低渗透气田产量递减评价方法研究

游良容 张建国 袁继明 陈 余

(1. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院， 西安 710018； 2. 低渗透国家重点实验室， 西安 710018；3. 西南石油大学石油与天然气工程学院， 成都 610500)



低渗透气田产量递减评价方法研究

游良容1,2张建国1,2袁继明1,2陈 余3

(1. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院， 西安 710018； 2. 低渗透国家重点实验室， 西安 710018；3. 西南石油大学石油与天然气工程学院， 成都 610500)

低渗气田气井产量波动较大，在Arps产量递减分析中较难确定递减类型。尝试采用奇异点剔除、开井时率校正等气井生产数据前处理方法，以减小气井产量波动对递减规律分析结果的影响；同时，利用气井动储量作为递减类型判识依据，提高递减类型判识的可靠性。

低渗透气田；产量递减；递减类型；可采储量；动储量

我国迄今已发现的天然气气田大多数为低渗透气田。低渗透气田地质特征复杂，非均质性强，大都属于“低渗、低压、低丰度”气田。这类气田动态监测到的油套压和井口流量不稳定，加之受下游用气需求等因素影响，工区气井产量波动大，产量递减分析难度随之加大[1-5]。

针对国内外低渗透气藏，主要运用Arps递减曲线法研究其递减规律，并形成了较成熟的判识方法，如图解、试凑、曲线位移、典型曲线拟合和二元回归等方法[6-9]。除此之外，Fetkovichi、Agarwal-Gardner、Blasingame、Weibull和广义翁氏等典型曲线拟合分析方法也时有应用[10-12]。以上常用Arps递减分析方法中，二元回归法简单快速，但受奇异点的影响较大，容易出现自相关性的问题，从而导致错误的结果；试凑法和曲线位移法通过试算来实现，试算精度受到试算范围及步长的影响，试算时间较长，工作量大；图解法最直观，现场实际应用最广泛，但是手工操作的过程较为复杂，而且容易造成相关系数相近的多解问题。Weibull和翁式等预测方法在油田的应用比较成熟，而在气田中应用较少，且效果不理想[13]。

Arps递减曲线法判识理论主要基于递减公式的数学性质[14]，建立在不同递减类型的基础公式之上。这些方法的应用，都是以线性关系为基础。线性关系和相关系数是判别油气井递减类型的重要指标，但相关系数并不是唯一能够准确判识递减类型的指标。如果误差较大，即使判识曲线的相关系数较高，也不能据此判识油气井递减类型。考虑到XX低渗气田实际开发情况，提出以气井动储量作为气井和气田递减类型判识的参考指标。

1 气井单井产量递减分析难点

在气井开采过程中，由于气井工作制度、关井测试、增产措施等因素的影响，获得的产量数据几乎都是波动性较大的离散数据，XX气田的数据尤其如此。如果不进行必要的、合理的“数据预处理”环节，则实测数据的低拟合精度会导致预测数据不可靠，甚至失败。为了提高递减分析的准确性，亟待开展气井产量递减分析方法的研究。

受冬季调峰、关井压力恢复、井筒积液、增压等因素影响，气井工作制度不稳定，奇异点多，气井递减规律受到的影响也较大，需对生产资料进行前处理，以提高预测的准确性。不同生产阶段的产量变化特征差异大，部分气井递减时间较短，完全依据早期数据进行拟合的预测结果偏差较大。对XX1井早期递减数据进行分析时，指数递减拟合程度高(相关系数为0.51)，后期产量预测结果与实际差异较大；调和递减拟合程度低(相关系数为0.47)，后期产量预测结果与实际差异基本吻合。

受下游用气需求等因素的影响，工区气井产量波动大，测试点较多，在不同递减方式下，气井拟合曲线相关系数相差不大；但是在不同递减规律下气井开发指标预测结果(技术可采储量)相差很大，难以通过相关性来直观、准确地判识气井递减类型。

2 提高递减准确性的方法

针对XX低渗气田实际情况，考虑采用奇异点剔除(工作制度不稳定及人为调整及测试异常值)、阶段平均(用月数据代替日数据进行分析)和开井时率校正(间歇生产井)等气井动态数据前处理方法，提出工艺措施前后分段分析的思路以及用井动储量作为递减规律判识标准的评价方法。

2.1 分析异常原因，删除奇异点

(1) 工作制度人为调整的影响。XX3井为XX低渗气田典型投产直井。为保证冬季调峰及夏季保护性开采，不可避免会出现因大量降产或关井而造成的奇异点(见图1)。如果不对奇异点作出处理，则产量递减分析曲线完全不符合递减趋势。分析过程中删除奇异点数据后，产量递减分析取得了较好的拟合效果。

图1 XX3井未删奇异点月产量变化曲线

(2) 井底积液的影响。该气田的XX4井为产水气井。2013年初，该井油套压差增大，产气量迅速降低，明显偏离初期递减趋势，表明该井递减规律受到积液影响(见图2)。因此，递减分析过程中主要针对积液前数据段进行分析。研究表明，XX4井积液前气井产量递减满足指数递减规律，积液后产量直线下降。

(3) 工艺措施的影响。XX5井为XX气田典型投产直井。2012年该井进入增压生产，生产曲线明显偏离增压前递减规律(见图3)。针对自然生产段及增压段分别进行递减分析，分析结果更加可靠。研究表明，XX5井后期增压开采，自然生产段产量递减满足指数递减规律，增压段产量递减满足直线下降规律。

