四川盆地重点海相碳酸盐岩气藏产能评价现状及展望

2021-09-26蔡珺君彭先李骞占天慧吴婷婷邓庄刘唯贤

断块油气田 2021年5期

蔡珺君，彭先，李骞，占天慧，吴婷婷，邓庄，刘唯贤

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川成都 610041；2.中国石油西南油气田公司川中油气矿，四川遂宁 629000）；3.中国石化中原油田分公司天然气产销厂，河南濮阳 457001）

0 引言

大型、特大型海相碳酸盐岩气田是四川盆地常规气产量贡献的基石，其产量占比为75%［1］。其中：安岳气田龙王庙组、灯影组气藏探明天然气地质储量分别为 4 403×108，5 908×108m3；双鱼石区块栖霞组气藏控制天然气地质储量为811×108m3。这3个气藏为四川盆地重点勘探开发的海相碳酸盐岩气藏［2-3］。安岳气田龙王庙组气藏目前部分井产出地层水，灯影组气藏储层低渗、非均质性强；双鱼石区块栖霞组气藏储层低—中渗，且呈现出一定的非均质性特征。由于气藏静态地质条件和开发动态特征复杂，在气藏不同开发阶段存在一系列产能评价技术难题。其中，产水气井、产水风险井（在气藏内部与产水井相邻的气井）及低渗强非均质性气井的产能评价问题较为典型。矿场实践揭示：安岳气田龙王庙组气藏按常规一点法或产能试井方法评价气井产能的效果好，在此基础上建立的回归一点法经验公式适用性好，能够为气藏生产组织规模的确定和优化提供直接依据；但安岳气田灯影组、双鱼石区块栖霞组气藏大部分井采用同样方法评价，结果常偏离气井的生产实际特征，无法有效指导气藏开发。

针对上述问题，目前开展的研究主要从以下两方面考虑：1）建立精细复杂碳酸盐岩气藏渗流模型，但求解涉及参数多，算法复杂，现场取值较为困难；2）建立修正一点法、回归一点法产能评价公式，或者通过试气资料估算气井产能，但在低渗、强非均质或产水气藏的应用效果欠佳。为此，本文基于评价气井产能原始、朴素的思想对气井产能重新诠释，明确了气井产能的科学内涵，提出了产能评价核心技术，并总结重点海相碳酸盐岩气藏产能评价现状，聚焦主要矛盾，提出未来研究展望，以促进四川盆地海相碳酸盐岩气藏不同开发阶段产能评价问题的有效解决。

1 气井产能的科学内涵

1.1 气井产能概念及评价方法

产能评价是气田开发的核心工作，贯穿于气田的前期评价、建产和稳产阶段，明确气井产能是优化配产的基础［4］。

气井产能的概念存在不同表述［5-12］（见表 1），业内普遍认为，气井绝对无阻流量是反映其潜在产能的重要指标，气井产能评价等同于建立产能方程和计算气井绝对无阻流量。 1955 年，Cullender［13］提出了等时试井方法；1959年，Katz等［14］提出了修正等时试井方法；1987年，陈元千［5］建立了一点法产能评价公式。上述方法形式简单，上手快，易操作，一直延用至今。

表1 气井产能概念的不同表述

与常规气藏相比，深层海相碳酸盐岩气藏通常具有高压、水侵、低渗、非均质性强等特征，受其影响，气井产能评价结果往往不令人满意。因此，不少学者开始改进气井产能评价方法。例如：在渗流理论方面，主要围绕滑脱效应、启动压力梯度和高速非达西效应、两相或多相流动等，建立更为复杂的渗流模型［15-24］；在矿场应用方面，建立了适合工区的修正一点法或回归一点法，但应用有一定的局限性；此外，冯曦等［10，25］通过建立不稳定绝对无阻流量与时间的关系曲线，丰富了中—高渗气藏产能评价手段，但对于低渗、强非均质性气藏的产能评价仍未解决。为此，笔者总结和挖掘了气井产能的科学内涵，以寻找求解思路。

