生产数据分析技术在东海气田的应用

2020-11-09湛祥惠胡人瑞刘梦颖

海洋石油 2020年3期

湛祥惠，陈晶，胡人瑞，刘梦颖

（1. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120；2. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海 200120）

常规试井和生产数据分析技术是目前常用的评价气井储层特征的方法[1]。常规试井测试一方面需要关井，既影响油气井产量，也不适应气液同产不宜关井的情况；另一方面常规试井测试易受油气藏类型和流体性质影响，测试曲线异常，往往不能准确反映储层特征。与陆上油气田相比，海上油气田测试作业费用更高且海上平台作业时间窗口有限，常规试井作业易受限。生产数据分析技术不需要关井测试就能满足油气藏分析要求，不影响正常生产，更适合海上油气田。本文以东海中低渗气藏气井为例，结合常规试井分析，探讨生产数据分析技术在东海气田的适用性。

1 生产数据分析技术

生产数据分析技术是以渗流理论为基础，在Arps等常规产量递减分析方法基础上建立起来的。生产数据分析技术在考虑油气藏模型的基础上利用现有生产历史数据（压力及产量），通过对动态产量、流动压力数据进行拟合，结合典型图版进行验证，最终得到可靠的气井生产动态模型，实现动态储量计算和获取储层物性参数。

1.1 Arps方法、Fetkovich方法

Arps方法是经典的产量递减曲线分析方法，主要适用于定压生产且产量有明显递减趋势的情况，不适用于早期的非稳态流阶段，该方法可预测产量数据，但无法分析储层参数。

Fetkovich方法在Arps方法基础上把分析范围扩展到早期非稳态流阶段，但局限于定流压假设，只适用于定压生产、微可压缩油藏或高压气藏[2-3]。以上两种方法均不适用评价东海常压凝析气藏动态储层特性。

1.2 Blasingame方法

实际生产中，产量和压力均随生产时间而不断变化。因此对于变产量生产情况，关键是寻找一个等效函数，使之可以将变流压与变产量问题等效为定产或是等压生产问题。Blasingame和Mc Cray引入物质平衡时间函数te和归一化产量PI(t)。te使边界流阶段的递减曲线变成了调和递减曲线，PI(t)用来考虑气井生产过程中产量和井底流压的变化[4]。当归一化产量和物质平衡时间放在双对数坐标图中，到边界流动段会出现负单位斜率[5]。实际生产数据往往归一化效果不佳，为了消除噪音影响，将PI(t)、PI、dPI三条曲线同时绘制在以时间为横坐标轴的双对数坐标中，形成Blasingame典型曲线图版(图1)。

图1 Blasingame典型曲线图版

物质平衡时间：

归一化产量(压力重整流量)：

归一化产量积分：

归一化产量积分求导：

式中：Q(t)为总产量，m3；q(t)为产量，m3/d；Pi为地层压力，MPa；Pw(t)为井底流压，MPa。

1.3 LOG-LOG方法

利用试井技术的双对数曲线分析方法，对流量重整压力积分和流量重整压力积分求导，形成LOG-LOG典型曲线图版（图2）。边界控制流动段出现一个单位斜率直线，等同于试井解释中的拟稳定状态，据此可以计算气藏边界大小，非稳态流段会出现一个直线段，等同于试井解释中的径向流段，据此可以计算出流度。

图2 LOG-LOG典型曲线图版

流量重整压力积分：

流量重整压力积分求导：

2 在东海气田的实例应用

2.1 东海气田中渗储层实例应用

X1井是一口多层合采气井，生产层位为花港组，储层大多为块状细砂岩、中砂岩及粗砂岩，储层物性好，为中孔中渗储层。气藏厚度34 m，孔隙度12%～22%，渗透率（57～370）×10−3μm2，气藏含气饱和度60%～66.6%。该井投产后高峰气产量15×104m3/d，从生产状态上看，属于弱水驱气藏，水体能量弱导致该井生产效果较好，目前气产量在10×104m3/d左右，产出少量水，水气比在0.3 m3/104m3左右（图3）。该井动用天然气地质储量8.27×108m3，目前累产气3.7×108m3，地质储量采出程度45%。

