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摘 要：应用压力恢复曲线对不同类型储层的低地饱压差油气藏求取饱和压力，不仅弥补了PVT分析数量有限和取样条件苛刻等缺陷，而且拓宽了压力恢复曲线的应用范围。
关键词：不稳定试井 地饱压差 压力恢复
饱和压力是油气田勘探开发中的重要参数之一，通常是由PVT取样分析获得的。为取得具有代表性的样品，对取样井的条件要求非常严格，而现场又很难以满足这些条件。在SX油田SN区块低地饱压差油田，可以使用压力恢复曲线来代替PVT饱和压力资料少的缺陷。这不仅拓宽了压力恢复曲线的应用范围，还可以在油气田勘探开发上做出贡献。
一、用压力恢复曲线确定饱和压力的方法
1.适用条件
用压力恢复曲线确定油（气）田饱和压力的方法适用于地饱压差小的未饱和油气藏（即油嘴稍大，井底流压就低于饱和压力，井筒及周围地层脱气；油嘴稍小或关井，井底流压就很快恢复到原始地层压力），而不适用于饱和油气藏或高地饱压差的未饱和油气藏。
不同储层具有不同的压力恢复曲线形态，本文主要用霍纳曲线切线之切点确定饱和压力（也可以用导数曲线或拟合曲线求二阶导数获得）。一般压力恢复曲线可以分为4段：早期缓升段、陡升段、直线段、边界上翘或下跌段。是前两段，主要反映的是井筒储集效应和表皮效应，对低地饱压差油气藏，井筒储集效应中相的变化占主导地位，这就是压力恢复曲线确定低地饱压差的油气藏饱和压力的依据。
SN区块，属于低地饱压差油气藏，在井筒及近井地带脱气。SN区块恢复曲线大部分只有前两个阶段，后期就是由于脱气影响的变井储段，曲线的直线段不明显。
2.储层饱和压力的确定
SN区块储层压力恢复曲线具有标准形状，为典型的“S”形曲线。这类储层的饱和压力确定在霍纳曲线上多取直线段与曲线段相切点对应的压力；若直线段不易确定，则取相应部位曲线之拐点对应的压力或由导数曲线求取。
二、确定饱和压力实例
SX油田SN区块属低地饱压差油气田，其压力变化特点是，开井生产时井底流压很快降到饱和压力之下；关井后，地层压力很快恢复到饱和压力之上。关井恢复压力后，井筒内及地层附近脱出的气体又重新溶解到地层原油中，即发生相变，此相变点位置在不同储层压力恢复曲线上是不同的。
SN区块，平均原始地层压力为25.2MPa，平均饱和压力为24.38MPa。地饱压差小，为0.84MPa。主要以孔隙型为主。
根据开采初期19口井的压力恢复曲线取得的平均饱和压力为23.90MPa，与实测四口井PVT平均饱和压力23.84MPa，相对误差为0.25%。8008井实测PVT饱和压力为22.93MPa，为最低值。最高的为31井实测PVT饱和压力为24.82MPa。说明了虽然是同一个区块的井，由于所在的位置不同，以及油层中部不同，饱和压力是有差异的。
由于实际测PVT资料比较困难，比较缺，所以就根据实测的饱和压力数据，通过饱和压力梯度公式Pb=7.83-0.0075H计算出不同海拔高度下每一口井的饱和压力，由公式计算出来的PVT饱和压力的平均值为24.29MPa，由压力恢复得到的饱和压力为23.90MPa， PVT饱和压力平均值与压力恢复曲线确定的饱和压力平均值进行对比来看，相差不是很大，相对误差为1.61%，基本上符合。
由于压力恢复录取工作比较简便，对试井要求条件不是很严格。所以用压力恢复曲线确定该井的饱和压力是比较方便可行的。结合SN区块系统试井资料，由于开发初期，系统试井测试的井次不多，从测试资料计算出该井的饱和压力，用系统试井得出的饱和压力相对来说是最小的，相差不是很大。系统试井计算的饱和压力的平均值与PVT饱和压力平均值的相对误差为3.49%。
用三種不同方法计算出来的地层饱和压力，三者比较来看，用压力恢复曲线求得的饱和压力最大，用PVT求得饱和压力次之，用系统试井求得饱和压力最小，但三者相差都不是很大。从经济适用上看，测试压力恢复比较方便，而且测试的井次较多，资料的可信度更高些。可以比较准确的知道每一口井的饱和压力，这样更有利于指导井的生产。
三、SN区块饱和压力分布
SN区块的饱和压力分布是比较有规律的，从压力恢复曲线饱和压力等值线图来看，区块北部和西部的饱和压力偏低，从区块的构造上来看北部和西部为构造高部位。从PVT饱和压力等值线图来看，区块北部的饱和压力偏低。由两种不同的方法，求得的饱和压力，基本上是相同的，但仍有些区别，总得来说压力恢复求得的饱和压力值都略小于PVT饱和压力值。
从动态的生产情况来看，气油比较大，地层脱气比较严重。导致脱气严重的原因是，饱和压力偏低，流动压力低于饱和压力，使流体脱气。
四、结论
1.由于SN区块，PVT资料取的比较少，对比性比较差。
对低地饱压差油气藏，用压力恢复曲线确定饱和压力是可行的，在油气藏勘探开发中必将产生较大的经济效应。
