苏东气藏地层压力与单位压降产气量分布特征分析

成育红 张一果 杨洋 封莉 邓宝康

(1. 中国石油长庆油田公司第五采气厂， 西安 710021；2. 四川奥吉特油田科技开发有限公司， 成都 610041)

在油气藏开采过程中，对地层压力的准确评价，有助于对储量的准确计算及产能的合理预测。在地层压力评价方面，学者们作了大量研究，并提出诸多获取地层压力的方法，早期的经典方法有MBH法、MDH法、Dietz法、Muskat法等[1]。在经典方法的理论基础上，通过对短期关井恢复数据的推算，能够较为准确地计算出地层压力[2-5]。同样，利用气井系统的试井原理，通过简易的计算方法也可得出气井地层压力[6-7]。在计算和预测气井地层压力时，产量不稳定法、井口压力折算法、累计产量法和不关井试井法均有不同的适用性[8-9]。在计算苏里格气田地层压力的过程中，往往会用到经典公式法、压降法、流动物质平衡法及现代产量不稳定分析法[10-11]。

目前所有研究者都专注于计算方法本身，而对实际气藏的地质、工艺特点考虑较少。本次研究中，结合苏东气藏的实际情况，建立了新的地层压力评价方法，并将其应用于地层压力及单位压降产气量特征分析。

1 利用套压计算地层压力

静液柱中任意一点的压力服从式(1)规律[12]：

p=p0+ρgh

(1)

式中：p—— 静液柱中任意点压力，MPa；

p0—— 液面压力，MPa；

ρ—— 气体密度，kgm3。

对于气柱来说，气体密度随压力变化而差别相对较大，井筒压力梯度(D)随井口压力(pts)的变化而变化，因此，可采用变密度方法计算地层压力。

式(2)所示为气体密度计算公式[12]：

(2)

式中：R—— 气体常数，J(mol·K)；

T—— 温度，K；

Z—— 真实气体校正因子；

M—— 气体的相对分子质量；

γ—— 气体重度。

以苏东39-59A井和苏东15-50井为例，计算出地层压力和该井的累计产气量，据此绘制单井物质平衡曲线，并与实测数据物质平衡曲线进行比对。如图1所示，两井的曲线重合度均很高，说明计算数据准确性较高。

利用套压计算地层压力的方法，数据来源丰富，计算简单，实用性强。按此方法绘制的曲线可分为标准型、波动性和分段型等[13-14]。

图1 计算数据与实测数据绘制压降曲线对比图

(1) 标准型曲线。此类型曲线下降趋势较为平缓，数据点普遍集中在拟合曲线附近，其相关系数普遍大于0.85。

(2) 波动型曲线。此类型曲线波动较大，整体上呈下降趋势。这可能是由于地层非均质性较强且井筒积液所致。

(3) 分段型曲线。此类型曲线分段特征明显。在开发初期，天然气沿压裂裂缝或高渗带流向井底，因此表现出高渗带天然气渗流特征；而随着开采的持续进行，后期则会表现出较低渗透带渗流特征。

下面，我们将此方法分别应用于地层压力分布和单位压降产气量分布特征分析。

2 苏东气藏原始地层压力分布特征分析

苏东区块平均原始地层压力为26.4 MPa，压力系数为0.858，不同井区间存在明显差别，总体上属于低压气藏[15]。其原始地层压力分布表现出南高北低的特征，西南部井区原始地层压力为26.72 MPa，东北部统33-霍2、统27井区原始地层压力23.69 MPa，地层压力主要受构造和砂体分布的影响。区块储层非均质性强，砂体分布相对独立，存在多个压力系统[16]。根据各井区的压力及其压力系数将苏东压块划分为5个压力系统，如图2所示。5个压力系统的平均压力及压力系数如表1所示。

