鄂爾多斯盆地靖邊氣田下古生界非均質(zhì)性氣藏的產(chǎn)量遞減規(guī)律

晏寧平 王旭 呂華 黃文科 黃剛

中國石油長慶油田公司第一采氣廠

1 氣田概況

靖邊鄂爾多斯盆地氣田為一個(gè)區(qū)域性西傾大單斜，地層傾角0.5°左右，每1 000m坡降7～10m。氣田發(fā)育上、下古生界兩套含氣層系，其中下古生界氣藏是一個(gè)以溶蝕孔洞白云巖為儲層，低滲透、低豐度、巖性—地層復(fù)合圈閉氣藏[1－2]，目前的地質(zhì)研究和開發(fā)動態(tài)表現(xiàn)出非均質(zhì)性強(qiáng)、開發(fā)動態(tài)差異大的特征。

靖邊氣田從1997年投入開發(fā)，2003年生產(chǎn)能力達(dá)到55×108m3／a，目前處于穩(wěn)產(chǎn)階段。通過滾動開發(fā)，新建產(chǎn)能彌補(bǔ)老區(qū)塊的產(chǎn)能遞減保持氣田穩(wěn)產(chǎn)，在氣田開發(fā)的不同階段，選擇典型區(qū)塊開展定壓試驗(yàn)，分析不同壓力下的產(chǎn)量遞減規(guī)律，為氣田長期穩(wěn)產(chǎn)提供技術(shù)支撐（圖1）。

圖1 氣藏開發(fā)模式簡圖

2 遞減規(guī)律分析方法

筆者根據(jù)氣田產(chǎn)量的變化規(guī)律，采用J.J.Arps遞減的3種最基本規(guī)律（即指數(shù)遞減、調(diào)和遞減和雙曲線遞減規(guī)律），通過繪制產(chǎn)量與時(shí)間的關(guān)系曲線，然后求取方程的解來分析研究產(chǎn)量的遞減規(guī)律和產(chǎn)量預(yù)測[3－8]。即

式中Q為遞減階段任意時(shí)刻的產(chǎn)量，104m3／d；Qi為遞減階段的初始產(chǎn)量，104m3／d；Di為初始瞬時(shí)遞減率，1／月；t為遞減階段生產(chǎn)時(shí)間；n為遞減指數(shù)，當(dāng)n＝1時(shí)為調(diào)和遞減，當(dāng)n＝∞時(shí)為指數(shù)遞減，當(dāng)1＜n＜∞時(shí)為雙曲遞減。

3 試驗(yàn)區(qū)塊產(chǎn)量遞減分析

靖邊氣田投入開發(fā)后選取了3個(gè)典型區(qū)塊開展定壓生產(chǎn)試驗(yàn)：A井區(qū)2004年1月至2005年10月，試驗(yàn)階段油壓13.5MPa[9]；B井區(qū)2009年7月至2011年12月，試驗(yàn)階段油壓為6.4MPa；C井區(qū)在2009年3月增壓穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束后定壓生產(chǎn)，定壓生產(chǎn)階段油壓為3.0MPa。通過計(jì)算分析上述3個(gè)不同壓力的定壓生產(chǎn)數(shù)據(jù)，研究下古生界氣藏典型區(qū)塊的產(chǎn)量遞減規(guī)律。

3.1 井口壓力為13.0MPa

A井區(qū)投產(chǎn)井27口，2004年1月開始定壓生產(chǎn)試驗(yàn)，累計(jì)產(chǎn)氣24.130 6×108m3，地質(zhì)儲量采出程度12.11%。試驗(yàn)期間平均生產(chǎn)油壓13.5MPa，2005年10月檢修關(guān)井結(jié)束。7口井受到動態(tài)監(jiān)測影響生產(chǎn)不連續(xù)，整理符合產(chǎn)量遞減條件的20口試驗(yàn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，試驗(yàn)初期產(chǎn)氣量134.227 1×104m3／d，試驗(yàn)?zāi)┢诰诋a(chǎn)氣量98.378 3×104m3／d（圖2）。

圖2 A井區(qū)20口定壓試驗(yàn)井采氣曲線

初始產(chǎn)量（Qi）為4 157.191 2×104m3，初始遞減率（Di）為0.016 8，井區(qū)整體產(chǎn)量下降符合指數(shù)遞減規(guī)律，年遞減率為18.16%（圖3、4），產(chǎn)能遞減方程為：

Q＝ 4 157.191 2e－0.0168t

圖3 A井區(qū)整體指數(shù)遞減分析曲線

多數(shù)單井遞減率接近20%，14口單井產(chǎn)量遞減類型符合指數(shù)遞減，6口單井產(chǎn)量遞減類型符合調(diào)和遞減。如 A12井，初始產(chǎn)量為249.057 7×104m3，初始遞減率為0.018 4，年遞減率19.83%（圖5、6），產(chǎn)能遞減方程為：

