雷 霄，李樹松，王雯娟，張風(fēng)波，何志輝，馬 帥

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

高溫高壓氣井具有地層壓力高、產(chǎn)能高的特點，導(dǎo)致產(chǎn)能測試及評價存在以下兩個方面的問題：1）由于測試設(shè)備能力及氣井工作制度調(diào)整能力有限（南海X氣田測試最大產(chǎn)量不到無阻流量的20%），采用常規(guī)二項式分析時，微小的壓力計測試或計量誤差常常會導(dǎo)致二項式系數(shù)為負(fù)值，無法評價無阻流量；2）由于高溫高壓氣井地層壓力高、產(chǎn)能高，導(dǎo)致代表儲層污染的氣井機械表皮在產(chǎn)能測試過程中變化較大，因此無法確定氣井機械表皮和流量表皮，進(jìn)而無法評價井污染情況。

目前高溫高壓氣井產(chǎn)能評價研究主要以合理測試壓差設(shè)置[1～8]、壓力校正[9～11]方面研究為主，但壓力校正方法無實際依據(jù)，與此同時，對高溫高壓氣井變表皮的研究主要集中在流量表皮[12～15]的研究，缺乏機械變表皮的研究，進(jìn)而導(dǎo)致計算的無阻流量可靠性差。針對目前高溫高壓氣井產(chǎn)能評價存在的問題，提出以高溫高壓氣井變表皮分析技術(shù)和試井模擬產(chǎn)能評價技術(shù)為主的高溫高壓氣井試井模擬技術(shù)[16]，并應(yīng)用于南海西部高溫高壓氣田的生產(chǎn)實踐。

1 高溫高壓氣井試井模擬技術(shù)原理

首先通過高溫高壓氣井變表皮技術(shù)確定測試層位真實污染情況，然后通過試井模擬產(chǎn)能技術(shù)重新模擬產(chǎn)能測試，并根據(jù)模擬產(chǎn)能測試的流壓、產(chǎn)量等，采用壓力平方法、擬壓力法等進(jìn)行無阻流量計算，進(jìn)而準(zhǔn)確計算高溫高壓氣井的產(chǎn)能。

1.1 氣井變表皮分析技術(shù)

1.1.1 氣井變表皮原理

氣井總表皮系數(shù)St是反映儲層污染的機械表皮系數(shù)Sf和與流量相關(guān)的井筒附近儲層氣體高速非達(dá)西流動造成的表皮系數(shù)Sq的總和。

其中：

公式（2）中D為非達(dá)西流動系數(shù)。常規(guī)氣井測試解釋中Sf、D幾乎不變，而Sq隨著壓力增加而增大，采用氣井各個工作制度測試參數(shù)回歸就可以求出代表儲層污染的機械表皮系數(shù)Sf。而高溫壓氣井由于地層壓力高、產(chǎn)能高，會導(dǎo)致氣井機械表皮Sf隨著測試出現(xiàn)逐漸變小的趨勢，主要是由于隨著近井地帶的侵入，鉆完井液隨著測試被氣體高速帶出導(dǎo)致。經(jīng)過不斷回歸計算得出Sf與測試產(chǎn)量存在負(fù)線性關(guān)系：

公式（3）中：Sfc為初始的機械表皮系數(shù)；M為機械表皮變化因子；q為測試日產(chǎn)，104m3；t為測試時間，d。

將公式（3）和公式（2）帶入公式（1），得到氣井總表皮系數(shù)公式：

1.1.2 氣井變表皮計算

假設(shè)氣井測試工作制度（氣嘴）數(shù)量為n，帶入公式（1），得到各個工作制度下總表皮系數(shù)：

公式（5）中i為1～n。將公式（2）和公式（3）帶入公式（5）：其中：Sfi=Sfc-Mqiti；Sqi=Dqi

首先通過時間變表皮擬合得出各個工作制度下的氣井總表皮系數(shù)Sti（圖1），然后通過方程組求解及回歸擬合，求出初始機械表皮系數(shù)Sfc。M為機械表皮變化因子；D為非達(dá)西流動系數(shù)；Sfn為最終機械表皮系數(shù)。

圖1 氣井壓力歷史擬合曲線Fig.1 Gas well pressure history fitting curve

1.2 試井模擬產(chǎn)能評價技術(shù)