基于拟稳态气井产能方程，矿场广泛应用的气井绝对无阻流量qAOF表达式为

式中：pe为地层压力，MPa；K 为储层渗透率，10-3μm2；A 为产能方程达西渗流项系数，MPa2/（104m3·d-1）；B 为产能方程非达西渗流项系数，MPa2/（104m3·d-1）2；h 为储层厚度，m；D 为非达西渗流系数，（m3/d）-1；为平均偏差因子；为平均温度，K；为平均气体黏度，mPa·s；S 为表皮因子；re为泄气半径，m；rw为井眼半径，m。

当气井处于不稳定状态时，A的表达式为

式中：Ct为地层综合压缩系数，MPa-1；t为时间，h；φ 为孔隙度。

在单一均质气藏中，A值随着时间t的增加而变大（见图1），从而产能不断减小［7］。低渗气藏生产井理论不稳定qAOF随时间的延长而不断下降；多重介质、裂缝-孔隙型储层或宏观非均质性较强的气藏，压力波完全传播到远井区之后，将在一定时间阶段表现出产能递减加快的现象［11］。

图1 A值随时间的变化规律

1.2 气井产能评价的核心内涵

气井开井后，在不稳定渗流过程中，泄气半径不断增加，参与流动的动态储量也随之增加，直至达到渗流边界。此外，对气井宏观渗流能力的认知，随着动态资料的丰富可能发生变化。也正是忽视了气井由不稳定渗流逐渐转变为拟稳态渗流过程中的泄气半径、动态储量及宏观渗流能力的持续变化规律，才引起了产能评价的一系列复杂化问题。根据上述讨论，气井产能的核心内涵应当包括“有没有，通不通，定不定”三方面的含义。其中：有没有，即动态储量有没有？通不通，即动态储量流动能力怎么样？定不定，即气井动态储量流动是否稳定？基于此，qAOF是表征气井潜在产能的重要指标，它是时间的函数，用于描述气井开井持续到某时间节点泄气半径内动态储量的流动能力。qAOF相等的情况下，气井产能可能存在差异：如果气井的动态储量大，但储层渗透率较低，表现出来的产能往往较小；如果气井的动态储量小，但储层渗透率较高，则表现出较大的产能，例如裂缝型气井。正是由于忽视了气井地质特征、产能评价方法理论的假设条件，才得出经典产能评价方法不适用于低渗或强非均质性气藏这一结论。因此，产能评价时，需要明确qAOF及其与时间的关系，以及构成qAOF的关键指标（如动态储量、流动能力及其与时间的关系）。只有掌握了气井产能评价的技术内涵，才能在气藏开发过程中占据主动，制定出科学的生产组织技术对策。

2 重点气藏储渗特征

安岳气田龙王庙组、灯影组和双鱼石区块栖霞组气藏的储渗特征存在较大差异，不同类型储层的储渗特征对气井产能评价会产生较大的影响。安岳气田龙王庙组优质储层的储集空间以孔洞（溶蚀孔洞）和高角度裂缝为主，缝、洞发育程度高，地震响应为强峰型模式［26］，储层类型主要为裂缝-孔洞型、裂缝-粒间孔型及晶间孔型，储层渗透率普遍大于10×10-3μm2，部分气井远井区储层表现出一定的非均质性。灯影组气藏主要发育缝洞型、孔洞型和孔隙型储层，储层低渗、非均质性强，可细分为5类：缝洞Ⅰ型及Ⅱ型、孔洞Ⅰ型及Ⅱ型［27］、孔隙型。其中，缝洞Ⅱ型、孔洞Ⅰ型储层非均质性强，远、近井区储层渗透率存在数量级差。双鱼石区块栖霞组气藏储层可划分为裂缝-孔洞型、裂缝-孔隙型和孔洞型储层，部分储层非均质性强，储层渗透率为0.1×10-3～ 20.0×10-3μm2。

3 产能评价现状和主要矛盾

安岳气田龙王庙组气藏早期产能较明确，随着气藏开发的深入，井间干扰使得产能评价问题复杂化。此外，部分气井产出地层水，不仅产水气井的产能评价存在难点，产水风险井产能变化也不易掌握，动态描述较困难。双鱼石区块栖霞组气藏中的裂缝-孔洞型储层渗透率较高，远井区储层渗透率大于10×10-3μm2，产能稳定，产能试井结果具有良好的参考价值（见图2）。

