王德龍，陳江萌，姬冠華，苗成，陳汝斌，邱爽

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

低滲氣藏確定關(guān)井后井口恢復(fù)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(xué)，陜西西安710065；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第二采氣廠，陜西西安710200；3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第三采氣廠，內(nèi)蒙古烏審旗017300）

低滲氣藏地層壓力恢復(fù)慢，尤其是低滲氣藏開(kāi)發(fā)中后期，這給準(zhǔn)確求取目前地層壓力帶來(lái)了困難。本文在分析研究區(qū)開(kāi)展的關(guān)井壓力恢復(fù)實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，總結(jié)了實(shí)驗(yàn)氣井壓力恢復(fù)規(guī)律特征，提出了一種確定井口恢復(fù)穩(wěn)定壓力的新方法。該方法結(jié)合垂直管流理論，可較準(zhǔn)確確定目前地層壓力。通過(guò)與物質(zhì)平衡法、產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法、實(shí)測(cè)法得到結(jié)果對(duì)比，表明新方法簡(jiǎn)便易行，計(jì)算結(jié)果可靠。

低滲氣藏；關(guān)井實(shí)驗(yàn)；井口壓力；地層壓力

目前確定氣藏地層壓力主要方法有：實(shí)測(cè)法、物質(zhì)平衡法、產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法、垂直管流法等［1］。利用實(shí)測(cè)法要獲得可靠地層壓力，一般需關(guān)井?dāng)?shù)月甚至半年以上時(shí)間，這不僅影響氣井正常生產(chǎn)，而且導(dǎo)致測(cè)壓成本較高。實(shí)測(cè)壓力不準(zhǔn)確或數(shù)據(jù)較少，會(huì)使物質(zhì)平衡法預(yù)測(cè)產(chǎn)生較大誤差［2］。利用產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法［3］確定地層壓力對(duì)氣井的日常生產(chǎn)數(shù)據(jù)質(zhì)量有較高要求，若由于設(shè)備故障、管理等因素導(dǎo)致日常生產(chǎn)數(shù)據(jù)不準(zhǔn)確，利用該方法計(jì)算目前地層壓力將存在較大誤差。利用井口壓力通過(guò)垂直管流法折算地層壓力時(shí)，需要確保關(guān)井后井口壓力已恢復(fù)穩(wěn)定，否則折算計(jì)算得到的地層壓力將存在較大誤差。

目前在氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中，除正常的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)外，礦場(chǎng)往往由于集氣站檢修、工藝技術(shù)試驗(yàn)、間歇生產(chǎn)等多種原因關(guān)井，由此可獲得一定量的井口關(guān)井壓力恢復(fù)資料，但是，由于關(guān)井時(shí)間通常不夠，壓力往往不能恢復(fù)至穩(wěn)定壓力，進(jìn)而造成關(guān)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(kāi)展的關(guān)井壓力恢復(fù)實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，總結(jié)了實(shí)驗(yàn)氣井壓力恢復(fù)規(guī)律特征，同時(shí)提出了一種可行的得到井口恢復(fù)穩(wěn)定壓力的新方法。

1　工區(qū)概況

榆X氣田2006年建成產(chǎn)能，目前油壓較投產(chǎn)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(chǎn)末期。準(zhǔn)確掌握氣田壓力情況對(duì)于氣井（田）開(kāi)發(fā)管理具有重要意義。

榆X氣田儲(chǔ)層總體為一套低孔、低滲-特低滲儲(chǔ)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(gè)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(jù)氣井儲(chǔ)層特征，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，將生產(chǎn)井分為三類(lèi)，分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)及結(jié)果（見(jiàn)表1），其中Ⅰ類(lèi)井占總井?dāng)?shù)29.2%，Ⅱ類(lèi)井占總井?dāng)?shù)35.7%，Ⅲ類(lèi)井占總井?dāng)?shù)35.1%。

1.1現(xiàn)場(chǎng)關(guān)井實(shí)驗(yàn)情況

201X年冬季供氣高峰后，根據(jù)氣田生產(chǎn)任務(wù)結(jié)合關(guān)井壓力恢復(fù)實(shí)驗(yàn)需要，選擇不同類(lèi)型實(shí)驗(yàn)氣井合計(jì)51口。實(shí)驗(yàn)開(kāi)始后，實(shí)驗(yàn)氣井首先確保平穩(wěn)生產(chǎn)至少10 d后，陸續(xù)關(guān)井。每口實(shí)驗(yàn)井記錄關(guān)井前以及關(guān)井后每天油、套壓。本次關(guān)井實(shí)驗(yàn)單井關(guān)井18 d～78 d，其中92%氣井關(guān)井時(shí)間大于50 d。

表1　榆X氣田氣井分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)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(guò)分析51口實(shí)驗(yàn)井關(guān)井后壓力與時(shí)間關(guān)系認(rèn)為，實(shí)驗(yàn)單井關(guān)井后，壓力均隨時(shí)間呈冪函數(shù)變化規(guī)律。

