低滲強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖氣藏優(yōu)化配產(chǎn)新方法

陳剛，舒維，白江，孫兵華，王偉龍，袁耀利，蔡珺君，鄧菱璐，李浩

（1.延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠，陜西 吳起 717600；2.中國(guó)石油西南油氣田公司勘探開發(fā)研究院，四川 成都 610041；3.四川華油集團(tuán)有限責(zé)任公司，四川 成都 610041；4.中國(guó)石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川 江油 621700）

0 引言

碳酸鹽巖氣藏在中國(guó)天然氣工業(yè)中占據(jù)著重要的地位，2000 年之后發(fā)現(xiàn)的龍崗、普光、元壩和安岳大氣田均是碳酸鹽巖氣藏［1］?！笆濉逼陂g，在中國(guó)陸上勘探突破的20 個(gè)天然氣資源潛力帶中，共有9 個(gè)碳酸鹽巖區(qū)帶（層系），這些區(qū)帶（層系）是“十四五”期間國(guó)內(nèi)天然氣的主要上產(chǎn)領(lǐng)域［2］。不少碳酸鹽巖氣藏具有低滲和強(qiáng)非均質(zhì)性的典型特征，以安岳燈四段氣藏為例，氣井從開井至滲流穩(wěn)定需要幾個(gè)月到半年的時(shí)間。此外，碳酸鹽巖儲(chǔ)層孔、洞和縫搭配關(guān)系復(fù)雜，孔滲關(guān)系不明確，儲(chǔ)層改造后易出現(xiàn)徑向復(fù)合流動(dòng)特征［3-5］。

目前，針對(duì)低滲強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖氣藏的配產(chǎn)及其優(yōu)化，依然是采用經(jīng)典氣藏工程方法［6-9］，如油藏?cái)?shù)值模擬法和現(xiàn)代產(chǎn)量遞減法。這些方法在氣藏開發(fā)早期動(dòng)、靜態(tài)資料較少的情況下，難以描述氣井的真實(shí)生產(chǎn)情況，在認(rèn)清氣井配產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)能力之間的關(guān)系上存在一定困難。其他方法，如絕對(duì)無(wú)阻流量比值法、采氣指示曲線法、偏離單切線的“拐點(diǎn)”分析法、流入流出曲線法、 氣井產(chǎn)能遞減的優(yōu)選計(jì)算法以及基于產(chǎn)能方程、井筒管流和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量的多因素耦合分析法等，多數(shù)需要以氣井的產(chǎn)能方程為基礎(chǔ)，但對(duì)于低滲強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖氣井，產(chǎn)能方程難以確定，表現(xiàn)為在氣井產(chǎn)能試井中，不僅某些生產(chǎn)制度無(wú)法達(dá)到穩(wěn)定，且不同生產(chǎn)制度下，參與滲流的孔、洞、縫系統(tǒng)不一致，這與產(chǎn)能試井的滲流理論不匹配。因此，上述方法較難指導(dǎo)氣井配產(chǎn)及其優(yōu)化。

為探尋低滲強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖氣藏氣井配產(chǎn)及其優(yōu)化方法，本文針對(duì)氣井現(xiàn)場(chǎng)錄取到的動(dòng)態(tài)資料，首先用節(jié)點(diǎn)分析法建立徑向復(fù)合地層系統(tǒng)的流動(dòng)方程，并確定氣井的產(chǎn)量區(qū)間；其次建立由地層壓力方程、流動(dòng)壓力方程和井筒流動(dòng)方程構(gòu)成的動(dòng)態(tài)資料耦合的優(yōu)化配產(chǎn)方法，預(yù)測(cè)氣井不同產(chǎn)氣量對(duì)應(yīng)的動(dòng)態(tài)變化規(guī)律。本方法的建立補(bǔ)充了氣井優(yōu)化配產(chǎn)方法，為同類型氣藏的產(chǎn)能評(píng)價(jià)提供了一種新思路； 通過在四川盆地某特大型氣藏的實(shí)例計(jì)算，驗(yàn)證了本方法在礦場(chǎng)生產(chǎn)中的實(shí)用性。

