楊麗娟 趙 勇 詹國衛(wèi)

（中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610000）

0 引言

元壩長興組氣藏已進(jìn)入開發(fā)建產(chǎn)初期，已完成測試25 口井（35 個層），但大多數(shù)井為一點(diǎn)法測試，且部分系統(tǒng)測試資料異常；計(jì)算無阻流量時(shí)，主要借用陳元千一點(diǎn)法和川東北一點(diǎn)法進(jìn)行計(jì)算。而實(shí)際上每口氣井的一點(diǎn)法系數(shù)α值均不同，因此氣井的單點(diǎn)產(chǎn)能計(jì)算公式也應(yīng)不同。對于一個新的探區(qū)，面對新的地層類型和新的井身?xiàng)l件，用一成不變的單點(diǎn)法公式進(jìn)行產(chǎn)能計(jì)算，會帶來一定的風(fēng)險(xiǎn)。因此，推導(dǎo)本地區(qū)或氣藏的一點(diǎn)法系數(shù)α值顯得很有必要。

1 資料情況及異常處理

1.1 測試資料情況

目前，元壩長興組氣藏有系統(tǒng)測試資料的井為12口（13層），但其中僅4口井（5個層）的測試資料正常，可以直接利用計(jì)算無阻流量；其余8口井的測試資料異常，不能得到正常的二項(xiàng)式產(chǎn)能方程（表1）。

由于受到諸多內(nèi)外因素的影響，在現(xiàn)場實(shí)際工作中，氣井在系統(tǒng)試井過程中所采集的產(chǎn)量和壓力數(shù)據(jù)往往存在不同程度的偏差，導(dǎo)致產(chǎn)能曲線呈各種異常的形態(tài)，無法求出氣井無阻流量等參數(shù)。因此，必須對試井的異常資料進(jìn)行分析和處理，選擇適當(dāng)?shù)哪Ｐ蛯ζ溥M(jìn)行校正，才能求得氣井合理、準(zhǔn)確的產(chǎn)能參數(shù)。

表1 元壩長興組氣藏系統(tǒng)測試資料情況統(tǒng)計(jì)表

在實(shí)際的產(chǎn)能試井中，導(dǎo)致資料異常的因素有很多，但根據(jù)指示曲線特征可將異常資料歸納成3種情況：①測試井底流壓偏小時(shí)，指示曲線特征凹向壓差軸、截距大于0，且二項(xiàng)式系數(shù)B值為負(fù)；②測試地層壓力偏小時(shí)，指示曲線凹向壓差軸、截距小于0，且二項(xiàng)式系數(shù)A值為負(fù)；③滲流條件變好時(shí)，指示曲線凸向壓差軸。目前，前兩種異常情況對資料進(jìn)行一定校正處理后，可以得到用于產(chǎn)能計(jì)算的有效資料。而第3種異常情況，目前尚未有比較便捷的方法進(jìn)行處理。

1.2 系統(tǒng)試井資料異常的處理

通過辨別、診斷3 種異常情況的指示曲線特征，分析認(rèn)為8 口資料異常井中，有3 口井（3 個層）屬于第3 種異常情況，無法進(jìn)行校正處理（目前暫無有效手段進(jìn)行校正）；其余5口（5個層）均屬于井底流壓偏低的異常情況，因此，采用Cw值校正法對井底流壓進(jìn)行校正［1］。

設(shè)pwf為真實(shí)井底流壓，pw為實(shí)測的或者計(jì)算的井底流壓，則其誤差δ=pwf-pw；當(dāng)井筒內(nèi)液柱不變時(shí)，有pwf=pw+δ，則，故流動方程的真實(shí)流動方程為：

由（1）式求解二項(xiàng)式方程，即可以計(jì)算井底流壓誤差δ，再利用修正后的井底流壓即可進(jìn)行無阻流量計(jì)算。

例如Y9 井，其系統(tǒng)測試資料指示曲線凹向壓差軸、截距大于0，且二項(xiàng)式系數(shù)B值為負(fù)（圖1）；采用Cw值校正法對井底流壓進(jìn)行校正后，其二項(xiàng)式曲線正常（圖2），可以利用進(jìn)行無阻流量計(jì)算。

1.3 二項(xiàng)式產(chǎn)能方程的建立

利用正常及經(jīng)過校正處理后的系統(tǒng)測試資料，作出各井的二項(xiàng)式產(chǎn)能方程曲線，進(jìn)行擬合可以得到各井產(chǎn)能方程和其無阻流量計(jì)算結(jié)果（表2）。