2.用压力恢复曲线确定储层饱和压力时，不同储层类型的饱和压力在霍纳曲线上的取值是：SN区块的储层多取直线段与相切之切点对应的压力和拐点对应的压力。
关键词：不稳定试井 地饱压差 压力恢复
饱和压力是油气田勘探开发中的重要参数之一，通常是由PVT取样分析获得的。为取得具有代表性的样品，对取样井的条件要求非常严格，而现场又很难以满足这些条件。在SX油田SN区块低地饱压差油田，可以使用压力恢复曲线来代替PVT饱和压力资料少的缺陷。这不仅拓宽了压力恢复曲线的应用范围，还可以在油气田勘探开发上做出贡献。
一、用压力恢复曲线确定饱和压力的方法
1.适用条件
用压力恢复曲线确定油（气）田饱和压力的方法适用于地饱压差小的未饱和油气藏（即油嘴稍大，井底流压就低于饱和压力，井筒及周围地层脱气；油嘴稍小或关井，井底流压就很快恢复到原始地层压力），而不适用于饱和油气藏或高地饱压差的未饱和油气藏。
不同储层具有不同的压力恢复曲线形态，本文主要用霍纳曲线切线之切点确定饱和压力（也可以用导数曲线或拟合曲线求二阶导数获得）。一般压力恢复曲线可以分为4段：早期缓升段、陡升段、直线段、边界上翘或下跌段。是前两段，主要反映的是井筒储集效应和表皮效应，对低地饱压差油气藏，井筒储集效应中相的变化占主导地位，这就是压力恢复曲线确定低地饱压差的油气藏饱和压力的依据。
SN区块，属于低地饱压差油气藏，在井筒及近井地带脱气。SN区块恢复曲线大部分只有前两个阶段，后期就是由于脱气影响的变井储段，曲线的直线段不明显。
2.储层饱和压力的确定
SN区块储层压力恢复曲线具有标准形状，为典型的“S”形曲线。这类储层的饱和压力确定在霍纳曲线上多取直线段与曲线段相切点对应的压力；若直线段不易确定，则取相应部位曲线之拐点对应的压力或由导数曲线求取。
二、确定饱和压力实例
SX油田SN区块属低地饱压差油气田，其压力变化特点是，开井生产时井底流压很快降到饱和压力之下；关井后，地层压力很快恢复到饱和压力之上。关井恢复压力后，井筒内及地层附近脱出的气体又重新溶解到地层原油中，即发生相变，此相变点位置在不同储层压力恢复曲线上是不同的。
SN区块，平均原始地层压力为25.2MPa，平均饱和压力为24.38MPa。地饱压差小，为0.84MPa。主要以孔隙型为主。
根据开采初期19口井的压力恢复曲线取得的平均饱和压力为23.90MPa，与实测四口井PVT平均饱和压力23.84MPa，相对误差为0.25%。8008井实测PVT饱和压力为22.93MPa，为最低值。最高的为31井实测PVT饱和压力为24.82MPa。说明了虽然是同一个区块的井，由于所在的位置不同，以及油层中部不同，饱和压力是有差异的。
由于实际测PVT资料比较困难，比较缺，所以就根据实测的饱和压力数据，通过饱和压力梯度公式Pb=7.83-0.0075H计算出不同海拔高度下每一口井的饱和压力，由公式计算出来的PVT饱和压力的平均值为24.29MPa，由压力恢复得到的饱和压力为23.90MPa， PVT饱和压力平均值与压力恢复曲线确定的饱和压力平均值进行对比来看，相差不是很大，相对误差为1.61%，基本上符合。
由于压力恢复录取工作比较简便，对试井要求条件不是很严格。所以用压力恢复曲线确定该井的饱和压力是比较方便可行的。结合SN区块系统试井资料，由于开发初期，系统试井测试的井次不多，从测试资料计算出该井的饱和压力，用系统试井得出的饱和压力相对来说是最小的，相差不是很大。系统试井计算的饱和压力的平均值与PVT饱和压力平均值的相对误差为3.49%。
用三種不同方法计算出来的地层饱和压力，三者比较来看，用压力恢复曲线求得的饱和压力最大，用PVT求得饱和压力次之，用系统试井求得饱和压力最小，但三者相差都不是很大。从经济适用上看，测试压力恢复比较方便，而且测试的井次较多，资料的可信度更高些。可以比较准确的知道每一口井的饱和压力，这样更有利于指导井的生产。
三、SN区块饱和压力分布
SN区块的饱和压力分布是比较有规律的，从压力恢复曲线饱和压力等值线图来看，区块北部和西部的饱和压力偏低，从区块的构造上来看北部和西部为构造高部位。从PVT饱和压力等值线图来看，区块北部的饱和压力偏低。由两种不同的方法，求得的饱和压力，基本上是相同的，但仍有些区别，总得来说压力恢复求得的饱和压力值都略小于PVT饱和压力值。
从动态的生产情况来看，气油比较大，地层脱气比较严重。导致脱气严重的原因是，饱和压力偏低，流动压力低于饱和压力，使流体脱气。
四、结论
1.由于SN区块，PVT资料取的比较少，对比性比较差。
对低地饱压差油气藏，用压力恢复曲线确定饱和压力是可行的，在油气藏勘探开发中必将产生较大的经济效应。
2.用压力恢复曲线确定储层饱和压力时，不同储层类型的饱和压力在霍纳曲线上的取值是：SN区块的储层多取直线段与相切之切点对应的压力和拐点对应的压力。