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孙贺东1 曹雯1 李君1 贾伟2
李原杰2 吴燕2朱松柏2
付小涛2 杨敏2 孟广仁1
1.中国石油勘探开发研究院
2.中国石油塔里木油田公司
摘要：超深层大气田一般都具有高压超高压、基质致密、裂缝发育等特点，其动态储量评价结果具有较强的不确定性。为了准确评价该类型气藏的动态储量，首先基于高压超高压气藏物质平衡方程，深入分析了岩石有效压缩系数与岩石累积有效压缩系数的相关关系，优选出适合于高压超高压气藏动态储量评价的物质平衡分析方法；然后，基于非线性回归法确定了动态储量评价的起算条件，针对未达到起算条件的情形建立了半对数典型曲线拟合法，并采用该方法计算了3个超高压气田（藏）的动态储量，进而验证其可靠性。研究结果表明：①高压超高压气藏物质平衡方程中的气藏累积有效压缩系数是影响该类气藏动态储量评价结果的关键参数，该参数是原始地层压力和当前平均地层压力的函数，而其数值难以通过岩心实验测得；②针对高压超高压气藏，推荐采用不需要压缩系数的非线性回归法进行动态储量评价；③采用非线性回归法计算动态储量的起算点（无量纲视地层压力与累计产气量关系曲线偏离直线的起点）无法通过理论计算得到，基于图解法的统计结果得到不同无量纲线性系数（ωD）情形下起算点对应的无量纲视地层压力衰竭程度介于0.06～0.38，基于实例气藏数据统计得到的起算点也在此范围内；④未达到起算条件时可采用半对数典型曲线拟合法估算动态储量，动态储量与视地质储量的比值是ωD的函数，ωD越大，越小；⑤处于试采阶段的高压超高压气藏，应尽可能延长试采时间，以提高动态储量评价的可靠性；对处于开发中后期的高压超高压气藏，则应以动态储量为基础制订气藏综合治理措施，进而不断改善气藏的开发效果。
关键词：高压超高压气藏；动态储量评价；物质平衡法；压缩系数；曲线；非线性回归；起算条件
0 引言
随着勘探开发技术的不断进步，中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）近年来在四川盆地、塔里木盆地库车山前构造带相继发现并开发了一批超深层大气田（气藏中部埋藏深度超过m）。其中仅在塔里木盆地探明天然气地质储量就超过1×m3，天然气年产量已接近×m3。由于超深层大气田一般具有高压超高压、基质致密、裂缝发育等特点，采用动态法计算的储量（以下简称动态储量）具有较强的不确定性，动、静态储量比介于37%～94%[1-2]，压缩系数、气藏采出程度、基质供气能力、裂缝性水侵是影响超深层超高压气田动态储量评价结果准确性的主要因素。压降法是评价气藏动态储量的常用方法[3]，由于压缩系数难以确定，使得气藏动态储量的计算误差大，甚至会超过%[2,4]；若未达到采用压降法计算动态储量的起算条件（pD—Gp关系曲线偏离直线），误用该方法，亦会造成严重偏差。为此，笔者基于高压超高压气藏物质平衡方程，深入分析了岩石有效压缩系数（Cf）、岩石累积有效压缩系数的相关关系，进而优选出适合于高压超高压气藏动态储量评价的物质平衡分析方法；然后，基于非线性回归法确定了动态储量评价的起算条件，针对未达到起算条件的情形建立了半对数典型曲线拟合法，并在3个超高压气田（藏）进行了应用。可靠的动态储量评价结果将为合理制订高压超高压气藏开发技术对策奠定坚实的基础。1 高压超高压气藏物质平衡方程
1.1 物质平衡方程的形式
对于封闭型高压超高压气藏，若不考虑水侵量及注气量，物质平衡方程表示为[5]：式中Ce表示气藏有效压缩系数，MPa－1；Cw表示地层水压缩系数，MPa－1；Cf表示岩石有效压缩系数，MPa－1。1.2 不同形式的压缩系数
2 高压超高压气藏动态储量评价方法
2.1 评价方法优选
表1 计算高压、超高压气藏动态储量的
物质平衡分析方法统计表
以图版拟合分析方法为代表的现代产量递减分析技术是评价气藏动态储量的新方法[16-18]，但也需要先确定Ce，因此不宜采用该方法计算高压超高压气藏的动态储量。2.2 非线性回归法评价动态储量的起算点
对于产生水侵现象的气藏，幂函数经验值为1.。计算实例表明幂函数经验值虽然来源于国外20个已开发中小型高压超高压气藏的统计分析，但对大型气藏也同样适用[15]。由此绘制出pD—Gp关系曲线，如图2所示，在开发早期，pD下降幅度较小，pD—Gp近似呈线性关系，将其回归结果称为视地质储量（Gapp），与G相比该值明显偏大；若pD下降幅度较大，pD—Gp呈非线性关系，a1、b1可通过非线性回归的方式得到，进而得到G。图2 某高压气藏pD—Gp数据点偏离早期直线段前后的线性、非线性回归曲线图由于偏离pD—Gp曲线早期直线段的起始点无解析解，因此无法通过理论计算得到。根据式（8），绘制出pD—GpD关系曲线图版（图3），笔者采用图解法求取该点，先将pD—GpD早期数据点进行线性回归，进而确定线性回归曲线的斜率和截距，然后根据以下两个判别条件来共同判定拐点位置，分别为：①pD—GpD线性回归曲线的截距值与1.0的相对误差小于0.25%；②拐点横坐标GpD对应的pD线性回归拟合值和拐点实际pD值的相对误差小于0.50%。ωD取值不同，pD—GpD曲线偏离早期直线段的起始点位置差异明显，其对应的视地层压力衰竭程度（1－pD）介于0.06～0.38。对国内外22个已开发高压超高压气藏[15]进行统计，发现ωD介于0.20～0.75，偏离早期直线段的起始点对应的（1－pD）介于0.14～0.38，与笔者采用的图解法计算结果较一致（图3）。
