產(chǎn)能遞減分析方法在氣田動態(tài)分析中的應(yīng)用

曾憲兵，李曉明

（中國石化西南油氣分公司勘探開發(fā)研究院，四川成都 610081）

1 產(chǎn)量遞減與產(chǎn)能遞減工程意義

在工程意義上，氣田（井）的產(chǎn)量遞減與產(chǎn)能遞減具有本質(zhì)的不同。產(chǎn)量遞減是一個生產(chǎn)狀態(tài)參數(shù)，反映油氣田（井）目前的生產(chǎn)現(xiàn)狀，產(chǎn)量遞減既與氣田（井）的生產(chǎn)能力有關(guān)，也與下游需求有關(guān)。而產(chǎn)能遞減是一個生產(chǎn)能力參數(shù)，反映氣田（井）目前的生產(chǎn)能力，產(chǎn)能遞減只與油氣田（井）的生產(chǎn)能力有關(guān)。

過去的幾十年內(nèi)關(guān)于產(chǎn)量遞減規(guī)律的研究雖然已取得了相當(dāng)成熟的研究成果，但產(chǎn)量遞減規(guī)律僅僅是對油氣田（井）的產(chǎn)量處于遞減期的現(xiàn)狀進(jìn)行評價[1]，卻對油氣田（井）的生產(chǎn)不具有實際指導(dǎo)意義。尤其是對于定產(chǎn)降壓的氣井，由于是放大壓差生產(chǎn)因此氣井在相當(dāng)長的一段時間內(nèi)氣井產(chǎn)量保持穩(wěn)定，此時產(chǎn)量遞減法的使用無疑是受到了限制，對氣井的指導(dǎo)配產(chǎn)也無法進(jìn)行。但實際上氣井產(chǎn)能從開井生產(chǎn)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(chǎn)提供了很好的依據(jù)。

2 產(chǎn)能遞減分析方法原理與步驟

氣藏穩(wěn)產(chǎn)時，氣藏產(chǎn)能遞減率包括時間產(chǎn)能遞減率（αt）和壓力水平產(chǎn)能遞減率（αp）。氣藏時間產(chǎn)能遞減率（αt）定義為每增加單位生產(chǎn)時間，氣藏產(chǎn)能減少量，其單位是（104m3/a），數(shù)學(xué)表達(dá)式為：

氣藏壓力水平產(chǎn)能遞減率（αp）定義為每降低單位地層壓力時，氣藏產(chǎn)能減少量，其單位是（104m3/MPa），數(shù)學(xué)表達(dá)式為：

從產(chǎn)能遞減的概念可知：要進(jìn)行產(chǎn)能遞減分析必須要知道無阻流量的變化，傳統(tǒng)的計算氣井產(chǎn)能的方法有系統(tǒng)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(chǎn)能測試中需要很長的測試時間才能穩(wěn)定，有的氣井甚至根本不可能達(dá)到穩(wěn)定；即使能達(dá)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(chǎn)，當(dāng)?shù)貙訅毫Υ蠓陆岛?，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(chǎn)，難以科學(xué)描述氣田壓裂井開發(fā)早期產(chǎn)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(chǎn)狀態(tài)隨時間變化的趨勢。生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)分析方法的快速發(fā)展，使得大量的方法和理論用于生產(chǎn)動態(tài)分析中。

豐富的生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)中往往蘊含著豐富的動態(tài)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(shù)、裂縫半長、壓力、動態(tài)儲量、可采儲量、無阻流量等動態(tài)參數(shù)?；诖?，西南石油大學(xué)段永剛、陳偉教授研制出了AIWT-TIRP 非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能分析軟件，該軟件除能計算一般的動態(tài)參數(shù)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(chǎn)工作。該軟件目前已在川西各氣田得到了廣泛的應(yīng)用。

非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能分析軟件用系統(tǒng)理論的方法模擬氣體從地層滲流-井筒流動-井口節(jié)流-地面定點的連續(xù)流動過程，借鑒壓恢試井的解釋模型建立產(chǎn)能評價模型，同時考慮氣液兩相滲流。經(jīng)過不斷地擬合調(diào)參，得到無阻流量隨時間的變化曲線。其應(yīng)用的模型如下所示。

