王龙飞
中原油田石油工程技术研究院 河南濮阳 457001
摘要：本文对比优选出适用于超深“三高”气井井口压力批量折算井底压力的方法，并结合Arps递减曲线、Fektovich递减曲线、Blasingame、双对数等曲线原理和使用方法，建立了一种考虑实际地质构造、无需关井测试、不占产的利用气井生产数据开展数值分析的方法，准确获取了单井控制储量、可采储量、表皮系数、地层系数等重要参数，达到了开展不稳定试井同样的效果，并在A井进行了推广应用，科学指导了A井的合理开发。
关键词：生产数据数值分析；产能预测；地质储量
前言
气井产能测试对于合理指导气井的高效合理开发具有重要指导意义。但常规的产能测试存在需要开展复杂的测试，测试工艺复杂、费用高、安全风险大，此外测试需要关井、影响产量。因此亟需一种考虑实际地质构造、利用生产数据（产量、压力）分析技术，来获取上述参数，科学指导气井的合理开发。由于绝大多数气井录取的压力为井口压力，因此开展生产数据分析前，需要将井口压力折算至井底。
1方法
（1）批量压力折算方法
由于绝大多数气井生产过程中未监测井底压力，而生产数据数值分析所用的压力为井底压力，因此分析前需将井口压力折算至井底，且折算精度需满足分析要求。目前井口压力折算较多，如Pipesim2003、Wellflo7.0、Ecrin 4.10等，但每种方法都存在某种局限性：①产液影响，上述折算软件无法考虑每天的产液量，只采用统一气液比，而实际开发井不同阶段的气液比不相同。②静压、流压分别计算，生产数据开、关井数据并存，以往静、流压需分别计算，计算速度慢、效率低，计算精度低。③批量计算，Ecrin4.10软件可实现批量压力折算，但无法考虑实际井身结构，计算准确度较低；Pipesim2003 可通过外接接口实现批量计算，也可考虑实际井斜数据，但缺点是无法算静压和考虑每天产液量。
经调研分析，F.A.S.T welltest软件可综合考虑井身结构、每天的产液量、产气量等因素，静压、流压无需单独计算，具有批量计算、准确度高等优点。为了验证该方法的折算精度，利用该方法将B井、C井（B井、C井均下入井底永置式压力计）的井口压力批量折算至井底，并与永置式压力计的数据进行对比，对比结果表明B井平均误差0.6%，C井平均误差0.37，折算精度较高，满足分析需求。
（2）生产数据分析方法
生产数据试井分析技术是对历史生产数据（产量、流压）进行整理、分析和解释的一种分析技术。是在对Arps递减曲线、Fektovich递减曲线、Blasingame、双对数等曲线综合分析的基础上，对生产井进行储量评价、储层认识（K、S、P等）和产能预测，获得与试井基本等效的成果。①Arps递减曲线以经验的流量-时间（累积流量-时间）方程为基础，采用非线性回归自动拟合技术，寻找未期数据点的最佳拟合并显示最佳拟合的递减函数Di，估算最终采收率。但仅适用于不稳定段已经结束的情况。②Fetkovich曲线以Arps曲线为基础，可以同时拟合不稳定段以及边界控制流动段。其中b (0,1)，双曲递减；b=0，指数递减；b=1，调和递减。③Blasingame曲线在以等效时间为横坐标、重整流量为纵坐标的双对数图上，边界控制流动段表现为一个负的单位斜率线，利用这个特征，Blasingame实现了产量的准确预测。④Log-log曲线以等效时间为横坐标、流量重整压力为纵坐标。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，可以计算获得油藏边界大小。进一步，再做流量重整压力的导数，不稳定段将会出现一个直线段，等同于试井解释中的径向流段，据此可以计算获得流度、渗透率等地层参数。
2现场实例
A井为普光气田的一口高含硫气井，完钻井深：5152.00m，完钻层位：二叠系长兴组，是一口探井转开发井。采用2012年7月1日-12月31日的产量数据，首先将井口压力折算至井底. 利用D401-1井地质构造图，考虑了气藏边界形状、边界距离、有效厚度、孔隙度等参数，建立了该井的生产数据分析数值模型完成A井生产数据数值分析。数据分析解释模型采用: 井储+表皮+均质油藏+圆形边界。曲线拟合较好，解释结果为：平均有效渗透率3.97md，表皮系数为-3.9，地层压力56.165MPa，单井控制储量60.7×108m3，可采地质储量59.8×108m3，预测以55×104m3/d生产6个月后井口油压将下降至33.4MPa，建立模型见图1，拟合图见图2-4。
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3结论
（1）生产数据数值分析技术解释结果平均有效渗透率3.97md、表皮系数为-3.9、地层压力56.165MPa，与前期探井试气不稳定试井结果（平均有效渗透率3.57md、表皮系数为-3.45、地层压力56.35MPa）基本一致，达到了与不稳定试井等效的效果。
（2）单井控制储量60.7×108m3，与地质容积法（68.38×108m3）和弹性二相法（59.8×108m3）结果相近，落实了该井的动态控制储量。
（3）预测以55×104m3/d生产6个月后井口油压将下降至33.4MPa，实际井口压力值为33.2MPa，预测结准确度较高。
（4）该项技术与常规试井相比具有考虑实际地质构造、不占产、无现场测试风险、无需改变工作制度等优点。尤其适用于现场测试风险较大的高温、高压、高含硫开发井。
参考文献：
[1] 庄恵农，《气藏动态描述和试井》，石油工业出版社，2004
[2] 刘能强，《实用现代试井解释方法》，石油工业出版社，2002
[3] 陈元千，《油气藏工程计算方法》，石油工业出版社，1990