湛祥惠，陳 晶，胡人瑞，劉夢(mèng)穎

（1. 中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發(fā)研究院，上海 200120；2. 中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司，上海 200120）

常規(guī)試井和生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)是目前常用的評(píng)價(jià)氣井儲(chǔ)層特征的方法[1]。常規(guī)試井測(cè)試一方面需要關(guān)井，既影響油氣井產(chǎn)量，也不適應(yīng)氣液同產(chǎn)不宜關(guān)井的情況；另一方面常規(guī)試井測(cè)試易受油氣藏類型和流體性質(zhì)影響，測(cè)試曲線異常，往往不能準(zhǔn)確反映儲(chǔ)層特征。與陸上油氣田相比，海上油氣田測(cè)試作業(yè)費(fèi)用更高且海上平臺(tái)作業(yè)時(shí)間窗口有限，常規(guī)試井作業(yè)易受限。生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)不需要關(guān)井測(cè)試就能滿足油氣藏分析要求，不影響正常生產(chǎn)，更適合海上油氣田。本文以東海中低滲氣藏氣井為例，結(jié)合常規(guī)試井分析，探討生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)在東海氣田的適用性。

1 生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)

生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)是以滲流理論為基礎(chǔ)，在Arps等常規(guī)產(chǎn)量遞減分析方法基礎(chǔ)上建立起來的。生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)在考慮油氣藏模型的基礎(chǔ)上利用現(xiàn)有生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)（壓力及產(chǎn)量），通過對(duì)動(dòng)態(tài)產(chǎn)量、流動(dòng)壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，結(jié)合典型圖版進(jìn)行驗(yàn)證，最終得到可靠的氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)模型，實(shí)現(xiàn)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算和獲取儲(chǔ)層物性參數(shù)。

1.1 Arps方法、Fetkovich方法

Arps方法是經(jīng)典的產(chǎn)量遞減曲線分析方法，主要適用于定壓生產(chǎn)且產(chǎn)量有明顯遞減趨勢(shì)的情況，不適用于早期的非穩(wěn)態(tài)流階段，該方法可預(yù)測(cè)產(chǎn)量數(shù)據(jù)，但無法分析儲(chǔ)層參數(shù)。

Fetkovich方法在Arps方法基礎(chǔ)上把分析范圍擴(kuò)展到早期非穩(wěn)態(tài)流階段，但局限于定流壓假設(shè)，只適用于定壓生產(chǎn)、微可壓縮油藏或高壓氣藏[2-3]。以上兩種方法均不適用評(píng)價(jià)東海常壓凝析氣藏動(dòng)態(tài)儲(chǔ)層特性。

1.2 Blasingame方法

實(shí)際生產(chǎn)中，產(chǎn)量和壓力均隨生產(chǎn)時(shí)間而不斷變化。因此對(duì)于變產(chǎn)量生產(chǎn)情況，關(guān)鍵是尋找一個(gè)等效函數(shù)，使之可以將變流壓與變產(chǎn)量問題等效為定產(chǎn)或是等壓生產(chǎn)問題。Blasingame和Mc Cray引入物質(zhì)平衡時(shí)間函數(shù)te和歸一化產(chǎn)量PI(t)。te使邊界流階段的遞減曲線變成了調(diào)和遞減曲線，PI(t)用來考慮氣井生產(chǎn)過程中產(chǎn)量和井底流壓的變化[4]。當(dāng)歸一化產(chǎn)量和物質(zhì)平衡時(shí)間放在雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)圖中，到邊界流動(dòng)段會(huì)出現(xiàn)負(fù)單位斜率[5]。實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)往往歸一化效果不佳，為了消除噪音影響，將PI(t)、PI、dPI三條曲線同時(shí)繪制在以時(shí)間為橫坐標(biāo)軸的雙對(duì)數(shù)坐標(biāo)中，形成Blasingame典型曲線圖版(圖1)。

圖1 Blasingame典型曲線圖版

物質(zhì)平衡時(shí)間：

歸一化產(chǎn)量(壓力重整流量)：

歸一化產(chǎn)量積分：

歸一化產(chǎn)量積分求導(dǎo)：

式中：Q(t)為總產(chǎn)量，m3；q(t)為產(chǎn)量，m3/d；Pi為地層壓力，MPa；Pw(t)為井底流壓，MPa。

1.3 LOG-LOG方法

利用試井技術(shù)的雙對(duì)數(shù)曲線分析方法，對(duì)流量重整壓力積分和流量重整壓力積分求導(dǎo)，形成LOG-LOG典型曲線圖版（圖2）。邊界控制流動(dòng)段出現(xiàn)一個(gè)單位斜率直線，等同于試井解釋中的擬穩(wěn)定狀態(tài)，據(jù)此可以計(jì)算氣藏邊界大小，非穩(wěn)態(tài)流段會(huì)出現(xiàn)一個(gè)直線段，等同于試井解釋中的徑向流段，據(jù)此可以計(jì)算出流度。

