苏里格气田T2区块目前地层压力评价

陈 新 ，于占海 ，罗建宁 ，谷向东 ，岳 君

（1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安 710021）

苏里格气田T2区块目前地层压力评价

陈 新1，2，于占海1，2，罗建宁1，2，谷向东3，岳 君1，2

（1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西西安 710021）

目前地层压力不仅反映气藏的剩余能量，还体现了气藏的开发效果和开发能力，是气田动态分析必不可少的参数。及时准确地掌握地层压力是产能评价、储量计算、开发潜力评价、生产动态预测以及井间加密的前提[1]。针对苏里格气田特殊的储层性质，本文分析并优选了几种地层压力评价方法，进而确定T2区块目前地层压力水平，对未来的开发方向具有一定的指导意义。

目前地层压力；关井测压；井口压力折算；动态分析

评价地层压力最可靠的方法就是关井下压力计测压，但是苏里格气田属于低渗透气田，关井压力恢复速度慢，恢复时间长，关井测压与生产需求存在很大的矛盾。针对苏里格气田T2区块实测压力资料少，生产任务紧张的实际情况，以实测资料为基础，对气田采用的试井外推法、现代产量不稳定分析法、压降曲线法以及井口压力折算法等进行对比分析，评价T2区块地层压力变化规律和平面分布特征。

1 单井地层压力评价方法

苏里格气田因简化开采、井下节流技术的使用导致地层压力测试难以大面积开展。因此研究不关井地层压力评价方法，从而形成了适合苏里格气田的目前地层压力评价思路。

1.1 试井外推法

无穷大地层气井以稳定产量qsc开井生产tp时间后关井，压力恢复表达式为：

对于有界地层，需要对p*进行校正。根据MBH法外推公式求地层压力[2]。

1.2 井口压力折算法

当气井关井至稳定时，可以采用关井套压恢复数据来折算井底压力，较为常用的是井筒平均温度和平均偏差系数法[3]。对于垂直气井：

式中：pws、Z为未知数，编写程序采用迭代法求解式（3）。

计算结果（见表1），该方法计算简单，但是对于积液井，误差相对较大。

1.3 经验折算法

通过研究T2区块38口气井的关井资料，发现关井井口压力与井筒梯度存在线性关系，利用该关系式，在T2区块其他有关井井口压力的情况下，可以估算地层压力。井筒压力梯度与关井井口压力存在如下关系（见图 1）。

图1 关井条件下井筒压力梯度与井口压力关系曲线图

经验折算法计算过程简单，平均误差较小。有研究认为关井条件下井筒压力梯度与井口压力满足二项式关系，因此需要不断完善本区块的井筒压力梯度与井口压力关系曲线，以进一步提高计算精度（见表2）。

1.4 等轴双曲线法[4]

表1 井口压力折算法计算结果统计表

表2 经验折算法计算结果统计表

压力恢复分析的Horner法可表示为：

Hasan和Kabir基于上式，对对数项进行泰勒展开后改写上式为：

当 Δt=0 时，pws=pwf，代入上式，得：

两边同时除以Δt，当Δt→∞时，可以得到：

T2-cd-be井于2013年9月16日至2014年2月15日检修关井。利用该井恢复套压资料，首先采用积分法将井口压力折算到井底压力，然后做关系曲线（见图2），最终求得地层压力为11.4 MPa。

该方法由于直线段出现时间早，线性关系好，特别适应于解决早期确定地层压力的问题。

1.5 压降曲线法

压降曲线法实质是定容封闭气藏的物质平衡方法，根据建立的单井稳定压降曲线，计算给定累计采出气量下泄流范围内的平均地层压力（见图3）。

图2 与Δt关系曲线

T2-ej-ef分别于2013年9月和2014年6月开展压力恢复试井，从该井的压降曲线看，由于压降曲线的变化，压降法计算地层压力误差较大（见图4）。

1.6 现代产量不稳定分析法

利用RTA软件对气井进行压力产量史拟合。选取解析分析法中的压裂井模型可得到地层压力随时间变化的曲线，从曲线上可读出地层压力值。

通过RTA软件产量分析模型对气井适用性评价结果认为，Blasingame产量分析模型和Flowing Material Balance流动物质平衡分析模型比较适用于苏里格气井产量预测分析（见图5）。

