致密气井动态储量计算方法讨论

胡 静，罗腾跃，胡晓辉，冯利军，王军锋，杜奎甫

(1. 斯伦贝谢长和油田工程有限公司，西安 710016；2. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 710075；3. 斯伦贝谢，西安 710016)

1 研究背景

“十一五”和“十二五”期间，我国建成了以苏里格、神木、米脂为代表的鄂尔多斯上古生界致密气田群，成为中国致密砂岩气资源主体。致密气开发的重要性和意义不言而喻。延长气田延北区块构造位置属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东南部，构造形态单一，为一个东北高西南低的平缓斜坡，倾角不足1°。区块主力含气层段为石炭系上统本溪组、二叠系下统山西组和石盒子组盒8段。该文研究的山西组山23层为三角洲沉积体系的岩性气藏，储层垂深约3 000 m，地层平均厚度为20.4 m，砂体平均厚度为8.0 m，平均孔隙度为5.5%，测井渗透率约为0.5 mD，平均含气饱和度为65%，平均地层压力为24.5 MPa，地层压力系数为0.75～0.90，属于低孔、低渗、低压气藏；甲烷平均含量为94.3%，属于无硫干气气藏。总体来说主力气藏山23层储层物性比较差，非均质性较强。

区块投产3年，目前仍处于早期开发评价阶段。山23层开发中存在部分气井产量和压力递减快、稳产期短、预测最终累采不确定性大等问题，主要原因是对单井和气藏的动态储量缺乏认识；一批重点典型井也存在工作制度、配产等不合理的状况，进而影响单井和气藏的产能、稳产年限和最终采收率。如何提高最终采收率，首先得确定单井动态储量的计算方法。

动态储量的确定对于明确气田稳产时间和开发规模有着重要作用。油气行业内的油藏专业、试井专业等专家对单井动态储量进行了大量研究，确定了多种计算方法，这些方法一般都要求气井流动生产时间足够长，地层流动达到拟稳态流，达到较高的采出程度。但对于延长气田的延北区块，其气藏埋藏较深，开发时间短，低压集输，滚动开发，而且初始产能、稳产时间等指标较苏里格、子洲气田都偏低，这类低孔低渗储层，还没有形成适合自身开发模式的计算单井动态储量的方法。多方调研行业内的各种研究成果和计算方法，目前计算单井动态储量的方法包含物质平衡法、单位压降采气量法、产量递减法、弹性二相法、不稳定生产拟合法等[1-2]。对比不同方法的计算原理、适用条件和典型井计算结果的区域合理性，该文优选适合研究区块的其中3种计算方法进一步评价动态储量，其准确计算是优化开发方案和合理配产的基础保障。

2 动态储量计算方法

区别于地质储量，动态储量是指在目前开发井网和开发模式下，压力波及范围内，参与渗流的地质储量，其是设计生产制度、确定气井合理配产、预测生产动态以及预测最终累采的基础。对于低渗透气藏，由于地层的低渗透性及强非均质性特征，不同方法计算出来的动态储量差异较大。

该文通过调研目前石油行业的通用方法并结合区域地质认识、经验、实际生产数据等资料，优选出适合延北区块单井动态储量的计算方法。

借鉴邻区经验，研究区块的直定向井产能分类标准为[3]：Ⅰ类储层气井无阻流量大于10×104m3/d，Ⅱ 类储层气井无阻流量介于4×104～10×104m3/d，Ⅲ类储层气井无阻流量小于4×104m3/d。

2.1 物质平衡法

假定气藏没有连通的边水、底水，即为定容封闭性气藏[4]，按此标准，延北区块属于定容封闭气藏。物质平衡方程为：

(1)

式中：Pi,P分别为原始地层压力和目前地层压力，MPa；Zi,Z分别为初始条件下的偏差系数和目前压力下的偏差系数；Gp,G分别为目前累积采出量和动态储量，×108m3。

一般情况下，低渗透气井在生产过程中，如果关井，那么关井初期的压力恢复较快，然后压力恢复越来越缓慢，而且需要相当长时间才能恢复至稳定。研究发现，对于致密气井一般需要0.5～1年的关井时间井底压力才能恢复稳定[5]。在产量任务紧张的形势下，实际关井时间通常很有限，比如延北区块的关井时间约15～20天，压力恢复很难稳定，因此恢复的终点压力偏低，而且此阶段的压力恢复测试资料通过试井解释的外推地层压力主要反映裂缝和相对高渗透带，压力波及范围小。所以用该地层压力计算的动态储量普遍偏低。

