產(chǎn)量不穩(wěn)定分析在元壩氣田的應用

荀 威，王本成，楊麗娟，張明迪，溫善志，高順華

（中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川成都610041）

元壩氣田是世界上已發(fā)現(xiàn)的埋藏最深的高含硫生物礁大氣田，地理位置位于四川省蒼溪縣東北部及巴中市西部，構造位置位于九龍山背斜與川中低緩構造帶的結合部，具有“一超、三高、五復雜”的地質(zhì)特點，為高含硫、局部存在地層水、受礁灘體控制的構造—巖性氣藏[1]。氣藏具有的非均質(zhì)性、含硫、有水等特征給氣藏開發(fā)帶來了嚴重挑戰(zhàn)，如何有效評價氣藏儲層動態(tài)參數(shù)、氣井產(chǎn)能、動態(tài)儲量、水侵狀況等特征，指導氣藏高效開發(fā)迫在眉睫。

產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法是利用油氣田多年生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析求取地層參數(shù)的一種有效方法。國內(nèi)外學者針對產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方面開展了大量的研究工作，建立了不同油氣藏類型（砂巖、碳酸鹽巖等）、不同井型（直井、水平井等）、不同邊界條件（無限大、封閉、斷層等）的理論模型，并形成了相應的分析軟件，成功應用于眾多油氣藏。DOU 等[2]運用Intercampo 油田實例做了不同產(chǎn)量遞減分析方法的解釋結果比較研究，比較了各種方法的優(yōu)缺點。ILK 等[3]開展了應用實例分析研究，在理論上和應用上論證了Blasingame產(chǎn)量遞減分析方法的優(yōu)越性。劉曉華等[4]針對產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法進行了詳細的論述，并進行了實例分析。孫賀東等[5-7]在矩形氣藏、數(shù)值模型等多方面對產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法進行了深化和認識，得到了很多新成果與認識。

目前產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法多用于生產(chǎn)較長的常規(guī)油氣藏，且僅分析評價油氣藏儲層動態(tài)參數(shù)、動態(tài)儲量狀況等，尚未見到針對礁灘相底水氣藏的應用分析報道。由于元壩長興組氣藏正處于穩(wěn)產(chǎn)初期，已穩(wěn)產(chǎn)4年，氣井超深、高含硫，動態(tài)監(jiān)測難度大，所獲得的資料有限，結合有限的氣井產(chǎn)量、壓力等日常生產(chǎn)數(shù)據(jù)，利用產(chǎn)量不穩(wěn)產(chǎn)分析方法，開展氣藏儲層動態(tài)參數(shù)、氣井動態(tài)產(chǎn)能、動態(tài)儲量以及水侵識別等評價工作，深化復雜生物礁底水氣藏開發(fā)規(guī)律認識，指導氣藏高效開發(fā)[8]。

1 不穩(wěn)定分析方法

產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法基于經(jīng)典的滲流理論，建立新型典型曲線圖版，通過長期跟蹤氣井的生產(chǎn)情況，分析井底流壓和產(chǎn)量等常規(guī)生產(chǎn)數(shù)據(jù)，采用圖版擬合方法定量地獲得油氣井的滲流特征，確定儲層滲透率、有效裂縫半長以及泄流半徑等關鍵參數(shù)，準確預測氣井的動態(tài)儲量，為氣田開發(fā)動態(tài)分析提供了一種新方法。

目前產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法主要有Fetkovich、Blasingame、Agarwal- Gardner（A- G）、Normalized Pressure Integral（NPI）、Transient 等方法[9]。早期的Fetkovich 產(chǎn)量遞減分析適用于定壓生產(chǎn)，不適用于氣井變產(chǎn)量和變井底流壓的生產(chǎn)情況[10]。后期發(fā)展起來的Blasingame、Agarwal and Gardner、Normalized Pressure Integral（NPI）等方法，提高了擬合結果的準確性[11]，適用于氣井變產(chǎn)變壓的生產(chǎn)方式。重點介紹Blasingame、Agarwal-Gardner（A-G）、Normalized Pressure Integral（NPI）三種曲線擬合方法，并將其廣泛應用于元壩長興組礁灘相氣藏氣井的生產(chǎn)分析中。

