陳 新 ，于占海 ，羅建寧 ，谷向東 ，岳 君

（1.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西西安 710021）

蘇里格氣田T2區(qū)塊目前地層壓力評價

陳 新1，2，于占海1，2，羅建寧1，2，谷向東3，岳 君1，2

（1.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西西安 710021）

目前地層壓力不僅反映氣藏的剩余能量，還體現(xiàn)了氣藏的開發(fā)效果和開發(fā)能力，是氣田動態(tài)分析必不可少的參數(shù)。及時準確地掌握地層壓力是產(chǎn)能評價、儲量計算、開發(fā)潛力評價、生產(chǎn)動態(tài)預測以及井間加密的前提[1]。針對蘇里格氣田特殊的儲層性質(zhì)，本文分析并優(yōu)選了幾種地層壓力評價方法，進而確定T2區(qū)塊目前地層壓力水平，對未來的開發(fā)方向具有一定的指導意義。

目前地層壓力；關井測壓；井口壓力折算；動態(tài)分析

評價地層壓力最可靠的方法就是關井下壓力計測壓，但是蘇里格氣田屬于低滲透氣田，關井壓力恢復速度慢，恢復時間長，關井測壓與生產(chǎn)需求存在很大的矛盾。針對蘇里格氣田T2區(qū)塊實測壓力資料少，生產(chǎn)任務緊張的實際情況，以實測資料為基礎，對氣田采用的試井外推法、現(xiàn)代產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法、壓降曲線法以及井口壓力折算法等進行對比分析，評價T2區(qū)塊地層壓力變化規(guī)律和平面分布特征。

1 單井地層壓力評價方法

蘇里格氣田因簡化開采、井下節(jié)流技術(shù)的使用導致地層壓力測試難以大面積開展。因此研究不關井地層壓力評價方法，從而形成了適合蘇里格氣田的目前地層壓力評價思路。

1.1 試井外推法

無窮大地層氣井以穩(wěn)定產(chǎn)量qsc開井生產(chǎn)tp時間后關井，壓力恢復表達式為：

對于有界地層，需要對p*進行校正。根據(jù)MBH法外推公式求地層壓力[2]。

1.2 井口壓力折算法

當氣井關井至穩(wěn)定時，可以采用關井套壓恢復數(shù)據(jù)來折算井底壓力，較為常用的是井筒平均溫度和平均偏差系數(shù)法[3]。對于垂直氣井：

式中：pws、Z為未知數(shù)，編寫程序采用迭代法求解式（3）。

計算結(jié)果（見表1），該方法計算簡單，但是對于積液井，誤差相對較大。

1.3 經(jīng)驗折算法

通過研究T2區(qū)塊38口氣井的關井資料，發(fā)現(xiàn)關井井口壓力與井筒梯度存在線性關系，利用該關系式，在T2區(qū)塊其他有關井井口壓力的情況下，可以估算地層壓力。井筒壓力梯度與關井井口壓力存在如下關系（見圖 1）。

圖1 關井條件下井筒壓力梯度與井口壓力關系曲線圖

經(jīng)驗折算法計算過程簡單，平均誤差較小。有研究認為關井條件下井筒壓力梯度與井口壓力滿足二項式關系，因此需要不斷完善本區(qū)塊的井筒壓力梯度與井口壓力關系曲線，以進一步提高計算精度（見表2）。

1.4 等軸雙曲線法[4]

表1 井口壓力折算法計算結(jié)果統(tǒng)計表

表2 經(jīng)驗折算法計算結(jié)果統(tǒng)計表

壓力恢復分析的Horner法可表示為：

Hasan和Kabir基于上式，對對數(shù)項進行泰勒展開后改寫上式為：

當 Δt=0 時，pws=pwf，代入上式，得：

兩邊同時除以Δt，當Δt→∞時，可以得到：

T2-cd-be井于2013年9月16日至2014年2月15日檢修關井。利用該井恢復套壓資料，首先采用積分法將井口壓力折算到井底壓力，然后做關系曲線（見圖2），最終求得地層壓力為11.4 MPa。

該方法由于直線段出現(xiàn)時間早，線性關系好，特別適應于解決早期確定地層壓力的問題。

1.5 壓降曲線法

壓降曲線法實質(zhì)是定容封閉氣藏的物質(zhì)平衡方法，根據(jù)建立的單井穩(wěn)定壓降曲線，計算給定累計采出氣量下泄流范圍內(nèi)的平均地層壓力（見圖3）。

圖2 與Δt關系曲線

T2-ej-ef分別于2013年9月和2014年6月開展壓力恢復試井，從該井的壓降曲線看，由于壓降曲線的變化，壓降法計算地層壓力誤差較大（見圖4）。

1.6 現(xiàn)代產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法

利用RTA軟件對氣井進行壓力產(chǎn)量史擬合。選取解析分析法中的壓裂井模型可得到地層壓力隨時間變化的曲線，從曲線上可讀出地層壓力值。

通過RTA軟件產(chǎn)量分析模型對氣井適用性評價結(jié)果認為，Blasingame產(chǎn)量分析模型和Flowing Material Balance流動物質(zhì)平衡分析模型比較適用于蘇里格氣井產(chǎn)量預測分析（見圖5）。