圖2 LOG-LOG典型曲線圖版

流量重整壓力積分：

流量重整壓力積分求導(dǎo)：

2 在東海氣田的實(shí)例應(yīng)用

2.1 東海氣田中滲儲(chǔ)層實(shí)例應(yīng)用

X1井是一口多層合采氣井，生產(chǎn)層位為花港組，儲(chǔ)層大多為塊狀細(xì)砂巖、中砂巖及粗砂巖，儲(chǔ)層物性好，為中孔中滲儲(chǔ)層。氣藏厚度34 m，孔隙度12%～22%，滲透率（57～370）×10?3μm2，氣藏含氣飽和度60%～66.6%。該井投產(chǎn)后高峰氣產(chǎn)量15×104m3/d，從生產(chǎn)狀態(tài)上看，屬于弱水驅(qū)氣藏，水體能量弱導(dǎo)致該井生產(chǎn)效果較好，目前氣產(chǎn)量在10×104m3/d左右，產(chǎn)出少量水，水氣比在0.3 m3/104m3左右（圖3）。該井動(dòng)用天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量8.27×108m3，目前累產(chǎn)氣3.7×108m3，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度45%。

X1井投產(chǎn)以來進(jìn)行過9次壓力恢復(fù)測(cè)試，常規(guī)關(guān)井測(cè)壓時(shí)間2～3天，測(cè)試地層靜壓從26.31 mPa逐漸降至18.55 mPa。采用生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)對(duì)該井生產(chǎn)歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合效果較好（圖4），地層壓力從26.50 mPa逐漸降至18.28 mPa。對(duì)比常規(guī)試井測(cè)試靜壓和生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析壓力結(jié)果發(fā)現(xiàn)誤差在3%以內(nèi)（表1），認(rèn)為對(duì)于中孔中滲儲(chǔ)層，2～3天關(guān)井測(cè)試基本能夠恢復(fù)到地層壓力，兩種分析方法對(duì)中孔中滲儲(chǔ)層均有較好適用性。

表1 X1井測(cè)試靜壓和地層壓力對(duì)比

圖3 X1井生產(chǎn)歷史曲線

圖4 X1井生產(chǎn)歷史擬合曲線

對(duì)比兩種方法解釋的氣藏參數(shù)，從圖5～圖6中看出X1井的流動(dòng)已經(jīng)達(dá)到邊界流階段，選用圓形均質(zhì)模型。生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析解釋地層滲透率13.5×10?3μm2，表皮系數(shù)11.9，原始地層壓力27.7 mPa，控制半徑535 m。試井解釋地層滲透率19.6×10?3μm2，表皮系數(shù)21.1，原始地層壓力26.3 mPa，控制半徑513 m。該井試井分析和生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析儲(chǔ)層參數(shù)結(jié)果基本一致（表2）?？紤]到該井試井測(cè)試徑向流段數(shù)據(jù)波動(dòng)較大，解釋結(jié)果存在一定不確定性，生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析方法確定的儲(chǔ)層參數(shù)更加準(zhǔn)確。

圖5 X1井Blasingame擬合曲線

圖6 X1井LOG-LOG擬合曲線

表2 X1井試井分析和生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析儲(chǔ)層參數(shù)結(jié)果對(duì)比

從X1井P/Z（P，壓力，MPa；Z，壓縮因子，無因次）與Gp（累計(jì)產(chǎn)氣量，108m3）關(guān)系曲線（圖7）可見，P/Z與Gp之間存在相關(guān)性較好的線性關(guān)系，該井屬于弱水驅(qū)氣藏。物質(zhì)平衡方法計(jì)算該井動(dòng)用儲(chǔ)量7.58×108m3，生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析方法解釋該井動(dòng)用儲(chǔ)量7.87×108m3，兩者基本一致，對(duì)于中孔中滲儲(chǔ)層，生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析方法能夠準(zhǔn)確計(jì)算單井控制儲(chǔ)量。

