“一点法”产能评价方法的内涵、矿场应用及改进

蔡珺君，彭先，李隆新，刘微，甘笑非，邓庄，李玥洋，王蓓，胡怡

（1.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院，四川 成都 610041；2.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051；3.中国石油西南油气田公司川中油气矿，四川 遂宁 629000）

0 引言

“一点法”是确定气井绝对无阻流量（qAOF）的重要方法之一，在中国气田开发的产能评价研究中应用广泛。“一点法”起源于20 世纪60 年代，在四川盆地二叠系、 三叠系勘探开发过程中，发现了一批碳酸盐岩孔隙-裂缝型高产气田，探井在采用多流量稳定试井的放空测试过程中造成了大量天然气损失，当时石油部从保护资源、避免大量天然气放空损失方面考虑，提出了探井只测一点的要求。

孙志道等［1-4］系统整理了四川盆地11 个已开发气田30 口气井73 井次426 个稳定测点数据，将测点的井底流压与地层压力之比和测点产量与qAOF之比的数据点绘制在直角坐标曲线图中，命名为“一点法”确定qAOF经验曲线，是我国最早的气井测试“一点法”估算qAOF经验曲线方法。该方法以测点压力、测试产量、地层压力及qAOF的统计类比为前提，因此，仅能初步掌握气井产能。20 世纪80 年代，陈元千等［5-7］统计了蜀南地区嘉陵江组气藏16 口气井68 井次的产能测试结果，基于二项式产能方程理论，得出上述数据点稳定经验数（α）的平均值为0.25，进而推导出“一点法”产能评价计算公式，业内一般称之为常规“一点法”。常规“一点法”具有集理论性、经验性和便捷性于一体的优点［8］，因此，逐步推广成为矿场单点测试的主要方法。然而，在近40 a 中国不同类型气田产能评价实践过程中发现，常规“一点法”中α 取值0.25 的代表性有限，大量测试资料统计出的α 介于0.04～0.94［4，9］。鉴于此，基于常规“一点法”思想相继建立起大量的修正“一点法”产能评价经验公式，除此之外，还建立了回归“一点法”、改进“一点法”和扩展“一点法”等公式。虽然这些公式的形式与常规“一点法”略有差异，但其内涵是一致的。

“一点法”的建立和应用依靠的是准确的α 和稳定测试资料。一方面，确定α 需要开展一定数量的产能试井，但对于某些强非均质性气藏，产能试井较难录取稳定的测试数据，α 确定困难；另一方面，根据SY/T 5440—2019《天然气井试井技术规范》［10］，要求气井测试时的流动处于稳定状态，测试通常将“油压波动范围小于0.1 MPa，产量变化不超过5%”视为稳定状态。然而，工程上常采用的稳定标准并不能真正有效地判定气井已经进入了拟稳态，气体在不稳定渗流过程中，同样可能出现压力、产量变化较小的现象［11］。近年来，四川盆地低渗强非均质性储层和中高渗储层的常规“一点法”适用性差［12］，产能评价结果表现为：1）针对α 小于0.25 的气藏，小生产压差下的单点测试产能评价结果成倍放大［8，13］，常规“一点法”完全不适用；2）针对低渗强非均质性气藏，若改造区渗流能力强于远井区，常规“一点法”会高估气井产能，反之，常规“一点法”低估气井产能。

为探索并解决低渗强非均质性、 中高渗储层气井常规“一点法”产能评价误差偏高的现场问题，本文首先系统梳理了不同形式的“一点法”产能评价方法，明确了其共同特点和方法内涵。在此基础上，深入剖析了“一点法”的应用条件和参数敏感性，并对矿场的应用问题提出了改进和数据处理方法，大量的矿场应用证实了方法的可靠性和可行性。该改进方法不仅适用于常规“一点法”的应用领域，也适用于具有低渗强非均质性、中高渗地质特征的气田，弥补了特定地质条件下常规“一点法”确定气井稳定产能误差大的不足，对于气田的开发设计、 规模调整和现场生产组织均具有积极意义。

1 “一点法”的不同形式及内涵

1.1 “一点法”的不同形式

“一点法”主要包括经验曲线图版“一点法”、常规“一点法”、修正“一点法”、回归“一点法”、改进“一点法”和扩展“一点法”，上述“一点法”均有各自的公式形式、特点和适用条件。

