东坪基岩气藏压力恢复试井曲线特征识别及解释研究

2020-08-27柴小颖杨会洁陈芳芳张凯利

非常规油气 2020年3期

谢晶，罗沛，杨云，柴小颖，杨会洁，陈芳芳，张凯利.

(1.重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331；2.中国石油青海油田公司勘探开发研究院，甘肃敦煌 736202)

试井资料解释存在多解性，张文昌[1]、陈国荣[2]和高绍琨[3]等分析探讨了导致试井资料异常及存在多解性的诸多原因。水驱气藏试井资料特征更为复杂，导致模型诊断困难，多解性强，可定量解释率低[4]。Fiar[5]和Hegeman[6]建立了考虑井筒气液分离和变井储等内边界模型，通过引入一个井底压力的修正量，解决了试井过程中井筒储容系数由大变小或由小变大的问题。Fiar于1992年研究了井筒流体温度和速率变化对不稳定压力特征的影响，建立了综合考虑井筒动量效应的数学模型[7]。胡勇[8]研究了影响压力变化的各种井筒因素，分析了井筒液面升降及流体密度变化对井底压力的影响。张艳玉[9]等在对Fair数学模型求解的基础上，研究了综合考虑井筒效应时各主要新参数对曲线特征的影响。这些研究成果揭示了气水同产井不稳定压力早期的基本特征，将压力恢复早期过渡段曲线上的压力“驼峰”和压力导数“深谷”特征的原因归结为井筒储容能力变化、气液分离、井筒温度变化等。

张瀛[10]等探讨了凝析气井压力恢复试井过程中，井筒气液分离现象对压力恢复曲线特征的影响。雷霆[11]等对比计算了考虑和不考虑温度变化情况下的井底压力，并进行对比分析，指出温度对井底压力变化特征具有明显影响。杨亚[12]在井筒热损失机理和气体渗流特征研究的基础上，建立了考虑井筒温度变化的均质气藏和裂缝性气藏的试井解释数学模型，研究表明，气井井筒温度变化导致压力导数曲线在达到径向流动之前发生下凹特征。蒋裕强等[13]探讨了导致高产量、低压差气井压力恢复试井曲线异常的另外一种原因——“水击”现象。张风波[14]等人分析了2口底水气藏气井压力恢复资料的特征，分析了高渗透水层关井后底水回落以及底水绕流减缓底水上升速度等因素对压力恢复曲线特征的影响。冯强汉等[15]研究了致密气藏中，启动压力和动边界对不稳定试井曲线晚期特征的影响，指出对于致密气藏，晚期曲线上翘不能简看成是边界反映或地层物性的变化，需要根据地层的实际情况进行分析。此外，佘军[16]探讨了低渗透气藏压裂井的压力恢复曲线特征。陈军斌[17]研究了几种常见内外边界条件下均质油藏水平裂缝井的曲线特征。胡勇[18]建立了井筒与地层气水两相流的气井试井解释方法。徐文斌[19]探讨了边、底水油气藏气水过渡带对压力导数曲线特征的影响。

由于实际问题的复杂多变性，现有研究成果均无法有效解决水驱气藏以及气水同产井压力恢复试井解释模型诊断的多解性问题。关于底水锥进及其在关井后水锥及井筒液柱下降对压力恢复曲线特征的影响尚未有明确的定性分析和量化研究，关于复杂内边界条件下的试井解释问题普遍沿用的是Fiar和Hegeman的变井储模型，该模型只是从井筒容积变化及井筒气液分离导致的井筒储容系数变化来修正井底压力的变化，对于存在水锥影响和压力恢复过程中液面下降影响的试井资料，盲目采用该模型解释可能导致解释结果存在较大偏差。试井解释需要充分结合地质、测井等方面的研究成果，在实践中不断积累和总结经验[20-21]，因此，研究水驱气藏压力恢复曲线的基本特征及其变化规律，对于试井解释模型诊断、试井解释模型理论研究和试井工艺方法选择等，具有十分重要的意义。