Ⅰ类储层YB15井产气层山23层，砂体有效厚度为8.1 m，有效孔隙度为7.2%，测井渗透率为0.5 mD，含气饱和度为72%, 初始试气无阻为11.7×104m3/d，原始地层压力为24.5 MPa，初始产量为5.5×104m3/d，已生产2年，关井压力恢复测试井，试井解释目前地层压力为15.0 MPa，累采气0.209 5×108m3。利用天然气体积组分计算各压力对应的偏差系数，并计算视地层压力P/Z分别为25.00 MPa和15.63 MPa，P/Z压降为9.38 MPa，对应单位压降产气量[10]为223×104m3/MPa，当视地层压力降为0时，动态储量为0.558 7× 108m3，体现在物质平衡曲线图上外推得到该动态储量，如图1所示。

图1 YB15井物质平衡法曲线图Fig.1 Well YB15 material balance curve

Ⅱ类储层YB68井产气层山23层，砂体有效厚度为6.0 m，有效孔隙度为6.0%，测井渗透率为0.3 mD，含气饱和度为60%，初始试气无阻为5.0×104m3/d，原始地层压力为24.5 MPa，初始产量为2.0×104m3/d，已生产2.5年，长期井下流压观察井，试井解释目前地层压力为16.5 MPa，累采气0.157 8×108m3。利用天然气体积组分计算各压力对应的偏差系数，并计算视地层压力P/Z分别为25.00 MPa和17.19 MPa，P/Z压降为7.81 MPa，对应单位压降产气量[10]为202×104m3/MPa，当视地层压力降为0时，动态储量为0.505 0×108m3，体现在物质平衡曲线图上外推得到该动态储量，如图2所示。

图2 YB68井物质平衡法曲线图Fig.2 Well YB68 material balance curve

文献[4]指出，当单井采出程度大于10%、关井恢复时间足够长的井可以采用物质平衡法推算动态储量；如果生产时间短、采出量低、关井恢复时间短，则物质平衡法计算的动态储量偏低。但矿场实际应用中，该方法对初步评价单井动态储量、最终累采量，及与井控地质储量进行比较等方面有一定的意义。另外，设计定点测压关键井，然后根据年度的测压数据和累采量及时来更新该物质平衡法曲线图，以此校正动态储量。

2.2 产量递减法

对到达递减阶段的生产历史数据进行分析和拟合，利用Arps递减曲线回归每口井的递减趋势，然后绘制累采气量和日产气量的关系曲线Gp-q；延长趋势线, 当q=0时所对应的累计产量即为动态储量[6]。由于延北区块采用滚动开发模式，为了研究生产井的递减规律，对所有直定向井生产数据进行了生产时间归一化处理，深入分析生产井的递减规律。递减分析结果如图3所示，研究区块的生产井符合Arps衰竭递减规律(递减指数n=0.5)。另外，国内外学者通过研究也发现，致密砂岩气藏一般符合Arps衰竭递减规律(n=0.5)，相邻苏里格气田的实际生产数据同样显示，当气井达到边界控制流后，生产井符合Arps衰竭递减规律[7-8]。因此，采用Arps衰竭递减分析延北区块生产井的递减规律是合理的。

图3 延北区块直定向井衰竭递减回归曲线Fig.3 Decline curve of directional well in Yanbei block

Ⅱ类储层YB82井产气层山23层, 砂体有效厚度为6.3 m, 有效孔隙度为6.0%, 测井渗透率为0.35 mD, 含气饱和度为65%, 初始试气无阻为4.3×104m3/d, 原始地层压力为24.5 MPa, 初始产量为1.6×104m3/d, 井口针阀控制生产, 因初期配产较高, 产量递减较快, 无稳产期, 已生产3年, 累采气0.15×108m3, 目前井底流压为3 MPa, 关井状况下压力恢复较慢；在生产过程中, 利用地面三相分离器设备进行多次移动计量核定井口产量，结合每个移动计量时间点的累采量，绘制累采气量和日产气量的关系曲线，外推动态储量为0.24×108m3，如图4所示。该井储层条件和初始产能与YB68井几乎完全相似，但是产量递减法动态储量为0.24×108m3，远低于YB68井的物质平衡法动态储量0.505×108m3。

