試井及生產(chǎn)資料在儲(chǔ)氣庫(kù)早期評(píng)價(jià)中的應(yīng)用

王 飛，張士誠(chéng)

(石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 中國(guó)石油大學(xué)，北京 102249)

引 言

陜224井區(qū)從2000年開(kāi)始投產(chǎn)開(kāi)發(fā)，至今已全面進(jìn)入枯竭期，現(xiàn)計(jì)劃將其建設(shè)為儲(chǔ)氣庫(kù)［1-2］。需要在設(shè)計(jì)前期對(duì)井區(qū)進(jìn)行系統(tǒng)評(píng)價(jià)，評(píng)價(jià)內(nèi)容包括井區(qū)儲(chǔ)量、儲(chǔ)層連通性、滲透性、邊界位置、封閉性、井筒儲(chǔ)集特性、近井地帶污染情況等。目前有效的氣藏評(píng)價(jià)方法包括試井分析和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析［3-6］，常規(guī)試井資料周期短，單純地進(jìn)行試井分析只能獲得近井地帶有限范圍內(nèi)的氣藏參數(shù)，無(wú)法確定氣藏邊界位置和控制儲(chǔ)量［7-10］。日常生產(chǎn)資料精度低(通常為井口壓力和產(chǎn)量數(shù)據(jù))，不能準(zhǔn)確反映氣井早期的流動(dòng)特征，單獨(dú)通過(guò)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析無(wú)法描述井筒儲(chǔ)集特性及近井地區(qū)地層特征［11-14］。鑒于上述2種資料的局限性，對(duì)陜224井區(qū)儲(chǔ)氣庫(kù)早期評(píng)價(jià)采用壓力恢復(fù)試井與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析相結(jié)合的方法，綜合判斷井區(qū)儲(chǔ)層連通性、邊界封閉性，計(jì)算井區(qū)儲(chǔ)量、地層滲透率、井筒儲(chǔ)集系數(shù)、表皮系數(shù)，為下一步儲(chǔ)氣庫(kù)指標(biāo)設(shè)計(jì)提供理論依據(jù)。

1 井區(qū)地質(zhì)構(gòu)造特征

陜224井區(qū)位于靖邊氣田中區(qū)西部，北至G20-4、南達(dá)陜222、東抵陜5、西到蘇350。地理位置主要位于陜西省靖邊縣海則灘鄉(xiāng)和內(nèi)蒙古自治區(qū)河南鄉(xiāng)，地表為沙漠、丘陵，地層傾角約為0.15～0.50°，海拔為1 200～1 400 m。主要目的層為馬五1+2，氣層埋深為3 150～3 765 m，儲(chǔ)層以泥—細(xì)粉晶白云巖為主，層內(nèi)儲(chǔ)集物性由鼻隆—鼻翼—鼻凹部位呈逐漸降低趨勢(shì)，通過(guò)開(kāi)發(fā)井的鉆井證實(shí)，在繼承性的構(gòu)造低洼部位，不利于天然氣聚集，屬低孔、低滲區(qū)，含氣性較差，氣井產(chǎn)能較低。A、B和C分別為陜224井區(qū)內(nèi)完鉆的3口開(kāi)發(fā)井，A井位于井區(qū)東部，距離東北側(cè)的巖性變化界面約800 m;B井位于井區(qū)西北部邊緣，距離西北側(cè)的巖性變化界面約350 m;C井位于井區(qū)中南部，距離東南側(cè)的巖性變化界面約650 m;井區(qū)邊界位置及封閉性均不明確。

