低渗火山岩气藏全周期产能评价方法

陈 超，王 彬，李道清，苏 航，鲍颖俊

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

火山岩气藏产能评价通常采用无阻流量法进行配产，但不同岩性单井绝对无阻流量变化范围大，一般为10×104～150×104m3/d，而同一岩性储层由于物性差异，单井绝对无阻流量为20×104～60×104m3/d。因此，常通过配产系数来降低绝对无阻流量的偏差。但是，实践表明，火山岩气藏配产系数的确定缺乏规律性和反复性，无法给出较为准确的配产[1-6]。

针对不同类型气藏的试气测试技术目前比较成熟，但绝大多数产能预测均以无阻流量为前提。对于复杂火山岩气藏而言，配产误差较大。由于无阻流量的本质是将气井在地下的产能转化为相对于大气压下的地面产能，其本身不能反应气井在地下的真实情况，加之低渗火山岩气藏大多需要压裂改造，改造后对于储层参数的评价更为复杂，导致预测模型难以准确建立，使得预测产能与实际产量相差很大。因此，需要在现有成熟试气技术的基础上，提出一种适合低渗火山岩气藏产能预测并指导实际配产的方法。

1 试气综合评价

对于中渗砂岩储层而言，由于物性、连通性较好，单井控制储量范围大，因此，无阻流量与实际生产有较好的相关性，可从实际生产数据中反推出无阻流量的配产系数(图1a)。对于低渗火山岩气藏，无阻流量与实际产量差异较大，不能回归出单一的配产系数(图1b)。由于低渗火山岩气藏压力恢复速度慢，难以在短时间内关井恢复到原始地层压力，因此，常采用修正等时法试气。该方法可以减少开井时间和放空气量，但利用试气结果指导配产仍较为困难[7-9]。

图1 不同气藏实际产气量与无阻流量的关系

气井试气一般采用一点法、回压法、等时法和修正等时法，由于低渗火山岩压力波及响应范围有限，通常采用修正等时法进行试气，虽然无阻流量配产无法满足精度要求，但需要利用试气建立起气井初期的产能方程，为后续压力折算提供依据：

(1)

式中：pwsi为不同制度下的关井地层压力，MPa；pwfi为不同制度下的井底流压，MPa；qgi为不同制度下的产气量，104m3/d；A为惯性流系数；B为紊流系数。

以最大单位压降采气量为标准，选择稳定井底流压，以稳定流压计算稳产期合理产量：

(2)

(3)

式中：pwf为稳定井底流压，MPa；pws为稳定关井地层压力；qg为稳定产气量，104m3/d。

2 压力及动态储量计算

2.1 井底压力

实际生产过程中获得的是井口油压，而产能方程中参与计算的是井底流压和地层压力，需要将井口油压折算至井底流压[10-14]。采用垂直管流方程进行流压折算，考虑试气过程中流压容易出现波动的现象，利用式(4)进行流压折算，将折算流压梯度与实测流压梯度进行对比，误差在0.2%以内符合条件。

pwfz2=pwh2e2s+
1.3243×10-10λεqg2Tav2Zav2(e2s-1)/d5

(4)

式中：pwfz为折算井底流压，MPa；pwh为油管井口压力，MPa；s为表皮系数；λ为油管阻力系数；ε为折算系数；Tav为井筒内动气柱的平均温度，K；Zav为井筒内动气柱的平均偏差系数；d为油管内直径，m。

2.2 动态储量

火山岩气藏由于储层先天物性差、横纵向连通性差，不能按照静态容积法开展储量预测，应基于不稳定产量分析方法开展动态储量计算，为建立产能评价模型奠定基础[15-17]。

不稳定产量分析方法主要包含Arps、Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI和Transient等，综合采用4种方法，引入拟压力规整化产量和物质平衡拟时间函数，可解决变井底压力和变产量问题，计算的动态储量较可靠[18-20]。

3 全周期动态评价模型

3.1 理论模型

以试气评价和动态储量为基础，建立气井开发全周期动态理论模型。低渗火山岩气藏适合先降压稳产、再稳压降产的开发模式，有利于气藏保持较长的稳产时间，同时，利于气藏后期能量衰竭后的增压开采[21-26]。利用不稳定分析方法确定单井动态可采储量，依据不同气藏地质特点确定单井开发周期(一般为10～15 a)，结合递减方程推算稳产时间和稳压时间，最终确定气井合理产量。

利用式(5)、(6)求解降压稳产过程中稳产气量对应的稳产时间ti和稳压降产过程中的产量递减率Dq，并绘制产量和压力关系理论模型(图2)。

(5)

图2 产量压力对应关系模型曲线

(6)

(7)

ti=lnθ/Dq+ta

(8)

式中：qi为稳定产气量，104m3/d；ti为稳产时间，d；ta为生产周期，d；Dq为产量递减率；Qp为动态可采储量，108m3；qs为废弃产量，104m3/d；θ为中间变量。

3.2 实例分析

火山岩气藏气井在实际生产过程中，由于产气量难以实现实时调整，常以定产量制度生产一段时间后，再结合压力特征调整生产制度，因此，气井开发全周期理论动态模型在实际生产过程中有不同程度的演变。利用全周期动态预测模型对中国西部某火山岩气藏开展动态分析，将86口气井分为4大类，即降压稳产型、降压降产型、持续间开型以及水淹补层型。

降压稳产型是全周期模型中处于初期稳产阶段的气井，一般持续4～6 a(图3a)；降压降产型实际上是若干个降压稳产的连续过程，整体上又呈现出以降低产量来维持压力的特点(图3b)；持续间开型是动态储量较低，以效益产量生产难以快速恢复压力的气井，表现为开井压力下降快，关井一段时间后压力又重新恢复至开井前压力，整体上能够保持长期生产；水淹补层型是由于水侵导致气井积液严重，产能损失渐尽，后期寻找接替层而恢复生产的气井。

3.3 应用效果

依据动态理论模型，对实际生产气井开展动态预测，可预测油压、累计产气量、地层压力和井底流压。实际生产中，4类气井在预测时主要以降压稳产和降压降产2种类型为准。某区块无阻流量法和稳产流量法配产效果对比表明，配产量与实际生产误差在5%以下(表1)，配产精度较原先提高超过40%以上，实现了气井动态配产的全周期控制与预测。

图3 实际生产气井生产曲线

表1 稳产配产法与常规方法对比统计

4 结 论

(1) 提出一种考虑气井稳产开发效果的配产方法，对于现场工作人员可操作性强。

(2) 提出一种适合低渗气藏气井的井底流压折算方法，弥补了现场气井井底压力测试困难或者测试结果波动大的缺点，为该类气藏合理配产奠定了基础。

(3) 建立的低渗气藏的开发模式能够最大限度发挥气井的稳产潜力，试采结果验证其能够有效提高配产精度，实际生产符合率达到95%以上，为实际生产动态预测提供了有力保障。

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