图2 XX4井月产量变化曲线

图3 XX5井月产量变化曲线

2.2 考虑开井时率影响，减小产量波动

气井生产过程中，生产时间不同会造成产量波动，影响递减规律分析结果。考虑开井时率的影响，对实际日产气量进行处理，可以减轻产量波动，进而提高递减分析的准确性。在没有考虑开井时率的情况下，XX6井产量波动幅度较大，而考虑开井时率的产量递减规律更符合实际情况(见图4)。

2.3 采用预测参数对比，优选合理递减类型

针对不同递减类型条件下气井递减拟合相关系数差异较小的特征，运用产量不稳定分析法评价动储量标准，对比不同递减类型下气井技术可采储量，优选递减类型。XX2井实例分析表明，衰竭递减预测技术可采储量与产量不稳定分析法的评价结果基本一致(见图5)。

3 XX低渗气田产量递减规律研究

XX气田是近年来在鄂尔多斯盆地新发现并探明的天然气气田，区域构造隶属鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部。鄂尔多斯盆地上古生界地层厚度在本区比较稳定，平面变化较小。目前，已在山2段和盒8段发现多个气藏，其中山2段砂体位于主砂体叠置带上，主要砂岩为纯石英砂岩，砂岩岩性及物性好，且该段气层连续，是上古生界最有利的开发层段。

图4 XX6井产量递减分析曲线

XX气田是山2段气藏的典型代表。根据分层、试气及测井解释结果，盒8段中海拔为-1 550～-1 050 m，山2段中海拔为-1 640～-1 140 m，高差均为500 m。平均原始地层压力约为23.7 MPa，平均原始地层温度为350.5 K，平均压力系数为0.9，地温梯度为2.35 ℃hm。盒8段气层平均有效厚度为3.5 m，平均孔隙度为6.8%，平均渗透率为0.303×10-3μm2，山2段平均有效厚度为7.0 m，平均孔隙度为6.5%，平均渗透率为3.23×10-3μm2。XX气田属于常温、常压的特低孔、特低渗 — 超低渗气藏。

图5 XX2井产量评价递减规律结果对比

XX低渗气田于2006年开始规模化建产，其局部孔缝发育，储层非均质性强，为典型的低渗致密气藏。根据气田单井资料情况及生产特征，分别采用调和、双曲、指数、衰竭和直线递减方式对70口进入递减期气井开展递减规律研究，并预测其技术可采储量，其中气井技术可采储量为递减后可采储量加上递减前的累计产气量。采用RTA动储量评价方法对气田递减的70口气井递减规律进行评价。研究表明，该气藏70口气井中指数递减类型占67%，平均初始月产量为5.33×104m3，平均初始月递减率为3.17%。

气井RTA平均动储量为3.76×108m3。采用调和递减方式预测70口进入递减期的气井，技术可采储量为(0.03～18.11)×108m3，平均8.22×108m3；采用衰竭递减方式预测70口进入递减期的气井，技术可采储量为(0.35～14.86)×108m3，平均4.45×108m3；采用双曲递减方式预测70口进入递减期的气井，技术可采储量为(0.34～13.52)×108m3，平均4.04×108m3。以上3种递减方式计算所得平均可采储量均远高于气井RTA平均动储量。采用直线递减方式预测70口进入递减期的气井，技术可采储量为(0.34～7.76)×108m3，平均2.04×108m3；采用指数递减方式预测70口进入递减期的气井，技术可采储量为(0.33～12.46)×108m3，平均3.62×108m3，与气井平均动储量相近。

由于指数递减方式预测所得的平均技术可采储量与气井平均动储量相近，故可得到气井指数递减技术可采储量与气井动储量的关系式：

G=1.047 7GR

式中：G—— 气井动储量，108m3；GR—— 气井指数递减技术可采储量，108m3。

二者相关性较好(见图6)，技术可采储量略小于气井动储量。

图6 指数递减预测气井技术可采储量与动储量交汇图

指数递减方式预测的气井可采储量与动储量基本一致，为保证预测结果的可靠性，建议气田开发中采用指数递减方式进行预测。同时，该气田刚开始进入递减期的新井，前期生产数据缺乏，动储量已确定，可以利用动储量与指数递减技术可采储量关系式初算其气井技术可采储量。

4 结 语

针对XX低渗气田Arps递减类型判识标准不明确、各种递减类型回归相关系数相近、可采储量预测结果差距大等问题，提出利用气井动储量来评价气井递减类型。研究结果表明，动储量评价递减类型有效地解决了递减类型判识的多解问题，可推广到整个气田。本次研究结果为该气田刚开始进入递减期的新井可采储量预测提供了简便的方法，同时也为其他低渗透气田气井递减类型判识及可采储量预测提供新思路。

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Study of Production Decline Evaluation Method in Low Permeability Gas Field

YOULiangrong1, 2ZHANGJianguo1, 2YUANJiming1, 2CHENYu3

(1.Exploration and Development Research Institute of PetroChina, Changqing Oilfield Company, Xi′an 710018, China; 2.State Key Laboratory for Low-permeability, Xi′an 710018, China; 3.School of Oil and Gas Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China)

Due to fluctuation of production rate in low permeability gas reservoir, it is difficult to determine the type of decline curve with ARPS method. By means of deleting of singular point and correction of well-opening time, the effect of fluctuation of production rate on decline law is reduced; meanwhile, dynamic reserves is used as the standard to enhance the reliability in discrimination of decline type.

low permeability gas field; production decline; decreasing type; recoverable reserves; dynamic reserves

2016-11-06

中国石油科技重大专项“低/特低渗透油藏有效开发技术研究 —— 长庆油田油气当量上产5 000万t关键技术研究”(2011E-1306)

游良容(1981 — )，女，硕士，研究方向为气田开发。

TE32+8

A

1673-1980(2017)02-0029-04