王德龍，陳江萌，姬冠華，苗成，陳汝斌，邱爽

（1.西安石油大學，陜西西安710065；2.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安710200；3.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗017300）

低滲氣藏確定關井后井口恢復穩(wěn)定壓力的一種新方法

王德龍1，2，陳江萌1，2，姬冠華2，苗成2，陳汝斌3，邱爽2

（1.西安石油大學，陜西西安710065；2.中國石油長慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安710200；3.中國石油長慶油田分公司第三采氣廠，內蒙古烏審旗017300）

低滲氣藏地層壓力恢復慢，尤其是低滲氣藏開發(fā)中后期，這給準確求取目前地層壓力帶來了困難。本文在分析研究區(qū)開展的關井壓力恢復實驗的基礎上，總結了實驗氣井壓力恢復規(guī)律特征，提出了一種確定井口恢復穩(wěn)定壓力的新方法。該方法結合垂直管流理論，可較準確確定目前地層壓力。通過與物質平衡法、產量不穩(wěn)定分析法、實測法得到結果對比，表明新方法簡便易行，計算結果可靠。

低滲氣藏；關井實驗；井口壓力；地層壓力

目前確定氣藏地層壓力主要方法有：實測法、物質平衡法、產量不穩(wěn)定分析法、垂直管流法等［1］。利用實測法要獲得可靠地層壓力，一般需關井數月甚至半年以上時間，這不僅影響氣井正常生產，而且導致測壓成本較高。實測壓力不準確或數據較少，會使物質平衡法預測產生較大誤差［2］。利用產量不穩(wěn)定分析法［3］確定地層壓力對氣井的日常生產數據質量有較高要求，若由于設備故障、管理等因素導致日常生產數據不準確，利用該方法計算目前地層壓力將存在較大誤差。利用井口壓力通過垂直管流法折算地層壓力時，需要確保關井后井口壓力已恢復穩(wěn)定，否則折算計算得到的地層壓力將存在較大誤差。

目前在氣田開發(fā)過程中，除正常的動態(tài)監(jiān)測外，礦場往往由于集氣站檢修、工藝技術試驗、間歇生產等多種原因關井，由此可獲得一定量的井口關井壓力恢復資料，但是，由于關井時間通常不夠，壓力往往不能恢復至穩(wěn)定壓力，進而造成關井末期壓力并不能表征氣井真正壓力。

本文在分析研究區(qū)開展的關井壓力恢復實驗的基礎上，總結了實驗氣井壓力恢復規(guī)律特征，同時提出了一種可行的得到井口恢復穩(wěn)定壓力的新方法。

1　工區(qū)概況

榆X氣田2006年建成產能，目前油壓較投產初期下降68.4%，套壓下降63.1%，氣井壓力普遍偏低，氣田已處于自然穩(wěn)產末期。準確掌握氣田壓力情況對于氣井（田）開發(fā)管理具有重要意義。

榆X氣田儲層總體為一套低孔、低滲-特低滲儲層，主力氣藏屬于河控淺水三角洲沉積體系，分為淺水三角洲平原和三角洲前緣兩個沉積亞相。巖心滲透率主要分布在0.1×10-3μm2～10×10-3μm2，平均滲透率4.85×10-3μm2；孔隙度主要分布在4%～8%，平均孔隙度5.36%。該井區(qū)氣藏為低含硫、低含CO2干氣氣藏。

工區(qū)氣井根據氣井儲層特征，結合生產動態(tài)，將生產井分為三類，分類標準及結果（見表1），其中Ⅰ類井占總井數29.2%，Ⅱ類井占總井數35.7%，Ⅲ類井占總井數35.1%。

1.1現場關井實驗情況

201X年冬季供氣高峰后，根據氣田生產任務結合關井壓力恢復實驗需要，選擇不同類型實驗氣井合計51口。實驗開始后，實驗氣井首先確保平穩(wěn)生產至少10 d后，陸續(xù)關井。每口實驗井記錄關井前以及關井后每天油、套壓。本次關井實驗單井關井18 d～78 d，其中92%氣井關井時間大于50 d。

表1　榆X氣田氣井分類標準表

1.2氣井壓力變化分析

1.2.1平均單井壓力變化分析通過分析51口實驗井關井后壓力與時間關系認為，實驗單井關井后，壓力均隨時間呈冪函數變化規(guī)律。

51口實驗氣井關井前平均單井油、套壓分別為7.02 MPa、7.78 MPa，關井后，初期壓力恢復最快，隨后逐漸變慢，壓力隨時間變化呈冪函數變化規(guī)律，相關系數為0.980（見圖1），壓恢速率隨時間變化規(guī)律同樣呈冪函數變化，相關系數為0.796（見圖2）。

