李旭成 曹 建 梁 静 周光亮

（1.中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川 江油 621709；2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都 610051）

0 引言

超高压气藏大多具有原始地层压力高、初期测试产量大，生产前期压力递减快、产能降幅大，生产后期产能不高、低产期延续时间长等特征，区别于常规气藏在开发过程中压力和产能变化规律，因此气藏评价难度大。以四川盆地川西北部地区为例，该区域属海相碳酸盐岩地层，地质条件复杂，气藏评价存在较大挑战：一是储集类型多为孔隙裂缝型或缝（洞）型，静态储量计算参数取值困难；二是区域内大多为超高压、超深井，测压存在较大风险，动态储量较难确定。因此以区内典型超高压气井作为研究对象，对该类气藏动态储量各种计算方法的适用性进行分析研究，将对有效进行后续区域气藏评价、推动区域勘探开发进程起到重要的指导作用。

1 物质平衡法动态储量计算关键参数研究

物质平衡方程建立相对简单，仅需要高压物性资料和实际生产数据，一般利用“压降图”来确定气藏的储量，可用于因地质结构复杂而无法求准储量空间的气藏。超高压气藏因受高压影响已不能忽略水的压缩性和岩石的变形，因此此时的“压降图”不再是类似常规压降的直线，其计算结果还会受到偏差系数和综合压缩因子的影响。

1.1 偏差系数

1）偏差系数经验计算公式简介。同一温度压力下，真实气体与理想气体所占体积的比值称作气体偏差因子，该参数随气体组分的不同及压力和温度的变化而变化，是用来计算超高压气藏储量的关键数据［1］。超高压气藏测试成本高，流体取样难度大，目前计算偏差系数的方法主要有状态方程法、经验公式法，各种方法都有自己的适用范围。对于偏差系数的经验计算公式，国内外已形成了相对成熟的方法，其中主要有DPR法、HY法、DAK法和Gopal法。其中DPR法和DAK法是在给定不同系数条件下，综合为无因次拟对比压力的、无因次对比温度的函数。HY法则基于常规的状态方程对SK图版进行了拟合并修正后得到计算公式。Gopal法主要将SK图版分为13个部分分别进行拟合，针对天然气对比温度和天然气对比压力的不同范围对计算公式分别进行表征。国内外已有学者对偏差因子经验计算公式开展了对比分析工作，但对于地层压力超高（高于70 MPa）、地层温度高（高于100℃）的气藏，尚无实验数据验证其精确性，偏差因子经验计算公式的适用性值得研究。

2）偏差因子计算公式适应性分析。结合川西地区超高压天然气偏差因子的实验测试数据，对比研究超高压天然气偏差因子的计算方法。通过对气体偏差因子进行理论计算并与实验值进行对比分析，优选出适合计算川西地区超高压天然气偏差因子的经验公式。

ST1井、L16井均为川西北部地区典型超高压气井，压力系数高达1.8以上，考虑ST1井和L16井地层温度（表1），分别计算125.8℃、146.7℃不同压力条件下的压缩因子数值，同时结合实验测试值对计算误差进行对比分析（图1、图2）。从图1可以看出，不同气井在不同温度下，压缩因子随压力变化的曲线形态几乎一致，温度对压缩因子计算影响不大，经验公式计算值与实验测试值差异整体较小。从图2可以看出，Gopal法、DPR和DAK法在低压区压缩因子计算误差随压力增加而增加；达到误差峰值后（Gopal法误差峰值压力为30 MPa，DPR和DAK法误差峰值压力为25 MPa），计算误差随压力增加逐渐下降。HY方法无论在高压还是低压情况下，计算误差变化不大，平均计算误差仅为0.1%，可推荐用于区域超高压气井的压缩因子估算。

表1 ST1井和L16井压力温度表

图1 125.8℃和146.7℃下偏差因子随压力变化曲线图

图2 ST1井和L16井压缩因子计算误差对比分析图

1.2 综合压缩系数

通常学者们认为综合压缩系数的取值与岩石和流体的压缩性有关，具有与其他物性参数类似的非均质性。确定岩石压缩系数的方法主要有经验公式法、实验测定法和理论计算法。实验测定法是最准确有效的，但因超高压气藏取心困难且实验条件严格造成成本较高，因此通过实验确定岩石压缩系数困难，而且常压下测量与初始覆压条件下测量结果差别明显，目前国内该测定技术并未取得突破性进展。常规经验计算公式在计算过程中均存在一定的缺陷：常规的HALL图版法在预测过程中并未对岩石的岩性予以区分；一些经验公式也仅仅考虑单因素的关系；已有的多元预测回归公式仅采用非超高压地区的实验数据资料，不具有代表性［2-3］。由于研究区暂未开展岩石综合压缩系数实验，暂未开展该参数对比分析研究。

