唐人選,梁 珀,吳公益,王聯果

(中國石化華東油氣分公司泰州采油廠 江蘇 泰州 225300)

物質平衡法是最可靠的計算單井儲量的方法，而準確求取地層壓力是關鍵?，F場由于生產需要不可能定期關井測壓，且低滲氣藏地層壓力恢復較慢，需要較長時間的關井，也會影響礦場正常生產。流動物質平衡法無需關井，根據井口壓力和產量便可計算單井儲量，有一定的理論依據[1]。但實際情況采用井口壓力或井底流壓繪制的定容封閉氣藏壓降方程與真實地層壓力壓降方程存在較大偏差，主要原因就是產量不穩(wěn)定。此外,許多文獻[2-5]發(fā)現，即使產量保持穩(wěn)定，流動物質平衡法計算儲量也嚴重偏低，相對誤差最高40%，文獻[2-5]對此進行了改進，但方法繁瑣。本文根據定容氣藏產能方程，較好地解決了氣藏壓力求取，通過9口井儲量計算，與流動物質平衡法對比，兩者平均相對誤差34.2%，最大相對誤差可達60.3%，為低滲氣藏儲量計算提供了一種新方法。

1 方法研究

1.1 井底流壓求取

氣井若以油管生產，套管關閉，井底沒有積液，則可根據井口套壓計算井底流壓，井口到井底是靜止氣柱，計算方法較多，文獻[6]介紹了3種計算井底壓力的方法，采用計算機均能很快計算出結果。表1是PQ區(qū)塊4口井計算壓力和實測壓力對比，誤差較小，說明采用井口套壓計算井底壓力方法可行。

表1 PQ區(qū)塊4口井計算壓力與實測壓力對比

1.2 目前地層壓力求取

壓力消耗方式多井氣田的開發(fā)，氣井采氣全靠排氣范圍內氣體本身彈性膨脹，沒有外部氣源供給，由氣體等溫壓縮可推導出氣體產能狀態(tài)方程[6]：

(1)

式中,pe為氣藏靜壓，MPa；pwf為井底流壓，MPa；qsc為氣井標準狀態(tài)下產量，104m3/d；A為層流系數，B為紊流系數，具體物理意義詳見文獻[6]。

氣體產能狀態(tài)方程中系數A、B可由系統(tǒng)試井求取，也可由一點法經驗公式求取。對于系統(tǒng)試井而言，將式(1)轉換成直線方程，易求得系數A、B。對于低滲氣藏，系統(tǒng)試井每個測試點均要求穩(wěn)定，測試時間較長，浪費氣體。一般采用一點法測試，達到穩(wěn)定后，再關井求取地層壓力。這里介紹一點法求取氣體產能方程，當采用一點法測試后，可由經驗公式求取氣井絕對無阻流量qAOF。

(2)

式中：qAOF為標準狀態(tài)下氣井絕對無阻流量，104m3/d；pwf為測試時穩(wěn)定井底流壓，MPa；qsc為測試時標準狀態(tài)下穩(wěn)定產氣量，104m3/d。

氣體產能方程還可表示為[7]：

(3)

文獻[7]在統(tǒng)計16個氣田系統(tǒng)試井基礎上，經過線性回歸，α取0.25，這樣式(3)可簡化為：

方程右邊第1項表示粘滯性引起的壓力損失，第2項表示慣性引起的壓力損失，兩項壓力損失之和構成氣體流入井底的總壓降，兩項壓降均與氣體流量有關，氣體流量越大，壓力損失越大。反之氣體從氣藏流入井底的總壓降與井底流壓之和就是目前氣藏壓力。因此，氣體產能方程不僅可用于預測氣井產量，更重要的是還可根據氣井產量計算氣藏壓力。只要知道氣井產能方程、井底流壓和氣體流量，根據式(1)便可反求目前氣藏壓力pe：

(4)

1.3 氣藏儲量計算

在已知氣井流量和井口套壓下，可求得井底流壓，進而求得氣藏目前壓力，由不同時期氣藏壓力和累計產氣量，根據封閉氣藏壓降方程便可求得單井控制儲量G[8]。

(5)

則單井控制儲量

(6)

式中,p為對于累計產氣量Gp下的氣藏壓力，MPa；Z為氣藏壓力p下氣體偏差系數，無因次；Zi為氣藏原始壓力下的氣體偏差系數，無因次；Gp為氣井累計產氣量，104m3；G為氣藏單井控制儲量，104m3。

2 實例分析

下面舉例說明采用本文方法計算氣藏壓力代替井底流壓，線性相關性更高，而采用流動法計算的儲量偏低，甚至在產量變化較大時無法出現直線段。

例1：JY197-5HF井，原始地層壓力52.67 MPa，地層溫度106.97 ℃,2018年2月投產，每月生產數據見表2。根據套壓計算的井底流壓、目前氣藏壓力、氣藏視壓力和流動視壓力見表2。由氣藏視壓力及流動視壓力繪制的壓降方程見圖1。

表2 JY197-5HF井生產數據地層壓力及流動壓力

圖1 Y197-5HF井視地層壓力及視流動壓力壓降方程

從圖1可以看出，流動壓力直線斜率明顯小于氣藏壓力直線斜率，采用氣藏壓力壓降方程求得的單井控制儲量為0.658 7×108m3，流動壓力壓降方程求得的單井控制儲量為0.446 9×108m3，明顯低于氣藏壓力壓降方程求得的儲量，兩者相對誤差32.2%。

例2：JY197-1HF井，原始氣藏壓力45.35 MPa，地層溫度95.32 ℃。

2018年1月投產，每月生產數據見表3，根據套壓計算的井底流壓、目前氣藏壓力、氣藏視壓力和流動視壓力見表3。由氣藏視壓力及流動視壓力繪制的壓降方程見圖2。

表3 JY197-1HF井生產數據地層壓力及流動壓力

圖2 JY197-1HF井視地層壓力及視流動壓力壓降方程

從圖2可以看出，采用流動壓力求得的數據，早期因為產量變化較大，流動壓力沒有反映出不同流量引起的壓力損失，數據線性程度較差，后期產量相對平穩(wěn)，數據線性程度較高；而采用氣藏壓力求得的壓降直線方程，不論產量如何變化，線性程度均較高。此外，兩種壓力求得的單井控制儲量也不同，流動壓力求得的單井控制儲量為0.552 8×108m3，氣藏壓力求得的單井控制儲量為0.791 9×108m3，兩者相差30.2%。

表4是對PQ區(qū)塊9口井采用兩種方法計算的儲量對比，流動壓力計算結果普遍偏低，最小相差17.0%，最大相差60.3%，9口井平均相差34.2%。因此，使用流動壓力計算儲量不可靠，且受產量變化影響線性相關程度低。本文采用產能方程計算氣藏壓力，再據此計算氣藏儲量，線性相關程度較高，結果更準確。

表4 PQ區(qū)塊兩種方法計算儲量的對比

3 結論

(1)流動壓降方程沒有考慮產量變化引起的壓力損失，當產量變化較大時，數據線性化程度較低，無法求得單井控制儲量。氣藏壓力壓降方程考慮了產量變化引起的壓力損失，數據線性化程度較高，結果較為準確。

(2)采用流動壓力求得的單井控制儲量明顯低于氣藏壓力求得的單井控制儲量，建議使用氣藏壓力求單井控制儲量。