超高壓氣井儲量計算方法研究

李旭成 曹 建 梁 靜 周光亮

（1.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川 江油 621709；2.中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院，四川 成都 610051）

0 引言

超高壓氣藏大多具有原始地層壓力高、初期測試產量大，生產前期壓力遞減快、產能降幅大，生產后期產能不高、低產期延續時間長等特征，區別于常規氣藏在開發過程中壓力和產能變化規律，因此氣藏評價難度大。以四川盆地川西北部地區為例，該區域屬海相碳酸鹽巖地層，地質條件復雜，氣藏評價存在較大挑戰：一是儲集類型多為孔隙裂縫型或縫（洞）型，靜態儲量計算參數取值困難；二是區域內大多為超高壓、超深井，測壓存在較大風險，動態儲量較難確定。因此以區內典型超高壓氣井作為研究對象，對該類氣藏動態儲量各種計算方法的適用性進行分析研究，將對有效進行后續區域氣藏評價、推動區域勘探開發進程起到重要的指導作用。

1 物質平衡法動態儲量計算關鍵參數研究

物質平衡方程建立相對簡單，僅需要高壓物性資料和實際生產數據，一般利用“壓降圖”來確定氣藏的儲量，可用于因地質結構復雜而無法求準儲量空間的氣藏。超高壓氣藏因受高壓影響已不能忽略水的壓縮性和巖石的變形，因此此時的“壓降圖”不再是類似常規壓降的直線，其計算結果還會受到偏差系數和綜合壓縮因子的影響。

1.1 偏差系數

1）偏差系數經驗計算公式簡介。同一溫度壓力下，真實氣體與理想氣體所占體積的比值稱作氣體偏差因子，該參數隨氣體組分的不同及壓力和溫度的變化而變化，是用來計算超高壓氣藏儲量的關鍵數據［1］。超高壓氣藏測試成本高，流體取樣難度大，目前計算偏差系數的方法主要有狀態方程法、經驗公式法，各種方法都有自己的適用范圍。對于偏差系數的經驗計算公式，國內外已形成了相對成熟的方法，其中主要有DPR法、HY法、DAK法和Gopal法。其中DPR法和DAK法是在給定不同系數條件下，綜合為無因次擬對比壓力的、無因次對比溫度的函數。HY法則基于常規的狀態方程對SK圖版進行了擬合并修正后得到計算公式。Gopal法主要將SK圖版分為13個部分分別進行擬合，針對天然氣對比溫度和天然氣對比壓力的不同范圍對計算公式分別進行表征。國內外已有學者對偏差因子經驗計算公式開展了對比分析工作，但對于地層壓力超高（高于70 MPa）、地層溫度高（高于100℃）的氣藏，尚無實驗數據驗證其精確性，偏差因子經驗計算公式的適用性值得研究。

2）偏差因子計算公式適應性分析。結合川西地區超高壓天然氣偏差因子的實驗測試數據，對比研究超高壓天然氣偏差因子的計算方法。通過對氣體偏差因子進行理論計算并與實驗值進行對比分析，優選出適合計算川西地區超高壓天然氣偏差因子的經驗公式。

ST1井、L16井均為川西北部地區典型超高壓氣井，壓力系數高達1.8以上，考慮ST1井和L16井地層溫度（表1），分別計算125.8℃、146.7℃不同壓力條件下的壓縮因子數值，同時結合實驗測試值對計算誤差進行對比分析（圖1、圖2）。從圖1可以看出，不同氣井在不同溫度下，壓縮因子隨壓力變化的曲線形態幾乎一致，溫度對壓縮因子計算影響不大，經驗公式計算值與實驗測試值差異整體較小。從圖2可以看出，Gopal法、DPR和DAK法在低壓區壓縮因子計算誤差隨壓力增加而增加；達到誤差峰值后（Gopal法誤差峰值壓力為30 MPa，DPR和DAK法誤差峰值壓力為25 MPa），計算誤差隨壓力增加逐漸下降。HY方法無論在高壓還是低壓情況下，計算誤差變化不大，平均計算誤差僅為0.1%，可推薦用于區域超高壓氣井的壓縮因子估算。

表1 ST1井和L16井壓力溫度表

圖1 125.8℃和146.7℃下偏差因子隨壓力變化曲線圖

圖2 ST1井和L16井壓縮因子計算誤差對比分析圖

1.2 綜合壓縮系數

通常學者們認為綜合壓縮系數的取值與巖石和流體的壓縮性有關，具有與其他物性參數類似的非均質性。確定巖石壓縮系數的方法主要有經驗公式法、實驗測定法和理論計算法。實驗測定法是最準確有效的，但因超高壓氣藏取心困難且實驗條件嚴格造成成本較高，因此通過實驗確定巖石壓縮系數困難，而且常壓下測量與初始覆壓條件下測量結果差別明顯，目前國內該測定技術并未取得突破性進展。常規經驗計算公式在計算過程中均存在一定的缺陷：常規的HALL圖版法在預測過程中并未對巖石的巖性予以區分；一些經驗公式也僅僅考慮單因素的關系；已有的多元預測回歸公式僅采用非超高壓地區的實驗數據資料，不具有代表性［2-3］。由于研究區暫未開展巖石綜合壓縮系數實驗，暫未開展該參數對比分析研究。

