量，m3/d。

其中，pR、Tf由DST测试获得，μg、z、γg可由气样测试获得或者经验公式计算，φ、h由测井得到，K、re、S由试井解释得到，D可由经验公式（5）计算或者试井流量变表皮解释得到。

2 可靠性验证

以莺歌海盆地乐东区浅层A-2井为例，具体参数见表1。该井产能评价正常（图1），拟压力二项式产能方程回归计算的无阻流量为237.3×104m3/d。再利用拟压力稳定点法分别计算各个油嘴对应的无阻流量及IPR曲线。由计算结果（表2、图2）可知，各测试点计算的无阻流量与常规二项式法计算的无阻流量基本相同，误差基本在±1%以内，各IPR曲线基本重合，说明了拟压力稳定点法的可靠性。

表1 A-2井产能计算基本参数表

图1 A-2井拟压力二项式产能曲线

3 应用实例

东方13区位于莺歌海盆地中央底辟构造带[15-16]，目前已发现东方X、东方Y和东方Z三大含气区块[15-17]。主要含气层段为中深层的新近系中新统黄流组，储层主要为浅海沉积环境发育的非典型海底扇沉积，发育侵蚀水道、分支水道、席状砂等沉积微相[15,18]。黄流组一段储层岩性主要为粉砂岩——细砂岩，岩石类型主要为岩屑石英砂岩，长石岩屑石英砂岩[16,18]。平面上不同井区、纵向上不同气组储层物性有所差异，整体上东方Z气田属于中渗、东方Y气田属于中低渗、东方X气田属于特低渗[16-19]。

表2 A-2井产能评价结果对比表

黄流组一段气藏类型主要为构造背景下的岩性气藏，主要受岩性控制，平面和纵向上分为多个气水系统，驱动类型为高温高压的弹性边底水驱动[15,20]。东方13区黄流组气藏为异常高温高压系统，地温梯度3.98～4.39 ℃/100 m，地层温度129～141 ℃，原始地层压力系数1.68～2.08，原始地层压力49.98～58.27 MPa[15,18]。水型主要为NaHCO3型，地层水矿化度1.3×104mg/L左右。

东方Y气田于2015年5月投入生产，目前有5口生产井，采用衰竭式自喷开发，截至2018年5月，天然气采出程度已达24.2%。

东方13区共进行了6口探井、评价井的DST测试。但由于海上高温高压气井测试成本高、风险大，对测试时间、产量及开关井次数有较多的约束，导致产能测试质量差，主要存在三方面的问题：一是难以达到精确的稳定状态，如X-13井（图3）；二是测试压差的覆盖范围过小，如Z-1井（图4）；三是测试有效工作制度点少，如Z-3井（表3）。此外，部分高温高压气井测试存在少量产水的问题，如X-11井、Y-4井、Y-6井，甚至有高产气井由于凝析油较多产生了明显的井底积液问题，如Z-1（图4）。导致回归出二项式产能方程的直线斜率B＜0，不符合其物理意义，无法应用常规的二项式产能方程进行产能计算（图5，图6）。

表3 东方区高温高压气井产能评价结果对比表

图5 X-13井拟压力二项式产能曲线

图6 Z-1井拟压力二项式产能指示曲线

以X-13 井为例，采用拟压力稳定点法分别计算出各个油嘴下的无阻流量并绘制出IPR曲线。由计算结果（图7）可知，除测试严重异常的工作制度外（测试点1），其余各工作制度下的无阻流量计算结果基本相等，IPR曲线也与实测点非常吻合。最终，优选IPR曲线与实测点最吻合的工作制度条件下（测试点2、测试点3）的无阻流量为推荐无阻流量。由表3可知，6口探井、评价井除严重异常的工作制度外，其余各工作制度下的无阻流量与推荐无阻流量的误差基本在±5%范围内，而塔里木“一点法”[21]的误差基本在10%～30%。说明拟压力稳定点法与传统的“一点法”经验公式相比，具有更高的准确性和稳定性。

图7 X-13井产能评价结果对比图

4 结论

1）拟压力稳定点产能方程能达到常规拟压力二项式产能方程同样的效果，能有效解决海上高温高压气井产能计算异常问题，且计算方便，具有推广应用价值。

2）DST产能测试时应保证至少一个测试点达到稳定，并在测试前做好合理测试工作制度研究，尽量保证生产压差在安全、合理范围内，又具有一定的覆盖范围。