本文基于对该气田历史试井资料的对比分析，结合储层特征及气井生产动态，分析在边、底水推进井筒积液和气液分离等因素影响下压力恢复试井曲线的基本特征。

1 东坪基岩气藏储层介质特征

东坪1区基岩气藏储层岩性以花岗岩和片麻岩为主，储层连续性较差，非均质性强。储集空间以溶蚀孔为主，裂缝发育。储层孔隙度介于2.0%～6.0%之间，均值为 4.5%；储层渗透率介于 0.1～0.5 mD，平均值为 2.63 mD。孔渗分布如图1所示。

图1 东坪1区储层孔隙度及渗透率分布Fig.1 The porosity and permeability distribution of DP1

东坪1区5口井70多块岩心柱塞压汞试验数据显示，该区储层储集空间类型多、孔隙结构复杂，非均质性强。该区基岩均质性较好的储层仅占不到5%，部分压汞曲线显示出双孔介质特征；基岩以偏细歪度为主，孔喉半径较小，介于0.005～0.01 μm之间；裂缝系统具有很低的排驱压力，一般小于0.5 MPa；而基岩的进汞压力较高，一般大于10 MPa(图2)。

图2 东坪1区基岩典型压汞曲线Fig.2 The typical capillary pressure curve of DP1

2 东坪基岩气藏压力恢复曲线基本特征

东坪气田储层介质类型多，裂缝发育程度差异大，孔渗参数变化范围广，加之开发过程中的水侵影响，导致气藏不稳定试井曲线特征复杂，类型多。

2.1 双孔介质特征及其识别

由于受井筒积液、气液分离和边水等因素的影响，东坪气藏储层的双孔介质特征在一定程度上被掩盖或扭曲，给模型识别造成一定困难。边水导致压力导数曲线晚期上翘，井筒和近井地带积液造成压力导数曲线幅度增大，而气液分离导致导数曲线出现深谷和不规则震荡。东坪气藏典型双孔介质不稳定试井曲线[22]如图3所示。

图3 东坪气藏典型双孔介质不稳定试井曲线Fig.3 Typical pressure build-up curves of double porosity model in DP1

此外，东坪基岩气藏裂缝发育程度差异较大，从解释结果看，储容比介于0.082至0.25之间，反映裂缝发育程度差异大，弹性储容较大的井区裂缝越发育，气井投产初期产能越高。窜流系数介于1.29×10-5至6.72×10-8之间。窜流系数反映了基质的致密程度，其值越小，基质越致密，基质中的流体越难流出，对应的井区单井投产后产量下降快，最终采收率低[23]。

2.2 避水高度及底水锥进对压力恢复曲线的影响

在底水气藏气井生产过程中，为了降低底水锥进的程度，完井时在气水界面之上保留了一定的避水高度，此时，不稳定试井曲线早期会出现不同程度的半球形流特征。避水高度越大，半球形流作用越大。理论模拟显示，当避水高度小于储层总厚度的1/5时，避水高度对压力恢复曲线没有明显影响。东坪1区气藏部分井的避水高度小于这个界限，但压力恢复曲线上显示出了明显的半球形流特征。结合气井生产状况和井筒压力梯度测试资料分析，其原因为底水锥进的影响。当井底出现水锥时，水锥占据了生产层段的部分储层，该处储层含水饱和度很高，阻碍了气体向井筒的流动，井筒周围气体的流线发生弯曲挤压，渗流阻力增大，如图4所示。

图4 底水锥进时气井井筒周围的渗流场Fig.4 Seepage near the wellbore when bottom water coning

水锥的形成，导致了井筒周围出现类似于储层部分打开井的渗流特征，即半球形流动特征，表现为压力和压力导数曲线之间的幅度差增大，早期过渡段出现斜率近似为-0.5的直线段。试井解释得到的总表皮系数很大，容易得出储层严重污染的解释结论，在东坪气藏的压力恢复试井资料中较多。具有半球形流及井筒积液特征的典型压力恢复曲线如图5所示。