2 儲量計算方法適應性研究

2.1 計算方法簡介

動態儲量預測方法主要有物質平衡壓降法、物質平衡異常高壓壓降校正法、物質平衡異常高壓解析法、彈性二相法、油壓遞減法、產量累計法，羅杰斯蒂函數法以及現代遞減分析法等。計算所需的動態數據資料主要包括：生產時間（t）、累計產量（Gp）、氣井穩產日產氣量（Qg）、氣井穩產井底流壓（pwf），原始地層壓力（pe）等，對應選取不同的參數關系，可初步預測動態儲量（圖3）。

圖3 動態儲量計算方法參數選取關系示意圖

對于定容封閉性或弱彈性水驅的氣藏或凝析氣藏投產后，地層壓力下降已達10%，可用壓降直線外推法確定動態地質儲量，超高壓壓降校正法和超高壓解析法基于物質平衡壓降法的原理進行推導，主要在于對超高壓氣井壓降曲線“拐折點”的確定，其位置主要與綜合壓縮系數以及偏差因子有關［4］。彈性二相法適用于氣井進入擬穩定流動階段后的儲量預測，該方法不需要氣井關井測壓，不影響氣井的生產，僅利用所測的流動壓力以及氣井原始地層壓力就可以對儲量進行預測。油壓遞減法、產量累積法、羅杰斯蒂函數法在儲量預測過程中僅需要現場壓力、產量數據資料，反映的是與生產與時間的關系，計算過程較為簡便，而現代遞減分析法對儲量的預測則主要依賴于氣井動態資料的完善程度，氣井的基礎資料越豐富，動態監測資料越準確，氣井生產越平穩（擬穩態流動），儲量預測結果就越可靠。

2.2 計算方法適應性分析

基于ST1井和L16井生產動態特征分析，運用不同動態儲量計算方法對氣井動態儲量進行預測。綜合氣井認識，按照ST1井0.95×108m3和L16井3×108m3的動態儲量基準，對比不同方法的計算誤差。

表2 ST1井和L16井不同方法儲量計算誤差表

根據表2的儲量預測結果分析認為：

1）物質平衡法適用于彈性膨脹壓力弱水驅氣藏，要求具有一定的壓力動態監測資料基礎；L16井由于缺乏有效的井下動態監測資料，無法獲取該方法的儲量預測結果。

2）超高壓氣井物質平衡壓力校正法和解析法考慮偏差因子和壓縮數的影響，儲量計算結果更為準確。

3）流動物質平衡法可以利用井口壓力的變化趨勢對儲量進行預測，獲取動態資料相對簡單，在氣井進入擬穩態流動時，計算誤差不大。

4）油壓遞減法則適用于氣井井筒單相流體已達到穩定流動階段時候的儲量預測，隨著生產的進行，生產數據資料的不斷完善，該方法儲量預測結果將逐漸接近于真實值。

5）產量累計法與羅杰斯蒂函數法較為類似，計算結果受采出程度的影響較大，一般用于氣井生產后期的動態儲量預測。

6）現代遞減分析法一般要求氣井井筒單相流動，且能獲取足夠多的生產數據資料。未表現出明顯的擬穩態流動狀態的氣井運用該方法進行預測會造成較大誤差。

3 結論及建議

1）對壓縮因子計算方法進行研究認為溫度對壓縮因子計算誤差影響較小。同一溫度下在壓力較低的區塊采用Gopal法計算誤差相對較小，隨著壓力上升DPR和DAK法計算誤差有減小趨勢；整體而言，HY方法計算誤差最小，針對未取得實測偏差因子的區塊，推薦采用該方法進行壓縮因子估算。

2）對超高壓氣藏，物質平衡壓力校正法初期計算結果較為可靠，但對氣井測壓數據有一定要求，準確的地層壓力是求取動態儲量的關鍵。產量累計法和羅杰斯蒂函數所需計算參數較少，計算過程較簡便，但受采出程度限制，初期計算結果偏小，不利于氣藏早期評價認識。

3）川西北部地區超高壓氣藏，存在儲集空間類型裂縫、裂縫—縫洞型，推薦采用物質平衡法進行動態儲量預測。該類氣藏在生產初期應多開展井下動態監測工作，取準地層壓力。同時開展超高壓氣井下壓力動態監測技術攻關工作。