產能遞減分析方法在氣田動態分析中的應用

曾憲兵，李曉明

（中國石化西南油氣分公司勘探開發研究院，四川成都 610081）

1 產量遞減與產能遞減工程意義

在工程意義上，氣田（井）的產量遞減與產能遞減具有本質的不同。產量遞減是一個生產狀態參數，反映油氣田（井）目前的生產現狀，產量遞減既與氣田（井）的生產能力有關，也與下游需求有關。而產能遞減是一個生產能力參數，反映氣田（井）目前的生產能力，產能遞減只與油氣田（井）的生產能力有關。

過去的幾十年內關于產量遞減規律的研究雖然已取得了相當成熟的研究成果，但產量遞減規律僅僅是對油氣田（井）的產量處于遞減期的現狀進行評價[1]，卻對油氣田（井）的生產不具有實際指導意義。尤其是對于定產降壓的氣井，由于是放大壓差生產因此氣井在相當長的一段時間內氣井產量保持穩定，此時產量遞減法的使用無疑是受到了限制，對氣井的指導配產也無法進行。但實際上氣井產能從開井生產就開始遞減，遞減幅度的大小從無阻流量的變化就可以直觀地反映出來，這就給氣井配產提供了很好的依據。

2 產能遞減分析方法原理與步驟

氣藏穩產時，氣藏產能遞減率包括時間產能遞減率（αt）和壓力水平產能遞減率（αp）。氣藏時間產能遞減率（αt）定義為每增加單位生產時間，氣藏產能減少量，其單位是（104m3/a），數學表達式為：

氣藏壓力水平產能遞減率（αp）定義為每降低單位地層壓力時，氣藏產能減少量，其單位是（104m3/MPa），數學表達式為：

從產能遞減的概念可知：要進行產能遞減分析必須要知道無阻流量的變化，傳統的計算氣井產能的方法有系統試井法、一點法、修正等時試井法等[3]，但由于氣藏具有致密、低滲特點，氣井產能測試中需要很長的測試時間才能穩定，有的氣井甚至根本不可能達到穩定；即使能達到測試要求，那也是瞬時無阻流量，不能得到無阻流量隨時間的變化，通過測試得到的氣井無阻流量，只適用于氣井短期配產，當地層壓力大幅下降后，又需重新測試來確定新階段的無阻流量，這既耗費時間，又影響了氣井的生產，難以科學描述氣田壓裂井開發早期產能、地層壓力快速遞減的情況，也不能合理反映開采過程中氣井的生產狀態隨時間變化的趨勢。生產動態數據分析方法的快速發展，使得大量的方法和理論用于生產動態分析中。

豐富的生產動態數據中往往蘊含著豐富的動態信息，通過一系列理論和方法可以得到諸如滲透率、表皮系數、裂縫半長、壓力、動態儲量、可采儲量、無阻流量等動態參數。基于此，西南石油大學段永剛、陳偉教授研制出了AIWT-TIRP 非穩態產能分析軟件，該軟件除能計算一般的動態參數外，最大的特點就是能得到無阻流量隨時間的變化[2]，大大方便了氣井配產工作。該軟件目前已在川西各氣田得到了廣泛的應用。

非穩態產能分析軟件用系統理論的方法模擬氣體從地層滲流-井筒流動-井口節流-地面定點的連續流動過程，借鑒壓恢試井的解釋模型建立產能評價模型，同時考慮氣液兩相滲流。經過不斷地擬合調參，得到無阻流量隨時間的變化曲線。其應用的模型如下所示。

氣井流入不穩定滲流模型[4]：

不穩態IPR 模型

3 實例分析

川西某氣藏為典型的常壓氣藏，現有氣井166口，生產中大部分氣井采取定產降壓方式生產，在開采初中期由于氣井未達到遞減階段，應用產量遞減規律無法進行分析，雖然可以從井口油壓的變化可以看出相當一部分氣井配產不合理，但只能定性進行分析，配產不合理到什么程度無法得知。采用非穩態產能分析軟件對該氣藏生產時間較長的101口氣井進行了擬合分析，其中高產氣井22口，中產氣井41口，低產氣井38口。從氣井產能遞減率與壓降速度關系圖可看出，井口壓降速度越慢的井，其產能遞減越慢，年遞減率一般小于30%，而壓力下降較快的氣井，其產能遞減較快，年遞減率一般大于35%，目前氣井中產能年遞減率大于40%的氣井有47口，占統計井數的47%，而產能年遞減率小于30%的氣井僅有29口，占統計井數的29%，說明大部分氣井配產偏高導致產量遞減較快。對配產偏高的氣井應該采取措施控制其壓降速度，盡量延長氣井的穩產時間（見圖1）。

