苏里格气田气井产能评价新方法

同昕鑫

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.中国石油长庆油田苏里格南作业分公司，陕西西安 710018）

经典的产能试井方法在现场已经得到了广泛应用，目前仍然是现场确定气井产能的主要方法。但是对于一些复杂条件下的气藏，经典产能试井方法遇到了很多问题，比如地层中气、水层交互存在，井筒积液使得产能测试时压力计不能下到积液液面以下，导致很多气井的产能测试资料建立不起正常的产能方程。还有一些气田，利用气井的产能测试资料在形式上可以建立产能方程，但对比气井投产后的实际情况，推算的无阻流量与正常值偏差太大，可信度低。

苏里格气田属于河流相沉积的岩性致密气田，也是典型的三低（低渗透、低压力、低丰度）气田，不仅单井产量低，产量递减快，压力下降快，而且单井控制的区块面积小，控制可采储量低。对于这种特殊的岩性气田，经典的产能试井方法在应用上也遇到了很多问题。综合前人的研究[1－3]以及现场的产能测试资料，分析了修正等时试井在苏里格气田应用中存在的主要问题，另外从低渗透气藏的渗流机理出发，对气井建立了一种稳定点（拟稳定）产能方程，不仅对苏里格气田的各种气井普遍适用，而且可以追踪气井的动态产能变化，在现场应用简单，便于操作。

1 低渗透气井稳定点产能方程

1.1 稳定点产能方程的提出

对苏里格气田这样的低渗透气藏，利用修正等时试井资料做出的二项式产能曲线有时表现出斜率为负值，导致产能测试资料无法分析，这说明采用修正等时试井分析方法处理这种低渗透气藏产能试井资料有时并不合适。分析其原因，一是修正等时试井方法本身存在一定误差，另一个重要原因是苏里格气田属于超低渗致密砂岩气田，气藏的渗透率极低，压力下降快，而且关井后压力恢复缓慢。所以可以说在气井投产以后进行的修正等时试井测试得到的气井产能只能反映气井在生产初期一个很短阶段内的产能，对于气井以后的产能衰减和变化并没有做出预测和评价，因此修正等时试井对气井产能快速下降的苏里格气田来说，其应用受到了很大的局限性。

为了解决以上提到的问题，参考庄惠农教授的研究成果[1]，从考虑启动压力梯度的低渗透气藏气井的稳定产能方程出发，提出了一种应用稳定点（拟稳定点）建立气井产能方程的方法，该方法不仅适用于气田开发初期的评价井，而且对于绝大多数生产井都可以应用，同时新方法不仅可以建立气井的初始产能方程，而且在初始产能方程的基础上，还可以进一步建立气井的动态产能方程，推算气井在不同生产阶段的动态无阻流量以及动态的IPR曲线。

1.2 气井稳定点产能方程的推导及建立

研究成果表明[4]，当考虑低渗透气藏渗流中的启动压力梯度，当气体渗流进入拟稳定流动状态时，低渗透气井的稳定产能方程为：

以上产能方程（2）中，只要A、B、C三个数值确定下来，气井的产能方程就可以建立。由公式（3）、（4）和（5）可知，影响 A、B、C 数值的主要参数如下：（1）地层的产能系数Kh；（2）原始地层压力PR和生产压差，原始地层压力是决定气井产能的关键因素，是现场必须准确测定的值；（3）地层以及天然气的物性参数，如地层温度T，天然气的黏度μg，天然气的压缩因子Z，这些参数可以在取样后进行室内实验测定，对一个已开发的气田，这些参数也是已知的；（4）气井的完井系数，通常表示为视表皮系数S，包括两部分，一是机械表皮系数S，可以用压力恢复曲线分析方法确定，对于同一个气田，在特定的完井工艺下，是一个大致相同的数值，还有非达西流系数D，这个参数也可以通过压力恢复曲线分析回归得到；（5）气井的供气半径re及井底折算半径rw，供气半径取决于单井控制的区块面积，对于一个复杂的岩性区块，往往不能直接确定气井的控制面积，但供气半径在公式中处于对数位置，对结果的影响不大，可以选取500 m～1 000 m的经验值，而井底折算半径一般取为储层套管半径；（6）启动压力梯度λ，通过大量的室内实验表明，储层的启动压力梯度和储层的渗透率存在较好的相关性，可以根据相关经验公式得到。

通过以上的分析可以知道，决定产能方程系数的各种参数中，只有地层的产能系数是未知的，因为产能系数Kh不能简单的根据地质或者测井解释中得到的K和产层厚度h简单相乘得到，它是表征产层在生产中的动态生产能力。