1.1 Blasingame典型曲線擬合方法

Blasingame 典型曲線擬合是產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法中最常使用的一種方法。該方法就是將實際壓力Δp和時間Δt的關系曲線、實際產(chǎn)量Δq（累積產(chǎn)量ΔQ）和時間Δt曲線與理論無因次壓力pD和時間tD的關系曲線、理論無因次產(chǎn)量qD（累積產(chǎn)量QD）和時間tD曲線分別匹配[12]，與標準圖版進行擬合，得到相應的有效的儲層參數(shù)。它的依據(jù)是在確定的模型中實際曲線和理論曲線具有相同的形狀[13]。其工作的實際過程就是用實際資料繪制Δp—Δt、Δq—Δt或ΔQ—Δt的雙對數(shù)關系圖，并將這個圖重疊在適當?shù)睦碚摰湫颓€圖版上，平行移動進而尋找一個最好的匹配點，利用匹配點的相應數(shù)值計算參數(shù)，不同的模型有不同的形式[14]，計算公式如下。

產(chǎn)量積分曲線：

產(chǎn)量積分導數(shù)曲線：

無因次產(chǎn)量：

無因次時間：

1.2 Agarwal-Gardner（A-G）典型曲線擬合方法

AG分析方法是利用擬壓力規(guī)整化產(chǎn)量（q/Δpp）、物質(zhì)平衡時間和不穩(wěn)定試井中的無因次參數(shù)關系，建立了產(chǎn)量遞減分析典型曲線圖版[15]。該圖版曲線進一步降低了擬合結果的多解性[16]。

AGARWAL 等在建立圖版時，利用下式確定了q/Δpp與qD、tca、tD的關系:

1.3 Normalized Pressure Integral（NPI）典型曲線擬合方法

NPI方法主要適用于變產(chǎn)量、變壓力的復雜生產(chǎn)狀況，適用范圍和計算功能與Blasingame典型圖版相同。該方法通過產(chǎn)量規(guī)整化壓力的積分形式，來建立一種比較可靠的、不受數(shù)據(jù)分散影響的分析方法[17-20]。它的橫坐標是物質(zhì)平衡擬時間，縱坐標是產(chǎn)量規(guī)整化擬壓力。為了輔助分析，NPI典型曲線擬合方法還增添了產(chǎn)量規(guī)整化擬壓力積分和產(chǎn)量規(guī)整化擬壓力積分求導兩條曲線。綜合分析認為，NPI 典型曲線擬合方法可應用于元壩長興組氣藏（井）儲層參數(shù)的評價[21-22]。

2 實例分析

基于元壩氣田所有投產(chǎn)氣井產(chǎn)量、壓力等生產(chǎn)資料，開展產(chǎn)量不穩(wěn)定方法應用分析，其中Agarwal-Gardner、Blasingame、NPI 三種產(chǎn)量不穩(wěn)定方法應用效果較好，成功應用于氣藏儲層動態(tài)參數(shù)、氣井動態(tài)產(chǎn)能、動態(tài)儲量以及水侵識別等評價工作，獲得了可靠的評價結果及認識，有效指導了元壩氣田高效開發(fā)。

元壩X1 井是一口水平井，測井解釋I+II 類水平段長650.4 m，結合地質(zhì)參數(shù)（氣層厚度60 m、孔隙度4.7%、原始地層壓力69.84 MPa、地層溫度148.8 ℃）、流體參數(shù)（相對密度0.614、H2S 含量3.334 mol%），該井于2014年12月投產(chǎn)，初期配產(chǎn)41.74×104m3/d，初始井口油壓46 MPa。該井于2017年、2018年、2020年進行了三次關井壓力恢復測試。

