深水高产气井压力恢复曲线异常分析及校正研究
摘要： 气井测试，压力计难以下至储层中部，深水气井当压力计距储层较远时，关井后受井筒温度快速下降影响，压力恢复曲线可能会出现下降的异常现象，导致无法有效解释储层参数。本文以南海西部某深水高产气井A为例，其测试储层为潜山裂缝性储层，水深1833m，储层中深2883m，测试压力计深度2662m，距离储层221m，关井后压力计温度从85℃下降至73℃，9min后压力恢复曲线开始缓慢下降。分析认为，温度下降导致井筒内压力梯度增加，在压力计处产生压力下降，当地层压力恢复速度小于此压力下降速度时，压力恢复曲线综合表现出下降趋势。本文综合考虑井筒内温度变化影响与地层压力恢复速度，创新建立了受井筒温度变化影响的压力恢复曲线反转校正模型，校正形成真实地层压力恢复曲线。校正后压力恢复曲线由缓慢下降趋势反转为缓慢上升趋势，试井解释双对数曲线中压力导数曲线裂缝特征明显，与该区裂缝性储层特征相吻合，在此基础上开展的试井解释结果符合储层认识，并可准确计算气井无阻流量。
关键词： 深水气井；压力梯度；压力校正模型；压力导数曲线
1 存在问题
南海西部某深水高产气井A井钻遇潜山花岗岩储层，该井所在海域水深1833m，储层埋深2829m，测井解释认为该区为裂缝-孔隙型储集体，有效厚度85.2m，孔隙度9.3%，含气饱和度82.6%，该井壁心资料证实储层裂缝发育这一特征。
A井DST测试初开共四级工作制度，测试气产量26.2×10 4 ～129.4×10 4 m 3 /d，生产压差从0.23MPa降低至0.11MPa，随着测试产量增加生产压差减小，表明储层污染逐渐被解除，一关（关井下测试阀）共计24.5h，后生产3h（77×10 4 m 3 /d产气量），再次关井7h（井口关井）。二开三级工作制度，产气量26×10 4 ～65×10 4 m 3 /d。A井测试过程顺利，但井下压力计数据在关井9min后呈现缓慢下降趋势，共下降0.01MPa（图1），导致试井解释双对数曲线中压力导数曲线缺失（图2），给试井解释工作带来很大挑战。
图1 井下压力计温度-压力变化图
图2 原始数据试井解释双对数曲线
2 异常原因分析及校正模型研究
A井DST测试井下4支压力计（井深2642m位置2支，2663m位置2支）压力变化趋势一致，排除压力计异常问题。此外，该井测试有两个关井段（第一段关闭井下测试阀，第二段井口关井），两段压力变化趋势一致，且与现场人员沟通，关井后未发现天然气泄漏，由此排除关井后泄漏影响。
研究发现A井压恢段压力计压力变化趋势与温度变化趋势一致，认为受深水影响的温度变化，是造成压力恢复数据异常的主要原因，其对压力数据影响可总结为：①管柱内温度下降，气体静压梯度增加，造成压力计处压力下降；②高产气井关井初期压力恢复速度快，后期压力恢复速度慢，当后期压力恢复速度小于压力下降速度（受温度影响）时，压力计综合表现为下降趋势。
基于上述分析，本节建立井筒温度-压力耦合模型，来计算关井后真实地层压力恢复曲线 [1-3] 。如果上述分析合理，则计算储层压力恢复曲线（储层段温度不变）为正常上升趋势。
假设井筒传热为稳定传热，地层传热服从经典Remay函数 [4-5] ，则：
油管到水泥环外缘传热量：
水泥环外缘向地层换热量 [6] ：
泥线以下油管内流体向地层传热，总传热系数：
基于考虑续流效应、传热量的能量平衡方程，压力模型可表示为：
式中： T f 为油管内流体温度，K； T h 为套管外壁温度，K； U to 为油管内流体到套管外壁总传热系数，W/（m 2 ·K）； r to 为油管内半径，m； k e 为地层导热系数，W/（m·K）； T e 为地层温度，K；瞬态传热函数 f （ t ）采用Remay函数； θ 为井斜角，°； ρ （ t ）为考虑续流效应的流体密度，g/cm 3 ； p 为任一截面处压力，MPa； z 为任一截面处深度，m； C p 为井筒内流体比热系数，J/（kg·K）； μ J 为焦耳-汤姆逊系数，℃/MPa。
3 A井异常压力恢复曲线校正
A井油管内径0.086m，油管与套管导热系数57W/（m·K），水泥导热系数0.95W/（m·K），地层导热系数1.73W/（m·K），地层热扩散系数0.00037m 2 /h，环空保护液导热系数0.4W/（m·K），原始地层温度358.15K。气体组分为：C 1 占比95.74%，C 2 占比3.01%，C 3 占比0.67%， i C 4 占比0.1%， n C 4 占比0.1%， i C 5 占比0.02%， n C 5 占比0.01%，CO 2 占比0.35%。校正后的储层压力恢复曲线呈现缓慢上升趋势（图3），与假设结果相符。
图3 校正储层压力与原始下压力计压力曲线对比图
由于高产气井打孔管节流效应明显，校正后生产段流压数据存在一定误差，故本节利用公式5，将计算求得的储层压力恢复数据反校正至下压力计位置压力，利用校正下压力计压力（图4）开展试井解释。
图4 折算前后下压力计压力曲线对比图
从温度变化趋势分析，关井后管柱内温度下降趋势逐渐变缓（图1），后期趋于稳定，而折算后的压力数据在170h以后与原始压力数据变化趋势趋于一致（图4），间接证明模型校正可靠性。
4 压力恢复试井解释及效果评价
基于校正前后压力恢复数据开展试井解释，校正前压力恢复双对数曲线反映的流动阶段不完整，未显现裂缝特征（图5），仅可做半定性解释。校正后压力恢复双对数曲线形态完整，压力导数曲线下凹明显，裂缝特征明显 [7-8] （图6），与裂缝性地层特征相吻合。
图5 原始数据试井解释双对数曲线拟合图
图6 校正数据试井解释双对数曲线拟合图
表1 校正前后压力恢复试井解释结果表
校正前后压力恢复数据试井解释结果见表1。从表中可以看出：
①校正后试井解释机械表皮-1.2，符合裂缝性地层表皮特征；
②基于2100×10 4 m 3 无阻流量，反算地层渗透率约150mD，表明校正后解释结果更可靠；
③校正后试井解释裂缝特征明显，得到地层窜流系数 λ 为4.0×10 -7 ，弹性储能比 ω 为0.14，有利于开展储量分类，为后续开发方案研究提供帮助；
④校正后地层压力增加0.03MPa，二项式计算无阻流量略有减小，计算结果更准确。
5 结论及意义
对于深水浅层高产气井，因后期地层压力恢复速度慢，管柱内温度变化对压力恢复曲线影响较大，本文主要取得以下成果：
①井筒温度下降引起气体压力梯度增加，是导致井下压力计压力恢复曲线下降的主要原因。
②建立了考虑井筒温度变化和续流效应的压力恢复曲线校正模型，将异常压力恢复曲线校正回正常形态，校正结果可靠。
③基于校正压力数据开展的试井解释结果符合地层特征，得到地层窜流系数 λ 为4.0×10 -7 ，储层弹性储能比 ω 为0.14，解释结果合理。
④海上气井测试时，压力计应尽量接近储层，减小温度变化对解释结果造成的影响。
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