廖恒杰，杨志兴，鹿克峰,程超，李元生

(中海石油(中国)有限公司上海分公司研究院，上海 200300)

受海上取资料成本的限制，直到开发井正式投产前，全面了解气田产能仅局限于少数探井的DST测试资料[1]，部分主力气藏未获得完整的产能测试资料，影响钻后储量估算及开发方案编制，需要开展无测试资料情况下气藏产能评价方法的研究。对于水驱气藏开发而言，当气藏产生水侵现象时，地层水沿高渗透层不规则窜入气藏，导致气藏内单一的气相流动变为气水两相流动，增加了流动阻力，降低了气相渗透率，最终致使气井产量大幅度递减，从而使整个气藏的开发速度降低，使得气藏整体开发效果变差。因此需要开展开发中后期气藏带水生产时产能评价方法的研究，为气藏合理配产提供技术支持。

1 基于MDT/RCI流度资料的产能评价方法

MDT/RCI流度实质上测取的是侵入带中在液相与残余气共存情况下的液相有效渗透率与液相黏度之比，采用MDT/RCI流度计算产能的关键在于如何将液相有效渗透率转化为气相有效渗透率。通过推导变换得到流度与气相有效渗透率之间的理论公式：

(1)

式中：Kg为气相渗透率，mD；K为储层绝对渗透率,mD；Krg(Swi)为束缚水饱和度下最大气相相对渗透率,1；Krw(1-Sgc)为残余气饱和度下最大水相相对渗透率，1；M为流度，mD· (mPa·s)-1；μw为地层水黏度，mPa·s。

由式(1)可知，需要结合气田实际资料确定最大气相相对渗透率与最大水相相对渗透率比值，才能求取气相有效渗透率。西湖凹陷采取稳态法测取了19条渗吸型气水相对渗透率曲线，以此为基础，建立了该区域计算气相渗透率的经验关系式：

Mμw=K[0.0288ln(K)+0.0767]

(2)

(3)

将式(2)和式(3)计算得到的气相有效渗透率代入二项式产能方程，即可计算气藏无阻流量。实际应用中，因流度测试主要针对某一深度下测点,在同一气藏单元存在多个流度测点时,需要将测得的流度进行平均。

2 基于微观岩心孔隙结构参数R35的产能评价方法

图1 不同物性条件下进汞饱和度随孔喉半径变化曲线

在岩心毛细管压力测试中，35%进汞饱和度(即35%的累计孔隙体积)所对应的孔喉半径即为R35，它代表了岩心孔喉结构特征。研究发现，毛细管压力测试时进汞饱和度35%时孔喉半径达到峰值(图1)。而峰值孔喉半径是储层渗透率的主要贡献者，因此可以采用R35来评价储层。R35的技术发展经历了3个阶段[2～6]，其中第1阶段是1980年Winland提出的R35概念，并指出了R35是岩石孔隙结构的表征参数；第2阶段是2002年Byrnes等人在30122个岩样基础上发现了R35与常规孔、渗的关系，确定了常规气与致密气R35界限值为0.55；第3阶段是2010年Roberto等人在前人研究成果基础上，发现了R35与气藏产能的内在关系，并建立了常规气、致密气、页岩气统一的储层评价图版，实现了R35在现场的实际应用。

依据XX凹陷410块岩样压汞资料得到的R35值与常规物性资料的K/φ，得到3种类型的统计关系(式(4)～(6))。从式中可以看出，在相同K/φ下，Ⅰ类曲线、Ⅱ类曲线具有更高的R35值，也就预示着具有更好的产能。3种不同的岩样代表了3种不同的孔隙结构，其中Ⅰ类曲线呈现出左峰特征，R35值较为集中分布在0.01～4μm；Ⅱ类曲线呈现出同Ⅰ类曲线相似的特征，但最高进汞饱和度一般为35%左右，R35值分布在0.1～25μm；Ⅲ类曲线呈现左高右低的双峰特征，R35值分布在5～40μm，分选变差。

(4)

(5)

(6)

式中：φ为孔隙度，%。

选择具有自然产能的测试样品，进行了R35与气井产能的关系研究，建立起R35与理想每米无阻流量的统计关系式为：

(7)