氣井流入不穩(wěn)定滲流模型[4]：

不穩(wěn)態(tài)IPR 模型

3 實例分析

川西某氣藏為典型的常壓氣藏，現(xiàn)有氣井166口，生產(chǎn)中大部分氣井采取定產(chǎn)降壓方式生產(chǎn)，在開采初中期由于氣井未達(dá)到遞減階段，應(yīng)用產(chǎn)量遞減規(guī)律無法進(jìn)行分析，雖然可以從井口油壓的變化可以看出相當(dāng)一部分氣井配產(chǎn)不合理，但只能定性進(jìn)行分析，配產(chǎn)不合理到什么程度無法得知。采用非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能分析軟件對該氣藏生產(chǎn)時間較長的101口氣井進(jìn)行了擬合分析，其中高產(chǎn)氣井22口，中產(chǎn)氣井41口，低產(chǎn)氣井38口。從氣井產(chǎn)能遞減率與壓降速度關(guān)系圖可看出，井口壓降速度越慢的井，其產(chǎn)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(chǎn)能遞減較快，年遞減率一般大于35%，目前氣井中產(chǎn)能年遞減率大于40%的氣井有47口，占統(tǒng)計井?dāng)?shù)的47%，而產(chǎn)能年遞減率小于30%的氣井僅有29口，占統(tǒng)計井?dāng)?shù)的29%，說明大部分氣井配產(chǎn)偏高導(dǎo)致產(chǎn)量遞減較快。對配產(chǎn)偏高的氣井應(yīng)該采取措施控制其壓降速度，盡量延長氣井的穩(wěn)產(chǎn)時間（見圖1）。

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

不同生產(chǎn)方式對氣井產(chǎn)能遞減的影響：A區(qū)域氣井大都采用定產(chǎn)降壓方式生產(chǎn)，據(jù)統(tǒng)計該區(qū)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(dá)26口，如A 井等（見圖2，圖3），占統(tǒng)計井?dāng)?shù)的72%。

圖2 A區(qū)域產(chǎn)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(chǎn)能變化情況Figure3 Productivity changes of well A

而B區(qū)域氣井大都采用階段性定產(chǎn)降壓方式生產(chǎn)，據(jù)統(tǒng)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(tǒng)計井?dāng)?shù)的42%，而大于40%的氣井達(dá)21口，占統(tǒng)計井?dāng)?shù)的32%；由此可看出，兩種生產(chǎn)方式對氣藏的影響程度差別很大，對于氣藏穩(wěn)產(chǎn)而言，階段性定產(chǎn)降壓生產(chǎn)方式明顯要優(yōu)于定產(chǎn)降壓生產(chǎn)方式（見表1）。從非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能遞減分析軟件解釋的成果來看，超過60%的氣井配產(chǎn)偏高，穩(wěn)產(chǎn)時間較短（1～2年），整個氣藏穩(wěn)產(chǎn)時間在3年左右，這都與實際情況相吻合。

圖4 B區(qū)域產(chǎn)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(chǎn)能變化情況Figure5 Productivity changes of well B

表1 氣藏分區(qū)域氣井產(chǎn)能年遞減率統(tǒng)計表Table1 Productivity annual decline rate statistics of gas reservoir areas

4 結(jié)論

（1）產(chǎn)能遞減分析方法有成熟的理論基礎(chǔ)，它綜合運用了氣藏不穩(wěn)定滲流機(jī)理和系統(tǒng)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(guān)井測壓，不受測試時間和設(shè)備等外在因素的限制。

（3）能進(jìn)行長期的產(chǎn)能遞減分析和產(chǎn)能預(yù)測，更好指導(dǎo)氣井配產(chǎn)。

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

符號說明：

αt-產(chǎn)能遞減率，%；△qAOF-產(chǎn)能遞減量，104m3/d；△t-時間變量，d；qAOFi-產(chǎn)能，104m3/d；αp-每降低單位地層壓力時，氣藏產(chǎn)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(shù)；qD-無因次產(chǎn)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(yè)出版社，1996.

［2］陳堅，陳偉.井筒油藏耦合作用下的非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能預(yù)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(chǎn)能預(yù)測中的應(yīng)用［J］.桂林工學(xué)院學(xué)報，2004，24（3）：286-288.

［4］陳偉，段永剛，嚴(yán)小勇，等.低滲氣藏單井非穩(wěn)態(tài)產(chǎn)能分析及控制儲量評價［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報，2007，29（2）：34-37.