1 節(jié)點(diǎn)分析法確定氣井供氣能力

1.1 節(jié)點(diǎn)分析法

節(jié)點(diǎn)分析，也稱生產(chǎn)系統(tǒng)分析，于1954 年由吉爾伯特（Gilbert）提出［10］，20 世紀(jì)80 年代以來(lái)，在進(jìn)行油氣井及注水井系統(tǒng)設(shè)計(jì)、采氣工程設(shè)計(jì)、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)時(shí)被廣泛使用。該方法在特定位置（節(jié)點(diǎn)）將整個(gè)系統(tǒng)分為流入系統(tǒng)和流出系統(tǒng)2 個(gè)子系統(tǒng)，分別對(duì)應(yīng)“流入曲線”（IPR 曲線） 和“流出曲線”（OPR 曲線）［11］（見圖1）。絕大部分節(jié)點(diǎn)位于井底射孔段的中間位置，節(jié)點(diǎn)的選擇與系統(tǒng)分析的最終結(jié)果無(wú)關(guān)。

圖1 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析示意Fig.1 Schematic diagram of node system analysis

1.2 流動(dòng)方程

碳酸鹽巖氣藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，徑向復(fù)合模型是試井解釋中的常見模型，在此類氣藏中應(yīng)用廣泛［12］。模型由2 個(gè)均質(zhì)的環(huán)形地層（Ⅰ區(qū)和Ⅱ區(qū)）構(gòu)成流動(dòng)系統(tǒng)（見圖2。圖中：rw，rI，rⅡ分別為井眼、Ⅰ區(qū)、Ⅱ區(qū)半徑，pwf為井底流壓，pe為Ⅱ區(qū)邊界壓力）。

圖2 徑向復(fù)合模型示意Fig.2 Schematic diagram of radial composite model

以Ⅰ區(qū)和Ⅱ區(qū)的界面為節(jié)點(diǎn)，Ⅱ區(qū)流動(dòng)方程為

其中:

式中：pⅠ為氣井生產(chǎn)時(shí)Ⅰ區(qū)邊界上的流動(dòng)壓力，MPa；AⅡ?yàn)闅饩騾^(qū)壓力平方形式的達(dá)西滲流項(xiàng)系數(shù)，MPa2·（104m3·d-1）-1；qsc為氣井穩(wěn)定產(chǎn)量，104m3/d；BⅡ?yàn)闅饩騾^(qū)壓力平方形式的非達(dá)西滲流項(xiàng)系數(shù)，MPa2·（104m3·d-1）-2；為氣體平均黏度，mPa·s；為平均天然氣偏差因子；Tˉ為井筒或氣藏平均溫度，K；KⅡ?yàn)棰騾^(qū)滲透率，10-3μm2；h 為地層厚度，m；re為泄氣半徑，m；D為非達(dá)西流系數(shù)，（m3·d-1）-1。

Ⅰ區(qū)流動(dòng)方程表達(dá)式為

其中:

式中：AⅠ為氣井Ⅰ區(qū)壓力平方形式的達(dá)西滲流項(xiàng)系數(shù)，MPa2·（104m3·d-1）-1；BⅠ為氣井Ⅰ區(qū)壓力平方形式的非達(dá)西滲流項(xiàng)系數(shù)，MPa2·（104m3·d-1）-2；KⅠ為Ⅰ區(qū)滲透率，10-3μm2；S 為表皮因子。

當(dāng)Ⅰ區(qū)和Ⅱ區(qū)氣體流動(dòng)連續(xù)時(shí)，式（1）和式（4）相加得到：

令pwf為0，氣井絕對(duì)無(wú)阻流量qAOF表達(dá)式為

事實(shí)上，若氣井試井解釋選用徑向復(fù)合模型，那么通過節(jié)點(diǎn)分析法，將節(jié)點(diǎn)定為井底或復(fù)合半徑處，即可用圖解法確定氣井絕對(duì)無(wú)阻流量。