2 井區(qū)測(cè)試井的生產(chǎn)情況

由測(cè)井及巖心實(shí)驗(yàn)獲得陜224井區(qū)基本數(shù)據(jù)如表1所示。A井完鉆井深為3 564 m，射孔層位為馬五123，投產(chǎn)日期為2000年10月30日。投產(chǎn)前油壓為25.4 MPa，套壓為25.4 MPa，于2012年4月21日關(guān)井。關(guān)井前油壓為6.5 MPa，套壓為7.5 MPa。圖1a為A井的生產(chǎn)歷史曲線;B井完鉆井深為3 577 m，射孔層位為馬五11234，投產(chǎn)日期為2003年9月5日，投產(chǎn)前油壓為23.2 MPa，套壓為23.2 MPa。于2012年5月6日關(guān)井，關(guān)井前油壓為7.6 MPa，套壓為7.6 MPa。圖1b為B井的生產(chǎn)歷史曲線。C井完鉆井深為3 560 m，射孔層位為馬五123，投產(chǎn)日期為2003年10月18日，投產(chǎn)前油壓為22.7 MPa，套壓為22.7 MPa。于2012年4月23日關(guān)井，關(guān)井前油壓為7.4 MPa，套壓為7.5 MPa。圖1c為C井的生產(chǎn)歷史曲線。

表1 陜224井區(qū)地層及流體性質(zhì)

圖1 A、B、C井生產(chǎn)歷史曲線

3 試井資料與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析

3.1 A井曲線特征及解釋結(jié)果

圖2 A井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線圖

A井關(guān)井同時(shí)進(jìn)行壓力恢復(fù)測(cè)試，恢復(fù)歷史曲線如圖1a紅色圈出部分所示。圖2為繪出的壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)診斷曲線，導(dǎo)數(shù)曲線明顯反映了早期井筒儲(chǔ)集和表皮效應(yīng)。壓力恢復(fù)晚期的導(dǎo)數(shù)曲線斜率接近于1的趨勢(shì)反映了遠(yuǎn)離井的儲(chǔ)層流度和儲(chǔ)集性能在降低。診斷模型為:①?gòu)?fù)合性地層。氣井所在的內(nèi)區(qū)具有較高的流度和儲(chǔ)集性能，遠(yuǎn)離氣井的外區(qū)地層流度和儲(chǔ)集性能大大降低;②至少有一側(cè)泄露的矩形邊界氣藏;③目前還不能判定為封閉氣藏，因?yàn)榉忾]邊界井在衰竭期的壓力恢復(fù)導(dǎo)數(shù)會(huì)呈現(xiàn)下掉趨勢(shì)，導(dǎo)數(shù)值變?yōu)榱恪?/p>

根據(jù)A井的壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線特征，選取了4組模型進(jìn)行擬合。解釋模型包括:井筒儲(chǔ)集+表皮+均質(zhì)地層+3條不流動(dòng)邊界、井筒儲(chǔ)集+表皮+兩區(qū)徑向復(fù)合地層+無(wú)限大邊界、井筒儲(chǔ)集+表皮+兩區(qū)徑向復(fù)合地層+封閉邊界、井筒儲(chǔ)集+表皮+均質(zhì)地層+封閉邊界。盡量保證壓力恢復(fù)測(cè)試數(shù)據(jù)的擬合效果，如圖3所示。隨著恢復(fù)時(shí)間的延長(zhǎng)，矩形封閉邊界模型的壓力導(dǎo)數(shù)曲線會(huì)出現(xiàn)下掉現(xiàn)象;兩區(qū)徑向復(fù)合模型的壓力導(dǎo)數(shù)曲線在上升后會(huì)出現(xiàn)平穩(wěn)狀態(tài)，表明進(jìn)入無(wú)限大地層徑向流狀態(tài);具有一側(cè)泄露的矩形邊界模型的壓力導(dǎo)數(shù)曲線會(huì)依舊保持上翹現(xiàn)象。

圖3 A井各模型擬合曲線

為了進(jìn)一步驗(yàn)證A井的邊界模型，需要對(duì)生產(chǎn)資料進(jìn)行動(dòng)態(tài)分析。將壓力恢復(fù)解釋結(jié)果作為動(dòng)態(tài)分析模型的輸入?yún)?shù)，不斷循環(huán)調(diào)試各關(guān)鍵參數(shù)，以擬合流量標(biāo)準(zhǔn)化擬壓力(mRNP)及其導(dǎo)數(shù)曲線，最終確定氣井模型。由圖4中A井的mRNP及其導(dǎo)數(shù)雙對(duì)數(shù)曲線可以看出，晚期mRNP及其導(dǎo)數(shù)均呈現(xiàn)斜率為1的直線段，表明地層進(jìn)入封閉邊界擬穩(wěn)定流動(dòng)狀態(tài)。因此，可以排除壓力恢復(fù)試井解釋模型中的前2種不封閉模型，將后2種封閉邊界模型試井解釋出的關(guān)鍵參數(shù)作為初試值輸入氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)解析模型，對(duì)mRNP及其導(dǎo)數(shù)曲線進(jìn)行擬合。圖5為選擇徑向復(fù)合地層時(shí)獲得的擬合效果。