经验曲线图版“一点法”是利用已有稳定测点数据，绘制测点井底流压与地层压力之比和测点产量与qAOF之比经验曲线图版（见图1，据文献［3］修改）。新的气井测试后，利用一个稳定测点的稳定产量、 井底流压、关井稳定地层压力，由图1 反算确定气井qAOF。该方法基于数据统计，因此求得的qAOF只是近似值，仅能用于初步评估气井的qAOF。

图1 “一点法”确定qAOF 经验曲线Fig.1 "One point method" to determine the qAOF empirical curve

常规“一点法”一般指陈元千“一点法”产能评价方法，其推导以气井二项式稳定产能方程为基础。qAOF的表达式为

式中A，B 一般由产能试井资料拟合确定。

基于我国16 个气田16 口气井的68 个测点数据，求取α 的平均值为0.254 1，取值0.25，则式（1）可简化为常规“一点法”产能评价公式：

若式（1）中α 不等于0.25，根据产能试井资料，并由式（1）和式（2）可确定不同气田的修正“一点法”公式。从中国26 个典型气田修正“一点法”的α 柱状图（见图2，据文献［9］修改）可以看出：中国气田α 介于0.04～0.94，平均值为0.444 9，安岳气田（气田3）龙王庙组α 为0.15，普光气田（气田17）α 为0.50，最大α 为延长气田（气田26）的0.94，最小α 为罗家寨气田（气田1）飞仙关组气藏的0.04。

图2 中国不同气田修正“一点法”的αFig.2 α of revised "one point method" in different gas fields in China

回归“一点法”是假设气田的α 为某一定值，将二项式产能方程中的流量分别取某一稳定产气量和qAOF，将两者相除得到：

由多井次产能试井资料建立无因次产量（qg/qAOF）与无因次生产压差的回归关系式，利用式（4），只需根据一个气井工作制度下的地层压力、井底流压和产气量数据，即可计算qAOF。以安岳气田龙王庙组为例，通过回归15 口气井产能试井的49 个数据点，得到回归“一点法”经验公式：

改进“一点法”产能评价方法继承了常规“一点法”的思路，其表达式与回归“一点法”具有相类似的形式，技术核心是通过试井资料拟合确定反映储层渗流特征的关键参数（定义为经验系数C1）。例如川东北飞仙关组气藏的改进“一点法”产能评价公式［13］为

扩展“一点法”［9］通过描述四川盆地不同典型储层的不稳定经验数，建立了试油测试时间的α 转换图版，从而求得了不同类型储层不同试油测试时间的“一点法”产能评价公式：

该方法与常规“一点法”的公式具有相同的形式。

不同“一点法”具有不同的应用前提条件：经验曲线图版“一点法”无计算公式，其适用条件尚不明确；常规“一点法”的前提条件是储层均质、试油测试气体渗流稳定且α 与0.25 近似；修正“一点法”、改进“一点法”、回归“一点法”和扩展“一点法”的前提条件是通过开展产能试井和压力恢复试井，并求取相关经验数和明确储层的渗流特征。

1.2 “一点法”的内涵

由前文的论述可知，“一点法”产能评价方法主要包括以下3 个方面的内涵：1）储层是均质的；2）α 是可靠的；3）气井现场测试达到拟稳定渗流状态。因此，在应用“一点法”时不可因该方法的表达形式简单而忽略了其内涵。

结合现场的实际情况，“一点法” 在应用过程中应当特别注意并体现以下3 个方面：1）储层是否均质需要以地质认识为基础，并由试井或现代产量递减等方法描述气井的渗流规律；2）α 应由产能试井或者压力恢复试井综合确定，若气井无试井资料，则可尝试建立α 与地质参数之间的定量关系［14］；3）气井试油测试不仅需要满足SY/T 5440—2019《天然气井试井技术规范》和SY/T 6125—2013《气井试气、采气及动态监测工艺规程》［15］，还需要满足达到稳定渗流的时间要求，若气井测试尚未达到拟稳定渗流状态，则需要对测试数据进行分析和预测。

1.3 “一点法”的应用偏差

对比四川盆地气田矿场实践效果与“一点法”的内涵，可揭示出“一点法”的应用偏差。

首先，在储层非均质性影响方面，若改造区渗透率远高于远井区渗透率，常规“一点法”评价气井产能结果偏高。例如1#和3#气井，常规“一点法”计算的qAOF分别为230×104m3/d 和254×104m3/d，但气井投产后的稳定产量仅为15×104～16×104m3/d；若改造区渗透率低于远井区渗透率，则常规“一点法”评价气井产能结果偏低，例如12#和13#气井，常规“一点法”计算的qAOF分别为58×104m3/d 和63×104m3/d，但气井投产后却能以20×104～25×104m3/d 持续稳定生产（见图3a）。

