海上边际气田开发指标精准预测关键技术

杨依依，杨馥榕，高嘉伟

(中国海洋石油国际有限公司，北京 100028)

国内海上所谓“边际”气田，代表着除能够明显获利的大气田和明显没有商业价值的气田以外的另一类气田。这类气田一般说来具有储量规模小且分散、储层渗透性差、厚度薄、边底水能量强同时还或含有高含凝析油等复杂地质油藏特征，该类气藏盈利性差，有效开发难度极大。

开发指标预测在边际气田开发过程中具有极其重要的地位。用常规评价方法来预测这类气田的开发指标时，总是将其定义为“边际”，但事实证明其中不少已投产边际气田具有实际开发价值，例如东海丽水36-1气田、黄岩1-1气田和北部湾番禺34-1/35-1/35-2气田群等。因此应深入挖掘有效预测方法，提高预测精度，从而实现对该类气田的较好开发。

笔者以南海北部气田群为例，应用气井产能评价新技术、稳产期快速确定技术、局部网格加密和组分模型技术以及D因子关键参数求取技术，精准预测该类气田的开发指标，并以此为基础开展气田开发方案设计、规划和调整，保障和推动海上边际气田的高效开发。

1 研究区域概况

南海北部大陆边缘发育由珠江口盆地、琼东南盆地、莺歌海盆地等多个中新生沉积盆地。古近纪以来上述盆地沉积了巨厚的泥岩，天然气资源十分丰富。20世纪80年代以来，在这些盆地相继发现了崖城13-1等大中型气田以及文昌气田群、流花19-5气田等小型边际气田，其中后者具有典型的“两小三低”特征(表1)，无法独立经济开发，动用难度极大。

表1 海上边际气田储层物性特征

2 开发指标精准预测关键技术及应用效果

结合边际气田地质油藏特征，围绕影响指标预测精度的关键因素进行逐一分析研究，形成了一系列关键技术，为后续海上边际气田投产开发奠定了技术基础。

2.1 气井产能评价新技术

气井产能评价是开发指标预测工作的基础。海上气田测试受测试费用高、测试时间短的制约，系统试井各测试段难以稳定，测试资料品质较差，以此建立产能方程时存在二项式系数小于0或指数式系数大于1的情况[1-2]，常常不能获得理想的预测效果，甚至部分区域气井无测试资料，海上气井产能的精准确定存在较大难度。

以拟稳定状态下气井产能方程出发[3-5]：

(1)

经简化推导可得

qAOF1=(PR1/PR)2qAOF

(2)

式中：qg为气井稳定产量，104m3/d；qAOF为气井绝对无阻产量，104m3/d；K为气层有效渗透率，10-3μm2；h为气层有效厚度，m；Z为气体偏差系数；T为地层温度，K；μg为气体黏度，mPa·s；PR为气井投产后的地层压力，MPa；Pwf为气井的井底流压，MPa；re为供给半径，m；rw为井底半径，m；So为表皮系数；D为湍流系数，(104m3/d)-1

由方程可知，若气井测定了某一压力下的无阻流量，即可求得该气井不同地层压力下的无阻流量[6-8]。基于海上24个气田实际测试资料，在传统气田产能评价技术基础上，首次考虑引入压力平方参数对气井无阻流量进行校正，建立了一种考虑压力校正的气井无阻流量确定新方法，回归得到了地层压力校正下的无阻流量-地层系数关系图版及经验方程(图1)，应用该图版可以快速质控测试气井的无阻流量，经验方程指导无测试气田产能的精准预测。

图1 地层系数与压力校正气井无阻流量的关系

利用本文提出的气藏校正产能方程，对海外某低渗气田进行了验证，并与DST测试结果进行对比。该气田位于西非海岸，水深2 000 m左右，试井渗透率1.5～3.5 mD,单层厚度0.3～12 m，为典型薄互层低渗层状边水气藏。L-2井进行了两次DST测试，系统试井资料品质较差，压恢时间有限。由表2可以看出，产能方程计算各测试段平均无阻流量为121×104m3/d和63×104m3/d，与基于系统试井资料的其他产能分析方法结果存在一定差异，考虑本次试井资料可靠性，最终推荐产能方程计算结果。