圖4 mRNP及其導(dǎo)數(shù)雙對(duì)數(shù)曲線

圖5 mRNP及其導(dǎo)數(shù)雙對(duì)數(shù)擬合曲線

基于上述試井和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析結(jié)果，判斷A井選取:井筒儲(chǔ)集+表皮+徑向復(fù)合地層+矩形封閉邊界的組合模型，擬合獲得A井控制范圍內(nèi)的關(guān)鍵參數(shù)如表2所示。

表2 A、B、C井關(guān)鍵參數(shù)

3.2 B井曲線特征及解釋結(jié)果

B井關(guān)井同時(shí)進(jìn)行壓力恢復(fù)測(cè)試，壓力恢復(fù)測(cè)試曲線如圖1b紅色圈出部分所示。圖5的壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)導(dǎo)數(shù)曲線反映了早期井筒儲(chǔ)集和表皮效應(yīng)。壓力恢復(fù)晚期，導(dǎo)數(shù)曲線的上翹趨勢(shì)反映了遠(yuǎn)離井的儲(chǔ)層流度和儲(chǔ)集性能在降低。同A井的壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線特征相似，故選取了同樣4組模型進(jìn)行擬合。模擬出的壓力恢復(fù)曲線都能較好地?cái)M合實(shí)際壓力恢復(fù)測(cè)試數(shù)據(jù)，如圖6所示，但隨著恢復(fù)時(shí)間的延長(zhǎng)，不同模型模擬出的特征曲線會(huì)出現(xiàn)明顯差異，需要進(jìn)一步確定氣井模型。

由生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)的mRNP及其導(dǎo)數(shù)的雙對(duì)數(shù)曲線可以看出，晚期mRNP及其導(dǎo)數(shù)均呈現(xiàn)斜率為1的直線段，表明地層進(jìn)入封閉邊界擬穩(wěn)定流動(dòng)狀態(tài)。結(jié)合壓力恢復(fù)測(cè)試解釋的氣井關(guān)鍵參數(shù)，建立氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)解析模型，對(duì)mRNP及其導(dǎo)數(shù)曲線進(jìn)行擬合，得到如下擬合效果，如圖7所示。

圖6 B井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)及模型擬合曲線

圖7 mRNP及其導(dǎo)數(shù)雙對(duì)數(shù)擬合曲線

基于上述試井和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析結(jié)果，判斷B井選取:井筒儲(chǔ)集+表皮+徑向復(fù)合地層+矩形封閉邊界的組合模型，擬合獲得B井控制范圍內(nèi)的關(guān)鍵參數(shù)如表2所示。

3.3 C井曲線特征及解釋結(jié)果

C井關(guān)井的同時(shí)進(jìn)行壓力恢復(fù)測(cè)試，恢復(fù)測(cè)試歷史曲線如圖1c紅色圈出部分所示。壓力恢復(fù)導(dǎo)數(shù)曲線明顯反映了早期井筒儲(chǔ)集和表皮效應(yīng)。中期徑向流的凹陷部分由2種情況導(dǎo)致:多層儲(chǔ)層的層間竄流效應(yīng);復(fù)合性地層，其中內(nèi)區(qū)地層的流度和儲(chǔ)集性能較低，外區(qū)地層的流度和儲(chǔ)集性能明顯改善。導(dǎo)數(shù)曲線的晚期同樣反映了邊界效應(yīng)，壓力導(dǎo)數(shù)曲線上翹表明井與外部?jī)?chǔ)層的連通性差。

