低渗致密气藏地层压力评价方法适用性研究

(西北大学地质系/大陆动力国家重点实验室，陕西 西安 710069)

低渗致密气藏地层压力评价方法适用性研究

刘军龙

(西北大学地质系/大陆动力国家重点实验室，陕西 西安 710069)

与常规气藏相比，低渗致密气藏具有低孔、低渗、含水饱和度高等特点，其地层压力评价方法与常规气藏有很大不同。本文以靖边下古气藏为例，针对其低渗致密的储层特性，分析了几种地层压力评价方法，通过对比各种废弃地层压力评价方法优缺点，优选二项式产能方程法评价靖边气田废弃地层压力，并针对该方法存在的问题提出了迭代改进方法。对未来类似的低渗致密气藏开发具有一定的指导意义。

低渗致密气藏；地层压力；适用性；评价方法；靖边下古气田

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中东部， 区域构造隶属于伊陕斜坡中部偏北， 东、 西分别与榆林、 苏里格以及乌审旗气田毗邻。该气藏具有典型的低孔、低渗、 低丰度、 低产的特点， 地质结构复杂， 古沟槽切割严重、 致密带发育、 储层非均质较强[1]。这种低渗致密气藏对开发影响很大。在开发过程中， 首先需要获得单井的地层压力， 才能确定区块和气藏的平均地层压力， 由此评估气藏的开发情况[2]。获得地层压力的方法也有很多，每种方法各有优劣，本文在在总结分析后，优选出了最佳方案并作出了改进，为类似性质的油田开发提供参考。

1 地层压力评价方法

气井正常生产时一般处于三种状态， 即不关井，短关井和长时关井。长时关井有利于压力恢复至稳定、 井底处于拟稳定流动状态， 此时测量的地层压力较为准确[3]。但对于低渗致密气藏， 压力恢复需要较长时间， 在生产过程中很难实现， 因此， 提出几种不关井求取目前地层压力的方法。

1.1 压降曲线法

压降法又称物质平衡法，最常应用于气藏动态储量计算过程中，其基本原理是建立在物质平衡的基础上的。本项目利用累计产气量与视地层压力之间的线性关系，将其应用于气井单井地层压力评价中。利用压降法评价地层压力的思路：利用单井稳定的压降曲线在P/Z轴上的截距得到目前地层压力Pa与当前地层压力下天然气压缩系数Za的比值Pa/Za，再求取不同地层压力条件下的偏差因子，便可以确定该井泄流范围的目前地层压力(见图1)。

图1 压降曲线法示意图 图2 井筒压力梯度与井口压力关系曲线

1.2 井口压力折算法

对于已知关井恢复井口压力计算井底压力的理论公式(1)。该方法中rg、T和Z均为未知量，不易确定，并且随着H的变P、rg、T和Z也会发生变化。因此，理论公式中的部分相关参数的获取和确定有一定的难度，增加计算复杂程度，可操作性受到一定限制。因此科研工作者开始针对井筒压力梯度与井口压力的变化关系开展研究，以寻求更为简便、快捷的关井条件下地层压力方法。

Pws=Pts×e0.03415γgH/TZ

(1)

式中：Pws为地层压力，MPa；Pts为井口压力，MPa；γg为天然气相对密度。

静液柱中任意一点的压力服从如下规律：

P=P+ρgh

(2)

对于井底压力则对下式确定(g为常数)：

Pws=Pts+DH

(3)

图3 产量不稳定分析法分析流程图

对于气柱来说，但气体密度随压力变化差别相对较大，即井筒压力梯度D随井口压力Pts而变化的，对于气田气体组

分相差不大，因此，只要把握对应井口压力Pts下的井同压力梯度D变化规律就容易确定气井井底压力。

利用气田气井关井测压静压梯度与井口压力之间的关系(500 m一个测点)，建立了关井条件下井筒压力梯度与井口压力的关系曲线(见图2)。

回归数据点建立了压力梯度D与井口压力Pts的经验公式，利用该式就可以确定目前井口压力下对应的压力梯度值。

D= 0.000 074 Pts+0.000 085

(4)

1.3 FAST软件模拟

该方法的核心是利用等效恒压力时间tcp和等效恒流量时间tcr，将气井的变压力/变流量的生产数据转换为定流量生产数据，然后用重整后的压力产量数据进行图版及生产史拟合，以求取包括气井地层压力、控制动储量在内的各种参数(K、S、re等)(见表1)。

该方法主要问题是，在数值模型的建立过程中的不确定性会造成评价结果的多解性。为此在实际应用中资料处理采用“分段导入，多点约束”，提高了拟合精度，使数值模型参数趋于唯一，其流程示意图见图3。

表1 产量不稳定法地层压力评价结果表

图4 拟稳态数学模型法地层压力评价流程

1.4 拟稳态数学模型法

通过井口压力数据计算井底压力，将气井井底流压与累积产气量做成相关曲线，形式为：

(5)

由式(5)可求出地层平均压力随采出量变化的曲线，得到的某一时间的地层平均压力称作拟地层平均压力，区别于真实的地层平均压力。在试井初期，忽略两相渗流导致的储层伤害和可能的低渗透边界的影响，拟地层平均压力等于真实地层平均压力。

累积产气量为Qg=0时，c等于初始地层平均压力PR，上式变为：PR=c

因此，可以根据不同的累积产气量得到不同时期的拟地层压力(见图4和图5)。

图5 靖边气田G16-14井拟稳态数学模型法评价曲线

MPa

根据陕45井区2005年关井测压实测数据，对该方法的适用性进行验证。计算了该井区部分气井的地层压力，计算结果表明，该方法计算误差大多集中在0.5～1.0 MPa之间，平均误差为0.92 MPa。