前面提到的各种参数选定以后，产能方程中待定的参数就只有产能系数，产能方程可以表示为：

A1、B1和C1都可以根据选定的参数按照以上公式计算得到。

将式（6）进行变换可以得到：

选取一个初始的稳定产能点（Pwfo，qgo）和原始地层压力PR，代入方程（10）就可以求得产能系数的Kh值。再将产能系数代入方程（6）中，就可以得到气井的初始稳定点产能方程，从而可以计算出初始的无阻流量qAOF，根据产能方程还可以做出气井初始的IPR曲线。

应用产能试井资料建立的是气井的初始产能方程，表征了气井在投产初期的生产能力。对于苏里格气田这样的封闭性致密砂岩气藏，气井的产能衰减变化很快，具有很强的时效性，在不同的开发阶段气井所表现出来的动态产能也是不同的。气井初始产能只能反映气井在投产初期很短一个阶段内的产气能力，随着地层压力的下降，气井的产能也会很快衰减，因此预测气井在不同生产阶段的动态产能具有重要的现实意义。从新方法建立的初始产能方程出发，可以继续建立气井的动态产能方程，建立动态方程的步骤如下：

（1）首先建立气井初始稳定点产能方程：

（2）根据区块或者气井的PVT测试资料，得到该区块或气井的天然气压缩因子和黏度与压力的关系式（可以通过PVT测试资料回归分析得到）：

（3）气井生产到某一阶段，产能出现了衰减，选取这个阶段内生产处于相对稳定状态的点（Pwfw，qgw），代入初始产能方程初步计算目前地层压力：

（4）地层压力下降引起天然气的物理性质也会发生变化，按照计算的当前地层压力求出此压力下的天然气压缩因子和黏度，代入式（6）、式（7）计算得到新的产能方程系数Aw和Bw（认为C和Kh的数值保持不变）。

（5）利用新的动态产能方程反求目前地层压力值：

比较前后计算得到目前地层压力PRw1和PRw2，如果二者相差较大，继续（4）～（5）过程迭代计算目前地层压力，直到两个计算结果相近为止。

（6）最后可以得到气井对应阶段的动态产能方程：

从动态产能方程可以获得目前阶段的地层压力，计算动态无阻流量，绘制对应阶段的IPR曲线。只要获取不同生产阶段气井一个相对稳定的流压和对应产量，就可以求得该阶段的气井动态产能方程、动态无阻流量和IPR曲线，从而预测气井在不同生产阶段的生产能力，如果把各个不同阶段的IPR曲线绘制在一张图上，就可以很明显看出气井产能的衰减过程，从而为不同生产阶段气井的合理配产提供指导和依据。

1.3 现场应用实例

应用苏里格气田的产能试井资料[5]以及生产动态监测资料，可以对绝大多数气井的产能做出动态预测，根据现场测试资料的录取情况，分类对一些典型井的产能进行评价，并验证新方法的合理性。

1.3.1 有产能试井资料井的产能评价 这些井是苏里格气田开发前期的预探井或者评价井，投产前期就进行了产能试井，如果处理产能试井资料没有异常，就可以直接应用产能试井资料建立气井的初始产能方程，如苏X井，2001年3月到7月对该井进行了修正等时试井，得到的测试数据（见表1）和压力产量历史图（见图1）。

图1 苏X井压力产量历史图

表1 苏X井修正等时试井测试数据

应用表1的数据通过直线回归以及计算，可以得到苏X井的初始产能方程为：

初始绝对无阻流量：qAOF=17.42×104m3/d。

应用新方法建立苏X井的初始产能方程，根据苏X井的资料，建立稳定点产能方程的相关参数：地层温度T=376 K，天然气压缩因子Z=0.98，天然气地下黏度μg=0.02 mPa·s，机械表皮系数S=-5.2，气井供气半径re=500 m，井底折算半径rw=0.07 m，非达西流系数D=0.001（104m3/d）-1，启动压力梯度 λ=0.005 MPa/m，选取修正等时试井的延时生产点作为稳定点（19.28 MPa，10×104m3/d），计算可得：

初始绝对无阻流量：qAOF=16.8×104m3/d。

两种方法计算的结果相差不大，说明新方法具有较高的可信度，可以在苏里格气田应用。新方法还可以预测气井的动态产能，以气井的初始产能方程为基础，在不同的生产阶段选取一个生产相对稳定的点，按照新方法可以依次建立各个生产阶段的动态产能方程，比如在2008年3月选一个生产相对稳定的时间段，按照井口压力折算井底流压为12.4 MPa，平均产气量为1.59×104m3/d，计算出该阶段的地层压力为15.05 MPa，绝对无阻流量4.32×104m3/d，同时可以得到这个阶段的IPR曲线（见图2）。把各个阶段的IPR曲线放在同一张图上，可以看出苏X井产能逐渐衰减的过程，到2012年1月，可以预测苏X井的地层压力7 MPa左右，绝对无阻流量1.5×104m3/d左右。

