产能递减分析方法在气田动态分析中的应用

曾宪兵，李晓明

（中国石化西南油气分公司勘探开发研究院，四川成都 610081）

1 产量递减与产能递减工程意义

在工程意义上，气田（井）的产量递减与产能递减具有本质的不同。产量递减是一个生产状态参数，反映油气田（井）目前的生产现状，产量递减既与气田（井）的生产能力有关，也与下游需求有关。而产能递减是一个生产能力参数，反映气田（井）目前的生产能力，产能递减只与油气田（井）的生产能力有关。

过去的几十年内关于产量递减规律的研究虽然已取得了相当成熟的研究成果，但产量递减规律仅仅是对油气田（井）的产量处于递减期的现状进行评价[1]，却对油气田（井）的生产不具有实际指导意义。尤其是对于定产降压的气井，由于是放大压差生产因此气井在相当长的一段时间内气井产量保持稳定，此时产量递减法的使用无疑是受到了限制，对气井的指导配产也无法进行。但实际上气井产能从开井生产就开始递减，递减幅度的大小从无阻流量的变化就可以直观地反映出来，这就给气井配产提供了很好的依据。

2 产能递减分析方法原理与步骤

气藏稳产时，气藏产能递减率包括时间产能递减率（αt）和压力水平产能递减率（αp）。气藏时间产能递减率（αt）定义为每增加单位生产时间，气藏产能减少量，其单位是（104m3/a），数学表达式为：

气藏压力水平产能递减率（αp）定义为每降低单位地层压力时，气藏产能减少量，其单位是（104m3/MPa），数学表达式为：

从产能递减的概念可知：要进行产能递减分析必须要知道无阻流量的变化，传统的计算气井产能的方法有系统试井法、一点法、修正等时试井法等[3]，但由于气藏具有致密、低渗特点，气井产能测试中需要很长的测试时间才能稳定，有的气井甚至根本不可能达到稳定；即使能达到测试要求，那也是瞬时无阻流量，不能得到无阻流量随时间的变化，通过测试得到的气井无阻流量，只适用于气井短期配产，当地层压力大幅下降后，又需重新测试来确定新阶段的无阻流量，这既耗费时间，又影响了气井的生产，难以科学描述气田压裂井开发早期产能、地层压力快速递减的情况，也不能合理反映开采过程中气井的生产状态随时间变化的趋势。生产动态数据分析方法的快速发展，使得大量的方法和理论用于生产动态分析中。

丰富的生产动态数据中往往蕴含着丰富的动态信息，通过一系列理论和方法可以得到诸如渗透率、表皮系数、裂缝半长、压力、动态储量、可采储量、无阻流量等动态参数。基于此，西南石油大学段永刚、陈伟教授研制出了AIWT-TIRP 非稳态产能分析软件，该软件除能计算一般的动态参数外，最大的特点就是能得到无阻流量随时间的变化[2]，大大方便了气井配产工作。该软件目前已在川西各气田得到了广泛的应用。

非稳态产能分析软件用系统理论的方法模拟气体从地层渗流-井筒流动-井口节流-地面定点的连续流动过程，借鉴压恢试井的解释模型建立产能评价模型，同时考虑气液两相渗流。经过不断地拟合调参，得到无阻流量随时间的变化曲线。其应用的模型如下所示。

气井流入不稳定渗流模型[4]：

不稳态IPR 模型

3 实例分析

川西某气藏为典型的常压气藏，现有气井166口，生产中大部分气井采取定产降压方式生产，在开采初中期由于气井未达到递减阶段，应用产量递减规律无法进行分析，虽然可以从井口油压的变化可以看出相当一部分气井配产不合理，但只能定性进行分析，配产不合理到什么程度无法得知。采用非稳态产能分析软件对该气藏生产时间较长的101口气井进行了拟合分析，其中高产气井22口，中产气井41口，低产气井38口。从气井产能递减率与压降速度关系图可看出，井口压降速度越慢的井，其产能递减越慢，年递减率一般小于30%，而压力下降较快的气井，其产能递减较快，年递减率一般大于35%，目前气井中产能年递减率大于40%的气井有47口，占统计井数的47%，而产能年递减率小于30%的气井仅有29口，占统计井数的29%，说明大部分气井配产偏高导致产量递减较快。对配产偏高的气井应该采取措施控制其压降速度，尽量延长气井的稳产时间（见图1）。

图1 气藏产能递减率与压降速度Figure1 Productivity decline rate and pressure drop rate of Gas reservoir

不同生产方式对气井产能递减的影响：A区域气井大都采用定产降压方式生产，据统计该区域36口井年递减率介于25.83%～70%，平均年递减率为45%，年递减率小于30%的气井仅有2口，而大于40%的气井达26口，如A 井等（见图2，图3），占统计井数的72%。

图2 A区域产能递减率与压降速度Figure2 Productivity decline rate and pressure drop rate of A area

图3 A 井产能变化情况Figure3 Productivity changes of well A

而B区域气井大都采用阶段性定产降压方式生产，据统计65口井年递减率介于13.82%～59.45%，平均年递减率为33.9%，年递减率小于30%的气井有27口，如B 井等（见图4，图5），占统计井数的42%，而大于40%的气井达21口，占统计井数的32%；由此可看出，两种生产方式对气藏的影响程度差别很大，对于气藏稳产而言，阶段性定产降压生产方式明显要优于定产降压生产方式（见表1）。从非稳态产能递减分析软件解释的成果来看，超过60%的气井配产偏高，稳产时间较短（1～2年），整个气藏稳产时间在3年左右，这都与实际情况相吻合。

图4 B区域产能递减率与压降速度Figure4 Productivity decline rate and pressure drop rate of B area

图5 B 井产能变化情况Figure5 Productivity changes of well B

表1 气藏分区域气井产能年递减率统计表Table1 Productivity annual decline rate statistics of gas reservoir areas

4 结论

（1）产能递减分析方法有成熟的理论基础，它综合运用了气藏不稳定渗流机理和系统描述理论，气藏模型也参照了气田实际的情况来反映气藏渗流特点。

（2）不必关井测压，不受测试时间和设备等外在因素的限制。

（3）能进行长期的产能递减分析和产能预测，更好指导气井配产。

（4）通过产能递减分析方法在气田动态分析中的应用，有很好的适用性，可以推广使用。

符号说明：

αt-产能递减率，%；△qAOF-产能递减量，104m3/d；△t-时间变量，d；qAOFi-产能，104m3/d；αp-每降低单位地层压力时，气藏产能减少量，104m3/d；△p-压力递减量，MPa；p-某时刻地层压力，MPa；Φ-岩石孔隙度，%；Z-气体偏差因子；μg-气体粘度，mPa·s；h-储层有效厚度，m；k-有效渗透率，10-3μm2；B-体积系数；qD-无因次产量；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-天然气密度，kg/m3；kro-油相对渗透率；krw-水相对渗透率；krg-气相对渗透率。

［1］陈元千.油气藏工程计算方法［M］.北京：石油工业出版社，1996.

［2］陈坚，陈伟.井筒油藏耦合作用下的非稳态产能预测［J］.油气井测试，2002，11（2）：13-15.

［3］杨宇，曾宪兵，郭春华.GM（1，N）灰色模型在气井产能预测中的应用［J］.桂林工学院学报，2004，24（3）：286-288.

［4］陈伟，段永刚，严小勇，等.低渗气藏单井非稳态产能分析及控制储量评价［J］.西南石油大学学报，2007，29（2）：34-37.