1.3 徑向復(fù)合地層系統(tǒng)典型圖版

低滲強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖氣藏儲(chǔ)層在試井雙對(duì)數(shù)曲線上常表現(xiàn)為2 種特征，分別代表2 類典型儲(chǔ)層滲流特征（見圖3，據(jù)文獻(xiàn)［3］修改）：1）a 型，即Ⅱ區(qū)高滲Ⅰ區(qū)低滲型（見圖3a）。人工改造裂縫響應(yīng)明顯，試井解釋表皮因子為負(fù)值，內(nèi)區(qū)滲透率低于外區(qū)滲透率。2）b 型，即Ⅱ區(qū)低滲Ⅰ區(qū)高滲型（見圖3b）。儲(chǔ)層改造后縫洞響應(yīng)特征顯著，在第2 個(gè)對(duì)數(shù)周期達(dá)到短時(shí)徑向流，壓力導(dǎo)數(shù)曲線中后段表現(xiàn)出較大斜率上升，逐漸逼近壓力曲線，外區(qū)滲透率較低。

圖3 2 類典型儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)的試井雙對(duì)數(shù)曲線Fig.3 Double logarithmic well test curves corresponding to 2 typical reservoirs

由徑向復(fù)合系統(tǒng)流動(dòng)方程描述上述2 類儲(chǔ)層氣井流動(dòng)規(guī)律，以氣井Ⅱ區(qū)流動(dòng)方程作為流入方程，Ⅰ區(qū)流動(dòng)方程作為流出方程。流出方程中，考慮當(dāng)前生產(chǎn)流壓和井底流壓為0，即可確定氣井最大產(chǎn)氣量和絕對(duì)無(wú)阻流量（見圖4）。由圖4 可以看出，通過流入、流出曲線的協(xié)調(diào)點(diǎn)不僅可以確定不同油管工況下的最大氣井生產(chǎn)能力，而且將井底流壓考慮為大氣壓時(shí)，流出曲線與流入曲線的協(xié)調(diào)點(diǎn)即是氣井絕對(duì)無(wú)阻流量。

圖4 2 類典型儲(chǔ)層對(duì)應(yīng)的氣井流入流出圖版Fig.4 Inflow and outflow chart of gas wells corresponding to 2 typical reservoirs

2 動(dòng)態(tài)資料耦合的優(yōu)化配產(chǎn)方法

2.1 基本思想

優(yōu)化氣井配產(chǎn)要搞清楚3 個(gè)方面的問題：一是氣井生產(chǎn)的內(nèi)在因素，例如動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量、壓力、產(chǎn)能等指標(biāo)；二是外在因素，包括井筒工藝、集輸系統(tǒng)等；三是制約因素，包括積液、沖蝕效應(yīng)、穩(wěn)產(chǎn)期等。優(yōu)化配產(chǎn)的實(shí)質(zhì)是將氣井的配產(chǎn)量作為自變量，考慮內(nèi)、外因素及制約因素的未來(lái)氣井壓力、產(chǎn)量等因變量的氣井動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)問題。

影響氣井產(chǎn)量的內(nèi)在因素主要是指氣井產(chǎn)能及其穩(wěn)產(chǎn)能力，通常以動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量、壓力、絕對(duì)無(wú)阻流量等指標(biāo)衡量。動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量的計(jì)算多采用動(dòng)態(tài)分析方法，主要有壓降法、彈性二相法、流動(dòng)物質(zhì)平衡法（FMB），以及Arps，F(xiàn)etkovich，Blasingame，Agarwal-Gardner，NPI 典型曲線擬合方法［7，13-14］等。在氣井生產(chǎn)早期，動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量計(jì)算結(jié)果可能存在較大誤差，因此，需要利用開發(fā)中后期的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料逐漸修正。氣井的產(chǎn)能主要從絕對(duì)無(wú)阻流量、產(chǎn)能方程以及穩(wěn)產(chǎn)能力3 個(gè)方面進(jìn)行評(píng)價(jià)，雖然技術(shù)較為成熟，但對(duì)于低滲強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖氣藏，礦場(chǎng)測(cè)試資料與理論模型適應(yīng)性較差，難以描述氣井真實(shí)流動(dòng)。

除了內(nèi)在因素，氣井產(chǎn)量還受完井工藝、地面集輸系統(tǒng)等外在因素影響。一般情況下，氣井生產(chǎn)時(shí)油壓必須高于地面集輸系統(tǒng)的輸壓，而完井油管的尺寸決定氣井的流出動(dòng)態(tài)，從而影響氣井的產(chǎn)量。氣井生產(chǎn)過程中，由于壓力和產(chǎn)量的影響，可能會(huì)產(chǎn)生地層巖石顆粒移動(dòng)、 氣井積液及氣流對(duì)管壁的沖蝕等不利因素。此外，氣藏開發(fā)總體工作策略，例如穩(wěn)產(chǎn)年限、總體產(chǎn)量規(guī)模等也直接影響到氣井配產(chǎn)。因此，優(yōu)化氣井配產(chǎn)時(shí)應(yīng)將這類因素作為對(duì)氣井生產(chǎn)的約束條件。

