低渗砂岩气藏水平井产量递减规律分析与合理配产——以苏里格气田某区块为例

张春雨，金大权，刘刚果 王飞，王赞，王军 （中石油长庆油田分公司第四采气厂，陕西 西安710021）

1945年美国石油学会主席Arps在总结前人研究成果的基础上，把产量递减规律分为3种类型即指数递减、双曲线递减及调和递减，并且提出确定产量递减参数和未来产量预测的图版拟合方法，这一分析方法为以后的产量递减理论奠定了坚实的理论基础[1]。除Arps产量递减规律之外，还有Logistic递减开发模型[2]、Fetkovich产量递减理论[3]等。

胡建国[4]基于Arps递减方程，建立无因次累积产量与无因次时间之间的关系式，并制成可以确定递减指数的典型曲线理论图版。基于Arps的递减类型分析是通过递减指数n来判断递减的类型，在此基础上提出了各种递减规律的数学解析式，这些公式一直是目前研究产量递减的主要手段，在油气田开发中起到了重要作用。

苏里格气田作为国内典型的低渗透致密砂岩气田，对于产量递减方面的研究比较广泛，但绝大多数是分析直井的递减规律，缺少对于水平井递减规律的研究。而以水平井压裂开发低渗、特低渗油气田是我国能源的一个重要的发展方向，因此笔者的研究有一定的借鉴意义。

1 区域地质概况与开发现状

苏里格气田位于长庆气田西侧的苏里格庙地区，地层产状较平缓，地形相对高差不超过40m，地面海拔一般为1330～1350m。气田地质条件比较复杂，主要特征表现为：

1）主力产气层为山1段至盒8段，是一个低压、低渗透、低丰度，以河流砂体为主体储层的大面积分布的岩性气藏。

2）储层具有低孔细喉、渗透率低、孔隙结构非均质性较强的特征。

3）单井有效控制动态储量比较有限，属于封闭弹性驱动方式。

研究工区位于靖边气田西侧，截止到2014年3月，工区共投产压裂水平井76口，平均套压11.09MPa，单井 日 产 气 量 3.22×104m3，平 均 压 降 速 率 0.047MPa/d，平 均 单 井 累 计 产 量3958.7×104m3。

2 气田水平井产量递减规律分析

对于气藏产量递减分析，目前多采用基于Arps产量递减理论建立的曲线拟合方法和数学公式，即将气藏产量递减规律归纳为3种模式，即指数递减、双曲线递减及调和递减，按不同的递减规律用不同的关系式分析进行曲线拟合来判断。

如图1所示，以苏A井为例，该井初始配产16×104m3/d，生产不到20d产量快速递减到12×104m3/d，之后开始呈指数递减特征，递减率为0.0076，表明初期配产也偏高。关井进行压力恢复试井后呈指数递减特征，递减率为0.0052。

图1 苏A井产量递减曲线

2.1 不同投产时间水平井产量递减规律

图2为2011年投产的15口水平井递减规律，从递减曲线看，2011年投产的井产量递减能较好地满足指数递减规律，初始递减率为0.0309。

综合分析各年份投产水平井发现：①不同投产时间气井的单井产量递减规律有所差异，2009～2013年投产的井大部分符合指数递减规律，少部分符合双曲线递减规律；且不同投产时间大部分井的递减率无明显差异。②同一年投产井的气井初期产量递减率有所不同，主要是由于单井的小层物性差异所导致的。

2.2 不同类型水平井产量递减规律分析

根据苏里格气田制定的水平井分类标准，结合研究工区水平井目前投产时间短、稳产时间达不到3a的生产特征，该次研究选用无阻流量和气井日产量2个参数划分井区分类井，结果见表1。

以Ⅱ类水平井为例，产量递减规律见图3。从初始配产和产量递减规律看，Ⅱ类水平井初始配产主要有2种情况，一种是初始配产在7×104～8×104m3/d的井；一种是初始配产在4×104～6×104m3/d的井。对比其不同生产阶段下的压降速率和递减率，发现产量主要呈现指数递减规律：初始产量较大的井，压降速率大，产量递减快。投产1a，生产90d压降速率平均值为0.186MPa/d，对应初始产量递减率不高 （0.0235），随后压降速率进一步下降，产量递减率开始降低为0.0061；而初始产量较低的井，压降速率、产量递减变化相对稳定，具体见表2。

