低渗气藏单井控制储量简易计算方法——以FL页岩气田PQ区块气井为例

唐人选,梁 珀,吴公益,王联果

(中国石化华东油气分公司泰州采油厂 江苏 泰州 225300)

物质平衡法是最可靠的计算单井储量的方法，而准确求取地层压力是关键。现场由于生产需要不可能定期关井测压，且低渗气藏地层压力恢复较慢，需要较长时间的关井，也会影响矿场正常生产。流动物质平衡法无需关井，根据井口压力和产量便可计算单井储量，有一定的理论依据[1]。但实际情况采用井口压力或井底流压绘制的定容封闭气藏压降方程与真实地层压力压降方程存在较大偏差，主要原因就是产量不稳定。此外,许多文献[2-5]发现，即使产量保持稳定，流动物质平衡法计算储量也严重偏低，相对误差最高40%，文献[2-5]对此进行了改进，但方法繁琐。本文根据定容气藏产能方程，较好地解决了气藏压力求取，通过9口井储量计算，与流动物质平衡法对比，两者平均相对误差34.2%，最大相对误差可达60.3%，为低渗气藏储量计算提供了一种新方法。

1 方法研究

1.1 井底流压求取

气井若以油管生产，套管关闭，井底没有积液，则可根据井口套压计算井底流压，井口到井底是静止气柱，计算方法较多，文献[6]介绍了3种计算井底压力的方法，采用计算机均能很快计算出结果。表1是PQ区块4口井计算压力和实测压力对比，误差较小，说明采用井口套压计算井底压力方法可行。

表1 PQ区块4口井计算压力与实测压力对比

1.2 目前地层压力求取

压力消耗方式多井气田的开发，气井采气全靠排气范围内气体本身弹性膨胀，没有外部气源供给，由气体等温压缩可推导出气体产能状态方程[6]：

(1)

式中,pe为气藏静压，MPa；pwf为井底流压，MPa；qsc为气井标准状态下产量，104m3/d；A为层流系数，B为紊流系数，具体物理意义详见文献[6]。

气体产能状态方程中系数A、B可由系统试井求取，也可由一点法经验公式求取。对于系统试井而言，将式(1)转换成直线方程，易求得系数A、B。对于低渗气藏，系统试井每个测试点均要求稳定，测试时间较长，浪费气体。一般采用一点法测试，达到稳定后，再关井求取地层压力。这里介绍一点法求取气体产能方程，当采用一点法测试后，可由经验公式求取气井绝对无阻流量qAOF。

(2)

式中：qAOF为标准状态下气井绝对无阻流量，104m3/d；pwf为测试时稳定井底流压，MPa；qsc为测试时标准状态下稳定产气量，104m3/d。

气体产能方程还可表示为[7]：

(3)

文献[7]在统计16个气田系统试井基础上，经过线性回归，α取0.25，这样式(3)可简化为：

方程右边第1项表示粘滞性引起的压力损失，第2项表示惯性引起的压力损失，两项压力损失之和构成气体流入井底的总压降，两项压降均与气体流量有关，气体流量越大，压力损失越大。反之气体从气藏流入井底的总压降与井底流压之和就是目前气藏压力。因此，气体产能方程不仅可用于预测气井产量，更重要的是还可根据气井产量计算气藏压力。只要知道气井产能方程、井底流压和气体流量，根据式(1)便可反求目前气藏压力pe：

(4)

1.3 气藏储量计算

在已知气井流量和井口套压下，可求得井底流压，进而求得气藏目前压力，由不同时期气藏压力和累计产气量，根据封闭气藏压降方程便可求得单井控制储量G[8]。

(5)

则单井控制储量

(6)

式中,p为对于累计产气量Gp下的气藏压力，MPa；Z为气藏压力p下气体偏差系数，无因次；Zi为气藏原始压力下的气体偏差系数，无因次；Gp为气井累计产气量，104m3；G为气藏单井控制储量，104m3。

2 实例分析

下面举例说明采用本文方法计算气藏压力代替井底流压，线性相关性更高，而采用流动法计算的储量偏低，甚至在产量变化较大时无法出现直线段。

例1：JY197-5HF井，原始地层压力52.67 MPa，地层温度106.97 ℃,2018年2月投产，每月生产数据见表2。根据套压计算的井底流压、目前气藏压力、气藏视压力和流动视压力见表2。由气藏视压力及流动视压力绘制的压降方程见图1。

表2 JY197-5HF井生产数据地层压力及流动压力

图1 Y197-5HF井视地层压力及视流动压力压降方程

从图1可以看出，流动压力直线斜率明显小于气藏压力直线斜率，采用气藏压力压降方程求得的单井控制储量为0.658 7×108m3，流动压力压降方程求得的单井控制储量为0.446 9×108m3，明显低于气藏压力压降方程求得的储量，两者相对误差32.2%。

例2：JY197-1HF井，原始气藏压力45.35 MPa，地层温度95.32 ℃。

2018年1月投产，每月生产数据见表3，根据套压计算的井底流压、目前气藏压力、气藏视压力和流动视压力见表3。由气藏视压力及流动视压力绘制的压降方程见图2。

表3 JY197-1HF井生产数据地层压力及流动压力

图2 JY197-1HF井视地层压力及视流动压力压降方程

从图2可以看出，采用流动压力求得的数据，早期因为产量变化较大，流动压力没有反映出不同流量引起的压力损失，数据线性程度较差，后期产量相对平稳，数据线性程度较高；而采用气藏压力求得的压降直线方程，不论产量如何变化，线性程度均较高。此外，两种压力求得的单井控制储量也不同，流动压力求得的单井控制储量为0.552 8×108m3，气藏压力求得的单井控制储量为0.791 9×108m3，两者相差30.2%。

表4是对PQ区块9口井采用两种方法计算的储量对比，流动压力计算结果普遍偏低，最小相差17.0%，最大相差60.3%，9口井平均相差34.2%。因此，使用流动压力计算储量不可靠，且受产量变化影响线性相关程度低。本文采用产能方程计算气藏压力，再据此计算气藏储量，线性相关程度较高，结果更准确。

表4 PQ区块两种方法计算储量的对比

3 结论

(1)流动压降方程没有考虑产量变化引起的压力损失，当产量变化较大时，数据线性化程度较低，无法求得单井控制储量。气藏压力压降方程考虑了产量变化引起的压力损失，数据线性化程度较高，结果较为准确。

(2)采用流动压力求得的单井控制储量明显低于气藏压力求得的单井控制储量，建议使用气藏压力求单井控制储量。