由以上論述可知，低滲強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖氣藏氣井優(yōu)化配產(chǎn)問題需考量影響氣井的主要內(nèi)、 外因素及制約因素。低滲氣井產(chǎn)能方程難以準(zhǔn)確建立，完井油管尺寸、 沖蝕效應(yīng)等因素已在采氣工程設(shè)計(jì)時(shí)作為重點(diǎn)研究。此外，氣井積液也不是氣井開發(fā)早期研究的主要矛盾。因此，可以通過建立壓力、產(chǎn)量、穩(wěn)產(chǎn)期等指標(biāo)之間的聯(lián)系，預(yù)測(cè)氣井不同配產(chǎn)條件的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間及動(dòng)態(tài)變化規(guī)律。

2.2 方法建立

為預(yù)測(cè)不同配產(chǎn)條件下的氣井穩(wěn)產(chǎn)能力和生產(chǎn)潛力，需要建立考慮壓力、產(chǎn)量等動(dòng)態(tài)資料耦合的分析方法。

2.2.1 地層壓力描述

封閉氣藏的物質(zhì)平衡方程描述了累計(jì)產(chǎn)氣量與地層壓力之間的關(guān)系，其表達(dá)式為

式中：p 為地層壓力，MPa；Z 為天然氣偏差因子；pi為原始地層壓力，MPa；Zi為原始天然氣偏差因子；Gp為累計(jì)產(chǎn)氣量，108m3；G 為動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量，108m3。

將累計(jì)產(chǎn)氣量Gp拆分為試采期和開發(fā)期2 個(gè)階段之和，其表達(dá)式也可以改寫為

式中：Gp1為試采期間累計(jì)產(chǎn)氣量，108m3；ay為氣井每年有效生產(chǎn)天數(shù)，d。

2.2.2 流動(dòng)壓力描述

對(duì)于低滲氣井，氣井生產(chǎn)時(shí)井間干擾較弱，當(dāng)定產(chǎn)量生產(chǎn)經(jīng)歷不穩(wěn)定滲流早晚期達(dá)到擬穩(wěn)定后，井底流壓存在以下關(guān)系：

其中：

式中：Tsc為地面標(biāo)準(zhǔn)狀況下的溫度，K；psc為地面標(biāo)準(zhǔn)狀況下的壓力，MPa；Ct為氣層總壓縮系數(shù)，MPa-1；t 為生產(chǎn)時(shí)間，d。

將式（11）改寫成氣井試采期的形式：

式中：αt為試采期擬穩(wěn)態(tài)流動(dòng)階段與直線截距相關(guān)的參數(shù)，MPa2；βt為試采期擬穩(wěn)態(tài)流動(dòng)階段直線斜率，MPa2/d。

式中的αt和βt一般通過圖解法求解。

根據(jù)氣井?dāng)M穩(wěn)態(tài)流動(dòng)方程及壓力疊加原理，忽略氣井開采過程中地層滲流參數(shù)及流體物性參數(shù)的變化，試采期結(jié)束后，開發(fā)期氣井的井底流壓滿足關(guān)系式：

式中：pR1為試采期末井控半徑內(nèi)的平均地層壓力，MPa；qt為試采期的穩(wěn)定產(chǎn)量，104m3/d。

2.2.3 井筒流動(dòng)

氣井生產(chǎn)早期，假設(shè)返排完畢后井筒內(nèi)的流動(dòng)近似為干氣流動(dòng)，其流動(dòng)方程為

式中：pwh為井口油壓，MPa；γg為氣體相對(duì)密度；H 為產(chǎn)層中部垂深，m；f 為摩擦阻力系數(shù)；L 為考慮井斜因素的產(chǎn)層中部井深，m；d 為油管內(nèi)徑，cm。