T2-bg-ef井RTA擬合結(jié)果與關井測壓結(jié)果較為接近。但RTA擬合結(jié)果的好壞取決于單井產(chǎn)量和壓力資料的準確性。

圖3 定容封閉氣藏的壓降曲線及偏差系數(shù)與壓力的關系圖

圖4 T2-ej-ef井壓降曲線

圖5 現(xiàn)代產(chǎn)量不穩(wěn)定分析流程圖

2 不同方法對比分析

通過對比分析，平均溫度和平均偏差系數(shù)法對于無積液井計算結(jié)果較為準確，但對于積液井，誤差較大。經(jīng)驗折算法和現(xiàn)代產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法計算結(jié)果與實測壓力較為接近，因此是確定T2區(qū)塊目前地層壓力的有效方法（見圖6）。

圖6 不同方法計算誤差對比柱狀圖

3 T2區(qū)塊平均地層壓力

在取得每口井供給區(qū)內(nèi)的平均地層壓力后，一般采用加權(quán)平均方法計算氣藏的平均地層壓力。目前常用的計算方法有算術(shù)平均法、累計產(chǎn)量加權(quán)平均法和面積加權(quán)平均法[3]。針對蘇里格氣田儲層的非均質(zhì)性，采用面積加權(quán)平均法，以氣井泄流面積為權(quán)重求取平均地層壓力。

利用以上單井地層壓力評價方法，結(jié)合動態(tài)監(jiān)測資料，評價了T2區(qū)塊232口井的目前地層壓力，其中實測地層壓力56口，井口壓力折算法評價30口，現(xiàn)代產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法評價146口。并依此數(shù)據(jù)繪制T2區(qū)塊2017年9月目前地層壓力分布圖（見圖7）。通過圖7，可以看出T2區(qū)塊表現(xiàn)出較強的非均衡開采特征，地層壓降漏斗中心分布在滲流能力強、投產(chǎn)時間長、累計產(chǎn)氣量大的區(qū)塊。

圖7 T2區(qū)塊目前地層壓力分布圖（2017.9）

根據(jù)RTA擬合結(jié)果，T2區(qū)塊單井平均泄流面積為0.305 km2，由單井泄流面積和地層壓力進行面積加權(quán)平均，計算得到T2區(qū)塊2017年9月平均地層壓力為14.6 MPa。

4 結(jié)語

（1）由于實測法風險高、費用大，確定T2區(qū)塊目前地層壓力的有效方法是經(jīng)驗折算法和現(xiàn)代產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法。

（2）T2區(qū)塊2017年9月平均地層壓力為14.6 MPa。

（3）T2區(qū)塊生產(chǎn)時間長的氣井累產(chǎn)氣量大，壓降大，應該對生產(chǎn)時間較長的氣井適當關井恢復以減小整個區(qū)塊的非均衡開采程度。

符號說明：

pi-原始地層壓力，MPa；

pws-井底靜止壓力，MPa；

qsc-標準條件下氣井產(chǎn)量，104m3/d；

μ-氣體黏度，mPa·s；

Z-氣體的偏差系數(shù)；

T-氣體的溫度，K；

K-地層巖石的滲透率，μm2；

h-儲層厚度，m；

Δt-關井時間，h；

tp-開井生產(chǎn)時間，h；

pts-井口壓力，MPa；

H-垂向油管長度，m；

gradp-井筒壓力梯度，MPa/m；

pc-套壓，MPa；

pwf-井底流動壓力，MPa；

Gp-累計產(chǎn)出氣量，104m3；

G-地質(zhì)儲量，104m3。

［1］孫波，蔡麗華.大慶油田地層壓力評價方法研究與應用［J］.油氣井測試，2007，1（2）：11-15.

［2］匡建超，史乃光.MBH法計算氣井平均地層壓力［J］.天然氣工業(yè)，1991，11（5）：64-67.

［3］王怒濤，黃炳光.實用氣藏動態(tài)分析方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2011.

［4］魏芳.應用壓力早期恢復資料確定低滲地層壓力［J］.長江大學學報，2007，4（3）：42-43.

The evaluation of present formation pressure of Sulige gasfield T2 block

CHEN Xin1，2，YU Zhanhai1，2，LUO Jianning1，2，GU Xiangdong3，YUE Jun1，2
（1.Sulige Gasfield Research Center，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710018，China；2.National Engineering Laboratory for Explorationamp;Development of Low-Permeability Oilamp;Gas Fields，Xi'an Shanxi 710018，China；3.Gas Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an Shanxi 710021，China）

Present formation pressure not only reflects the residual energy of gas reservoir,but also reflects the gas reservoir development effect and the development level,it is the essential parameter of dynamic analysis of gasfield.Timely and accurate evaluation of the formation pressure is the premise of productivity,reserves calculation,dynamic production prediction and well pattern infilling.According to the speciality of reservoir properties of Sulige gasfield,this paper analyses several kinds of evaluation of formation pressure method,and then determine the T2 block present formation pressure level,and instruct the developing in the future.

present formation pressure；well test；wellhead pressure conversion；dynamic analysis

TE375

A

1673-5285（2017）11-0023-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.11.006

2017-10-15

中國石油天然氣股份有限公司科技專項，項目編號：2016E-0509。

陳新（1985-），2009年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學（武漢）石油工程專業(yè)，現(xiàn)在長慶油田從事動態(tài)分析工作，郵箱：chenxin1_cq@petrochina.com.cn。