试井及生产资料在储气库早期评价中的应用

王 飞，张士诚

(石油工程教育部重点实验室 中国石油大学，北京 102249)

引 言

陕224井区从2000年开始投产开发，至今已全面进入枯竭期，现计划将其建设为储气库［1-2］。需要在设计前期对井区进行系统评价，评价内容包括井区储量、储层连通性、渗透性、边界位置、封闭性、井筒储集特性、近井地带污染情况等。目前有效的气藏评价方法包括试井分析和生产动态分析［3-6］，常规试井资料周期短，单纯地进行试井分析只能获得近井地带有限范围内的气藏参数，无法确定气藏边界位置和控制储量［7-10］。日常生产资料精度低(通常为井口压力和产量数据)，不能准确反映气井早期的流动特征，单独通过生产动态分析无法描述井筒储集特性及近井地区地层特征［11-14］。鉴于上述2种资料的局限性，对陕224井区储气库早期评价采用压力恢复试井与生产动态资料分析相结合的方法，综合判断井区储层连通性、边界封闭性，计算井区储量、地层渗透率、井筒储集系数、表皮系数，为下一步储气库指标设计提供理论依据。

1 井区地质构造特征

陕224井区位于靖边气田中区西部，北至G20-4、南达陕222、东抵陕5、西到苏350。地理位置主要位于陕西省靖边县海则滩乡和内蒙古自治区河南乡，地表为沙漠、丘陵，地层倾角约为0.15～0.50°，海拔为1 200～1 400 m。主要目的层为马五1+2，气层埋深为3 150～3 765 m，储层以泥—细粉晶白云岩为主，层内储集物性由鼻隆—鼻翼—鼻凹部位呈逐渐降低趋势，通过开发井的钻井证实，在继承性的构造低洼部位，不利于天然气聚集，属低孔、低渗区，含气性较差，气井产能较低。A、B和C分别为陕224井区内完钻的3口开发井，A井位于井区东部，距离东北侧的岩性变化界面约800 m;B井位于井区西北部边缘，距离西北侧的岩性变化界面约350 m;C井位于井区中南部，距离东南侧的岩性变化界面约650 m;井区边界位置及封闭性均不明确。

2 井区测试井的生产情况

由测井及岩心实验获得陕224井区基本数据如表1所示。A井完钻井深为3 564 m，射孔层位为马五123，投产日期为2000年10月30日。投产前油压为25.4 MPa，套压为25.4 MPa，于2012年4月21日关井。关井前油压为6.5 MPa，套压为7.5 MPa。图1a为A井的生产历史曲线;B井完钻井深为3 577 m，射孔层位为马五11234，投产日期为2003年9月5日，投产前油压为23.2 MPa，套压为23.2 MPa。于2012年5月6日关井，关井前油压为7.6 MPa，套压为7.6 MPa。图1b为B井的生产历史曲线。C井完钻井深为3 560 m，射孔层位为马五123，投产日期为2003年10月18日，投产前油压为22.7 MPa，套压为22.7 MPa。于2012年4月23日关井，关井前油压为7.4 MPa，套压为7.5 MPa。图1c为C井的生产历史曲线。

表1 陕224井区地层及流体性质

图1 A、B、C井生产历史曲线

3 试井资料与生产动态资料分析

3.1 A井曲线特征及解释结果

图2 A井压力恢复双对数曲线图

A井关井同时进行压力恢复测试，恢复历史曲线如图1a红色圈出部分所示。图2为绘出的压力恢复双对数诊断曲线，导数曲线明显反映了早期井筒储集和表皮效应。压力恢复晚期的导数曲线斜率接近于1的趋势反映了远离井的储层流度和储集性能在降低。诊断模型为:①复合性地层。气井所在的内区具有较高的流度和储集性能，远离气井的外区地层流度和储集性能大大降低;②至少有一侧泄露的矩形边界气藏;③目前还不能判定为封闭气藏，因为封闭边界井在衰竭期的压力恢复导数会呈现下掉趋势，导数值变为零。

根据A井的压力恢复双对数曲线特征，选取了4组模型进行拟合。解释模型包括:井筒储集+表皮+均质地层+3条不流动边界、井筒储集+表皮+两区径向复合地层+无限大边界、井筒储集+表皮+两区径向复合地层+封闭边界、井筒储集+表皮+均质地层+封闭边界。尽量保证压力恢复测试数据的拟合效果，如图3所示。随着恢复时间的延长，矩形封闭边界模型的压力导数曲线会出现下掉现象;两区径向复合模型的压力导数曲线在上升后会出现平稳状态，表明进入无限大地层径向流状态;具有一侧泄露的矩形边界模型的压力导数曲线会依旧保持上翘现象。

图3 A井各模型拟合曲线

为了进一步验证A井的边界模型，需要对生产资料进行动态分析。将压力恢复解释结果作为动态分析模型的输入参数，不断循环调试各关键参数，以拟合流量标准化拟压力(mRNP)及其导数曲线，最终确定气井模型。由图4中A井的mRNP及其导数双对数曲线可以看出，晚期mRNP及其导数均呈现斜率为1的直线段，表明地层进入封闭边界拟稳定流动状态。因此，可以排除压力恢复试井解释模型中的前2种不封闭模型，将后2种封闭边界模型试井解释出的关键参数作为初试值输入气井生产动态解析模型，对mRNP及其导数曲线进行拟合。图5为选择径向复合地层时获得的拟合效果。