图4 YB82井产量递减曲线预测图Fig.4 Well YB82 production decline curve & forecast chart

目前延北区块生产井整体采出程度低, 部分井因配产较高, 导致产量和压力均递减较快, 井下压力过低, 近井地带压降漏斗过大, 致密储层

条件下远端的压力供给区很难波及和补充到井筒附近区域[9]。在开发初期，使用产量递减法计算动态储量数据偏低，但是对于递减较快的生产井，依据此方法在优选措施类型方面有一定的借鉴价值。

2.3 不稳定生产拟合法

不稳定生产拟合法又称高级递减分析法或试井分析方法，目前行业内比较常用的动态分析软件Topaze中内嵌了多种分析特征图版，这些特征图版既是传统产量递减法的改进方法，也整合了行业顶尖研究成果；其引入不稳定试井分析的基本思想，以渗流为基础理论，以气井生产动态的产量、流动压力等为基础数据，依托各种特征图版模型，进行压力历史和产量历史的拟合。主要分析图版包括log-log双对数曲线、Blasingame曲线、Arps曲线、Fetkovich曲线和FMB流动物质平衡曲线等现代产量递减分析模型诊断图版，这些分析方法互相验证，可快速拟合计算储层物性参数、表皮系数、动态储量、压力波及到的泄气半径及生产预测等，该方法也解决了生产井因工作制度频繁改变而导致动态储量评价难度大的问题[11-15]。

Ⅱ类储层YB68井，利用井下连续监测12个月实际流压数据和井口稳定产量2.0×104m3/d，使用Topaze生产分析软件，拟合多种递减分析图版，解释模型为定井储+无限导流垂直裂缝+均质油藏+矩形边界；解释结果原始地层压力为24.5 MPa，有效渗透率为0.15 mD，裂缝半长为62 m，探测半径为300 m, 动态储量为0.6×108m3，如表1所示。对比物质平衡法计算的动态储量0.505×108m3, 不稳定生产拟合法高约0.100×108m3, 结合区域开发经验, 得出Ⅱ类储层直定向井动态储量约0.600×108m3比较准确，结果如图5、图6所示。

表1 拟合图版适用条件和YB68井解释结果对比表Table 1 Applicable conditions of the fitting chart and the interpretation results of well YB68

图5 YB68井log-log双对数曲线图Fig.5 Well YB68 log-log curve

图6 YB68井Blasingame曲线图Fig.6 Well YB68 Blasingame curve

2.4 计算方法优选

在前期调研和动态储量评价方法适应性分析基础上进行评价分析, 结果如表2所示。延北区块目前处于生产初期, 采出程度低, 部分井的产量和压力递减较快。如何较为准确地评价单井动态储量, 一方面, 由于物质平衡法和产量递减法计算的动态储量偏低；另一方面, 具体计算方法需要根据单井的实际资料情况, 因此应尽量选择不稳定生产拟合法。

表2 延北区块动态储量评价方法适应性分析表Table 2 Adaptability analysis of dynamic reserves evaluation method in Yanbei Block

3 结语

延长气田延北区块主力气藏山23层是典型的低孔、低渗、低压致密砂岩气藏，储层物性总体比较差，非均质性也较强。气井试气无阻分别大于10×104m3/d和4×104m3/d的 Ⅰ 类储层、 Ⅱ 类储层，制定不同配产会出现不同稳产期和不同流动状态，而如何找到配产气量、稳定压降漏斗、合理递减速率、合理采气速度以及达到临界携液流量和最优井网井距等开发因素的协调点，是准确计算单井动态储量要解决的问题。

延北区块实际开发和计算动态储量过程中，关井足够长时间获取的地层压力、生产足够长、稳定工作制度、稳定井口产量和实测井底流压数据体等是计算结果可靠性的基本保障。综合分析认为，不稳定生产拟合法的Topaze软件中，整合了多种现代产量递减分析方法和各种拟合图版，对于压力数据资料丰富的井，该方法提供的动态储量结果可靠性更高。

低渗致密气藏气井动态储量计算方法与压裂后产能评价，一直是科研工作者研究和关注的重点，不同地理区域、不同气藏特点、不同开发模式、不同开发阶段，甚至气井的资料情况等，都对应特定的计算方法。行业内其他研究方法[16]如油藏影响函数法、数学模型法，理论上适合各开发阶段，具体是否适合延北区块需要进一步验证。