图2 栖霞组气藏W井绝对无阻流量随时间的变化

安岳气田灯影组及双鱼石区块栖霞组气藏储层非均质性强。目前，仅少数井产出地层水。虽然录取了气藏试采和开发早期动态资料，掌握了气井的实际生产能力，但对气井产能变化规律的认识较为模糊，评价手段相对较少（见表2）。

表2 四川盆地重点海相碳酸盐岩气藏产能评价现状和主要矛盾

3.1 安岳气田龙王庙组气藏

龙王庙组气藏储层渗透率高，气井达到拟稳态的时间较短（约在几百个小时以内），部分气井存在一定程度的非均质性，但现场测试资料整体品质较好，有利于早期产能评价。由表2可以看出：2013—2020年，试油测试井次多，依据试油资料进行的早期产能评价准确率高，直接指导气井定产；产能试井资料品质高，均能成功建立二项式产能方程，计算45口投产井初期qAOF为18 889×104m3/d。由图3可知，利用产能试井资料建立了无因次产量qD与无因次生产压差pD的关系式，拟合回归一点法公式为

图3 龙王庙组气藏回归一点法拟合图版

式中：pwf为井底流压，MPa；qg为测试产量，104m3/d；下标D表示无因次。

式（3）在气藏开发早期应用效果好，纯气井产能评价可靠，相对误差在5%以内，该方法在产能建设阶段得以成功应用。随着气藏的开发，井间干扰、水侵、产水问题对产能评价方法又提出了新要求。

龙王庙组气藏井间储层连通性好，井间干扰明显。以某井组为例，2口井（A，B井）井距736 m，A井为观察井，B井为激动井。B井以90×104m3/d生产3.36 h后，A井油压开始下降。在B井开井生产过程中，A井油压持续下降；B井关井后，A井油压立即恢复上升（见图4）。对于连通性好的井组，当产生井间干扰时，气井产能描述模型会发生变化，不能直接套用基于平面径向流理论的产能评价方法，需要作等效修正。

图4 某井组干扰试井监测曲线

目前，龙王庙组气藏45口投产井中有14口井不同程度见水，日产水910.73 m3，水气比为0.12～ 4.18 m3/104m3。受产水影响，井底含气饱和度降低，渗流规律发生改变，开发早期建立的产能方程和回归一点法计算公式不再适用。针对上述问题，基于相渗实验曲线的归一化处理和井筒不积液的假定，吕栋梁等［20］建立了气井产水后产能方程。此外，利用动态资料拟合气井产能方程的思路也被成功应用推广［28］。但对于井筒积液气井，井筒内液面高度不易准确测量，管流模型计算的井底压力误差较大，产能难以评价。

以C井为例，该井2012年5月投产，按40×104～ 60×104m3/d组织生产，稳产4.5 a后，2017年开始产出地层水。产水后，该井开展多次专项试井，试井解释结果表明，井筒中气液共存，但井筒内两相流动复杂，管流流态和井底压力不易准确获取。此外，产水风险井的产能变化描述手段相对缺乏，虽然数值模拟技术能定量分析多套生产组织方案的影响因素及其结果，但复杂地质模型的建立与校正工序复杂，花费时间长，现场不易实施。目前，一般采用同一气井多井次的压力恢复试井双对数曲线的叠合和对比方法，来监测水侵前缘位置的变化速度。当发现水侵苗头后，现场生产组织者会考虑产水风险井降产控水，但由于产水风险井的产能缺乏定量描述方法，其产能变化与水侵前缘位置的关系并不明确。

3.2 安岳气田灯影组气藏

气藏各气井渗流表现为多区复合的特征，各区渗流能力差异大。2016—2020年，累计开展21井次产能试井。其中，试油期间试井3井次，投产后试井18井次（见表2）。根据《天然气井试井技术规范》，测试井达到稳定的条件后，8 h压力变化小于0.5%［29］，灯影组气藏的现场测试难以满足上述标准。