圖4 A井區(qū)整體產(chǎn)氣量與遞減預(yù)測氣量對比曲線

圖5 A12井指數(shù)遞減分析曲線

圖6 A12井產(chǎn)量預(yù)測曲線

3.2 井口壓力為6.0MPa

B井區(qū)投產(chǎn)氣井7口，2009年7月至2011年4月開展定壓試驗(yàn)，累計(jì)產(chǎn)氣20.778 1×108m3，地質(zhì)儲量采出程度34.06%。試驗(yàn)期間平均生產(chǎn)油壓為6.0 MPa，產(chǎn)氣量52.020 1×104m3／d；試驗(yàn)?zāi)┢诰诋a(chǎn)氣量為36.823 8×104m3／d（圖7、8、9）。

初始產(chǎn)量為1 510.427 9×104m3，初始遞減率0.012 2，井區(qū)整體產(chǎn)量下降符合指數(shù)遞減規(guī)律，年遞減率13.62%，6口單井符合指數(shù)遞減，年遞減率接近15%，產(chǎn)能遞減方程為：

圖7 B井區(qū)7口定壓試驗(yàn)井采氣曲線

圖8 B井區(qū)指數(shù)遞減分析曲線

圖9 B井區(qū)產(chǎn)氣量與遞減預(yù)測氣量對比曲線

3.3 井口壓力為3.0MPa

C井區(qū)投產(chǎn)井9口，2007年1月開始增壓生產(chǎn)，截止到2006年12月，歷年累計(jì)產(chǎn)氣3.952 6×108m3，地質(zhì)儲量采出程度3.49%。2009年3月增壓穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束，進(jìn)入增壓產(chǎn)量遞減階段。

5口井受到動態(tài)監(jiān)測影響生產(chǎn)不連續(xù)，對符合遞減分析條件的4口井生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行整理分析（圖10），遞減階段初期日產(chǎn)氣量7.847 5×104m3，增壓遞減階段平均油壓3.0MPa。整體符合雙曲遞減，初始遞減率0.021 7，初始產(chǎn)量7.335 2×104m3，1年后產(chǎn)量5.944 8×104m3，年遞減率15.82%；15年后產(chǎn)量2.689 7×104m3，年遞減率1.85%（圖11）。

圖10 4口增壓試驗(yàn)井遞減階段采氣曲線

4 遞減特征分析

4.1 高滲透區(qū)遞減特征

A井區(qū)和B井區(qū)同屬于高滲透區(qū)塊，在定壓生產(chǎn)條件下的產(chǎn)量遞減規(guī)律均符合指數(shù)型；隨著氣藏開發(fā)的進(jìn)行，氣藏采出程度增大（A井區(qū)采出程度12.11%，B井區(qū)采出程度34.06%），井口壓力降低（A井區(qū)13.5MPa，B井區(qū)6.0MPa），氣井的泄流半徑有所增加，在采氣速度基本一致的情況下，產(chǎn)量遞減有所減緩[10]。

4.2 低滲透區(qū)遞減特征

圖11 15年后產(chǎn)量分析曲線圖

C井區(qū)屬于低滲透區(qū)塊，在穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度僅有3.49%，各項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)均低于高滲透區(qū)，井均單位壓降產(chǎn)氣量僅為高滲區(qū)的1／4，泄流半徑小，儲層補(bǔ)給能量較差。C井區(qū)定壓生產(chǎn)條件下，初始遞減率高達(dá)26.04%，隨著生產(chǎn)時(shí)間延長，泄流半徑進(jìn)一步擴(kuò)大，后期產(chǎn)量遞減逐漸減緩（表1）[11]。

表1 定壓試驗(yàn)區(qū)塊數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

5 結(jié)論

1）通過井口壓力的控制，靖邊氣田實(shí)施了不同壓力下的定壓試驗(yàn)，產(chǎn)量遞減分析表明：在較高的壓力和采氣速度條件下遞減率較高，隨著井口壓力的降低，遞減率趨于減緩。

2）高滲透區(qū)塊在不同壓力條件下的產(chǎn)量遞減規(guī)律相同，高壓和低壓條件下均符合指數(shù)遞減類型；低滲透區(qū)塊產(chǎn)量遞減符合雙曲遞減類型。

3）在采氣速度一定的條件下，產(chǎn)量遞減率與井口壓力呈正比，與動用地質(zhì)儲量、泄流半徑和儲層能量補(bǔ)給速度呈反比。

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