图3 常规“一点法”产能评价结果对比Fig.3 Comparison of productivity evaluation results of conventional "one point method"

其次，未知α 而套用常规“一点法”公式引起的产能评价误差如下：当气井α 小于0.25，产能将成倍放大，例如14#和21#井，常规“一点法”计算qAOF为2 415.02×104m3/d 和1 017.21×104m3/d，分别为产能试井计算结果1 225.94×104m3/d 和267.34×104m3/d 的1.97 倍和3.80 倍；反之，气井产能偏低，例如19#和20#井的常规“一点法” 计算qAOF为122×104m3/d 和662×104m3/d，分别为产能试井计算结果133×104m3/d 和901×104m3/d 的0.92 倍和0.73 倍（见图3b）。

再次，气井现场测试是否达到拟稳定渗流状态也将影响到“一点法”的产能评价结果。气井达到拟稳定渗流的时间由气藏渗流参数和影响半径估算，其表达式［7］为

根据式（8），统计四川盆地主要气田的渗流相关参数（见表1），确定出气井达到拟稳定渗流的时间为2.03～80.46 h。对比SY/T 6125—2006《气井试气、采气及动态监测工艺规程》中“当产气量大于或等于50×104m3/d 时，井口压力及产量稳定2 h 以上； 当产气量在50×104～10×104m3/d 时，井口压力及产量稳定4 h 以上；当产气量小于10×104m3/d 时，井口压力及产量稳定时间8 h 以上”的相关要求，矿场相当数量的气井试油测试未达到拟稳定渗流状态。

表1 四川盆地主要气田的渗流参数及拟稳定时间Table 1 Seepage parameters and pseudo stable time in major gas fields in Sichuan Basin

2 “一点法”公式参数敏感性分析

围绕“一点法”产能评价公式中3 个方面的内涵，开展“一点法”公式参数敏感性分析。

由于在气井早期渗流阶段，储层非均质性会影响气井的α 和渗流规律的判断，因此，先开展α 和渗流是否稳定的敏感性分析，最后讨论储层非均质性的敏感性。

2.1 稳定经验数

取稳定经验数为0.01～0.99，绘制不同稳定经验数的qD和pD理论关系（见图4）。由图4 可见：α 对qD和pD的影响随着pD的增加呈减弱的趋势，当α 小于0.4 时，α 对qD和pD的影响较大；当α 大于0.6 时，α 对qD和pD的影响不断减弱。

国际市场推涨市场。新的助涨动力非国际市场莫属。回顾8月1日的印度尿素招标，总成交量71.2万吨，伊朗明盘已占其中66万吨，另有5万吨货源也是伊朗货源在中国港口做的转港，可谓将印标尽数收于囊中。而中国小颗粒尿素则因离岸价被压至265美元/吨，最终无缘此番竞标。但从接下来的国际尿素市场走势看，已经无须执着于印标结果了。一边是欧洲、巴西等国需求提升，一边是伊朗低价货源售罄，国际价格受益连涨。外盘显示我国离岸价为285美元/吨，贸易商实际操作价已涨至295美元/吨甚至更高，国内小颗粒尿素集港价将对标1950～1970元/吨。

图4 不同稳定经验数的qD 和pD 的关系Fig.4 Relationship between qD and pD for different stable empirical numbers

将qD和pD的表达式改写为地层压力、 流动压力、产量的数据形式，以四川盆地14 口典型气井为例（见表2），计算不同α 和生产压差对qAOF的影响。从表2可以看出：当气井α 小于0.25 时，极小的生产压差即可获得非常高的产气量，例如A—D 井，采用常规“一点法”计算的误差难以接受；当气井的α 大于0.25 时，极大的生产压差仅能获得较低的产气量，例如J—N井，采用常规“一点法”将低估气井的qAOF。由于高α 的气井qAOF较小，因此计算产生的误差有限。此外，当生产压差一定时，α 值越大，qAOF越大； 气井生产压差越小，α 的取值对气井qAOF计算结果影响程度越大，当气井生产压差大于5 MPa 时，α 引起的误差将会大大减小。

