鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律

晏宁平 王旭 吕华 黄文科 黄刚

中国石油长庆油田公司第一采气厂

1 气田概况

靖边鄂尔多斯盆地气田为一个区域性西倾大单斜，地层倾角0.5°左右，每1 000m坡降7～10m。气田发育上、下古生界两套含气层系，其中下古生界气藏是一个以溶蚀孔洞白云岩为储层，低渗透、低丰度、岩性—地层复合圈闭气藏[1－2]，目前的地质研究和开发动态表现出非均质性强、开发动态差异大的特征。

靖边气田从1997年投入开发，2003年生产能力达到55×108m3／a，目前处于稳产阶段。通过滚动开发，新建产能弥补老区块的产能递减保持气田稳产，在气田开发的不同阶段，选择典型区块开展定压试验，分析不同压力下的产量递减规律，为气田长期稳产提供技术支撑（图1）。

图1 气藏开发模式简图

2 递减规律分析方法

笔者根据气田产量的变化规律，采用J.J.Arps递减的3种最基本规律（即指数递减、调和递减和双曲线递减规律），通过绘制产量与时间的关系曲线，然后求取方程的解来分析研究产量的递减规律和产量预测[3－8]。即

式中Q为递减阶段任意时刻的产量，104m3／d；Qi为递减阶段的初始产量，104m3／d；Di为初始瞬时递减率，1／月；t为递减阶段生产时间；n为递减指数，当n＝1时为调和递减，当n＝∞时为指数递减，当1＜n＜∞时为双曲递减。

3 试验区块产量递减分析

靖边气田投入开发后选取了3个典型区块开展定压生产试验：A井区2004年1月至2005年10月，试验阶段油压13.5MPa[9]；B井区2009年7月至2011年12月，试验阶段油压为6.4MPa；C井区在2009年3月增压稳产期结束后定压生产，定压生产阶段油压为3.0MPa。通过计算分析上述3个不同压力的定压生产数据，研究下古生界气藏典型区块的产量递减规律。

3.1 井口压力为13.0MPa

A井区投产井27口，2004年1月开始定压生产试验，累计产气24.130 6×108m3，地质储量采出程度12.11%。试验期间平均生产油压13.5MPa，2005年10月检修关井结束。7口井受到动态监测影响生产不连续，整理符合产量递减条件的20口试验井生产数据，试验初期产气量134.227 1×104m3／d，试验末期井口产气量98.378 3×104m3／d（图2）。

图2 A井区20口定压试验井采气曲线

初始产量（Qi）为4 157.191 2×104m3，初始递减率（Di）为0.016 8，井区整体产量下降符合指数递减规律，年递减率为18.16%（图3、4），产能递减方程为：

Q＝ 4 157.191 2e－0.0168t

图3 A井区整体指数递减分析曲线

多数单井递减率接近20%，14口单井产量递减类型符合指数递减，6口单井产量递减类型符合调和递减。如 A12井，初始产量为249.057 7×104m3，初始递减率为0.018 4，年递减率19.83%（图5、6），产能递减方程为：

图4 A井区整体产气量与递减预测气量对比曲线

图5 A12井指数递减分析曲线

图6 A12井产量预测曲线

3.2 井口压力为6.0MPa

B井区投产气井7口，2009年7月至2011年4月开展定压试验，累计产气20.778 1×108m3，地质储量采出程度34.06%。试验期间平均生产油压为6.0 MPa，产气量52.020 1×104m3／d；试验末期井口产气量为36.823 8×104m3／d（图7、8、9）。

初始产量为1 510.427 9×104m3，初始递减率0.012 2，井区整体产量下降符合指数递减规律，年递减率13.62%，6口单井符合指数递减，年递减率接近15%，产能递减方程为：

图7 B井区7口定压试验井采气曲线

图8 B井区指数递减分析曲线

图9 B井区产气量与递减预测气量对比曲线

3.3 井口压力为3.0MPa

C井区投产井9口，2007年1月开始增压生产，截止到2006年12月，历年累计产气3.952 6×108m3，地质储量采出程度3.49%。2009年3月增压稳产期结束，进入增压产量递减阶段。

5口井受到动态监测影响生产不连续，对符合递减分析条件的4口井生产数据进行整理分析（图10），递减阶段初期日产气量7.847 5×104m3，增压递减阶段平均油压3.0MPa。整体符合双曲递减，初始递减率0.021 7，初始产量7.335 2×104m3，1年后产量5.944 8×104m3，年递减率15.82%；15年后产量2.689 7×104m3，年递减率1.85%（图11）。

图10 4口增压试验井递减阶段采气曲线

4 递减特征分析

4.1 高渗透区递减特征

A井区和B井区同属于高渗透区块，在定压生产条件下的产量递减规律均符合指数型；随着气藏开发的进行，气藏采出程度增大（A井区采出程度12.11%，B井区采出程度34.06%），井口压力降低（A井区13.5MPa，B井区6.0MPa），气井的泄流半径有所增加，在采气速度基本一致的情况下，产量递减有所减缓[10]。

4.2 低渗透区递减特征

图11 15年后产量分析曲线图

C井区属于低渗透区块，在稳产期末采出程度仅有3.49%，各项开发指标均低于高渗透区，井均单位压降产气量仅为高渗区的1／4，泄流半径小，储层补给能量较差。C井区定压生产条件下，初始递减率高达26.04%，随着生产时间延长，泄流半径进一步扩大，后期产量递减逐渐减缓（表1）[11]。

表1 定压试验区块数据统计表

5 结论

1）通过井口压力的控制，靖边气田实施了不同压力下的定压试验，产量递减分析表明：在较高的压力和采气速度条件下递减率较高，随着井口压力的降低，递减率趋于减缓。

2）高渗透区块在不同压力条件下的产量递减规律相同，高压和低压条件下均符合指数递减类型；低渗透区块产量递减符合双曲递减类型。

3）在采气速度一定的条件下，产量递减率与井口压力呈正比，与动用地质储量、泄流半径和储层能量补给速度呈反比。

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