松南气田单井产能评价分析研究

2022-09-11

1 松南气田储层特征

1.1 松南气田储层层组划分及沉积特征

松南气田揭示三套含气层系, 自下而上分别是:营城组 (K1yc) 火山岩含气层系、登娄库组 (K1d) 砂岩含气层系和泉头组 (K1q) 砂岩含气层系。主产层为营城组火山岩气藏, 发育有爆发相、溢流相二种相类型, 横向上自火山口由近及远可以分为爆发相区、溢流相区;垂向上下部为爆发相, 上部为溢流相。

营城组火山岩储层厚211.0-270.0m, 气藏平均有效厚度155.3m。

1.2 储层分类、分布特征

在单井储层细分、多井气层对比精细描述基础上, 结合钻时、岩芯、测井等资料, 按火山岩相带进行储层分类。Ⅰ类储集岩孔隙度12.15-29.15%, Ⅱ类储集岩孔隙度4.66-11.55%, Ⅲ类储集岩孔隙度3.39-7.22%, Ⅳ类为非储集岩孔隙度小于3.0%, 渗透率低于0.02×10-3mm2。

1.3 储层物性及流体性质

气藏地层压力42.015MPa, 压力系数1.175;地层温度135.780℃, 地温梯度3.547℃/100m, 属正常压力、温度系统。关井31小时后压力恢复到原始地层压力。

营城组天然气组份为:甲烷含量为72.06%, 乙烷含量为1.19%, 氮气含量为4.86%, 二氧化碳含量为21.79%。天然气相对密度0.7912g/cm3, 不含硫。横向上二氧化碳含量21.79% (腰深1井) -25.76% (长深1井) , 腰深1井测试与试采生产近6个月后气体组分二氧化碳含量稳定 (21.83%) 。

1.4 地层储量

经全国储委批准的中石化登记区块内计算叠合含气面积16.83km2, 天然气地质储量537.27×108m3, 可采储量312×108m3, 其中营城组火山岩气藏探明地质储量433.66×108m3 (Ⅰ类储量为386.5×108m3, 占89.13%;Ⅱ+Ⅲ类储量为47.16×108m3, 占10.87%) , 技术可采储量260.20×108m3, 经济可采储量213.01×108m3, 叠合含气面积16.83km2;登娄库组和泉头组砂岩储层控制天然气地质储量103.61×108m3, 可采储量51.8×108m3, 叠合含气面积13.92km2。中石油登记区块营城组火山岩气藏探明地质储量416×108m3。

2 2012年腰平9测试情况

2.1 静压、静温及梯度测试

2012年8月7-11日关井测压恢 (见图2-1) , 地层静压为41.398MPa/垂深3637.6m, 压力系数1.161, 地层静温为132.08℃/垂深3637.6m, 地温梯度3.45℃/100m。

2.2 一点法求产

2.3 据陈元千一点法经验公式

计算天然气无阻流量为153×104m3/d

qAOF:无阻流量 (104m3/d) ;q:天然气产量 (104m3/d) PR:地层压力 (MPa) ;Pwf:井底流压 (MPa) 。

推荐合理产量为无阻流量的1/5, 即合理产量应小于30×104m3/d。

3 2013年腰平9测试情况

3.1 静压、静温测取

2013年9月7-30日关井测压恢 (见图3-1) , 地层静压为39.580MPa/垂深3637.6m, 压力梯度0.258MPa/100m, 地层压力系数1.110, 地层静温为137.58℃/垂深3637.6m, 地温梯度3.45℃/100m。

3.2回压法产能测试资料处理

3.3 建立回压法试井分析数据处理表 (见表3-2)

3.3.1 指数式分析

指数式产能方程:q=6.0423 (Pr2-P2wf) 0.5471

指数式无阻流量:qaof=338.19×104m3

3.3.2 二项式分析

二项式产能方程:Pr2-P2wf=0.1046Qsc+0.0171Q2sc

二项式无阻流量:qaof=299.63×104m3

由指数式、二项式产能方程, 计算无阻流量分别为:338.19×104m3和299.63×104m3。

比较一点法、指数式和二项式计算的QAOF值可看出, 一点法测试数据较少, 偏差较大, 没有较大的实际意义。而指数式计算的QAOF大于二项式计算的QAOF。理论上讲, 后者较正确, 它考虑了流量增大紊流效应的影响。前者是在双对数外推直线确定的QAOF, 没有顾及流量大会引起直线段向上弯曲的影响。因此, 按直线外推的QAOF值偏大。

4 确定气井合理工作制度

根据指数式产能方程, 计算当气层平均压力为39.580MPa和37.000MPa时以不同流压生产时的产量 (见表4-1) , 作IPR曲线图4-1。

由图可知, 当产量较小时, 压力于流量呈线性关系, 超过一定产量后, 曲线下翘, 表现出明显的非达西效应, 气井生产会把部分压力消耗到克服非达西流上, 因此可把偏离早期直线的那一点产量作为气井生产配产的极限, 则本井合理配产不能大于55×104m3。

5 储量计算

根据2012年9月12至2013年9月15日测试生产数据, 表4-2, 并作压降图4-2:

根据弹性二相法压力降落曲线, 定地层废弃压力为10MPa计算

计算:2×10-4× (39.58-10) ×35.7788×104/ (0.2612×0.0181)

求得, 气井控制原始地质储量:G=454072×104m3。

6 结语

6.1 腰平9井通过测试获得地层中部静压39.580MPa, 地层压力系数为1.110。地层静温为137.58℃, 温度梯度为3.51℃/100m。

6.2 经回压法测试, 分别求得指数式产能方程:q=6.0423 (Pr2-P2wf) 0.5471, 指数式无阻流量:qaof=338.19×104m3。二项式产能方程:Pr2-P2wf=0.1046Qsc+0.0171Q2sc, 二项式无阻流量:qaof=299.63×104m3, 二项式求得的无阻流量较正确。

6.3 2012年10月30日到2013年9月15日, 累计产气量为2987.8536×104m3, 地层压力从41.398MPa下降到39.580MPa, 弹性产能为1643.484×104m3/Mpa。

6.4 用弹性二相法压力降落曲线算得气藏地质储量:G=454072×104m3

摘要：阐述了松南气田储层特征, 根据单井的测试数据并对该数据进行分析, 对该井的无阻流量、合理配产、单井控制储量进行评价, 指导单井合理正常生产。

关键词：测试,无阻流量,配产,控制储量,产能