南海深水区气井产能评价新方法

杨楷乐 向耀权 彭小东

（中海石油（中国）有限公司海南分公司，海南 海口 570100）

0 引言

用于深水气田的开发投资数十倍于浅水气田［1]，少井高产是深水气田的主要开发策略［2]。准确评价气层产能，优选高产储层，是实现深水“少井高产”开发的关键。由于深水DST测试成本高，测试成本占探井成本的比例大，只有少量井能通过DST测试确定气井产能［3-4]。中国南海已发现深水区气田水深较深，介于980～1 800 m，DST测试井占探井总数的比例不到20%［5]，多数深水区的探井无法进行DST测试确定产能。目前确定气井产能的常规理论公式法所需参数过于繁琐［6-8]，且多数参数难以通过常规资料取得，南海海域深水区急需建立一种新的具有适用性和经济性好的气井产能评价方法［9]。

1 南海西部深水气田储层流体特征

南海已发现深水气田海域水深介于980～1 800 m，储层埋深介于2 700～3 800 m，属于中深层。

1）深水区储层特征。岩性以粉细砂岩、细砂岩为主，气层测井自然伽马曲线呈典型箱状特征（图1）。根据铸体薄片图像分析（图2）显示，储层孔道与喉道连通性较好，平均孔喉比为2.30～8.42，平均配位数为0.66～1.24，表现出分选好、中等孔喉比的特征（表1）。沉积相为海底峡谷限制性水道中的浊积水道，储层岩石学特征表现为成分成熟度较高的远离物源长距离搬运的沉积特征。储层总体特征为分选好、非均质性弱的储层。

图1 LSZ-2-1井测井相特征图

表1 深水区储层参数表

图2 深水区储层孔喉特征图

2）深水区流体特征。已发现气田气体具有高烃、低二氧化碳（CO2）特征，CO2含量介于0.1%～10.8%，天然气相对密度（γg）介于0.577～0.741，偏差系数（Z）介于0.893～1.407，天然气黏度（μg）介于0.023～0.047 mPa·s，地层压力（pr）介于28.8～72.4 MPa，气层温度介于65.82～139.90℃（表2）。

表2 南海西部海域深水区储层流体特征表

3）深水区流体规律。定义流体因子（天然气黏度、偏差系数和气层温度的乘积），压力因子（天然气相对密度与地层压力的乘积）。研究发现，深水区流体因子与压力因子呈较好的线性关系（图3），其表达式为：

图3 南海深水区流体因子与压力因子关系图

式中，F＝μg×Z×T；E＝pr×γg；a为系数；μg为天然气黏度，mPa·s；Z为偏差系数，无因次；T为气层温度，K；pr为地层压力，MPa；γg为天然气相对密度，无因次。

2 深水气层产能评价经验公式推导

根据气体渗流力学推导气井产能方程［10]为：

当p2wf＝0时，可以得到气井无阻流量公式：

式中，qAOF为无阻流量，104m3／d；pwf为井底压力，MPa；qsc为日产气量，104m3；K为有效渗透率，mD；h为有效厚度，m；re为泄气半径，m；rw为井筒半径，m；S为表皮系数，无因次；Dqsc为流量表皮系数，无因次；D为流量表皮因子，1／（104m3·d-1）。

产能方程（式1）考虑了储层的污染，计算无阻流量不代表真实储层的产能，对污染表皮校正后，反映储层真实产能的气井无阻流量［11]计算公式为：

将式1代入式4可得：

结合Ramey公式（式6）、达西公式（式7）、泄气半径计算公式［12]（式8），发现非达西表皮是储层渗透率的函数［13]，同时南海西部在生产气田表明，流量表皮系数、泄气半径随着渗透率的增大而增大，二者呈指数式关系（式8）。考虑井筒半径变化较小，将式9、式10代入产能公式5，同时进行简单数学变换可得：

式中，φ为孔隙度，%；Bg为气体体积系数，无因次；Ct为气体综合压缩系数，1／MPa。其中，C1、C2、C、n为与储层特征相关的参数，具有区域性，数值小于1。

新公式表明，气井产能因子为储层有效渗透率的函数。深水气井只需要通过测井、取壁心或测压资料预测储层渗透率，从而快速经济地进行深水气层产能评价，极具经济应用价值。

3 南海深水区区域产能评价图版

南海深水区是我国典型的天然气富集区，深水气田开发投资高，准确评价气井产能是降低气田开发风险的关键［14]。目前南海深水区DST测试井占探井总数的比例不到20%，多数深水区的探井无法进行DST测试确定产能［15]。在上述推导的气井产能评价新方法基础上，结合目前南海深水区已测试产能资料，建立南海深水区区域产能评价图版，用于未测试储层的产能评价。