利用元壩X1井產(chǎn)量、壓力生產(chǎn)資料（圖1），結合地質(zhì)參數(shù)，對該井進行產(chǎn)量分析。首先，建立氣井的基礎參數(shù)表，包括儲層性質(zhì)、流體性質(zhì)、井筒計算參數(shù)、日產(chǎn)數(shù)據(jù)等。其次，充分考慮井斜角、多變徑的管柱模型、井筒溫度模型以及多相管流的模型的基礎上，開展地層壓力與井底流動壓力折算。然后，對氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行質(zhì)量審查，刪除生產(chǎn)中的異常數(shù)據(jù)以及雙對數(shù)曲線中的異常點。最后，采用典型圖版擬合法（Blasingame、A-G、NPI 方法），將實際數(shù)據(jù)與模型理論圖版進行擬合，求取相關參數(shù)，開展生產(chǎn)歷史擬合要盡量選擇數(shù)據(jù)相對平穩(wěn)的階段，要提取流動段作為初始點，避免數(shù)據(jù)發(fā)生較大跳躍的點，擬合結果見圖2、3、4。

圖1 元壩X1井采氣曲線Fig.1 Production curves of Well-X1 in Yuanba Gas Field

圖2 元壩X1井AG模版曲線擬合Fig.2 AG template curve fitting of Well-X1 in Yuanba Gas Field

2.1 儲層動態(tài)參數(shù)

利用井底壓力恢復數(shù)據(jù)進行試井擬合解釋，將三次的解釋結果對比可知：歷年試井擬合雙對數(shù)曲線型態(tài)總體一致（2017年、2018年與2020年），可識別出3 個流動階段：井儲表皮反映段、水平井線性流動段、2 區(qū)復合流動段，選用水平井兩區(qū)徑向復合模型進行解釋（圖5）。從歷年試井解釋結果（表1）對比可知，三次解釋結果差異不大，2020年解釋外推地層壓力為46.89 MPa，儲層有效滲透率為1.31×10-3μm2，綜合表皮系數(shù)-6.79，復合半徑為212 m。

圖5 元壩X1井歷年試井擬合雙對數(shù)對比Fig.5 Log comparison of well test fitting of of Well-X1 in Yuanba Gas Field over the years

表1 歷年試井解釋結果對比Table 1 Comparison of well test interpretation results over the years

將該井的產(chǎn)量不穩(wěn)定分析結果與試井解釋結果進行對比（表2）。從對比結果可知，產(chǎn)量不穩(wěn)定分析結果與試井解釋結果所獲得的儲層參數(shù)基本一致，目前元壩X1井地層壓力大約47 MPa左右，儲層有效滲透率為1.3×10-3μm2左右。

圖3 元壩X1井Blasingame模版曲線擬合Fig.3 Blasinggame template curve fitting of Well-X1 in Yuanba Gas Field

圖4 元壩X1井NPI模版曲線擬合Fig.4 NPI template curve fitting of of Well-X1 in Yuanba Gas Field

表2 元壩X1井不穩(wěn)定產(chǎn)量分析與試井分析解釋結果對比Table 2 Comparison of unstable production analysis and well test analysis interpretation results of Well-X1 in Yuanba Gas Field

2.2 動態(tài)儲量評價

動態(tài)儲量具有時效性，元壩長興組氣藏氣井生產(chǎn)具有“產(chǎn)量調(diào)整頻繁、氣井多次開關井、部分井生產(chǎn)時間較短未達到擬穩(wěn)定流動”等特征，運用產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法，對氣井生產(chǎn)歷史進行擬合，不斷利用新增動態(tài)資料，采用多次計算、確定氣井泄氣半徑、計算井控動態(tài)儲量，獲得較為可靠的計算結果。元壩X1 井利用產(chǎn)量不穩(wěn)定分析，通過擬合曲線，計算最新動態(tài)儲量為27.9×108m3。

利用該井3個實測地層壓力數(shù)據(jù)點，采用壓降法評價動態(tài)儲量為24.64×108m3（圖6）。對比兩種方法，認為評價結果整體相近，誤差較小，產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法計算動態(tài)儲量方法可信。

圖6 元壩X1井壓降法圖版Fig.6 Pressure drop chart of Well-X1 in Yuanba Gas Field

2.3 水侵早期識別

產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法利用準確的產(chǎn)量、壓力數(shù)據(jù)，通過典型圖版擬合分析，可以判別氣藏的水侵程度，準確開展水侵識別，盡早采取防水措施[19-20]。