3 苏东气藏历年地层压力分布特征分析

不同投产年份气井平均地层压力变化均不相同，如图3所示。苏东气藏2008 — 2011年投产井，地层压力年递减率为14% ～ 16%，投产2～3 a期间地层压力下降幅度较大(约2.8 MPaa)，投产3 a后下降幅度较小(约1.5 MPaa)。2012 — 2015年投产井，地层压力递减明显加快，年递减率为20%～30%，投产1～2 a期间地层压力下降幅度较大(约5 MPaa)，投产3a后下降幅度较小(约3 MPaa)。统27井区气井处于主体区边部，地层压力递减幅度最高达到26.3%，初期年下降幅度约5.3 MPa；召10、陕235等井区地层压力下降明显较缓慢，年递减率为10%～15%，地层压力年下降幅度2 MPa左右。

图2 苏东区块压力系统划分

压力系统井区测试井次平均压力∕MPa压力系数I统33-霍273+1322.910.81II统2740+225.130.86统19-统202726.110.87III召30110+326.350.84召探1113+826.040.85IV召10361+1226.790.87陕235301+1227.110.87V陕23466+126.560.82

图3 不同投产年份气井平均地层压力变化曲线

气井地层压力下降差异大，如表2所示。早期投产井地层压力递减缓慢，年递减率为15%左右；而后期投产井地层压力递减较快，年递减率超过20%。不同井区之间也存在一定差异，递减较快的井主要分布在主体区边部，储层物性较差，地层压力递减较快。

表2 不同井区地层压力递减情况统计表

4 苏东气藏单位压降产气量分布特征分析

受储层物性、增产改造及后期配产等因素的影响，苏东气藏气井的单位采气量差异明显[17]。工区内各井单位压降产气量主要集中于(20～400)×104m3MPa，平均值为165×104m3MPa。图4所示为苏东气藏气井单位压降产量频率分布直方图。

不同投产年份井、不同井区的单位压降产气量区别均较明显，如图5、图6所示。其中，相比2008 — 2012年投产井，2013年、2014年投产井的单位压降产气量显著下降，且陕234、统27、统33-霍2井区的单位压降产气量偏低。

研究区内各井的单位压降产气量(如图7所示)以及全工区平均单位压降产气量(如图8所示)普遍逐年递增，后期趋于平缓，地层流体供给比较充足。

图4 苏东气藏气井单位压降产气量频率分布直方图

图5 不同年份投产井单位压降产气量柱状图

图6 不同井区单位压降产气量柱状图

将单位压降产气量与含气饱和度交会后发现，两者之间呈良好的正相关关系(如图9所示)。

随着有效厚度或射孔厚度的增加，单位压降产量上升。但实际上如图10、图11所示，当有效厚度或射孔厚度超过一定值后，单位压降产量出现下降趋势，可能是因厚层压裂程度不足所致。

同时，实际数据表明，单位有效厚度压裂液入地总量随有效厚度增加而减少(见图12)，单位射孔厚度入地总量随射孔厚度增加而线性减少(见图13)。对于厚储层，单位厚度储层中的压裂液会明显少于薄储层。若单位厚度内压裂液减少，将导致储层压裂效果相对于薄储层较差。

图7 部分气井历年单位压降产气量直方图

图8 井区平均单位压降产气量变化图

图9 含气饱和度-平均单位压降产气量交会图

图10 有效厚度-平均单位压降产气量交会图

图11 射孔厚度-平均单位压降产气量交会图

图12 有效厚度-单位有效厚度压裂液入地总量交会图

图13 射孔厚度-单位射孔厚度压裂液入地总量交会图

5 结 论

(1) 苏东气藏研究区内各井的单位压降产气量集中在(20～400)×104m3MPa，平均为165×104m3MPa，其中陕234、统27、统33-霍2井区的单位压降产气量偏低。

(2) 单位压降产气量与含气饱和度呈良好正相关关系。随着有效厚度或射孔厚度增加，单位压降产气量应上升；但实际上，在有效厚度或射孔厚度超过一定值后，单位压降产气量出现下降。