圖1 Y9井校正前二項(xiàng)式產(chǎn)能曲線圖

圖2 Y9井校正后二項(xiàng)式產(chǎn)能曲線圖

表2 元壩長興組氣藏各井二項(xiàng)式產(chǎn)能方程及無阻流量表

2 一點(diǎn)法產(chǎn)能方程的建立

對于穩(wěn)定試井的氣井來說，氣井的生產(chǎn)壓差與產(chǎn)氣量之間的關(guān)系可由如下的二項(xiàng)式表示：

從定義出發(fā)，當(dāng)井底流動壓力降低到地面大氣壓，即取pwf=0.101 3 MPa時(shí)，氣井產(chǎn)量最大，則該最大潛在產(chǎn)能即為氣井的絕對無阻流量，即qsc=qAOF，則：

（2）、（3）兩式相除得：

根據(jù)建立的8 口井9 個層氣井二項(xiàng)式產(chǎn)能方程（表2），利用其二項(xiàng)式系數(shù)A、B值，帶入（4）式中，即可計(jì)算每口井的一點(diǎn)法系數(shù)α。計(jì)算的一點(diǎn)法系數(shù)α從0.05～0.45 不等，平均為0.16；但總體來看，高產(chǎn)井與低產(chǎn)井的α值相差較大。因此，為了得到準(zhǔn)確、合理的一點(diǎn)法產(chǎn)能方程，需要根據(jù)無阻流量大小與一點(diǎn)法系數(shù)α的相對關(guān)系，將氣井進(jìn)行分類統(tǒng)計(jì)，以便建立同類氣井的產(chǎn)能方程。

根據(jù)本氣藏?zé)o阻流量與一點(diǎn)法系數(shù)α值的相對關(guān)系，經(jīng)過對比分析幾種不同分類的計(jì)算結(jié)果，將氣井分為兩類，即無阻流量小于300×104m3／d 和大于等于300×104m3／d（圖3，表3），其一點(diǎn)法系數(shù)α值平均值分別為0.20 和0.13，由此得出元壩長興組氣藏“一點(diǎn)法”經(jīng)驗(yàn)公式：

1）無阻流量小于300×104m3／d的井（α=0.2）：

2）無阻流量大于300×104m3／d的井（α=0.13）：

3 應(yīng)用分析

應(yīng)用以上建立的元壩長興組氣藏一點(diǎn)法產(chǎn)能方程式（5）和式（6），計(jì)算各井的無阻流量，并與由試井資料回歸的二項(xiàng)式產(chǎn)能方程、陳元千一點(diǎn)法及川東北一點(diǎn)法產(chǎn)能方程的計(jì)算結(jié)果進(jìn)行對比。

圖3 長興組氣藏一點(diǎn)法系數(shù)α與無阻流量的關(guān)系圖

表3 長興組氣藏一點(diǎn)法系數(shù)α統(tǒng)計(jì)表

以試井資料回歸的二項(xiàng)式產(chǎn)能方程計(jì)算結(jié)果作為對比標(biāo)準(zhǔn)，元壩長興組一點(diǎn)法相對誤差為0.07%～34.84%，平均為12.74%；川東北一點(diǎn)法相對誤差為1.71%～34.08%，平均為13.01%，二者比較接近；而陳元千一點(diǎn)法相對誤差為5.4%～40.1%，平均相對誤差為19.31%。結(jié)果表明元壩長興組一點(diǎn)法比陳元千一點(diǎn)法計(jì)算準(zhǔn)確度提高了6.57個百分點(diǎn)（表4）。

同時(shí)也可以看出，由于氣藏的非均質(zhì)性以及各氣井條件的不同，一點(diǎn)法系數(shù)值可能在單井存在差異，因此個別井計(jì)算結(jié)果誤差較大

4 結(jié)論與認(rèn)識

1）對于異常的系統(tǒng)測試資料，通過分析和處理，選擇適當(dāng)?shù)姆椒ㄟM(jìn)行校正，可以用來建立合理的二項(xiàng)式產(chǎn)能方程，并求得氣井準(zhǔn)確的產(chǎn)能參數(shù)。

2）利用本氣藏的系統(tǒng)測試資料建立的元壩長興組氣藏一點(diǎn)法產(chǎn)能計(jì)算公式，其計(jì)算結(jié)果與二項(xiàng)式產(chǎn)能方程計(jì)算結(jié)果比較接近。

3）通過對比分析，認(rèn)為元壩長興組氣藏一點(diǎn)法與川東北一點(diǎn)法準(zhǔn)確性相當(dāng)，而比陳元千一點(diǎn)法準(zhǔn)確度更高；對于類似高產(chǎn)氣井，推薦優(yōu)先使用元壩長興組氣藏一點(diǎn)法和川東北一點(diǎn)法。

表4 3種一點(diǎn)法產(chǎn)能方程與二項(xiàng)式產(chǎn)能方程計(jì)算結(jié)果對比表

［1］黃炳光.氣藏工程分析方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2004：79-82.

［2］陳元千.油氣藏工程計(jì)算方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1990.

［3］張培軍.一點(diǎn)法公式在川東氣田的應(yīng)用及校正［J］.天然氣勘探與開發(fā)，2004（2）：24-25.