圖1 氣藏產能遞減率與壓降速度Figure1 Productivity decline rate and pressure drop rate of Gas reservoir

不同生產方式對氣井產能遞減的影響：A區域氣井大都采用定產降壓方式生產，據統計該區域36口井年遞減率介于25.83%～70%，平均年遞減率為45%，年遞減率小于30%的氣井僅有2口，而大于40%的氣井達26口，如A 井等（見圖2，圖3），占統計井數的72%。

圖2 A區域產能遞減率與壓降速度Figure2 Productivity decline rate and pressure drop rate of A area

圖3 A 井產能變化情況Figure3 Productivity changes of well A

而B區域氣井大都采用階段性定產降壓方式生產，據統計65口井年遞減率介于13.82%～59.45%，平均年遞減率為33.9%，年遞減率小于30%的氣井有27口，如B 井等（見圖4，圖5），占統計井數的42%，而大于40%的氣井達21口，占統計井數的32%；由此可看出，兩種生產方式對氣藏的影響程度差別很大，對于氣藏穩產而言，階段性定產降壓生產方式明顯要優于定產降壓生產方式（見表1）。從非穩態產能遞減分析軟件解釋的成果來看，超過60%的氣井配產偏高，穩產時間較短（1～2年），整個氣藏穩產時間在3年左右，這都與實際情況相吻合。

圖4 B區域產能遞減率與壓降速度Figure4 Productivity decline rate and pressure drop rate of B area

圖5 B 井產能變化情況Figure5 Productivity changes of well B

表1 氣藏分區域氣井產能年遞減率統計表Table1 Productivity annual decline rate statistics of gas reservoir areas

4 結論

（1）產能遞減分析方法有成熟的理論基礎，它綜合運用了氣藏不穩定滲流機理和系統描述理論，氣藏模型也參照了氣田實際的情況來反映氣藏滲流特點。

（2）不必關井測壓，不受測試時間和設備等外在因素的限制。

（3）能進行長期的產能遞減分析和產能預測，更好指導氣井配產。

（4）通過產能遞減分析方法在氣田動態分析中的應用，有很好的適用性，可以推廣使用。

符號說明：

αt-產能遞減率，%；△qAOF-產能遞減量，104m3/d；△t-時間變量，d；qAOFi-產能，104m3/d；αp-每降低單位地層壓力時，氣藏產能減少量，104m3/d；△p-壓力遞減量，MPa；p-某時刻地層壓力，MPa；Φ-巖石孔隙度，%；Z-氣體偏差因子；μg-氣體粘度，mPa·s；h-儲層有效厚度，m；k-有效滲透率，10-3μm2；B-體積系數；qD-無因次產量；μo-原油粘度，mPa·s；μw-水粘度，mPa·s；ρo-原油密度，kg/m3；ρw-水密度，kg/m3；ρg-天然氣密度，kg/m3；kro-油相對滲透率；krw-水相對滲透率；krg-氣相對滲透率。

［1］陳元千.油氣藏工程計算方法［M］.北京：石油工業出版社，1996.

［2］陳堅，陳偉.井筒油藏耦合作用下的非穩態產能預測［J］.油氣井測試，2002，11（2）：13-15.

［3］楊宇，曾憲兵，郭春華.GM（1，N）灰色模型在氣井產能預測中的應用［J］.桂林工學院學報，2004，24（3）：286-288.

［4］陳偉，段永剛，嚴小勇，等.低滲氣藏單井非穩態產能分析及控制儲量評價［J］.西南石油大學學報，2007，29（2）：34-37.