表2 L-2井测试段无阻流量汇总 单位：104 m3/h

2.2 稳产期快速确定技术

气田开发与油田开发最大的不同是气田开发规模(采气速度)及稳产年限受下游用户的影响，在商务谈判中稳产年限是极为关键的谈判内容，因此在气田开发方案编制中对于气田开发稳产期的预测就显得尤为重要。

广泛调研了全球范围内典型气田开发采气速度与稳产期采出程度的关系，形成了采气速度与稳产期采出程度的系列曲线(图2)。同时通过机理模型结合该类气田开发实际数据，模拟得到了定容气藏不同采气速度下对应的气藏稳产年限及稳产期的采出程度曲线(图3)。

图2 全球典型气田开发采气速度与稳产期采出程度关系

图3 定容气藏采气速度与稳产年限、稳产期采出程度关系

图2、图3相互结合可以确保气田开发方案稳产期准确可靠，保障气田平稳供气，提高气田开发经济效益。

2.3 局部网格加密和组分模型技术

大部分边际气田具有含油凝析油特征，在气田降压衰竭开采过程中势必会由于压力降低而导致凝析油反凝析吸附在地层附近降低储层的渗透性，导致气井产能降低或井底积液而躺井，常规均匀网格无法体现压力降低导致凝析油反凝析这一现象，导致数模模拟计算结果呈现较长稳产期的假象，误导开发生产[9-11]。然而采用井筒附近网格局部加密技术和组分模型技术，充分反映凝析油气体系随着压力变化的物质交换特征，对残余气饱和度敏感性进行准确分析，使得气田开发指标更加符合生产实际，大大提高指标预测精度，图4、图5反映了局部网格加密和组分模型对产气量的影响。

图4 局部网格加密对气井产量的影响

图5 不同组分模型对气井产量的影响

2.4 D因子关键参数求取技术

气田开发中，由于其黏度小，渗流速度大，在井底周围的近井地带通常存在高速非达西湍流，并随着气井产量的增加而扩大，湍流因素的存在影响了储层的渗流特效，形成了高速湍流D因子，对气井产能评价和开发指标预测具有重要的影响，因此D因子求取变得十分必要[12]。

由于海上气田受平台、空间、经济性影响，系统试井测试时间短，D因子无法通过多个压力恢复段进行求取。考虑通过试井解释中分段压力拟合和半对数线性拟合，求取系统测试不同产量下表皮系数。由拟表皮系数定义式Sa=S+Dq可知，通过线性拟合回归可得到D因子(图6)，系统试井条件下气藏高速非达西渗流D因子的量化求取为准确预测产能、提高DST拟合精度(图7)以及数模预测指标精度(图8)提供基础和依据。

图6 气井日产量与表皮关系曲线

图7 D因子对气井产能预测结果的影响

图8 D因子对DST拟合结果的影响

3 结论

1)通常来说，海上边际气田一般分为以下两类：油藏地质型，油藏地质情况较为复杂或者存在不确定的油藏开发风险；油田储量型，油田储量较小，独立开发无经济效益，需要通过开发模式变化实现开发。在特定的经济、技术条件下，边际气田可以转化为常规意义上的常规气田。

2)针对海上边际气田地质油藏特征，建立了边际气田开发指标精准预测关键技术，包含气井产能评价新技术、稳产期快速确定技术、局部网格加密和组分模型技术以及D因子关键参数求取技术，确保边际气田各项开发指标评估的准确性，降低气田开发风险，做到更好地指导后续边际气田开发生产。

3)气井产能评价是气田开发中最重要的基础工作，对储层压力条件很敏感，不同地层下压力的气井产能差异很大，首次引入压力平方参数对气井无阻流量进行校正，建立了一种考虑压力校正的气井无阻流量确定新方法，精确预测无测试气井无阻流量、质控测试气井无阻流量。

4)采用局部网格加密技术，并结合组分模型技术，实现了反凝析现象精准刻画，对残余气饱和度敏感性的准确分析，提升了对边际气田采收率的预测精度。

5)结合海上气田测试特点，形成了系统试井条件下气藏高速非达西渗流D因子求取技术，更准确定量计算D因子，在数值模拟中更准确进行无阻流量拟合和DST拟合，并推广应用到更多边际气田开发。