求取低渗低压气藏地层压力的一种新方法

陈江萌，乔亚斌，贾连超

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林 719000）

榆林气田X 井区储层总体为一套低孔、低渗-特低渗储层，主力气层山2 段，井区单井基质渗透率在0.645~9.49×10-3μm2之间，平均基质渗透率为2.39×10-3μm2；孔隙度为4.8%~10.72%，平均孔隙度为6.2%。该井区气藏为低含硫、低含CO2干气气藏。目前气田开发处于稳产阶段。

目前确定气藏地层压力主要方法有：物质平衡法、产量不稳定分析法等[1]。物质平衡法计算地层压力是利用历史实测地层压力数据和对应各阶段累积产气量，通过压降曲线，计算目前累积产气量下的地层压力。然而气田开发到了中后期，实测压力数据常因压力计下入井筒过程中易出现遇阻或压力计故障导致无法得到或得到的测试数据误差较大；此外，气田到了中后期地层压力下降，要获得可靠地层压力，一般需关井数月甚至半年以上时间，这不仅影响气井正常生产，而且导致测压成本较高。这些因素造成获取的实测压力数据较少，使物质平衡法预测产生较大误差[2]。产量不稳定分析法[3]是利用气井日常生产数据资料求得气藏目前地层压力，但是，该方法的使用对气井的日常生产数据质量有较高要求，若由于设备故障、管理等因素导致日常生产数据出现假值或对于开发中后期出现较多的间歇井，利用该方法计算目前地层压力存在较大误差。

目前在气田开发过程中，除正常的动态监测外，矿场往往由于集气站检修、工艺技术试验、间歇生产等多种原因关井，由此可获得一定量的井口关井压力恢复资料。结合现场生产实际，本文提出了一种利用关井获得的井口压力恢复资料计算目前地层压力的新方法。

1 方法原理和步骤

1.1 关井井口压力恢复资料的筛选和诊断

首先需要获得准确的关井井口压力恢复资料，即对气井井口关井压力恢复资料进行检查、筛选、诊断，主要包括以下2 点。

1.1.1 选择连续关井时间大于50 d 以上的关井压力数据 开发中后期低渗透气藏地层压力恢复缓慢，结合区域内不稳定试井经验（区域内修正等时试井时间通常为45 d）及本次研究成果，认为关井时间大于50 d以上的井口压力恢复资料才能真实的反映地层压力的变化。

1.1.2 对井口压力恢复资料进行诊断，去除异常点 由于多种原因，可能造成井口压力恢复资料存在异常数据，常见造成异常数据情况主要有：（1）巡井间隔时间较长，造成井口压力长期持续不变；（2）井口压力变送器或压力表故障造成录取数据异常等。例如，某气井从关井第10 至第25 d，井口压力均为10.5 MPa，关井第26 d，井口压力骤升至10.9 MPa，由生产经验可知，这期间井口压力恢复数据存在假值；（3）气井受井筒效应的影响，气井刚关井时的油套压变化不能反映地层压力的变化，因此，需要去除这部分压力恢复数据。例如：某井共计关井160 d，该井气藏中深2 604.3 m，温度梯度0.027 ℃/m，密度0.7732 g/L，临界压力3.59 MPa，临界温度92.51 K。若利用从开始关井起160 d 井口压力恢复数据拟合井口压力变化规律，根据本文方法，可得井口压力恢复稳定所需天数为142.7 d，恢复稳定井口压力为12.5 MPa，但根据实际井口压力恢复资料，当气井关井160 d 时，井口压力为12.6 MPa，与折算压力存在出入，认为造成误差的原因是受井筒效应影响[4]，刚关井时压力恢复数据不能反映地层压力的变化。因此，结合井口压力恢复拟合度，选择关井33 d 后的关井井口压力恢复数据，得到井口压力恢复稳定所需天数为173.58 d，得恢复稳定井口压力为15.256 MPa，折算成恢复稳定井底压力（即地层压力）为15.256 MPa。此时，该井实测地层压力为15.823 MPa，折算求得的地层压力与实测值误差为3.58 %。综上，利用本文方法计算地层压力时，需根据现场生产情况，对井口压力恢复数据进行诊断，去除不能反映地层压力变化的异常点。

1.2 井口稳定关井压力的求取

对所选取的井口压力恢复数据做随时间变化散点图，拟合数据，可得井口压力随时间变化趋势的拟合方程。对该方程求导，得到井口压力随时间的变化率与时间的关系方程。令井口压力随时间变化速率为0 时，联立这两个方程就可以求得恢复稳定时的井口压力。

1.3 稳定井底压力的求取

利用气体垂直管流法[5]，采用其中井筒静止气柱方法计算稳定井口压力对应井底压力（即地层压力）。对多口井，不同时间利用本文方法将稳定井口压力折算成井底压力（即地层压力），可以看出（见表1），本文方法求出的地层压力和实测地层压力相差较小，误差值在-3.58 %~2.77 %，平均误差值为0.14 %。