图2 苏X井动态IPR曲线图

通过以上的动态IPR曲线可以看出，苏X井在生产的各个不同阶段，井底流压一直相对较高，生产压差小，该井的生产能力没有得到充分发挥，分析原因可能是该井的井底积液比较严重，抑制了正常产能的发挥，从苏X井的生产动态曲线（见图3）上也可以看出油套压差一直相对较高，井筒积液严重，这也验证了从动态IPR曲线得出的认识。

图3 苏X井生产动态曲线图

1.3.2 无产能试井资料生产井的产能评价 对于投产相对较晚的多数生产井来说，大都没有开展产能试井，只是在试气阶段进行一点法测试求产，求出一个大致的无阻流量，对于这种生产井就无法用产能试井资料建立该井的初始产能方程，新方法对这种井也是适用的。

以苏14-X-Y井为例说明这类气井产能评价的过程，首先收集该井的原始地层压力测试数据，苏14-XY井的原始地层压力为32.54 MPa，在该井投产后不久选取一个生产相对稳定的阶段，由井口压力折算井底流压并计算平均产气量，对于苏14-X-Y井，选取的初始稳定生产点：

井底流压：30.63 MPa，平均产气量：3.01×104m3/d。

根据其他相关参数（不再详述）计算初始产能方程的系数，得到苏14-X-Y井的初始产能方程：

初始绝对无阻流量：26.21×104m3/d。

取2011年11月15日左右的生产稳定点，从初始产能方程计算出苏14-X-Y井在该阶段的地层压力为20.19 MPa，动态产能方程：

动态无阻流量：11.26×104m3/d。

2011年11月15日对苏14-X-Y井实施了静压测试，测试得到该井的目前地层压力为19.12 MPa，与计算得到的20.19 MPa误差不大，再次验证了新方法的合理性。

取2013年3月的一个相对稳定生产点，求得苏14-X-Y井的动态产能方程及IPR曲线，最后把各个生产阶段的动态IPR曲线绘制在一张图（见图4）上，也可以看出该井产能衰减的过程，从投产到2013年3月为止，苏14-X-Y井的原始地层压力从30.63 MPa降低到7.13 MPa，无阻流量从26.21×104m3/d衰减到3.1×104m3/d，到 2013年 3月该井以 0.8×104m3/d左右的气量生产，该井已经到了生产后期阶段，携液能力减弱，井筒可能出现积液，如果采取排水采气工艺措施可能还可以继续挖掘气井生产潜力。

图4 苏14-X-Y井动态IPR曲线图

2 结论

根据以上的研究分析可以得出以下结论：

（1）根据建立稳定点产能方程的方法，只要取得气井延时开井后一个较为稳定的生产点，取得稳定点的产气量和对应的井底流动压力，就可以建立起该井的初始稳定点产能方程，推算出初始无阻流量，新方法适用性强，适用于大多数生产井，而且可以应用于动态产能预测，简单可靠，便于推广。

（2）对于苏里格气田，只要取得该气田主要产气井物性参数和其他参数的平均值，就可以建立适合本气田的稳定点产能方程，取得单井的一个稳定生产点，就可以计算出该井的初始无阻流量，这相对于开展规范的修正等时试井测试产能，不仅大大减少了测试时间，而且大幅度降低了开发成本，这对于走低成本开发战略的苏里格气田来说，更具有现实意义。

（3）建议对苏里格气田强化动态压力监测，对原始地层压力测试，测试数量至少达到当年新钻井的50%，对于井底流压测试，建议开展流压连续监测实验，下节流器前把压力计下入气层中部，再下入节流器，连续监测流压变化，时间2～3个月，流压连续监测可以获取气井一定阶段内较为准确的压力信息，对预测气井的动态产能有重要意义。

符号说明：

qg-气井产量，104m3/d；T-地层温度，K；PR和 Pwf-原始地层压力和井底流压，MPa；K-地层渗透率，mD；t-生产时间，h；PSC-标准状况压力，0.101 MPa；TSC-标准状况温度，273 K；μg-气体黏度，mPa·s；Φ-地层孔隙度；re和rw-供给边界半径和井底半径，m。