式中：QAOF为气井绝对无阻流量，104m3/d；H为储层有效厚度，m。

据式(7)，可以通过引入孔隙结构参数R35，计算不同孔喉类型的米无阻流量，实现无测试资料气藏产能评价。

3 基于产能模拟试验的产能评价方法

产能模拟试验是将岩心在全模拟地层状态下(原始含水饱和度、地层水矿化度、上覆压力、地层压力、地层温度)，由低至高模拟生产压差做单向渗流模拟试验，以获得单向渗流速度，再转换成单井日产气量[7，8]。根据岩心产能模拟试验资料，可建立单位有效厚度下的产量(Qsc/H)随岩心渗透率K的变化关系式：

(8)

式中：Qsc为气井产能，104m3/d；pr为地层压力，MPa；pwf为井底流动压力，MPa。

式(8)是在实验室地层无污染条件下测定而得。但实际上，钻井过程会产生泥浆污染，对井底附近储层的渗透性造成伤害。因此需要对使用回归公式求得的产量和无阻流量进行校正，拟合出实际测试值与计算值的产能校正关系式：

(9)

式中：Qact、Qcal分别为实际产量和计算产量，m3/d。

结合式(8)、式(9)，可以得到：

(10)

4 带水气井的产能校正方法研究

由于地层水沿高渗透层不规则窜入气藏后，气藏内单一的气相流动变为气水两相流动，增加了流动阻力，降低了气相渗透率，致使气井产量大幅度递减。从产能方程出发，通过对无水生产时产能方程的相渗曲线及等效表皮系数修正，得出不同生产水气比下气井产能的变化规律，从而预测产水气井的产量[9～13]。

常规气井无水生产时的产能方程：

(11)

(12)

(13)

式中：A、B为二项式系数；Q为气井产量，104m3/d；μg为天然气黏度，mPa·s；Z为天然气偏差系数，1；T为地层温度，K；re为供给半径，m；rw为井底半径，m；S为表皮系数，1；h为有效厚度，m；β为湍流引起的惯性阻力系数，1；γg为天然气相对密度，1。

在有水产出时，气井二项式方程系数A变为A′，即:

(14)

式中：Krg(Sw)为特定含水饱和度对应的气相相对渗透率，1。

因此，只要知道不同水气比下的气相相对渗透率随含水饱和度的变化关系，即可得到修正后的二项式产能方程系数A′：

(15)

式中：Rwg为生产水气比，即Rwg=Qw/Qg，m3/104m3；Rwgr为凝析水气比，m3/104m3；a和b分别是通过相渗曲线求取的特定含水饱和度下的Krg和Krg/Krw之间对数关系的系数。

5 各种产能评价方法的适用性分析

5.1 MDT/RCI流度资料产能评价方法

如果能获得可靠的气藏流度资料，便可以运用流度法计算产能，一方面充分利用了测试数据，另一方面解决了气藏无DST测试资料无法获得产能的问题。但是MDT/RCI流度数据大多是单点测试得到的，对于全井段的产能分析仍然存在一定困难，需要结合与产能密切相关的电测资料共同确定。

5.2 微观岩心孔隙结构参数R35的产能评价方法

R35产能评价技术拓宽了产能评价的数据来源，充分运用了微观孔喉资料，是宏观产能评价技术的补充。该技术的应用关键在于需要取得较为丰富的压汞资料，从而得到产能评价所需要的R35数据；但是压汞资料对应的是某个深度点的岩心数据，对于层内非均质性较强的气藏，无法准确描述厚层气藏的产能。

5.3 产能模拟试验的产能评价方法

致密气无法获得稳定的DST测试资料，MDT测试也难以获取有效的流度。为解决致密气产能评价问题，提出了产能模拟试验评价产能的研究方法。该方法计算的无阻流量与实际无阻流量较为接近。但由于产能模拟试验的岩心数据是特定区域的结果，对于其他区域是否适用有待考证。

5.4 带水生产井的产能评价方法

气井见水后，产能方程二项式斜率为负，造成产能无法计算。前文提出的带水气井的产能校正方法有效解决了气井见水后的产能评价问题，但是该方法的计算需要获得可靠的相渗试验数据，才能通过相渗曲线求取特定饱和度下的Krg和Krg/Krw之间的系数。