根據(jù)上述壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線特征，選取了井筒儲(chǔ)集+表皮+雙滲地層+3條不流動(dòng)邊界、井筒儲(chǔ)集+表皮+兩區(qū)徑向復(fù)合地層+3條不流動(dòng)邊界、井筒儲(chǔ)集+表皮+兩區(qū)徑向復(fù)合地層+封閉邊界、井筒儲(chǔ)集+表皮+雙滲地層+封閉邊界4組模型進(jìn)行擬合，盡量保證壓力恢復(fù)測(cè)試數(shù)據(jù)的擬合效果，如圖8所示。隨著恢復(fù)時(shí)間的延長(zhǎng)，其中2組封閉邊界模型的壓力導(dǎo)數(shù)曲線會(huì)出現(xiàn)下掉現(xiàn)象;另外2組具有一側(cè)泄露的矩形邊界模型的壓力導(dǎo)數(shù)曲線會(huì)依舊保持上翹現(xiàn)象。

由生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)的mRNP及其導(dǎo)數(shù)的雙對(duì)數(shù)曲線可以看出，晚期mRNP及其導(dǎo)數(shù)均呈現(xiàn)斜率為1的直線段，表明地層進(jìn)入封閉邊界擬穩(wěn)定流動(dòng)狀態(tài)。將后2種封閉邊界模型試井解釋出的關(guān)鍵參數(shù)作為初試值輸入氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)解析模型，對(duì)mRNP及其導(dǎo)數(shù)曲線進(jìn)行擬合。圖9為選擇徑向復(fù)合地層時(shí)獲得的擬合效果。

圖8 C井壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)及模型擬合曲線

圖9 mRNP及其導(dǎo)數(shù)雙對(duì)數(shù)擬合曲線

基于上述試井和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析結(jié)果，判斷C井選取:井筒儲(chǔ)集+表皮+兩區(qū)徑向復(fù)合地層+矩形封閉邊界的組合模型。擬合獲得C井控制范圍內(nèi)的關(guān)鍵參數(shù)如表2所示。

4 井區(qū)儲(chǔ)層連通性、邊界封閉性綜合評(píng)價(jià)

根據(jù)試井和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析，結(jié)合陜224井區(qū)地層厚度圖，判斷井區(qū)外部封閉性良好，內(nèi)部?jī)?chǔ)層物性分布不均勻。其中，A井和B井均為井筒附近地層流度和儲(chǔ)集性能較好，遠(yuǎn)離井筒的外部地層物性變差、儲(chǔ)層變薄，形成巖性邊界。C井井筒附近地層流度和儲(chǔ)集性能較差，井筒較遠(yuǎn)處地層物性改善，遠(yuǎn)離井筒的最外部物性變差、儲(chǔ)層變薄，形成巖性邊界。3口井在生產(chǎn)過(guò)程中在井區(qū)內(nèi)部形成動(dòng)態(tài)邊界，動(dòng)態(tài)邊界和巖性邊界共同構(gòu)成了每口井的泄氣范圍，決定了每口井的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量，如圖10所示。

圖10 陜224井區(qū)內(nèi)部動(dòng)態(tài)邊界及外部巖性邊界

井筒與動(dòng)態(tài)邊界和巖性邊界的距離已經(jīng)通過(guò)試井解釋和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析方法確認(rèn)，每口井控制范圍內(nèi)的儲(chǔ)層物性參數(shù)也已求出(表2)。陜224井區(qū)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量為3口井控制儲(chǔ)量之和，共10.43×108m3。

5結(jié)論

(1)利用陜224井區(qū)3口井的壓力恢復(fù)試井資料和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，通過(guò)試井特征曲線(主要反映流動(dòng)早期和中期)確定了近井地帶的儲(chǔ)層物性及連通狀況;根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征曲線(主要反映流動(dòng)晚期)確定了巖性邊界位置，計(jì)算出井區(qū)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量。

(2)通過(guò)試井與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析相結(jié)合的方法，可以彌補(bǔ)壓力恢復(fù)試井?dāng)?shù)據(jù)短、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)精度低的不足，并且可以減少單一分析方法在解釋實(shí)際資料時(shí)所出現(xiàn)的誤差，從而獲得較為精確的氣藏模型。

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