X1井投产以来进行过9次压力恢复测试，常规关井测压时间2～3天，测试地层静压从26.31 mPa逐渐降至18.55 mPa。采用生产数据分析技术对该井生产历史数据进行拟合效果较好（图4），地层压力从26.50 mPa逐渐降至18.28 mPa。对比常规试井测试静压和生产数据分析压力结果发现误差在3%以内（表1），认为对于中孔中渗储层，2～3天关井测试基本能够恢复到地层压力，两种分析方法对中孔中渗储层均有较好适用性。

表1 X1井测试静压和地层压力对比

图3 X1井生产历史曲线

图4 X1井生产历史拟合曲线

对比两种方法解释的气藏参数，从图5～图6中看出X1井的流动已经达到边界流阶段，选用圆形均质模型。生产数据分析解释地层渗透率13.5×10−3μm2，表皮系数11.9，原始地层压力27.7 mPa，控制半径535 m。试井解释地层渗透率19.6×10−3μm2，表皮系数21.1，原始地层压力26.3 mPa，控制半径513 m。该井试井分析和生产数据分析储层参数结果基本一致（表2）。考虑到该井试井测试径向流段数据波动较大，解释结果存在一定不确定性，生产数据分析方法确定的储层参数更加准确。

图5 X1井Blasingame拟合曲线

图6 X1井LOG-LOG拟合曲线

表2 X1井试井分析和生产数据分析储层参数结果对比

从X1井P/Z（P，压力，MPa；Z，压缩因子，无因次）与Gp（累计产气量，108m3）关系曲线（图7）可见，P/Z与Gp之间存在相关性较好的线性关系，该井属于弱水驱气藏。物质平衡方法计算该井动用储量7.58×108m3，生产数据分析方法解释该井动用储量7.87×108m3，两者基本一致，对于中孔中渗储层，生产数据分析方法能够准确计算单井控制储量。

图7 X1井视地层压力与累产气曲线

2.2 东海气田低渗储层实例应用

Y1井生产平湖组气藏，储层大多为薄层至中层状气藏，物性较差，属于低孔低渗储层。气藏厚度20 m，孔隙度11%～13%，渗透率（1.9～5.4）×10−3μm2，气藏含气饱和度44.6%～50.4%。射孔后无自然产能，压裂投产后初期日产天然气2×104m3/d。由于生产能力有限，投产后日产气逐步下降，在低井口压力下维持气水同出的低产状态，生产330天后二次压裂，目前日产气1.2×104m3/d（图8）。该井动用天然气地质储量6.65×108m3，目前累产气0.28×108m3，地质储量采出程度仅4.2%。

Y1井投产以来仅进行2次压力恢复测试，关井测压时间5～7天。测试地层静压从29.62 mPa降至26.42 mPa，生产数据分析解释地层压力从31.55 mPa降至30.71 mPa，解释结果见表3。试井测试得到的静压值与动态拟合分析结果误差达14%，认为对于低孔低渗储层，关井测试一周恢复不到地层压力，由于海上测试作业成本较高，作业时间窗口短，采用生产数据分析求取地层压力更符合实际情况。

结合地质特征选取有限导流垂直裂缝模型，对比两种方法解释的气藏参数。从图9～图10看出Y1井没有出现径向流动段，即没有到达边界流动段，目前解释控制半径不准确，需持续计量生产数据才能监测出边界响应。生产数据分析解释地层渗透率0.23×10−3μm2，表皮系数0.33，原始地层压力31.7 mPa，裂缝半长53.7 m。试井解释地层渗透率0.022×10−3μm2，表皮系数−3.67，原始地层压力29.7 mPa，裂缝半长18.9 m（表4）。两种方法解释出地层污染情况相反，裂缝半长相差近3倍，分析认为对于低渗、裂缝模型，表皮系数和裂缝半长由早期不稳定流阶段确定，常规试井数据监测频率更高，更能真实反映地层污染或改善。对于地层压力等，在试井分析和生产数据分析均没有探测到边界的情况下，生产数据分析方法监测时间更长，建议选取该方法分析结果作为参考依据。