總體上可將邊底水水侵—出水過程分為：正常生產(chǎn)段、受水體能量補充段、受水錐進而生產(chǎn)變差段、攜液生產(chǎn)階段。這四個階段在產(chǎn)量不穩(wěn)定分析典型曲線上表現(xiàn)的特征如圖7所示，分別為：

圖7 水侵情形Blasingame遞減曲線特征Fig.7 Characteristics of Blasingame decline curve under water invasion

1）正常生產(chǎn)段：規(guī)整化產(chǎn)量曲線與某典型曲線吻合、流動物質(zhì)平衡曲線為初期直線段；

2）受水體能量補充段：規(guī)整化產(chǎn)量曲線向右上偏離邊界控制流動直線段、流動物質(zhì)平衡曲線向右上偏離初期直線段；

3）受水錐進而生產(chǎn)變差段：規(guī)整化產(chǎn)量曲線向左下偏離邊界控制流動直線段，未與理論曲線相交；流動物質(zhì)平衡曲線向左下偏離初期直線段；

4）攜液生產(chǎn)段：規(guī)整化產(chǎn)量曲線落到理論曲線下方[23]。

元壩X1 井前期配產(chǎn)40×104m3/d，壓力下降較快（0.05 MPa/d），配產(chǎn)45×104m3/d，生產(chǎn)更穩(wěn)定，油壓下降速度低（0.001 MPa/d），表現(xiàn)為能量充足。結合該井地質(zhì)特征，分析認為氣井的能量補充可能是生產(chǎn)壓差增大后引起三類儲層動用，三類儲層儲量的補充，也可能來源于下部水體能量的補充。此時試井解釋雙對數(shù)曲線顯示沒有發(fā)生水侵。通過產(chǎn)量不穩(wěn)定分析，Blasingame 特征曲線發(fā)生上翹，分析認為氣井發(fā)生了水侵（圖8）。

圖8 元壩X1井Blasingame遞減曲線Fig.8 Blasingame decline curve of Well-X1 in Yuanba Gas Field

3 結論

1）產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法資料來源廣泛、獲取成本較低，是對日常生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)的定量分析，且分析范圍可以擴展生產(chǎn)過程的整個流動階段；該方法充分運用了產(chǎn)量數(shù)據(jù)和井底流壓數(shù)據(jù)，既適用于變產(chǎn)量情況也適用于變井底流壓生產(chǎn)情況。

2）實例分析認為，元壩X1 井目前地層壓力為46.89 MPa，儲層有效滲透率為1.31×10-3μm2，無阻流量為140.5×104m3/d，動態(tài)儲量27.9×108m3，排除該井有底水，但氣井存在產(chǎn)水的可能性。

3）產(chǎn)量不穩(wěn)定分析方法與試井解釋結果差異不大，評價參數(shù)可靠性高?？梢詮V泛應用于元壩長興組氣藏的開發(fā)研究中，有助于深化認識氣藏的儲層地質(zhì)特征，解決生產(chǎn)中的難題，為后期氣藏配產(chǎn)奠定基礎，從而進一步指導氣藏動態(tài)分析。

符號說明

pD為無因次壓力；tD為無因次時間；qD為無因次產(chǎn)量；pP為擬壓力，psi2/（mPa·s）（1 psi=6.894 76 kPa）；pi為原始地層壓力，psi2/（mPa·s）；pwf為井底流動壓力，psi2/（mPa·s）；ppi為以擬壓力形式表示的原始地層壓力，psi2/（mPa·s）；ppwf為以擬壓力形式表示的井底流動壓力，psi2/（mPa·s）；K為儲層滲透率，10-3μm2；h為儲層有效厚度，ft（1 ft=0.304 8 m）；T為儲層溫度，°F，℃=59（°F-32）；qi為初始產(chǎn)量量；q為任意時刻產(chǎn)量，MMcf（1 MMcf=2.831 7×104m3）；t為時間，d；φ為孔隙度，小數(shù)；μi、μ分別為對應壓力pi和p時氣體黏度，mPa·s；cti為對應壓力pi時的氣體壓縮系數(shù)，1/psi；re為氣井泄流半徑，ft；tca為物質(zhì)平衡擬時間，d。