图5 避水高度及井筒积液对压力恢复曲线的影响(东坪105井)Fig.5 The influence of water-avoiding height and liquid level down on pressure build-up curve (well DP105)

此外，根据测井解释认识，基岩储层裂缝以高角度缝为主，水平井试井资料解释的垂向渗透率与水平渗透率比值大于10。因此，开发过程中有利于加速底水的锥进是该区气井投产后很快见水的重要原因。

2.3 边水对压力恢复曲线的影响

在气井不稳定试井过程中，当井底压力变化传播到气藏的边水之后，由于流度严重降低，压力变化速度降低，压力导数曲线发生上翘。出现类似于复合气藏流度比大于1的情形。这一现象在水驱气藏中非常常见，往往被错误地当成封闭边界或岩性变化而解释。区分这一多解性问题其实很容易，可借助历史试井资料的对比(时间推移试井解释)分析而区分。因为边水是不断推进的，而边界或岩性突变是不变的，将气藏中的边水当成定压边界解释的观点是错误的。因为气藏岩石比油藏致密，且水相的流度远高于气相。因此，边水的作用不会发生类似于稳定渗流的现象。东坪1区位于边水线附近的气井压力恢复曲线晚期表现出明显流度减小特征，如坪1-2-5、1-2-9井等，如图6所示。

图6 边水附近气井压力恢复曲线(坪1-2-5、1-2-9井)Fig.6 Pressure build-up curve of gas well with edge water (well P1-2-5&P1-2-9)

2.4 井筒积液对水平井和压裂井压力恢复曲线的影响

正常水平井的渗流过程及不稳定压力特征为井筒效应结束后首先是垂直径向流动，然后是垂直于水平井轴的线性流动，若果测试时间足够长则在线性流结束后出现椭圆形拟径向流动。当水平井段存在积液后，如果测试时压力计未下入水平井段，则井筒效应作用的时间会大大延长，从而掩盖水平井的渗流特征。如东坪1H-2-1井，2015年测试时，积液不严重，表现出水平井的基本特征，2017年测试时，水淹严重，水平井的特征被完全掩盖，如图7所示。

图7 井筒积液对水平井压力特征的影响(东坪1H-2-1井)Fig.7 Influence of liquid storage on horizontal wells pressure characteristics (well DP1H-2-1)

同样的情形发生在压裂井上时，垂直裂缝的线性流或双线性流特征同样被掩盖。如坪1-2-8井，对比2015年与2017年两次测试，井筒积液程度不一样，对压力恢复曲线特征的影响也不同，如图8所示。

图8 井筒积液对压裂井压力特征的影响(坪1-2-8井)Fig.8 Influence of wellbore liquid storage on fracture well pressure characteristics (well P1-2-8)

2.5 井筒气液分离对压力恢复曲线的影响

气井水淹之后的生产过程中伴随着气水两相流动，气井正常生产时，携液能力稳定，水被稳定产出。当气井关井后，携液能力丧失，在重力作用下，井筒不同位置的水将向井底沉降聚集，出现变井储现象。由于气液分离现象的不稳定性，导致井底压力波动，在压力曲线上出现驼峰，压力导数曲线上出现压力深谷和震荡特征，如图9所示。

图9 井筒发生气液分离时的压力恢复曲线(东坪1井)Fig.9 Pressure build-up curve of gas-liquid separation in wellbore (well DP1)

在气液分离过程中，井筒液柱逐渐升高，而气柱缩短，井底压力逐渐上升。当压力恢复到一定程度之后，井筒周围形成的水锥连同井筒下部的液柱将会下降而回流到地层中，导致井底压力出现下降趋势(如图5中的第二段)，同样的现象也会发生在多层气藏的气水同产井上。也就是当井底压力恢复到高于低压层的地层压力时，井筒内的液体不断向低压层回流。此外，在气井压力恢复试井过程中，井筒温度的下降也会出才能类似的情况，但由于井筒温度变化较小，引起的压力变化通常较弱。从理论上讲，气井在没有水淹之前也存在这种现象。因次，对比一口气井产水前后的压力恢复试井资料，即可很容易的区分这两种情况。