T2-bg-ef井RTA拟合结果与关井测压结果较为接近。但RTA拟合结果的好坏取决于单井产量和压力资料的准确性。

图3 定容封闭气藏的压降曲线及偏差系数与压力的关系图

图4 T2-ej-ef井压降曲线

图5 现代产量不稳定分析流程图

2 不同方法对比分析

通过对比分析，平均温度和平均偏差系数法对于无积液井计算结果较为准确，但对于积液井，误差较大。经验折算法和现代产量不稳定分析法计算结果与实测压力较为接近，因此是确定T2区块目前地层压力的有效方法（见图6）。

图6 不同方法计算误差对比柱状图

3 T2区块平均地层压力

在取得每口井供给区内的平均地层压力后，一般采用加权平均方法计算气藏的平均地层压力。目前常用的计算方法有算术平均法、累计产量加权平均法和面积加权平均法[3]。针对苏里格气田储层的非均质性，采用面积加权平均法，以气井泄流面积为权重求取平均地层压力。

利用以上单井地层压力评价方法，结合动态监测资料，评价了T2区块232口井的目前地层压力，其中实测地层压力56口，井口压力折算法评价30口，现代产量不稳定分析法评价146口。并依此数据绘制T2区块2017年9月目前地层压力分布图（见图7）。通过图7，可以看出T2区块表现出较强的非均衡开采特征，地层压降漏斗中心分布在渗流能力强、投产时间长、累计产气量大的区块。

图7 T2区块目前地层压力分布图（2017.9）

根据RTA拟合结果，T2区块单井平均泄流面积为0.305 km2，由单井泄流面积和地层压力进行面积加权平均，计算得到T2区块2017年9月平均地层压力为14.6 MPa。

4 结语

（1）由于实测法风险高、费用大，确定T2区块目前地层压力的有效方法是经验折算法和现代产量不稳定分析法。

（2）T2区块2017年9月平均地层压力为14.6 MPa。

（3）T2区块生产时间长的气井累产气量大，压降大，应该对生产时间较长的气井适当关井恢复以减小整个区块的非均衡开采程度。

符号说明：

pi-原始地层压力，MPa；

pws-井底静止压力，MPa；

qsc-标准条件下气井产量，104m3/d；

μ-气体黏度，mPa·s；

Z-气体的偏差系数；

T-气体的温度，K；

K-地层岩石的渗透率，μm2；

h-储层厚度，m；

Δt-关井时间，h；

tp-开井生产时间，h；

pts-井口压力，MPa；

H-垂向油管长度，m；

gradp-井筒压力梯度，MPa/m；

pc-套压，MPa；

pwf-井底流动压力，MPa；

Gp-累计产出气量，104m3；

G-地质储量，104m3。

［1］孙波，蔡丽华.大庆油田地层压力评价方法研究与应用［J］.油气井测试，2007，1（2）：11-15.

［2］匡建超，史乃光.MBH法计算气井平均地层压力［J］.天然气工业，1991，11（5）：64-67.

［3］王怒涛，黄炳光.实用气藏动态分析方法［M］.北京：石油工业出版社，2011.

［4］魏芳.应用压力早期恢复资料确定低渗地层压力［J］.长江大学学报，2007，4（3）：42-43.

The evaluation of present formation pressure of Sulige gasfield T2 block

CHEN Xin1，2，YU Zhanhai1，2，LUO Jianning1，2，GU Xiangdong3，YUE Jun1，2
（1.Sulige Gasfield Research Center，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China；2.National Engineering Laboratory for Explorationamp;Development of Low-Permeability Oilamp;Gas Fields，Xi'an Shanxi 710018，China；3.Gas Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China）

Present formation pressure not only reflects the residual energy of gas reservoir,but also reflects the gas reservoir development effect and the development level,it is the essential parameter of dynamic analysis of gasfield.Timely and accurate evaluation of the formation pressure is the premise of productivity,reserves calculation,dynamic production prediction and well pattern infilling.According to the speciality of reservoir properties of Sulige gasfield,this paper analyses several kinds of evaluation of formation pressure method,and then determine the T2 block present formation pressure level,and instruct the developing in the future.

present formation pressure；well test；wellhead pressure conversion；dynamic analysis

TE375

A

1673-5285（2017）11-0023-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.006

2017-10-15

中国石油天然气股份有限公司科技专项，项目编号：2016E-0509。

陈新（1985-），2009年毕业于中国地质大学（武汉）石油工程专业，现在长庆油田从事动态分析工作，邮箱：chenxin1_cq@petrochina.com.cn。