低渗气藏确定关井后井口恢复稳定压力的一种新方法

2016-11-12王德龙陈江萌姬冠华苗成陈汝斌邱爽

石油化工应用 2016年10期

王德龙，陈江萌，姬冠华，苗成，陈汝斌，邱爽

（1.西安石油大学，陕西西安710065；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西西安710200；3.中国石油长庆油田分公司第三采气厂，内蒙古乌审旗017300）

王德龙1，2，陈江萌1，2，姬冠华2，苗成2，陈汝斌3，邱爽2

低渗气藏地层压力恢复慢，尤其是低渗气藏开发中后期，这给准确求取目前地层压力带来了困难。本文在分析研究区开展的关井压力恢复实验的基础上，总结了实验气井压力恢复规律特征，提出了一种确定井口恢复稳定压力的新方法。该方法结合垂直管流理论，可较准确确定目前地层压力。通过与物质平衡法、产量不稳定分析法、实测法得到结果对比，表明新方法简便易行，计算结果可靠。

低渗气藏；关井实验；井口压力；地层压力

目前确定气藏地层压力主要方法有：实测法、物质平衡法、产量不稳定分析法、垂直管流法等［1］。利用实测法要获得可靠地层压力，一般需关井数月甚至半年以上时间，这不仅影响气井正常生产，而且导致测压成本较高。实测压力不准确或数据较少，会使物质平衡法预测产生较大误差［2］。利用产量不稳定分析法［3］确定地层压力对气井的日常生产数据质量有较高要求，若由于设备故障、管理等因素导致日常生产数据不准确，利用该方法计算目前地层压力将存在较大误差。利用井口压力通过垂直管流法折算地层压力时，需要确保关井后井口压力已恢复稳定，否则折算计算得到的地层压力将存在较大误差。

目前在气田开发过程中，除正常的动态监测外，矿场往往由于集气站检修、工艺技术试验、间歇生产等多种原因关井，由此可获得一定量的井口关井压力恢复资料，但是，由于关井时间通常不够，压力往往不能恢复至稳定压力，进而造成关井末期压力并不能表征气井真正压力。

本文在分析研究区开展的关井压力恢复实验的基础上，总结了实验气井压力恢复规律特征，同时提出了一种可行的得到井口恢复稳定压力的新方法。

1　工区概况

榆X气田2006年建成产能，目前油压较投产初期下降68.4%，套压下降63.1%，气井压力普遍偏低，气田已处于自然稳产末期。准确掌握气田压力情况对于气井（田）开发管理具有重要意义。

榆X气田储层总体为一套低孔、低渗-特低渗储层，主力气藏属于河控浅水三角洲沉积体系，分为浅水三角洲平原和三角洲前缘两个沉积亚相。岩心渗透率主要分布在0.1×10-3μm2～10×10-3μm2，平均渗透率4.85×10-3μm2；孔隙度主要分布在4%～8%，平均孔隙度5.36%。该井区气藏为低含硫、低含CO2干气气藏。

工区气井根据气井储层特征，结合生产动态，将生产井分为三类，分类标准及结果（见表1），其中Ⅰ类井占总井数29.2%，Ⅱ类井占总井数35.7%，Ⅲ类井占总井数35.1%。

1.1现场关井实验情况

201X年冬季供气高峰后，根据气田生产任务结合关井压力恢复实验需要，选择不同类型实验气井合计51口。实验开始后，实验气井首先确保平稳生产至少10 d后，陆续关井。每口实验井记录关井前以及关井后每天油、套压。本次关井实验单井关井18 d～78 d，其中92%气井关井时间大于50 d。

表1　榆X气田气井分类标准表

1.2气井压力变化分析

1.2.1平均单井压力变化分析通过分析51口实验井关井后压力与时间关系认为，实验单井关井后，压力均随时间呈幂函数变化规律。

51口实验气井关井前平均单井油、套压分别为7.02 MPa、7.78 MPa，关井后，初期压力恢复最快，随后逐渐变慢，压力随时间变化呈幂函数变化规律，相关系数为0.980（见图1），压恢速率随时间变化规律同样呈幂函数变化，相关系数为0.796（见图2）。

图1　平均单井压力恢复变化图

图2　平均单井压力恢复速率变化图

关井第一天套压恢复0.79 MPa/d，关井初期平均单井套压恢复速率0.27 MPa/d，关井恢复套压恢复速率为0.02 MPa/d。单井压力恢复末期平均油、套压分别为10.18 MPa、11.36 MPa，恢复程度分别为45.01%、46.01%。

1.2.2不同类型气井变化情况本次实验井按照工区气井类型划分标准分类，其中Ⅰ类井23口，Ⅱ类井17口，Ⅲ类井11口。Ⅰ类井恢复末期油、套压分别为10.71 MPa、11.57 MPa，套压恢复程度51.83%；Ⅱ类井恢复末期油、套压分别为9.86 MPa、10.71 MPa，套压恢复程度43.52%；Ⅲ类井恢复末期油、套压分别为9.55 MPa、11.96 MPa，套压恢复程度42.21%（见表2）。

表2　不同类型气井压力恢复情况统计表

关井初期，Ⅰ类井平均单井压恢速率最快，平均单井压恢速率0.41 MPa/d，Ⅱ类井平均单井压恢速率为0.28 MPa/d，Ⅲ类井平均单井压恢速率为0.08 MPa/d。关井末期，Ⅰ类井平均单井压恢速率最慢，平均单井压恢速率0.014 MPa/d，Ⅱ类井平均单井压恢速率为0.019 MPa/d，Ⅲ类井平均单井压恢速率为0.024 MPa/d（见图3）。

图3　不同类型气井压力恢复趋势图

2　气井关井后稳定压力预测

通过本次关井实验中，分析压力与时间关系，可以明显看出两者呈幂函数关系。由于气田生产任务影响，气井关井测压往往时间有限，压力不能够恢复至稳定，因此，可以通过拟合关井初期压力与时间幂函数关系，进而得到更为准确平稳压力数据。

以Ⅰ类井R1井为例（见图4），该井关井前以17× 104m3/d连续稳定生产12 d后关井27 d，关井27 d时关井恢复套压为8.91 MPa；拟合套压和时间关系，利用拟合的幂函数关系预测该井关井后套压趋势，通过预测可以得出，该井关井后50 d套压恢复速率为0.01 MPa/d，认为压力恢复稳定，压力为9.19 MPa。

利用垂直管流法将井口压力8.91 MPa和9.19 MPa折算成地层压力，结果分别为10.71 MPa、11.10 MPa；通过产量不稳定法、物质平衡法、实测法计算该井地层压力，取三种方法平均值12.0 MPa作为参考标准，可以得到，井口压力8.90 MPa折算地层压力误差为10.8%，井口压力9.19 MPa折算地层压力误差为7.5%，对比可以看出，通过预测得到的恢复稳定压力能减少3.3%的误差，得到结果更为准确（见表3）。