首先，基于高溫高壓氣井變表皮分析結(jié)果，并結(jié)合儲層物性解釋結(jié)果。采用運用試井模擬技術(shù)重新模擬產(chǎn)能測試，模擬設(shè)計的設(shè)計工作制度范圍大約達(dá)到無阻流量的10%～60%（圖2），使測試壓差增大，消除了壓力計測試或計量誤差引起的產(chǎn)能方程的負(fù)異?，F(xiàn)象。

圖2 試井模擬測試曲線Fig.2 Well test simulation test curve

根據(jù)試井模擬的流壓、產(chǎn)量等，采用壓力平方法、擬壓力法等進(jìn)行無阻流量回歸計算，進(jìn)而確定高溫高壓氣井的產(chǎn)能。

2 高溫高壓氣井試井模擬技術(shù)應(yīng)用

南海西部X氣田是一個高溫高壓氣田，地層壓力52.3～52.7 MPa，地層溫度141～143oC。X1井是一口探井，產(chǎn)能測試時，采用四個氣嘴工作制度，但由于測試設(shè)備受到溫壓限制，最大測試產(chǎn)量僅為1.2×106m3/d，遠(yuǎn)小于氣井無阻流量，導(dǎo)致X1井二項式產(chǎn)能曲線呈現(xiàn)負(fù)異常（圖3），無法準(zhǔn)確計算無阻流量。因此采用試井模擬技術(shù)來準(zhǔn)確計算無阻流量。

圖3 X1井二項式能曲線（原始測試數(shù)據(jù)）Fig.3 Binomial productivity curve of well-X1（Original well testing data）

首先通過時間變表皮擬合就可以得出X1井四個工作制度下的氣井總表皮系數(shù)Sti（表1）。通過方程組求解及回歸擬合，確定X1井變表皮和機械表皮與測試產(chǎn)量曲線關(guān)系（圖4），并求出初始機械表皮系數(shù)Sfc，M為機械表皮變化因子，D為非達(dá)西流動系數(shù)（表1）。

圖4 X1井機械表皮與測試產(chǎn)量曲線關(guān)系Fig.4 Relation between mechanical skin and test yield curve of well-X1

然后，基于X1井變表皮分析及儲層物性解釋結(jié)果，運用試井模擬技術(shù)重新模擬X1井產(chǎn)能測試，模擬設(shè)計的X1井測試工作制度合理（圖5），共設(shè)計七個工作制度，覆蓋無阻流量的70%，消除了壓力計測試或計量誤差引起的產(chǎn)能方程的負(fù)異?，F(xiàn)象。

圖5 X1井試井模擬測試曲線Fig.5 Curves of well testing simulation of well-X1

再根據(jù)X1井試井模擬得到的流壓、產(chǎn)量等，采用壓力平方法、擬壓力法等進(jìn)行無阻流量回歸計算（圖6），進(jìn)而準(zhǔn)確確定X1井的無阻流量為7.29×106m3/d。

圖6 X1井二項式能曲線（試井模擬測試）Fig.6 Binomial productivity curve of well-X1（Well testing simulation test）

表1 X1井變表皮分析結(jié)果Table1 Results of epidermal transformation analysis of well-X1

3 結(jié)論

1）創(chuàng)新提出高溫高壓氣井機械變表皮分析技術(shù)，計算氣井的機械表皮，確定儲層真實污染情況。

2）高溫高壓氣井試井模擬產(chǎn)能技術(shù)基于變表皮分析結(jié)果，重新模擬產(chǎn)能測試，根據(jù)模擬產(chǎn)能測試的流壓、產(chǎn)量等，采用壓力平方法、擬壓力法等進(jìn)行無阻流量計算，消除了壓力計測試或計量誤差引起的產(chǎn)能方程的負(fù)異?，F(xiàn)象，進(jìn)而計算得到高溫高壓氣井的產(chǎn)能。

3）以高溫高壓氣井變表皮分析技術(shù)和試井模擬產(chǎn)能技術(shù)為主的高溫高壓氣井試井模擬技術(shù)應(yīng)用于南海西部X氣田X1井，計算得到X1井無阻流量，有效指導(dǎo)了后續(xù)氣田開發(fā)的配產(chǎn)。