51口實(shí)驗(yàn)氣井關(guān)井前平均單井油、套壓分別為7.02 MPa、7.78 MPa，關(guān)井后，初期壓力恢復(fù)最快，隨后逐漸變慢，壓力隨時(shí)間變化呈冪函數(shù)變化規(guī)律，相關(guān)系數(shù)為0.980（見(jiàn)圖1），壓恢速率隨時(shí)間變化規(guī)律同樣呈冪函數(shù)變化，相關(guān)系數(shù)為0.796（見(jiàn)圖2）。

圖1　平均單井壓力恢復(fù)變化圖

圖2　平均單井壓力恢復(fù)速率變化圖

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

1.2.2不同類(lèi)型氣井變化情況本次實(shí)驗(yàn)井按照工區(qū)氣井類(lèi)型劃分標(biāo)準(zhǔn)分類(lèi)，其中Ⅰ類(lèi)井23口，Ⅱ類(lèi)井17口，Ⅲ類(lèi)井11口。Ⅰ類(lèi)井恢復(fù)末期油、套壓分別為10.71 MPa、11.57 MPa，套壓恢復(fù)程度51.83%；Ⅱ類(lèi)井恢復(fù)末期油、套壓分別為9.86 MPa、10.71 MPa，套壓恢復(fù)程度43.52%；Ⅲ類(lèi)井恢復(fù)末期油、套壓分別為9.55 MPa、11.96 MPa，套壓恢復(fù)程度42.21%（見(jiàn)表2）。

表2　不同類(lèi)型氣井壓力恢復(fù)情況統(tǒng)計(jì)表

關(guān)井初期，Ⅰ類(lèi)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(lèi)井平均單井壓恢速率為0.28 MPa/d，Ⅲ類(lèi)井平均單井壓恢速率為0.08 MPa/d。關(guān)井末期，Ⅰ類(lèi)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(lèi)井平均單井壓恢速率為0.019 MPa/d，Ⅲ類(lèi)井平均單井壓恢速率為0.024 MPa/d（見(jiàn)圖3）。

圖3　不同類(lèi)型氣井壓力恢復(fù)趨勢(shì)圖

2　氣井關(guān)井后穩(wěn)定壓力預(yù)測(cè)

通過(guò)本次關(guān)井實(shí)驗(yàn)中，分析壓力與時(shí)間關(guān)系，可以明顯看出兩者呈冪函數(shù)關(guān)系。由于氣田生產(chǎn)任務(wù)影響，氣井關(guān)井測(cè)壓往往時(shí)間有限，壓力不能夠恢復(fù)至穩(wěn)定，因此，可以通過(guò)擬合關(guān)井初期壓力與時(shí)間冪函數(shù)關(guān)系，進(jìn)而得到更為準(zhǔn)確平穩(wěn)壓力數(shù)據(jù)。

以Ⅰ類(lèi)井R1井為例（見(jiàn)圖4），該井關(guān)井前以17× 104m3/d連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)12 d后關(guān)井27 d，關(guān)井27 d時(shí)關(guān)井恢復(fù)套壓為8.91 MPa；擬合套壓和時(shí)間關(guān)系，利用擬合的冪函數(shù)關(guān)系預(yù)測(cè)該井關(guān)井后套壓趨勢(shì)，通過(guò)預(yù)測(cè)可以得出，該井關(guān)井后50 d套壓恢復(fù)速率為0.01 MPa/d，認(rèn)為壓力恢復(fù)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(jié)果分別為10.71 MPa、11.10 MPa；通過(guò)產(chǎn)量不穩(wěn)定法、物質(zhì)平衡法、實(shí)測(cè)法計(jì)算該井地層壓力，取三種方法平均值12.0 MPa作為參考標(biāo)準(zhǔn)，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(duì)比可以看出，通過(guò)預(yù)測(cè)得到的恢復(fù)穩(wěn)定壓力能減少3.3%的誤差，得到結(jié)果更為準(zhǔn)確（見(jiàn)表3）。

圖4　R1井關(guān)井穩(wěn)定壓力預(yù)測(cè)圖

表3　地層壓力預(yù)測(cè)對(duì)比表

3　結(jié)論

通過(guò)總結(jié)分析本次現(xiàn)場(chǎng)關(guān)井實(shí)驗(yàn)，可以得到以下幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)。

（1）工區(qū)不同類(lèi)型氣井關(guān)井后壓力恢復(fù)均初期快、后期慢。工區(qū)不同類(lèi)型氣井關(guān)井后壓力恢復(fù)速率不同，壓力恢復(fù)初期Ⅰ類(lèi)井壓力恢復(fù)速率最快，壓力恢復(fù)后期Ⅲ類(lèi)井壓力恢復(fù)速率較高。

（2）工區(qū)實(shí)驗(yàn)氣井關(guān)井后壓力和時(shí)間均呈較好冪函數(shù)關(guān)系。

（3）對(duì)于關(guān)井時(shí)間較短，壓力未恢復(fù)穩(wěn)定氣井，通過(guò)壓力和時(shí)間的冪函數(shù)關(guān)系，可以更為準(zhǔn)確的得到關(guān)井恢復(fù)穩(wěn)定的壓力，進(jìn)而獲得準(zhǔn)確地層壓力。

［1］王怒濤，等.實(shí)用氣藏動(dòng)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(jì)算低滲透氣藏的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量［J］.石油勘探與開(kāi)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(xué)，現(xiàn)主要從事天然氣集輸與處理管理工作。