苏S区块低渗气藏气井产量递减规律

王 颖.

(中石油长城钻探工程公司地质研究院，辽宁盘锦 124010)

苏S区块是苏里格气田的主力产气区块之一，该区块地质条件复杂、储层物性差、非均质性强，具有明显的低压、低渗、低丰度特征，气井一般要进行人工压裂才能投产，气井产量低、压力下降快，无稳产期或稳产期短。开展产量递减规律研究是掌握气井生产动态、预测未来产量的基础，为气田高效开发提供一定的理论依据。

1 递减规律分析方法

目前，气井递减规律的研究方法主要包括两类：传统产量递减方法和现代产量递减分析方法。传统产量递减是1945年由Arps提出并在工业界被广泛应用于气井产量递减分析及累产气预测的方法[1]，并将产量随时间的递减分为指数递减、双曲递减和调和递减，其优点是直接利用气井的生产数据，不需要储层参数；但在分析时要求气井定压生产，且不能用于初期不稳定流阶段。

1980年，Fetkovich将常井底流压生产条件的不稳定解析解和Arps的3种递减类型曲线合并，推出Fetkovich典型曲线图版[2]。然而，在实际生产中，气井通常是变产量和变压力生产，限制了该典型图版的应用。1986年，Blasingame提出了物质平衡时间的概念，将变产量和变流压的解转化成常产量解[3-4]。此后，基于上述理论的Agarwal-Gardner、NPI的典型曲线被开发并应用于工业界对生产数据的分析，这些方法共同构成了现代产量递减分析方法[5-6]。

针对苏S区块不同类型井的地质条件和渗流特征，对稳定生产的Ⅰ类井的产量分析采用传统的Arps递减分析和经典的Fetkovich递减分析方法；Ⅱ、Ⅲ类井生产时井口压力及产量波动较大，且未达到拟稳态阶段，递减分析采用Blasingame为代表的现代产量递减分析法。

2 方法应用及效果分析

苏里格气田苏S区块是2007年勘探开发的，产气层位于古生界二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段，平均孔隙度为5.0%～12.0%，渗透率为0.009～9.331 mD，属于低孔低渗致密储层。本文从大量实际生产资料入手，根据不同气井的地质条件及渗流特征，选择与之相适应的产量递减分析方法，研究各类井的递减规律，并在此基础上预测各项开发指标。

2.1 单井实例

Ⅰ类井以S24-35井为例，该井于2009年5月投产，初期套压22.4 MPa，日产3.66×104m3/d；稳产1 a后产量下降，产量从2010年5月的3.66×104m3/d递减为目前的1.64×104m3/d，压力也随之下降，套压由22.4 MPa下降为3.7 MPa。

对该井进行Arps递减曲线回归分析(图1)和Fetkovich典型图版拟合(图2)，经计算得出递减指数为零，符合指数递减规律，月递减率为2.2%，年递减率为13.1%。

图1 S24-35井传统产量递减法曲线Fig.1 Traditional rate decline curves of well S24-35

图2 S24-35井Fetkovich曲线拟合图Fig.2 Fetkovich curves fit chart of well S24-35

采用全历史生产数据进行Fetkovich图版拟合，发现该井已经达到拟稳态。应用传统递减分析方法进行产量拟合，预测月递减率与图版法计算结果一致。同时，将计算结果与实际月度动态产量进行对比(图3)，表明该研究方法可靠。

图3 S24-35井实际产量与计算产量对比Fig.3 Actual output and theoretical output collation chart of well S24-35

S26-32井为动态Ⅱ类井，该井于2009年3月投产，初期套压为20.8 MPa，日产气为2.77×104m3/d。投产后产量递减，产量从2009年3月的2.77×104m3/d降为目前的1.08×104m3/d，套压由20.8 MPa下降至6.7 MPa。

2.1.1 气井基本数据(表1)

表1 S26-32井基本数据统计Table 1 Basic data statistics of well S26-32

2.1.2 解释模型

有限导流垂直裂缝模型+均质模型+圆形(封闭)模型[7-8]。依据设置的解释模型和模型参数生成的理论模型曲线，当模型曲线与实际数据点达到良好拟合时，获得了实际数据的解释结果。

2.1.3 图版拟合生产数据

通过现代产量递减典型图版拟合(图4)，计算出S26-32井的递减指数为0.5，符合双曲递减，目前月递减率为1.40%，年递减率为15.53%，地层系数为1.66 md·m，裂缝半长为58.9 m，泄气半径为294.5 m，表皮系数为1.03，动储量为3 159.3×104m3。

从Fetkovich典型曲线拟合的结果来看，该井存在较长不稳定流阶段，现代产量递减分析图版可以真实地反映气井的实际情况。S26-32井2017年建立的模型将2018年的生产数据添加后，在参数未调整的情况下，拟合趋势完全符合，说明该井的模型图版可靠，能够准确地进行未来产量预测。

图4 S26-32井现代产量递减分析方法Fig.4 Contemporary production decline analytic method of well S26-32

2.2 不同类型井的产量递减规律

苏S区块Ⅰ类井储层物性相对较好，气井稳产1 a后开始出现递减趋势，试井解释结果显示该类井的递减期已进入边界控制流状态。按照单井计算流程，对苏S区块满足要求的72口Ⅰ类井生产数据分别进行回归分析和图版拟合，计算出Ⅰ类气井年递减率在13%～20%之间，平均年递减率为19.44%，可开采10～15 a。

Ⅱ、Ⅲ类井储层致密，孔隙度和渗透率相对较低，投产初期产量和压力表现出持续下降。该类井达到拟稳定所需的时间相对较长，鉴于既包括不稳定流阶段又包含边界流阶段的现代产量递减分析方法非常适合于该类气井的递减规律分析，按照2.1的计算流程，对苏S区块满足计算要求的75口Ⅱ类井和7口Ⅲ类气井的产量压力数据进行图版拟合，得到气井地层系数、裂缝半长、泄气半径和表皮系数等参数，分析气井的产量递减规律(表2)。经计算，Ⅱ、Ⅲ类井符合双曲递减，初始递减率较高，随着生产时间延长递减率逐渐降低。目前，Ⅱ类井平均递减率为15.34%，Ⅲ类井平均递减率为14.51%，Ⅱ类气井可开采10～12 a，Ⅲ类气井可开采8～10 a。

表2 苏S区块不同类型典型井分析结果Table 2 Difference type wells analytic results of Su S block

3 结论

(1)初步揭示了苏S区块不同类型井的递减规律，Ⅰ类井符合指数递减规律，平均单井递减率为19.44%。Ⅱ、Ⅲ类井属于双曲递减，目前平均年递减率分别为15.34%和14.51%，且初始递减率较高，随着生产时间延长递减率逐渐降低。

(2)预测苏里格气田苏S区块Ⅰ类气井可开采10～15 a，Ⅱ类气井可开采10～12 a，Ⅲ类气井可开采8～10 a，该区块投产井仍具有巨大的开发潜力。

(3)首次应用传统递减分析法与现代产量递减分析法对气井的生产规律有了进一步认识，实现了利用日常生产数据进行储层动态描述的目的，有助于不断提高气田的开发水平和经济效益。