如 X 井进行产能测试，4 个制度（10×104，15×104，20×104，25×104m3/d）下的实测压力递减幅度为 1.26～ 2.52 MPa/d，8 h内压力变化率为2.96%～ 6.81%（见图5）。通过试井解释参数估算气井达到拟稳态的时间约在100 d以上，这是现场施工难以承受的。试井资料处理结果，大部分产能方程拟合图版斜率为负，少数气井建立的产能方程不能描述气井的真实渗流能力，与气井生产动态特征不匹配。

图5 灯影组气藏X井产能试井实测压力随时间的变化

3.3 双鱼石区块栖霞组气藏

气藏仅少数井产地层水，不同储层类型的气井产能评价效果不同。其中：裂缝-孔洞型储层，气井产能评价方法适用性好，产能试井成果可直接指导气井配产；但裂缝-孔隙型和孔洞型储层，气井渗透率相对较小，且非均质性强，各流动区之间渗流能力差异大。双鱼石区块栖霞组与安岳气田灯影组气藏的气井产能评价面临类似问题，针对这类储层建立了基于数字岩心的孔喉结构的评价方法［30］。此外，由于双鱼石区块栖霞组气藏为超深、高温、高压气藏，井下监测风险高，难度大，如ST8井下入的2支压力温度计均损坏了，其他井下入的压力温度计中，有3支压力温度计数据异常。

4 研究展望

通过对气井产能评价核心思想及科学内涵的重新总结和挖掘，不难看出，无论是受水侵和井间干扰影响的安岳气田龙王庙组气藏，还是受储层强非均质性影响的安岳气田灯影组、双鱼石区块栖霞组气藏，其产能评价的关键核心在于掌握不同时间下的气井压力、泄气半径及储层渗透率的变化规律。上述参数一旦能准确测试或计算，产水及强非均质性等因素的复杂产能评价问题就可简化。

产水风险井和产水气井特征相近，其产能描述方法可以通用。产水风险井是气藏未来的产水气井，目前此类井在产水前被当作纯气井看待，在产水后当作产水气井处理，其变化过程的描述往往未受关注。事实上，气井由产水风险井逐渐转变为产水气井的过程中，动态储量和渗透率的细微变化需特别重视，针对水侵前缘描述问题，不少学者开展了研究［31-33］。在实际生产过程中，气水界面动态变化及气井生产组织制度优化频繁，使得理论上的描述模型与实际不易匹配。因此，可通过水侵监测［34］，描述气水界面推进速度，建立气水界面推进速度与生产制度的关系，复算水侵后动态储量的变化，进而精细描述产水风险井的产能变化规律。

气井见水后，产能会不同程度下降。国内外现有产水气井产能评价思路主要包含考虑液相伤害的复合模型、二项式产能方程及紊流系数、引入两相拟压力的产能方程及气水两相数值模拟、数值试井等4个方面［35］。上述方法构建的模型较为复杂，现场不好应用，需开展3个方面工作：一是通过实测或经验公式，描述产水气井井底压力变化，当生产水气比大于0.7时，实测流压梯度与生产水气比呈线性关系（见图6）；二是应用现代产量递减法或压力恢复试井成果评价泄气体积和储层渗透率的变化；三是综合研究上述参数场的变化规律，进而掌握见水气井产能动态变化。

图6 安岳气田龙王庙组气藏气井流压计算图版

安岳气田灯影组气藏和双鱼石区块栖霞组气藏部分井表现出来的早期产能可能存在假象，既可能偏高，也可能偏低。因此，要正确认识此类气藏的产能需要时间，一是通过气井试油、配产及生产组织优化，探索气井的实际生产能力，开展产能试井，对气井潜力进一步评价；二是生产0.5～ 1.0 a以上的气井安排压力恢复试井，以掌握储层渗流和边界特征，结合静态资料精细划分储层类型，确定气井的真实产能；三是在单井评价基础上，建立不同储层渗流模式下气井产能随时间的变化曲线，即可掌握整个气藏不同类型气井产能的变化规律。