1.5 拓展二项式产能方程法[5-6]

根据气井二项式产能方程(式6)可知：在已知气井产量的情况下，只要确定了气井的井底流压和产能方程系数A、B值即可确定目前地层压力。

(6)

1.5.1 井底流压的确定方法研究

随后，我又点了上课经常开小差的万超。他说：“通过这幅图片，我发现我的生命是有限的，不能因为年轻就浪费时间、虚度光阴，等到老了追悔莫及。”

1)井筒平均温度和偏差系数法

气井井底流动压力是井口流动压力、气柱质量施加的压力、动能变化和摩擦造成能量损失的总和。因为动能的变化和其他能量相比是非常小的(大约1%)，即使被省略掉也满足工程计算中精度要求。因此，动能变化常常忽略不计。

该方法大部分井适用，但是对于产水气井存在一定局限性。

2)改进Orkiszewskil法

该模型改进了Orkiszewskil井底流压计算方法。原方法的不足之处是在计算搅动流时，参数的计算没有明确的计算公式，采用了将段塞流和环雾流的线性加权平均值。本研究模型给出了搅动流持液率较为精确的公式。

(1)泡状流

含气率可由滑脱速度来计算：

(2)段塞流

滑脱速度可用Griffith和Wallis提出的公式计算

(3)搅动流

Zuber和Hasan等人认为，可以采用类似处理段塞流的办法来处理搅动流

(4)环雾流

环雾流混合密度计算公式与泡流相同：

ρm=αgρg+(1-αg)ρl

3)井底流压计算方法可靠性评价

利用将上述方法用于进行了井底流压测试的气井，对比实测压力最大误差不超过10%，说明该方法评价井底流压是较为可靠的。

1.5.2 气井产能方程系数确定

研究靖边气田已开展修正等时试井气井原始无阻流量和产能系数的关系，建立了靖边气田气井无阻流量与二项式产能方程系数的关系式。利用该式根据气井无阻流量即可确定气井的A、B值，即可获得气井的二项式产能方程(见图6、见图7)。

(A=1 108.8 qAOF-1.235；B=98.655 qAOF-1.560 7)

图6 无阻流量与A的关系曲线 图7 无阻流量与B的关系曲线

1.5.3 产能方程系数法可靠性验证

根据陕45井区2005年关井测压实测数据，对该方法的适用性进行验证。计算结果表明，当气井不产水，井口产量和压力较为稳产时，计算误差多在0.4～0.8 MPa之间，平均误差为0.66 MPa(见图8)。对比数据表明，在没有关井压力资料的条件下，可以利用该方法进行地层压力计算。

图8 陕45井区实测与二项式产能方程法地层压力对比图

2 结语

(1)压降曲线法项技术关键因素是压降曲线的可靠性。因此丰富不同累计产气量下的压力数据点显得尤其重要。在气井实际开发生产过程中，关井实测地层压力数据量极为有限，同时在生产动态资料中又存在大量关井恢复井口压力数据，如何利用关井恢复井口压力资料简单、快捷的获得地层压力数据是压降法评价目前累计产量下地层压力的关键技术。

(2)井口压力折算法利用压力数据点及其对应累积产气量的资料建立了气井的压降曲线，从压降曲线可以看出，折算低压力与压降曲线几乎完全重合，可见经验公式法折算的井底压力还是比较准确的。

(3)产量不稳定分析法可以连续跟踪地层压力变化，是气井生产潜力分析的有效技术途径。该方法的适用条件：生产历史较长，产量保持相对稳定，最好有关井地层压力测试资料。该方法建立的解析解模型也可计算气井控制动储量。

(4)拟稳态数学模型法可以作为不关井条件下地层压力确定的一种新思路，但要求生产达到拟稳态。拟稳态数学模型法计算结果与动态监测值对比，对于工作制度频繁改变的气井，误差较大。

(5)拓展二项式产能方程法计算产水井和生产不稳定的气井时误差较大，平均误差超过了4.0 MPa。分析其原因：生产不稳定气井井口产量与井口油压波动大，无法反映该井真实的产能情况，井底流压计算偏差较大，致使地层压力计算结果误差较大；而产水气井产能方程系数A、B值折算偏差较大，致使结果误差大。因此，这两类气井不适于利用该方法进行地层压力计算。

[1]马海斌,潘伟,夏湘岭,等.靖边气田南部Mu1-4储层特征研究[J].复杂油气藏.2010.3(4):18-22.

[2]马新华.鄂尔多斯盆地天然气勘探开发形势分析[J].石油勘探与开发.2005.32(4)50-53.

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StudyonApplicabilityofStratigraphicPressureEvaluationMethodforLowPermeabilityandTightGasReservoirs

LIUJun-long

(Department of geology, Northwestern University / State Key Laboratory of continental power, Xi'an,Shanxi 710069, China)

Compared with conventional gas reservoirs, low permeability and dense gas reservoirs have the characteristics of low porosity, low permeability and high water saturation. The method of formation pressure evaluation is very different from conventional gas reservoir. In this paper, taking the Jingbian ancient gas reservoir as an example, this paper analyzes several reservoir pressure evaluation methods for the low permeability and dense reservoir characteristics. By comparing the advantages and disadvantages of various waste formation pressure evaluation methods, evaluation of waste formation pressure in Jingbian gas field by binomial deliverability equation method, and proposed an iterative improvement method for the existing problems of this method. Which is of great significance to the future development of low permeability and dense gas reservoirs.

low permeability tight gas reservoir；formation pressure；applicability；evaluation method；lower Jingbian gas field

P618.130.2

A

1004-1184(2017)05-0116-03

2017-05-18

刘军龙(1979-)，男，陕西西安人，在读博士研究生，主攻方向：石油地质学。