3.1 深水区区域产能评价图版建立

2014-2018年南海已发现的深水区LS气田进行了3口井的DST测试，储层射开有效厚度介于26.8～42.0 m，有效渗透率介于12～1 350 mD，测试无阻流量为（377～2 619）×104m3／d，测试数据如表3所示。通过测试数据分析，深水LS区的产能因子与有效渗透率成较好的幂指数关系（图4），由此建立了南海已发现深水区LS气田区域产能评价公式（式12）。新图版认识与公式推导结果一致。

图4 南海深水区LS气田产能评价图版

表3 南海深水海域DST测试数据表

南海深水区LS气田区域产能评价公式：

3.2 有效渗透率预测评价

通过岩性资料、测井资料、DST测试资料研究发现（表4），深水区LS气田为海底峡谷限制性水道中的浊积水道，形成了远离物源长距离搬运的砂岩，砂岩为粉细砂岩、细砂岩储层，在此背景下，岩性越细，分选越好，均质系数越大，储层越均质。同时，粉细砂岩的平均配位数高于细砂岩的平均配位数。研究发现，有效渗透率（K有效）与测井渗透率（K测井）的比值具有明显的规律，K有效／K测井的比值与均质系数和平均配位数呈正相关（图5），根据壁心渗透率或测井渗透率，结合K有效／K测井的比值规律，实现有效渗透率的预测。深水区壁心取样成本远低于DST测试成本，通过壁心资料预测有效渗透率具有较好的应用前景。

表4 深水区有效渗透率参数预测表

图5 深水区LS气田K有效／K测井比值相关性图

4 应用

2019年南海深水区成功钻探LSX-W1井，主力气组为Ⅱ气组，沉积相为海底峡谷限制性水道中的浊积水道，远离物源，具有长距离搬运沉积特征，分选性较好，壁心分析均质系数为0.55。气层厚度为18 m，测井渗透率为28 mD，测压流度为14.8 mD／cP，测压地层压力为43.29 MPa，结合深水区储层K有效／K测井比值规律，预测LSX-W1井Ⅱ气组K有效／K测井比值介于2.6～3.2，平均K有效／K测井比值为2.9，预测有效渗透率为81 mD，采用南海深水气田区域产能评价公式，计算Ⅱ气组全部射开天然气无阻流量为465×104m3／d。

由于Ⅱ气组储量规模较大，对后期开发影响较大，同时Ⅱ气组与其他已测试气组的物性差异较大，为了准确落实其产能，对Ⅱ气组进行了DST测试，测试5个工作制度的油嘴，测试压差介于0.653～4.299 MPa，测试日产气量为（9.88～73.1）×104m3，二项式产能方程计算测试无阻流量为517×104m3，试井解释有效渗透率为87 mD，计算产能因子为0.663［（104m3·d-1）·（MPa·m-1）]。LSX-W1井产能因子与有效渗透率符合南海深水气田区域的产能规律。南海深水气田区域产能评价公式预测无阻流量与DST测试产能误差为10%，具有较高的预测精度。

对于深水区，通过常规的测井、测压、壁心取样及区域地质研究，可以较好地预测储层有效渗透率，其成本远低于DST测试成本。南海深水气田区域产能评价方法在深水区具有较好的应用前景。

5 结论

1）南海深水区海域DST测试井占比少，多数深水区的探井无法进行DST测试确定产能。目前确定气井产能评价的方法所需参数过于繁琐，且多数参数难以通过常规资料取得，不适用于深水气田产能评价。

2）南海已发现深水气田储层总体特征为分选好、非均质性弱的好储层，储层有效渗透率与非均质性具有较好的规律性。

3）基于南海已发现深水气田流体特征的研究，南海深水区的流体因子与压力因子呈较好的线性关系。

4）推导了深水区产能因子与有效渗透率公式，基于南海已发现深水气井DST测试资料，建立了南海深水气田区域产能评价新公式，新公式通过预测有效渗透率进行产能评价，评价结果与DST测试对比，误差为10%，极大地节省了深水区DST测试成本，具有较高的经济推广价值。