图2 2011年投产井产量递减曲线

综合分析工区3类水平井发现：产量主要呈指数递减规律，生产初期递减率高，其原因在于投产初期主要动用的是压裂裂缝周围或近井带的储量，随着气井近井带地层压力下降和生产压差的增大、裂缝外围储层中储量的补给作用，后期气井递减率逐步降低。

表1 研究区块压裂水平井划分标准

图3 工区Ⅱ类井产量递减规律

表2 Ⅱ类井不同配产下不同时间段压降速率和递减率统计表

3 根据产量递减规律合理配产水平井

由上述不同类型水平井产量递减规律分析中可以知道，不同初始产量下的井，其递减速率、压降速率均不相同。总体情况是，初始产量较大的井，压降速率大，产量递减快；而初始产量较低的井，压降速率、产量递减变化相对稳定。下面对井区生产时间较长、连续性较好的2口典型井 （表3）进行对比分析。

表3 两口典型井递减规律

两口井的产量递减规律均为指数递减，苏A井初始配产15.89×104m3/d，苏B井初始配产4.97×104m3/d。6个月时苏A井套压下降为5.63MPa，日产气6.56×104m3，压降速率0.102MPa/d；而苏B井套压为14.12MPa，日产气3.78×104m3，压降速率0.029MPa/d。通过对这两口井的产量与压力对比图 （图4）可以发现，虽然初始递减率两口井相差不大，但到6个月时苏A井的套压下降明显，以致日产气递减率进一步增加；而苏B井因为套压处于稳中递减的趋势，日产跟初始配产变化不大，递减率基本稳定。12个月时苏A井通过关井套压恢复为11.26MPa，但日产气4.42×104m3，压降速率0.035MPa/d；而苏B井套压维持在12.74MPa，日产气2.68×104m3，压降速率0.018MPa/d，此时两口井的套压、日产气量基本趋于稳定。

图4 工区两口典型井产量与压力变化对比图

综上分析，以气井前6个月压降速率平均值为参考指标，将工区水平井可以划分为两种生产模式：

1）前6个月压降速率大于0.05MPa/d，12个月后压降速率平均值小于0.05MPa/d，其生产特征表现为配产偏高，井口套压下降快，稳产期短，气井快速进入低压开采阶段。

2）前6个月压降速率小于0.05MPa/d，12个月后压降速率平均值小于0.05MPa/d，其生产特征表现为配产合理，井口套压下降稳定，产量稳中略降，气井缓慢进入低压开采阶段。

由此可以发现，以前6个月的压降速率0.05MPa/d为标准，当套压、日产气量趋于稳定后，初期配产较低井的后期生产潜力要好于初期配产较高井的，则可以制定如下的工区水平井配产方法：同类井以6个月的压降速率大于0.05MPa/d对应的日产气量均值为下限，6个月的压降速率小于0.05MPa/d对应的日产气量均值为上限。

得出各类井配产结果是：① Ⅰ 类井配产 （6.0～8.0）×104m3/d；② Ⅱ 类井配产（2.0～5.4）×104m3/d；③Ⅲ类井配产 （1.5～2.0）×104m3/d。

4 结论

1）不同投产时间气井的单井产量递减规律有所差异，2009～2013年投产的井大部分符合指数递减规律，少部分符合双曲线递减规律；且不同投产时间大部分井的递减率无明显差异。

2）研究工区三类井产量主要表现为指数递减规律，生产初期递减率高，其原因在于投产初期主要动用的是压裂裂缝周围或近井带的储量，随着气井近井带地层压力下降和生产压差的增大、裂缝外围储层中储量的补给作用，后期气井递减率逐步降低。

3）由递减规律得到的工区两种生产模式可以制定新的配产方法：①Ⅰ类井配产 （6.0～8.0）×104m3/d；②Ⅱ类井配产 （2.0～5.4）×104m3/d；③Ⅲ类井配产 （1.5～2.0）×104m3/d。

[1]Arps J J.A statistical study of recovery efficiency [J].API Bul，1967，D14，API.

[2]Long D R，Davis M J.A new approach to the hyperbolic curve[J].JPT，1988，40 （7）：909～912.

[3]Fetkovich M J.Decline curve analysis using type curvel[J].JPT，1980，32 （6）：1065～1077.

[4]胡建国 .产量递减的典型曲线分析 [J].新疆石油地质，2009，30（6）：720～721.

[5]张文，解维国 .气井产量递减分析方法与动态预测 [J].断块油气田，2009，16（4）：86～88.