表2 四川盆地典型气井不同稳定经验数的“一点法”产能评价结果对比Table 2Comparison of "one point method" productivity evaluation results with different stable experience numbers for typical gas wells in Sichuan Basin

2.2 渗流阶段

气井以某一产气量开井后的早期渗流将先经历不稳定渗流阶段，再进入到供气平衡的拟稳定渗流阶段［16］。四川盆地现场资料揭示，气井有以下3 类早期渗流特征：1）1 类气井储层渗流能力强，试油测试具有小生产压差、高稳定产气量的特点，例如普光气田、安岳气田龙王庙组、双鱼石区块、铁山坡区块、五百梯气田的气井。这类气井不稳定渗流早期持续时间短，拟稳定时间小于6 h，试油测试产量和压力均稳定。2）2 类气井储层渗流能力弱，试油测试具大生产压差、较低产气量的特点，例如磨溪气田、安岳气田震旦系的气井。这类气井不稳定渗流早期持续时间长，试油测试产气量稳定，但试油压力不能代表拟稳定渗流阶段的压力。3）3 类气井储层改造区渗流能力强但远井区供气能力弱，试油测试采用大生产压差可获得较高的不稳定产气量，例如安岳气田震旦系缝洞型储层的气井。这类气井试油时间短，产气量和压力均不稳定。

选取上述3 类典型井的现场参数做常规“一点法”产能评价对比（见表3）。由表3 可见：A，C 井储层渗流能力强，试油阶段测得的产量、压力稳定且能代表储层拟稳定渗流特征，试油阶段和生产稳定阶段的常规“一点法” qAOF评价结果相近；O，P 井储层渗流能力较弱，试油阶段测得的产量、压力仅能反映早期不稳定渗流特征，生产稳定阶段常规“一点法” qAOF小于试油阶段的评价结果；R，S 井储层改造区渗流能力强但远井区供气能力弱，试油阶段的产量、压力均不稳定，因此其生产稳定阶段常规“一点法” qAOF远小于试油阶段的评价结果。

表3 3 类典型井的试油阶段和生产稳定阶段常规“一点法”产能评价对比Table 3 Comparison of productivity evaluation of conventional "one point method" during oil testing stage and stable production stage in three kinds of wells

2.3 储层非均质性

储层非均质性会影响气井α 的确定以及试油期间产量和压力数据的真实性。

储层平面非均质性［17-20］通常表现为外好内差和内好外差2 类。外好内差型储层试油产量保守，其产量和压力数据能代表拟稳定渗流规律，但其产能试井结果低估气井真实产能，α 偏大。例如G 井，该井远近井区渗透率比为2.51，产能试井计算qAOF为55×104m3/d，由于该井远井区供气能力强，投产后以25×104m3/d 稳定生产； 内好外差型储层近井区缝洞发育，试油产量偏高，但远井区供气能力弱，气井试油产量压力难以稳定，且产能试井拟合图版易出现负斜率。

3 应用改进

根据前文对“一点法”公式参数敏感性分析结果可知，正确应用“一点法”评价气井的qAOF的前提是明确气井的α 和选择能代表拟稳定渗流的产量压力数据。本章建立了不同资料条件下确定气井α 和不同类型气井试油测试资料的处理方法。

3.1 稳定经验数的确定

式（2）说明α 是气井稳定渗流项系数的函数，由于A，B 均为地层系数的函数，因此，qAOF为地层系数和地层压力的函数。基于式（2），假设气井渗流过程中A，B 不变，因地层压力不断减少的qAOF将影响α，使得其数值从原始α 逐渐向1 变化［21］。因此，考虑变系数的α与无因次压力具有一定的拟合关系［22］，以四川盆地A井为例，得到其不同地层压力条件下的α 值（见图5）。

图5 A 井不同地层压力条件下稳定经验数图版Fig.5 Stable experience number chart under different formation pressure conditions in Well A

若气井未开展专项试井，原始α 可由测井参数确定。根据四川盆地不同储层类型的115 口气井试井地层系数与测井储能系数，建立不同层系试井地层系数与测井储能系数拟合关系式，决定系数为0.695 0～0.987 5（见图6，据文献［14］修改）。图中的普光气田储层主要为裂缝-孔隙型，地层系数范围为104×10-3～3 000×10-3μm2·m（见图6a）。安岳气田龙王庙组Ⅰ类储层为裂缝-孔洞型和裂缝-孔隙型，孔洞缝搭配关系最好；Ⅱ类储层为裂缝-粒间孔型和少量裂缝-孔洞型，其孔洞缝搭配关系次之；Ⅲ类储层为晶间孔型和少量裂缝-粒间孔型［23］（见图6b）。安岳气田震旦系Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类储层分别为裂缝-孔洞型和孔洞型［17-19］（见图6c）。图6d 中，川东北高含硫气田数据对应右侧坐标轴，其他气田对应左侧坐标轴。根据图6 中的拟合关系，即可由测井储能系数确定气井试井地层系数，进而由式（10）确定原始α。