聯(lián)立式（9）、式（10）、式（16），引入時(shí)間變量，得到低滲強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖氣藏優(yōu)化氣井配產(chǎn)的基本方程，方程中的模型參數(shù)由試采期取得的生產(chǎn)數(shù)據(jù)及動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料求取。在模型預(yù)測(cè)過程中，可加入新的試井資料對(duì)參數(shù)進(jìn)行較正，從而取得更為準(zhǔn)確的預(yù)測(cè)效果。

2.2.4 模型求解及參數(shù)確定

式（9）、式（11）、式（16）中的參數(shù)相互影響，需要迭代求解，計(jì)算分2 個(gè)步驟，即試采期氣井動(dòng)態(tài)模型擬合及開發(fā)期氣井動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)。試采期氣井動(dòng)態(tài)模型擬合通過初始化模擬，不斷擬合氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)和壓力資料，獲取可以用于開發(fā)期氣井預(yù)測(cè)的模型。開發(fā)期氣井動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)時(shí)，通過節(jié)點(diǎn)分析法確定氣井的最大產(chǎn)氣量和生產(chǎn)制度區(qū)間，以各生產(chǎn)節(jié)點(diǎn)的最大限度作為約束，預(yù)測(cè)開發(fā)期氣井不同配產(chǎn)條件下的地層壓力、井底流壓、油壓、穩(wěn)產(chǎn)期的變化，最終建立氣井動(dòng)態(tài)描述穩(wěn)產(chǎn)能力的若干關(guān)系圖版。在計(jì)算過程中需要注意的是，雖然低滲氣井的產(chǎn)能方程難以確定，但通過本方法能夠建立氣井不同生產(chǎn)時(shí)間的IPR 曲線。此外，模擬過程中的氣井配產(chǎn)應(yīng)不超過IPR 曲線與OPR 曲線的交點(diǎn)值。

求解過程中，壓力資料的選取是優(yōu)化配產(chǎn)計(jì)算的重要一環(huán)，此項(xiàng)工作在礦場(chǎng)實(shí)踐中往往比較薄弱，而早期壓力資料對(duì)氣井動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)影響較大，因此，需深入研究。地層壓力較為準(zhǔn)確的獲取方法是實(shí)測(cè)和壓力恢復(fù)試井法，對(duì)于低滲氣井，受關(guān)井時(shí)間的限制，要獲得晚期壓力恢復(fù)資料相對(duì)困難，而實(shí)測(cè)的壓力資料不能代表氣井泄氣半徑內(nèi)的平均壓力，因此，在礦場(chǎng)一般直接采用井點(diǎn)壓力代替平均地層壓力。在開發(fā)早期，如此簡(jiǎn)化計(jì)算導(dǎo)致的誤差往往較大，因此，不少學(xué)者相繼提出了氣井平均地層壓力簡(jiǎn)便計(jì)算方法、短期關(guān)井計(jì)算法［15-19］等，以修正氣井平均壓力。井底流壓資料宜采用氣井投產(chǎn)且生產(chǎn)穩(wěn)定后的連續(xù)監(jiān)測(cè)資料，或由油壓計(jì)算。壓力降落試井需要特別注意產(chǎn)量的恒定，井底流壓計(jì)算需優(yōu)選精度較高且與實(shí)測(cè)壓力誤差較小的管流模型。

3 礦場(chǎng)應(yīng)用

四川盆地某特大型氣藏是低滲強(qiáng)非均質(zhì)性碳酸鹽巖氣藏的典型代表，其滲流以徑向復(fù)合模型為主，試井解釋滲透率為0.003 8×10-3～18.680 0×10-3μm2，平均為2.71×10-3μm2。氣藏在試采期間錄取了豐富的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料，并對(duì)氣井動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量進(jìn)行了初步評(píng)價(jià)。以A 井為例，該井在試采和開發(fā)早期共開展了4 井次的動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)，動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量為59.85×108～66.60×108m3（見表1）。

表1 A 井動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)及動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量評(píng)價(jià)結(jié)果Table 1 Dynamic monitoring and dynamic reserve evaluation results of Well A

通過試采階段的試井資料，確定氣井最大產(chǎn)氣量為45×104m3/d，結(jié)合動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料，運(yùn)用動(dòng)態(tài)資料耦合的優(yōu)化配產(chǎn)方法繪制氣井動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)圖版（見圖5、圖6）。