圖1　平均單井壓力恢復變化圖

圖2　平均單井壓力恢復速率變化圖

關井第一天套壓恢復0.79 MPa/d，關井初期平均單井套壓恢復速率0.27 MPa/d，關井恢復套壓恢復速率為0.02 MPa/d。單井壓力恢復末期平均油、套壓分別為10.18 MPa、11.36 MPa，恢復程度分別為45.01%、46.01%。

1.2.2不同類型氣井變化情況本次實驗井按照工區(qū)氣井類型劃分標準分類，其中Ⅰ類井23口，Ⅱ類井17口，Ⅲ類井11口。Ⅰ類井恢復末期油、套壓分別為10.71 MPa、11.57 MPa，套壓恢復程度51.83%；Ⅱ類井恢復末期油、套壓分別為9.86 MPa、10.71 MPa，套壓恢復程度43.52%；Ⅲ類井恢復末期油、套壓分別為9.55 MPa、11.96 MPa，套壓恢復程度42.21%（見表2）。

表2　不同類型氣井壓力恢復情況統(tǒng)計表

關井初期，Ⅰ類井平均單井壓恢速率最快，平均單井壓恢速率0.41 MPa/d，Ⅱ類井平均單井壓恢速率為0.28 MPa/d，Ⅲ類井平均單井壓恢速率為0.08 MPa/d。關井末期，Ⅰ類井平均單井壓恢速率最慢，平均單井壓恢速率0.014 MPa/d，Ⅱ類井平均單井壓恢速率為0.019 MPa/d，Ⅲ類井平均單井壓恢速率為0.024 MPa/d（見圖3）。

圖3　不同類型氣井壓力恢復趨勢圖

2　氣井關井后穩(wěn)定壓力預測

通過本次關井實驗中，分析壓力與時間關系，可以明顯看出兩者呈冪函數關系。由于氣田生產任務影響，氣井關井測壓往往時間有限，壓力不能夠恢復至穩(wěn)定，因此，可以通過擬合關井初期壓力與時間冪函數關系，進而得到更為準確平穩(wěn)壓力數據。

以Ⅰ類井R1井為例（見圖4），該井關井前以17× 104m3/d連續(xù)穩(wěn)定生產12 d后關井27 d，關井27 d時關井恢復套壓為8.91 MPa；擬合套壓和時間關系，利用擬合的冪函數關系預測該井關井后套壓趨勢，通過預測可以得出，該井關井后50 d套壓恢復速率為0.01 MPa/d，認為壓力恢復穩(wěn)定，壓力為9.19 MPa。

利用垂直管流法將井口壓力8.91 MPa和9.19 MPa折算成地層壓力，結果分別為10.71 MPa、11.10 MPa；通過產量不穩(wěn)定法、物質平衡法、實測法計算該井地層壓力，取三種方法平均值12.0 MPa作為參考標準，可以得到，井口壓力8.90 MPa折算地層壓力誤差為10.8%，井口壓力9.19 MPa折算地層壓力誤差為7.5%，對比可以看出，通過預測得到的恢復穩(wěn)定壓力能減少3.3%的誤差，得到結果更為準確（見表3）。

圖4　R1井關井穩(wěn)定壓力預測圖

表3　地層壓力預測對比表

3　結論

通過總結分析本次現場關井實驗，可以得到以下幾點認識。

（1）工區(qū)不同類型氣井關井后壓力恢復均初期快、后期慢。工區(qū)不同類型氣井關井后壓力恢復速率不同，壓力恢復初期Ⅰ類井壓力恢復速率最快，壓力恢復后期Ⅲ類井壓力恢復速率較高。

（2）工區(qū)實驗氣井關井后壓力和時間均呈較好冪函數關系。

（3）對于關井時間較短，壓力未恢復穩(wěn)定氣井，通過壓力和時間的冪函數關系，可以更為準確的得到關井恢復穩(wěn)定的壓力，進而獲得準確地層壓力。

［1］王怒濤，等.實用氣藏動態(tài)分析方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2011：130-268.

［2］郝玉鴻，等.正確計算低滲透氣藏的動態(tài)儲量［J］.石油勘探與開發(fā)，2002，29（5）:66-68.

［3］王鳴華.氣藏工程［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1997:23-27.

［4］李士倫，等.天然氣工程［M］.北京:石油工業(yè)出版社，2000：231-232，235-237.

TE375

A

1673-5285（2016）10-0074-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.10.018

2016-09-22

王德龍，男（1988-），助理工程師，畢業(yè)于成都理工大學，現主要從事天然氣集輸與處理管理工作。