图6 四川盆地气田试井地层系数与测井储能系数的关系Fig.6 Relationship between well testing formation coefficient and well logging energy storage coefficient in gas fields in Sichuan Basin

3.2 测试数据评价及建议

对于储层渗流能力强的1 类气井，渗流达到拟稳定的时间小于6 h，试油测试数据可代表拟稳定渗流阶段数据，正确应用“一点法”评价气井产能的关键是求取气井的α。对于储层渗流能力弱但远井区有一定供气能力的2 类气井，试油测试较为保守，产量能稳定，试油压力为早期不稳定渗流阶段压力，不能直接近似为拟稳定渗流阶段压力，其井底流压可由式（11）预测［24］：

3 类气井的储层改造区渗流能力强但远井区供气能力弱，试油测试采用大生产压差可获得较高的不稳定产气量，压力难以稳定，因此产量和压力数据均是不稳定量。这类气井仅通过短时测试不但不能评价气井的远井区供气能力，而且产量和压力的下降规律难以预测。因此，这类气井不能采用“一点法”评价其产能。对于这类气井，一方面建议采用保守的生产压差进行试油测试，确保其产气量稳定，在产气量稳定的前提下预测井底流压；另一方面，也可尝试采用人工智能手段［25］、数据挖掘算法［26］、储层物性下限［27］进行产能预测。

4 矿场应用

应用本文建立的“一点法”改进方法对四川盆地不同气田的31 口气井进行了计算对比，以验证方法的可靠性和可行性，并以普光气田主体区为例，评价了气田12 a 的qAOF变化规律。

4.1 验证原则

在验证前，明确以下3 点验证原则和思路：1）针对试油期间开展专项试井的气井，根据试井解释的地层系数确定α，再由“一点法”评价气井产能，最后以专项试井qAOF为基准，对比评价本文改进“一点法”qAOF。2）针对试油期间未开展专项试井的气井，首先根据气井的测井储能系数计算α；其次评价气井的试油资料，判断试油录取的产量和压力数据能否代表气井拟稳定阶段的渗流特征，并进行井底流压预测；最后以流压校正后的稳定“一点法”qAOF为基准，对比评价试油不稳定“一点法”qAOF。3）验证变系数α 对气井qAOF的影响，验证过程中以气井不同压力条件下未考虑变系数α 的qAOF为基准，对比评价考虑变系数的α 的气井qAOF结果。

4.2 验证结果对比

验证气井的α 为0.024～0.500，与常规“一点法”α为0.25 对比，由式（10）和图6 确定的α 更为接近气井的二项式α。从试油期间开展专项试井的气井产能评价结果验证对比（见表4，据文献［14］修改）可以看出：与二项式产能方程计算的气井产能相比，由本文方法确定的气井产能计算结果优于常规“一点法”计算结果，16 口气井qAOF的平均相对误差由96.08%下降至33.27%，针对α 小于0.170 的气井，产能评价效果提升显著，相对误差由13.64%～426.87%（平均156.02%）下降至1.11%～46.76%（平均25.90%）。

表4 试油期间开展专项试井的气井产能评价结果验证对比Table 4 Verification and comparison of productivity evaluation results of special well testing gas wells during oil testing

对于试油期间压力未稳定的气井，则需要对井底流压进行校正。选择安岳气田灯影组气藏14 口气井现场数据进行产能评价对比（见图7），由图7 可以看出：试油期间压力未稳定对气井产能影响较大，产能下降幅度为5%～76%。其中最大产能降幅为GS001-X4 井的76%，该井试油测试产量为108.33×104m3/d，不稳定产能为178.58×104m3/d，校正井底流压后的稳定产能为42.43×104m3/d。GS001-X4 井仅能以15×104m3/d和15 MPa 油压稳定生产，该井的生产情况证实了校正井底流压评价气井产能方法的正确性和可行性。