圖5 A 井不同生產(chǎn)時(shí)間的流入動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)Fig.5 Prediction of inflow performance at different production time of Well A

圖6 A 井不同產(chǎn)氣量的油壓變化預(yù)測(cè)Fig.6 Prediction of tubing pressure change under different gas production of Well A

圖5 是A 井不同生產(chǎn)時(shí)間的流入動(dòng)態(tài)預(yù)測(cè)圖版，紅色虛線為輸壓條件約束下的油管動(dòng)態(tài)，該線與預(yù)測(cè)的未來(lái)氣井流入曲線的協(xié)調(diào)點(diǎn)即為當(dāng)年氣井的最大生產(chǎn)能力。例如，第1 年末氣井最大產(chǎn)氣量為52×104m3/d，到了預(yù)測(cè)期末為29×104m3/d。因此，氣井當(dāng)年的配產(chǎn)均需要小于氣井的最大生產(chǎn)能力。

圖6 是A 井不同產(chǎn)氣量的油壓變化預(yù)測(cè)圖版。由圖可以看出：當(dāng)輸壓為10.7 MPa 時(shí)，若以30×104m3/d組織生產(chǎn)，氣井穩(wěn)產(chǎn)期約為9.2 a；若以45×104m3/d 組織生產(chǎn)，氣井穩(wěn)產(chǎn)期則小于3.0 a。建議該井調(diào)產(chǎn)至27×104m3/d，以達(dá)到設(shè)計(jì)穩(wěn)產(chǎn)年限。

采用此方法對(duì)另外3 口典型井進(jìn)行優(yōu)化配產(chǎn)研究（見圖7）。從圖7a 可以看出，要使B 井的穩(wěn)產(chǎn)期達(dá)到設(shè)計(jì)的9.5 a，配產(chǎn)需低于4×104m3/d，因此，建議調(diào)產(chǎn)至3×104～4×104m3/d。根據(jù)C 井、D 井的油壓變化預(yù)測(cè)圖版（見圖7b，c），結(jié)合目前的生產(chǎn)情況，建議C 井配產(chǎn)25×104～26×104m3/d，D 井按照目前的生產(chǎn)制度10×104m3/d 能夠滿足方案設(shè)計(jì)的穩(wěn)產(chǎn)年限，產(chǎn)量無(wú)需調(diào)整。

圖7 典型氣井不同產(chǎn)氣量的油壓變化預(yù)測(cè)Fig.7 Prediction of tubing pressure change under different gas production in typical gas wells

應(yīng)用本文的方法繪制該氣藏生產(chǎn)井的油壓預(yù)測(cè)圖版，對(duì)已投產(chǎn)的氣井進(jìn)行配產(chǎn)優(yōu)化。通過本文方法的礦場(chǎng)應(yīng)用，認(rèn)為使用本方法進(jìn)行氣井優(yōu)化配產(chǎn)的關(guān)鍵因素為氣井壓力資料的選取。地層壓力需要根據(jù)實(shí)測(cè)壓力數(shù)據(jù)，計(jì)算氣井泄氣半徑內(nèi)的平均壓力；井底流壓需待入井液返排結(jié)束，井底完全凈化后，優(yōu)選精度較高的管流模型，并通過實(shí)測(cè)流壓進(jìn)行校正。

4 結(jié)論

1）采用節(jié)點(diǎn)分析法建立了徑向復(fù)合地層系統(tǒng)的流動(dòng)方程，利用圖解法確定了氣井的產(chǎn)量區(qū)間。

2）建立了動(dòng)態(tài)資料耦合優(yōu)化配產(chǎn)方法，將地層壓力描述方程、 流動(dòng)壓力描述方程與井筒流動(dòng)方程聯(lián)合求解，通過動(dòng)態(tài)資料確定出不同氣井產(chǎn)氣區(qū)間的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間及動(dòng)態(tài)變化規(guī)律。

3）通過四川盆地某特大型氣藏實(shí)例計(jì)算，預(yù)測(cè)了不同氣井的動(dòng)態(tài)變化，以此為依據(jù)對(duì)氣井配產(chǎn)進(jìn)行優(yōu)化，驗(yàn)證了本方法的實(shí)用性。