图3 pD—GpD曲线偏离早期直线段的起始点分布图
2.3 半对数典型曲线拟合法（未达到起算条件）
图5 pD—GpD半对数典型曲线图版
3 实例分析
3.1 Anderson“L”气藏（达到起算条件）
美国Anderson“L”气藏中部埋藏深度为.5m，压力系数为1.，采用容积法计算的气藏储量为19.68×m3，生产数据详见本文参考文献[15]。该气藏虽然不属于超深层气藏，但属于超高压气藏，视地层压力衰竭程度（1－pD）为0.43，满足采用物质平衡法计算超高压气藏动态储量的起算条件。采用非线性回归法计算得到的动态储量为19.9×m3（图6）。采用笔者提出的半对数典型曲线拟合法进行拟合，如图7所示，ωD拟合结果为0.4，在pD—Gp半对数曲线图上选取点m（2.0×,0.8），该点在pD—GpD半对数曲线图上的坐标为（0.1,0.8），动态储量计算结果为20.0×m3，计算过程为：图6 Anderson“L”气藏pD—Gp数据点线性与
非线性回归结果对比图
图7 Anderson“L”气藏pD—GpD半对数曲线拟合图
3.2 迪那2气田（未达到起算条件）
迪那2气田产层位于古近系苏维依组与库姆格列木群，储层岩性以粉砂岩、细砂岩为主，属于低孔低渗储层，气藏中部埋藏深度为m，压力系数为2.16[19]。该气藏原始地层压力为.89MPa、地层温度为℃；目前地层压力为79.04MPa，累计产气量为×m3，视地层压力衰竭程度（1－pD）为0.11，不满足采用物质平衡法计算超高压气藏动态储量的起算条件。采用笔者提出的半对数典型曲线拟合法进行拟合，如图8所示，ωD拟合结果为0.6，在pD—Gp半对数曲线图上选取点m（.0×,0.8），该点在pD—GpD半对数曲线图上的坐标为（0.1,0.8），动态储量计算结果为0.0×m3，计算过程为：图8 迪那2气田pD—GpD半对数曲线拟合图
图9 迪那2气田pD—Gp数据点线性回归结果图
3.3 克深2气藏（未达到起算条件）
克深2气藏产层位于下白垩统巴什基奇克组，砂体厚度大，介于～m，储层物性较差，岩心孔隙度介于2%～8%，平均值为4.1%，基质渗透率介于0.～0.mD，平均值为0.05mD[20]；气藏中部埋藏深度为m，压力系数为1.79[21-22]，在开发过程中气藏压力下降均衡、气产量递减快，表现出裂缝型储层的产出特征[23]；原始地层压力为.42MPa、地层温度为℃，目前地层压力为84.45MPa，累计产气量为95.8×m3，单位压降产气量为3.0×m3/MPa，视地层压力衰竭程度（1－pD）为0.10，不满足采用物质平衡法计算超高压气藏动态储量的起算条件。采用笔者提出的半对数典型曲线拟合法进行拟合，如图10所示，ωD拟合结果为0.6，在pD—Gp半对数曲线图上选取点m（36.0×,0.8），该点在pD—GpD半对数曲线图上的坐标为（0.1,0.8），动态储量计算结果为.0×m3，计算过程为：图10 克深2气藏pD—GpD半对数曲线拟合图
图11 克深2气藏pD—Gp数据点线性回归结果图
由典型井的试井解释结果（图12）可以看出，压力导数曲线后期斜率介于0.5～1.0，测试h都未出现径向流特征，地层系数只有0.43mD·m[23]，储渗空间类型为基质致密的裂缝型，基质对与井筒连通的裂缝系统的供气能力不强。同时，该气藏在关井检修的3个月期间，单井井底压力在0.5～2.0h就迅速恢复到平均地层压力水平，但此后近天关井期间平均地层压力仅上升了1.0MPa，转换为pD则仅上升了0.01，也证实了基质的供给能力较弱。如图13所示，在开发早期该气藏的动态储量随累计产气量增大而逐渐增大，从早期的.0×m3增长到.1×m3；长时间关井后采用压降法计算Gapp＝.0×m3，相应G＝.6×m3，较之前仅增加42.5×m3。当（1－pD）大于0.07后，动态储量基本保持稳定，即此时采出程度的提高对动态储量计算结果影响很小。图12 克深气田X井压力恢复双对数曲线图图13 克深2气藏（1－pD）、Gapp、G与Gp关系曲线图4 结论及建议
2）推荐采用不需要压缩系数的非线性回归法进行高压超高压气藏动态储量评价，而采用非线性回归法计算动态储量的起算点无法通过理论方法计算得到，基于图解法的统计结果表明不同ωD情形下起算点对应的（1－pD）介于0.06～0.38；若未达到起算条件，可通过pD—GpD半对数典型曲线拟合法估算动态储量。3）对处于试采阶段的高压超高压气藏，应尽可能延长试采时间，以提高动态储量评价的可靠性；对处于开发中后期的高压超高压气藏，应以动态储量为基础制订综合治理措施，进而不断改善气藏的开发效果。参考文献