图7 井底流压校正后气井产能评价结果验证对比Fig.7 Verification and comparison of gas well productivity evaluation results after flowing bottom hole pressure correction

从考虑变系数α 的气井qAOF评价结果验证对比（见图8）可以看出：考虑变系数的α 的A 井qAOF比未考虑变系数的α 的qAOF略偏高，数值基本相近。结合图6可知，在气田整个开发期间，A 井α 变化也较小，因此考虑变系数的α 对气井产能影响较小。

图8 A 井产能评价结果验证对比Fig.8 Verification and comparison of productivity evaluation results of Well A

4.3 误差原因分析

从表4 可见：针对α 小于0.170 的气井，产能评价效果提升显著，平均相对误差由156.02%下降至25.90%。其主要原因是地层系数与测井储能系数关系（见图6）和式（10）能够正确确定气井稳定经验数。以MX8 井为例，该井由产能试井和测井储能系数确定的α 分别是0.024 和0.067，由二项式、常规“一点法”和本文方法确定的qAOF分别为924×104，4 524×104，659×104m3/d，本文方法计算的相对误差为28.73%。

对于试油期间压力未稳定的气井，若选择尚未稳定的井底流压评价气井产能，生产压差偏小失真将造成qAOF偏大，因此需要对井底流压进行预测。GS001-X4井试油测试产量为108.33×104m3/d，不稳定产能为178.58×104m3/d，校正井底流压后的稳定产能为42.43×104m3/d，产能下降幅度为76%，其核心原因是试油测试压力不稳定。变系数α对气井qAOF的影响方面，由于实例井α 变化随压力变化较小，考虑变系数的α 对气井产能影响较小，因此考虑变系数的α 的气井qAOF比未考虑变系数的α 的气井qAOF略偏高，数值基本相近。

4.4 气田实例

以普光气田主体区为例，评价了气田主体区34 口气井投产后12 a 的总qAOF变化规律。由图9 可见：普光主体区2011 年总qAOF为14 315×104m3/d，单井平均qAOF为420×104m3/d。受地层压力下降和水侵的影响，2022 年总qAOF为6 496×104m3/d，单井平均qAOF为191×104m3/d，均较2011 年下降54.62%，较上一年同期下降7.45%。

图9 普光气田主体区总产能变化Fig.9 Changes of total productivity in main Puguang area

5 结论

1）“一点法”主要包括经验曲线图版“一点法”、常规“一点法”、修正“一点法”、回归“一点法”、改进“一点法”和扩展“一点法”；上述“一点法”虽具有不同的表达形式，但其内涵是一致的，内涵主要包括储层是均质的、α 是可靠的、气井现场测试需达到拟稳定渗流状态3 个方面。

2）“一点法”的应用偏差表现在储层非均质性、误用α 以及测试气井未达到拟稳定渗流状态3 个方面，并分析了“一点法”公式在稳定经验数和渗流阶段2 个方面的参数敏感性。

3）建立了不同资料条件下确定气井α 和不同类型气井试油测试资料的处理方法。一方面，建立了稳定经验数与试井地层系数的经验关系式、 试井地层系数与测井储能系数拟合关系式；另一方面，建立了不同类型气井测试数据评价方法及试油建议。

4）应用本文建立的“一点法”应用改进方法对四川盆地不同气田的31 口气井和普光气田进行了计算对比，实例的应用验证了方法的可靠性和可行性。

6 符号注释

qg为测试产气量，104m3/d；pR为地层压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；A 为气井稳定Darcy 渗流项系数，MPa2·（104m3·d-1）-1；B 为气井稳定非Darcy 渗流项系数，MPa2·（104m3·d-1）-1；C1为经验系数，根据文献［13］，其值为2.89×10-5～1.89×10-4；K 为气藏渗透率，10-3μm2；ts为气井达到拟稳定渗流时间，取值30 h；q¯g为平均测试产气量，104m3/d； p¯wf为平均井底流压，MPa；ϕ 为孔隙度；μg为天然气黏度，mPa·s；Ct为综合压缩系数，MPa-1；ri为影响半径，m；pRi为原始地层压力，MPa；h 为储层厚度，m； μ¯g为地层条件下的平均天然气黏度，mPa·s；Z 为地层条件下的平均偏差因子；T为地层条件下的平均温度，K；psc为气体标准状态下的压力，取值0.101 3 MPa；Tsc为气体标准状态下的温度，取值293.16 K；t 为时间，h；rw为井眼半径，m；Sa为视表皮因子。