2 储量计算方法适应性研究

2.1 计算方法简介

动态储量预测方法主要有物质平衡压降法、物质平衡异常高压压降校正法、物质平衡异常高压解析法、弹性二相法、油压递减法、产量累计法，罗杰斯蒂函数法以及现代递减分析法等。计算所需的动态数据资料主要包括：生产时间（t）、累计产量（Gp）、气井稳产日产气量（Qg）、气井稳产井底流压（pwf），原始地层压力（pe）等，对应选取不同的参数关系，可初步预测动态储量（图3）。

图3 动态储量计算方法参数选取关系示意图

对于定容封闭性或弱弹性水驱的气藏或凝析气藏投产后，地层压力下降已达10%，可用压降直线外推法确定动态地质储量，超高压压降校正法和超高压解析法基于物质平衡压降法的原理进行推导，主要在于对超高压气井压降曲线“拐折点”的确定，其位置主要与综合压缩系数以及偏差因子有关［4］。弹性二相法适用于气井进入拟稳定流动阶段后的储量预测，该方法不需要气井关井测压，不影响气井的生产，仅利用所测的流动压力以及气井原始地层压力就可以对储量进行预测。油压递减法、产量累积法、罗杰斯蒂函数法在储量预测过程中仅需要现场压力、产量数据资料，反映的是与生产与时间的关系，计算过程较为简便，而现代递减分析法对储量的预测则主要依赖于气井动态资料的完善程度，气井的基础资料越丰富，动态监测资料越准确，气井生产越平稳（拟稳态流动），储量预测结果就越可靠。

2.2 计算方法适应性分析

基于ST1井和L16井生产动态特征分析，运用不同动态储量计算方法对气井动态储量进行预测。综合气井认识，按照ST1井0.95×108m3和L16井3×108m3的动态储量基准，对比不同方法的计算误差。

表2 ST1井和L16井不同方法储量计算误差表

根据表2的储量预测结果分析认为：

1）物质平衡法适用于弹性膨胀压力弱水驱气藏，要求具有一定的压力动态监测资料基础；L16井由于缺乏有效的井下动态监测资料，无法获取该方法的储量预测结果。

2）超高压气井物质平衡压力校正法和解析法考虑偏差因子和压缩数的影响，储量计算结果更为准确。

3）流动物质平衡法可以利用井口压力的变化趋势对储量进行预测，获取动态资料相对简单，在气井进入拟稳态流动时，计算误差不大。

4）油压递减法则适用于气井井筒单相流体已达到稳定流动阶段时候的储量预测，随着生产的进行，生产数据资料的不断完善，该方法储量预测结果将逐渐接近于真实值。

5）产量累计法与罗杰斯蒂函数法较为类似，计算结果受采出程度的影响较大，一般用于气井生产后期的动态储量预测。

6）现代递减分析法一般要求气井井筒单相流动，且能获取足够多的生产数据资料。未表现出明显的拟稳态流动状态的气井运用该方法进行预测会造成较大误差。

3 结论及建议

1）对压缩因子计算方法进行研究认为温度对压缩因子计算误差影响较小。同一温度下在压力较低的区块采用Gopal法计算误差相对较小，随着压力上升DPR和DAK法计算误差有减小趋势；整体而言，HY方法计算误差最小，针对未取得实测偏差因子的区块，推荐采用该方法进行压缩因子估算。

2）对超高压气藏，物质平衡压力校正法初期计算结果较为可靠，但对气井测压数据有一定要求，准确的地层压力是求取动态储量的关键。产量累计法和罗杰斯蒂函数所需计算参数较少，计算过程较简便，但受采出程度限制，初期计算结果偏小，不利于气藏早期评价认识。

3）川西北部地区超高压气藏，存在储集空间类型裂缝、裂缝—缝洞型，推荐采用物质平衡法进行动态储量预测。该类气藏在生产初期应多开展井下动态监测工作，取准地层压力。同时开展超高压气井下压力动态监测技术攻关工作。