圖7 X1井視地層壓力與累產(chǎn)氣曲線

2.2 東海氣田低滲儲(chǔ)層實(shí)例應(yīng)用

Y1井生產(chǎn)平湖組氣藏，儲(chǔ)層大多為薄層至中層狀氣藏，物性較差，屬于低孔低滲儲(chǔ)層。氣藏厚度20 m，孔隙度11%～13%，滲透率（1.9～5.4）×10?3μm2，氣藏含氣飽和度44.6%～50.4%。射孔后無自然產(chǎn)能，壓裂投產(chǎn)后初期日產(chǎn)天然氣2×104m3/d。由于生產(chǎn)能力有限，投產(chǎn)后日產(chǎn)氣逐步下降，在低井口壓力下維持氣水同出的低產(chǎn)狀態(tài)，生產(chǎn)330天后二次壓裂，目前日產(chǎn)氣1.2×104m3/d（圖8）。該井動(dòng)用天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量6.65×108m3，目前累產(chǎn)氣0.28×108m3，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度僅4.2%。

Y1井投產(chǎn)以來僅進(jìn)行2次壓力恢復(fù)測(cè)試，關(guān)井測(cè)壓時(shí)間5～7天。測(cè)試地層靜壓從29.62 mPa降至26.42 mPa，生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析解釋地層壓力從31.55 mPa降至30.71 mPa，解釋結(jié)果見表3。試井測(cè)試得到的靜壓值與動(dòng)態(tài)擬合分析結(jié)果誤差達(dá)14%，認(rèn)為對(duì)于低孔低滲儲(chǔ)層，關(guān)井測(cè)試一周恢復(fù)不到地層壓力，由于海上測(cè)試作業(yè)成本較高，作業(yè)時(shí)間窗口短，采用生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析求取地層壓力更符合實(shí)際情況。

結(jié)合地質(zhì)特征選取有限導(dǎo)流垂直裂縫模型，對(duì)比兩種方法解釋的氣藏參數(shù)。從圖9～圖10看出Y1井沒有出現(xiàn)徑向流動(dòng)段，即沒有到達(dá)邊界流動(dòng)段，目前解釋控制半徑不準(zhǔn)確，需持續(xù)計(jì)量生產(chǎn)數(shù)據(jù)才能監(jiān)測(cè)出邊界響應(yīng)。生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析解釋地層滲透率0.23×10?3μm2，表皮系數(shù)0.33，原始地層壓力31.7 mPa，裂縫半長53.7 m。試井解釋地層滲透率0.022×10?3μm2，表皮系數(shù)?3.67，原始地層壓力29.7 mPa，裂縫半長18.9 m（表4）。兩種方法解釋出地層污染情況相反，裂縫半長相差近3倍，分析認(rèn)為對(duì)于低滲、裂縫模型，表皮系數(shù)和裂縫半長由早期不穩(wěn)定流階段確定，常規(guī)試井?dāng)?shù)據(jù)監(jiān)測(cè)頻率更高，更能真實(shí)反映地層污染或改善。對(duì)于地層壓力等，在試井分析和生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析均沒有探測(cè)到邊界的情況下，生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析方法監(jiān)測(cè)時(shí)間更長，建議選取該方法分析結(jié)果作為參考依據(jù)。

圖8 Y1井生產(chǎn)歷史曲線

表3 Y1井測(cè)試靜壓和地層壓力對(duì)比

低滲氣藏的采出程度低，是因?yàn)榈蜐B儲(chǔ)層的物性差。從測(cè)壓資料分析，低滲氣井的供氣能力弱，解釋不出控制半徑。采用生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析方法解釋該井動(dòng)用儲(chǔ)量0.86×108m3，動(dòng)用程度低導(dǎo)致最終的采出程度低。

圖9 Y1井一次壓裂Blasingame擬合曲線

圖10 Y1井一次壓裂LOG-LOG擬合曲線

表4 試井分析和生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析儲(chǔ)層參數(shù)結(jié)果對(duì)比

3 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

（1）生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)適用性強(qiáng)，可用于海上油氣田生產(chǎn)管理。生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)不需要關(guān)井測(cè)試，既能夠節(jié)省測(cè)試成本，又不影響氣井產(chǎn)量。

（2）生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)應(yīng)用于中孔中滲儲(chǔ)層時(shí)，可以得到與常規(guī)試井解釋一致的地層參數(shù)。海上油氣田可適當(dāng)降低該類儲(chǔ)層常規(guī)試井測(cè)試頻率，降低成本。

（3）生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)應(yīng)用于低孔低滲儲(chǔ)層時(shí)，須通過兩種方法比較分析獲取地層參數(shù)信息。通常表皮、裂縫、井儲(chǔ)參數(shù)依靠試井分析更準(zhǔn)確，地層壓力、控制儲(chǔ)量等參數(shù)依靠生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析技術(shù)更可靠。