罗 静，朱遂珲，张 砚，张楚越，周光亮，周际春

（中国石油西南油气田分公司川西北气矿，四川江油 621700）

DC 构造DS1 井于1985 年7 月在茅口组测试获10.51×104m3/d 的工业气流，发现了茅口组气藏。目前，DC 构造完钻井4 口（DS1，DS001-X1，DS001-X3，DS001-X4 井），均完成测试，累计测试产气71.13×104m3/d。目前4 口井生产存在差异，稳产规模不同，展示出DC 构造下二叠统气藏具有较大的勘探开发潜力。因此，急需核实单井的动态储量，为后续编制开发方案提供支撑。

1 储量计算方法的选择

DC 构造下二叠统储层以亮晶生屑灰岩为主，储层裂缝发育，储集空间类型为孔隙（孔洞）-裂缝型，气藏类型为裂缝型，驱动方式为弹性气驱气藏。由于目前含气面积较难确定，储层非均质性较强，难以用容积法计算气藏地质储量，地质综合分析及生产动态证实气藏连通性较差[1]，又因气藏目前不具备采用容积法进行储量计算的条件。DS001-X3，DS001-X4 井因投产时间较短，因此，采用动态法计算DS1 井和DS001-X1 井的动态储量。

2 气井动态储量计算方法

2.1 物质平衡法

对于定容封闭性气藏，只要已知原始视地层压力、投产之后的任一个视地层压力和相应的累计产气量，以及第一个测点后的任一个视地层压力和相应的累计采气量，即可由（1）式计算气藏的原始地质储量，该计算方法适合气藏开采的早-中期[2]。

式中：G 为原始地质储量，108m3； Gp为累计产气量，108m3； Gpi为 Pi累计产气量，108m3；为原始视地层压力，MPa；为目前视地层压力，MPa；Z i 为原始天然气偏差系数；Z为目前天然气偏差系数。

DS1井和DS001-X1井产水量小，气藏未见明显水侵，可将气井所控制的区块视为一个定容封闭气藏，因此，采用物质平衡法计算这两口井的动态储量。因DS1井2011年以前未获井下实测静压（井底）资料，通过2011年和2017年井口关井压力折算至井底压力，结果与井底实测地层压力值接近，且多次获井筒流压梯度值小于0.200 MPa/100 m，表明井筒为纯气柱，井口压力折算至井底地层压力方法可靠。

选取DS1 井2011 年以前的井口关井压力折算至井底压力及2011 年6 月、2017 年8 月井下实测静压（表1），根据该井实测天然气偏差系数，计算相应的视地层压力，采用物质平衡法计算地质储量为19.49×108m3（图1）。截至2018 年10 月底，该井累计采气4.53×108m3，采出程度为23.24%，表明该井计算的动态储量可靠。选取DS001-X1 井2014年以来的井下实测静压（表2），根据实测天然气偏差系数，计算相应的视地层压力，采用物质平衡法进行线性回归，计算地质储量为21.93×108m3（图2）。DS001-X1 井生产时间较短，截至2018 年10月底，该井累计产气1.77×108m3，采出程度为8.07%。

表1 DS1 井茅口组气藏压降测试数据

表2 DS001-X1 井物质平衡法储量计算参数

图1 DS1 井物质平衡法计算储量

图2 DS001-X1 井物质平衡法计算储量

2.2 现代产量递减分析法

采用现代产量递减分析方法对 DS1 井和DS001-X1 井的动态储量进行计算，利用Blasingame递减曲线图版拟合参数，基于生产数据拟合的单井动态分析方法，重点拟合规整化压力及压力导数的递减趋势，以提高单井控制动态储量的可靠性[3]。两井拟合程度较高，故该方法所确定的气井控制动态储量参数可靠性较高。通过Blasingame 递减曲线图版拟合获取的地层参数（表3），从解释结果可知，DS1 井井控半径为2.83 km，控制储量为21.90×108m3；DS001-X1 井井控半径为1.32 km，控制储量为22.47×108m3。

2.3 生产史拟合法

采用生产史拟合法对DS1 井和DS001-X1 井的动态储量进行计算。DS1 井早期井况复杂，日产量低，采用该段数据进行气井生产历史拟合，并不能反映气井与地层的真实状态[4]。因此，考虑到气井动态分析方法及理论模型的限制，选取后续生产稳定、井况正常的数据段作为拟合对象。本次研究采用的基础参数如表3 所示。通过拟合发现，DS1 井采用直井+均质+圆形封闭模型，DS001-X1 井采用斜井+均质+圆形封闭模式，拟合效果较好[5]。从解释结果可知，DS1 井等效供给半径为1.71 km，控制储量为19.1×108m3；DS001-X1 井等效供给半径为0.98 km，控制储量为16.9×108m3。

2.4 产量累计法

表3 DS1 和DS001-X1 井基本数据

产量累计法也是一种经验统计法，即根据累计产气量和时间的关系来求取可采储量。当一口气井无限期生产下去，其累计产气量随时间的增加而增加，当气井进入递减期后其单位时间的增量将逐渐减小，即累计产气量将趋于一个极限值，这个极限值为单井的可采储量，累计产气量和时间的变化曲线符合下列公式[6]：

3 动态储量评价

几种动态储量计算结果可作动态储量评价（表4），由于方法的局限性，计算结果有一定的差异。DS1 井和DS001-X1 井累计产气量相对较低，不太满足产量累计法，所以计算结果偏小。DS001-X1 井由于生产时间短，不太满足生产史拟合法，所以计算结果偏小[7]。从几种动态储量计算结果分析，物质平衡法和现代产量递减分析法计算的动态储量较为接近，物质平衡法采用稳定关井压力计算，可信度相对较高[8-10]。综合分析认为，累计产量法计算的可采储量作为单井动态储量的低限值，其中，DS1 井动态储量为19.49×108～21.90×108m3，DS001-X1井动态储量为21.93×108～22.47×108m3。两口井动态储量均较高，具有较大的开采潜力。

图3 DS1 井累计产量法曲线

图4 DS001-X1 井累计产量法曲线

4 结论

（1）DC 构造下二叠统气藏井间连通性差，储层非均质性强，适宜采用动态法计算单井储量；产量累计法适宜于采出程度大于50%的气井，产量出现连续递减时计算结果相对可靠。

（2）DS1 井和DS001-X1 井均处于开采早-中期，采用现代产量递减分析法及生产史拟合法拟合关键参数，拟合效果好，计算结果与物质平衡法储量的计算结果相近，且与气井目前产能更吻合。

（3）DS1 井动态储量为19.49×108～21.90×108m3，DS001-X1 井动态储量为21.93×108～22.47×108m3，DC 构造单井控制储量较高，开采潜力较大。

表4 不同方法计算的单井储量 108 m3