6 应用实例

6.1 勘探阶段产能评价

以东海某凹陷探井X1井M2气藏为例，该井在M2层DST测试日产气量55.5×104m3，计算无阻流量120.0×104m3/d。据X1井获得的各项测试资料，采用DST测试资料解释计算、 RCI流度产能评价方法、岩心孔隙结构参数R35产能评价方法、产能模拟试验产能评价方法对各层产能进行了评价计算，计算结果如表1。从表1可以看出，笔者提出的多种产能评价方法计算结果与DST实测值接近，可以对早期无测试资料的气藏产能进行大致估算，大大拓宽了产能评价的资料来源，为客观评价气藏产能提供了技术保障。

表1 不同方法计算的X1井M2层位各层产能

6.2 开发阶段产能评价

以东海某断块背斜底水气藏开发井X2为例，该井位于构造高点，生产气藏类型属于强底水气藏，物性表现中高孔、中高渗特征，隔夹层不发育，水体倍数50倍。该井于2011年1月1日投产，初期高峰日产量20×104m3。该井见水时间早，无水采气期仅1.5年。随着底水的侵入，水气比陡增至8m3/104m3以上，气产量下降到5×104m3/d，表明底水已经侵入到井底。当水气比从0上升到8m3/104m3时，利用产水生产时的产能方程，校正计算得到气井产能由44×104m3/d减少到21×104m3/d(图2)，与稳定产量下一点法产能公式计算得到的无阻流量18.7×104m3/d接近，表明有水气藏的产能校正结果可靠，可以指导带水气井产能分析。

图2 X2井不同水气比下的无阻流量与地层压力关系

7 结论

1)基于MDT/RCI流度产能评价、岩心孔隙结构R35的产能评价、产能模拟试验的产能评价等一系列早期产能评价技术，有效解决了气藏早期因无直接的DST测试资料，无法估算实际产能的问题，对勘探评价阶段的产能预测提供了新的预测方法。

2)以东海某凹陷探井X1井M2气藏为例，采用RCI流度产能评价方法、岩心孔隙结构R35产能评价方法、产能模拟实验产能评价方法计算的产能与DST实测值接近，表明文中提出的多种产能评价方法可靠，可以对早期无测试资料的气藏产能进行大致估算，大大拓宽了产能评价的资料来源，实用性强。

3)运用气藏产能方程演变得到的产水气井产能修正计算公式，准确预测了不同产水条件下的气井产能，为现场的产量综合调整提供了可靠依据。

4)全寿命周期的产能评价方法既有宏观与微观的结合，也有矿场与实验的结合，为客观评价气藏产能提供了技术保障。

[1]李士伦.天然气工程[M].北京:石油工业出版社,2007.

[2] Alden J M，Stephen T S，Dan J H.Character ization of petro-physical flow units in carbonate reservoirs[J].AAPG Bulletin,1997,81(5):731～759.

[3]Aguilera R.Flow units:from conventional to tight gas to shale gas reservoirs[J].SPE 132845,2010.

[4]Deng H,Leguizamon J A,Aguilera R.Petrophysics of triple-porosity tight gas reservoirs with a link to gas productivity[J].SPE 144590,2011.

[5]程超，鹿克锋，何贤科，等.基于压汞资料R35的定量储层分类评价与特征研究——以X气田E15层[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2014,36(11):16～20.

[6]蔡华，鹿克峰，杨志兴，等.对r35经典产能评价指标的探讨[J].中国海上油气,2015,27(1):57～61.

[7]徐发，时琼，鹿克峰，等.非常规致密砂岩储层产能模拟分析——以西湖凹陷Z构造为例[J].中国海上油气,2013,25(2):52～55.

[8]黄大志，向丹.川中充西地区香四段气藏产能研究[J].天然气工业,2004,24(9):33～35.

[9]邓琪，唐海，吕浙江，等.产水气井产量预测方法研究[J].石油地质与工程,2011,25(3):68～69.

[10]杨正文.平落坝气田须二段气藏气井伤害评价[J].天然气工业,1998,18(2):79～80.

[11]陈元千.确定气井绝对无阻流量的简单方法[J].天然气工业,1987,7(1):59～63.

[12]郝玉鸿，李治平.地层产水影响气井产能的定量分析[J].油气井测试,1987,7(4):11～13.

[13]张合文，冯其红，鄢雪梅.气水两相流二项式产能方程研究[J].断块油气田,2008,15(6):62～64.