图4 mRNP及其导数双对数曲线

图5 mRNP及其导数双对数拟合曲线

基于上述试井和生产动态分析结果，判断A井选取:井筒储集+表皮+径向复合地层+矩形封闭边界的组合模型，拟合获得A井控制范围内的关键参数如表2所示。

表2 A、B、C井关键参数

3.2 B井曲线特征及解释结果

B井关井同时进行压力恢复测试，压力恢复测试曲线如图1b红色圈出部分所示。图5的压力恢复双对数导数曲线反映了早期井筒储集和表皮效应。压力恢复晚期，导数曲线的上翘趋势反映了远离井的储层流度和储集性能在降低。同A井的压力恢复双对数曲线特征相似，故选取了同样4组模型进行拟合。模拟出的压力恢复曲线都能较好地拟合实际压力恢复测试数据，如图6所示，但随着恢复时间的延长，不同模型模拟出的特征曲线会出现明显差异，需要进一步确定气井模型。

由生产动态数据的mRNP及其导数的双对数曲线可以看出，晚期mRNP及其导数均呈现斜率为1的直线段，表明地层进入封闭边界拟稳定流动状态。结合压力恢复测试解释的气井关键参数，建立气井生产动态解析模型，对mRNP及其导数曲线进行拟合，得到如下拟合效果，如图7所示。

图6 B井压力恢复双对数及模型拟合曲线

图7 mRNP及其导数双对数拟合曲线

基于上述试井和生产动态分析结果，判断B井选取:井筒储集+表皮+径向复合地层+矩形封闭边界的组合模型，拟合获得B井控制范围内的关键参数如表2所示。

3.3 C井曲线特征及解释结果

C井关井的同时进行压力恢复测试，恢复测试历史曲线如图1c红色圈出部分所示。压力恢复导数曲线明显反映了早期井筒储集和表皮效应。中期径向流的凹陷部分由2种情况导致:多层储层的层间窜流效应;复合性地层，其中内区地层的流度和储集性能较低，外区地层的流度和储集性能明显改善。导数曲线的晚期同样反映了边界效应，压力导数曲线上翘表明井与外部储层的连通性差。

根据上述压力恢复双对数曲线特征，选取了井筒储集+表皮+双渗地层+3条不流动边界、井筒储集+表皮+两区径向复合地层+3条不流动边界、井筒储集+表皮+两区径向复合地层+封闭边界、井筒储集+表皮+双渗地层+封闭边界4组模型进行拟合，尽量保证压力恢复测试数据的拟合效果，如图8所示。随着恢复时间的延长，其中2组封闭边界模型的压力导数曲线会出现下掉现象;另外2组具有一侧泄露的矩形边界模型的压力导数曲线会依旧保持上翘现象。

由生产动态数据的mRNP及其导数的双对数曲线可以看出，晚期mRNP及其导数均呈现斜率为1的直线段，表明地层进入封闭边界拟稳定流动状态。将后2种封闭边界模型试井解释出的关键参数作为初试值输入气井生产动态解析模型，对mRNP及其导数曲线进行拟合。图9为选择径向复合地层时获得的拟合效果。

图8 C井压力恢复双对数及模型拟合曲线

图9 mRNP及其导数双对数拟合曲线

基于上述试井和生产动态分析结果，判断C井选取:井筒储集+表皮+两区径向复合地层+矩形封闭边界的组合模型。拟合获得C井控制范围内的关键参数如表2所示。

4 井区储层连通性、边界封闭性综合评价

根据试井和生产动态资料分析，结合陕224井区地层厚度图，判断井区外部封闭性良好，内部储层物性分布不均匀。其中，A井和B井均为井筒附近地层流度和储集性能较好，远离井筒的外部地层物性变差、储层变薄，形成岩性边界。C井井筒附近地层流度和储集性能较差，井筒较远处地层物性改善，远离井筒的最外部物性变差、储层变薄，形成岩性边界。3口井在生产过程中在井区内部形成动态边界，动态边界和岩性边界共同构成了每口井的泄气范围，决定了每口井的动态储量，如图10所示。

图10 陕224井区内部动态边界及外部岩性边界

井筒与动态边界和岩性边界的距离已经通过试井解释和生产动态分析方法确认，每口井控制范围内的储层物性参数也已求出(表2)。陕224井区动态储量为3口井控制储量之和，共10.43×108m3。

5结论

(1)利用陕224井区3口井的压力恢复试井资料和生产动态资料，通过试井特征曲线(主要反映流动早期和中期)确定了近井地带的储层物性及连通状况;根据生产动态特征曲线(主要反映流动晚期)确定了岩性边界位置，计算出井区动态储量。

(2)通过试井与生产动态资料分析相结合的方法，可以弥补压力恢复试井数据短、生产动态数据精度低的不足，并且可以减少单一分析方法在解释实际资料时所出现的误差，从而获得较为精确的气藏模型。

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