表1 折算结果对比表

1.4 目前地层压力的求取

在求得多个不同时间地层压力的基础上，利用物质平衡法（压降曲线法）[4]，即可求得某对应累积产量下的地层压力。

2 应用实例

榆X，生产情况（见图1）,其生产层位山2段，无阻流量21.8×104m3/d，有效厚度15.9 m，孔隙度4.8%，基质渗透率0.845 0×10-3μm2，含气饱和度83.2 %，目前配产5.0×104m3/d，累积产气量：927 9.166 3×104m3，目前油、套压分别为13.6 MPa、14 MPa，平均压降速率0.018 2 MPa/d，气井生产较平稳。

（1）数据选取：气井刚刚关井时，井口压力变化受井筒效应影响较大。因此，利用本文方法时，尽量选择关井后期井口压力恢复数据。该井选择关井最后50 d井口压力恢复数据，然后去除异常点。

图1 榆X 井生产曲线

（2）数据拟合:做井口压力随时间变化散点图（见图2），拟合井口恢复压力随时间变化数据点，得井口压力随时间变化拟合方程如式（1）所示，得该拟合相关系数为0.953，表明拟合方程相关度高。

图2 井口压力恢复散点图

（3）计算稳定时的井口压力:对方程（1）求导，可得井口压力变化率与时间的关系如式（2）所示，认为当井口压力变化速率为0 时，地层压力恢复达到稳定。计算表明，该井井口压力变化速率为0 时，所需恢复天数为142.86 d，将此数据，带入式（1），即可求得该井恢复稳定时井口压力为16.99 MPa。

（4）利用静气柱垂直管流法计算地层压力：根据静气柱垂直管流法原理[4]，将稳定井口压力折算成地层压力。该井气藏中深2 790.78 m，井口温度20 ℃，温度梯度0.027 ℃/m，天然气密度0.65 g/L，临界温度168.55 K，临界压力4.4 MPa。计算得该井稳定井口压力为16.99 MPa时，对应地层压力为20.48 MPa。本此折算，没有考虑到井底积液等因素的影响。

（5）求所需目前地层压力：通过上述方法，求出多个时间段井口压力恢复稳定后对应的地层压力（见表2），做对应视地层压力和累积气量散点图（见图3），得该气层对应物质平衡方程如式（3）所示。

表2 榆X 井不同时间地层压力与累积气量数据表

图3 榆X 井利用折算地层压力压降曲线

将该井2012 年5 月14 日累积气量10 294.798 6×104m3，代入式（3），可求得目前视地层压力为20.41 MPa，进而根据目前偏差因子0.931 7，可求得对应地层压力为21.91 MPa。

3 与其他方法对比

3.1 物质平衡法

利用该井历史实测压力（见表3），做对应视地层压力和累积气量散点图（见图4），求得压降曲线[5]如式（4）。

表3 物质平衡法参数统计表

图4 榆X 井实测地层压力压降曲线

该井2012 年5 月14 日累计气量为10 294.798 6×104m3，将其代入压降曲线式（4），可求得目前视地层压力为20.505，进而根据偏差因子0.931 7，可求得对应地层压力为22.01 MPa。

3.2 产量不稳定分析法计算地层压力

将该井的高压物性参数、井身结构参数、气井日常生产气量、套压等基础数据导入产量不稳定分析相关软件，经软件处理数据得，气藏2012 年5 月14 日目前地层压力为20.783 4 MPa。

3.3 方法对比结果分析

将本文方法与其他两种方法对比（见表4），以井口压恢资料计算地层压力结果为标准，可以看出与物质平衡方法和产量不稳定法的计算结果偏差分别为7.47 %、1.46 %，认为偏差较小，三种结果计算地层压力结果基本一致。由此可见，利用井口压恢资料计算地层压力是一种可行而实用的方法。

表4 榆X 井不同方法求取地层压力结果对比

4 结论

（1）利用关井井口压力恢复资料计算地层压力时，要考虑到井筒和近井地带的影响，严格筛选、诊断井口压力数据，去除不能反映地层压力变化的异常点。

（2）利用本文方法，计算多口井不同时间地层压力，通过与实测法结果进行对比，可以看出，本文方法具有较高准确性。

（3）利用井口关井压力恢复资料求取封闭低渗气藏或中后期封闭低渗气藏目前地层压力是一种简便可行的方法。

［1］ 王怒涛，等.实用气藏动态分析方法［J］.北京：石油工业出版社，2011：130-268.

［2］ 郝玉鸿，等.正确计算低渗透气藏的动态储量［J］.石油勘探与开发，2002，29（5）：66-68.

［3］ D.M.Anderson，G..W.J.Stotts，and L.Mattar.，Production Data Analysis-Challenges，Pitfalls, Diagnostics.SPE102048.

［4］ 李士伦，等.天然气工程［M］.北京: 石油工业出版社，2000，231-232，235-237.

［5］ 王鸣华.气藏工程［M］.北京:石油工业出版社，1997:23-27.