刘占良;王琪;张林;蒋传杰;郭海鹏
【摘 要】以苏里格气田东区为例,采用Arps分析方法计算产量递减,详细解释了指数、双曲和调和3种产能递减方式.研究认为,苏里格气田东区低产、低渗、低丰度,气井压降快,稳产期短或无稳产期,Arps分析结果为双曲递减;递减率受初期配产影响大,可通过调整初期配产来控制递减率;研究区2008年投产井平均在2a后进入递减期,月递减率为1.7％～2.4％;苏里格气田东区Ⅰ类井、Ⅱ类井和Ⅲ类井配产都在合理范围之内,分析方法准确可靠.依据衰竭式递减公式,研究区已投产井的有效开采时间为15～30 a. 【期刊名称】《新疆石油地质》
【年(卷),期】2015(036)001
【总页数】4页(P82-85)
【关键词】鄂尔多斯盆地;苏里格气田;Arps分析;气井产量;递减类型;递减率
【作 者】刘占良;王琪;张林;蒋传杰;郭海鹏
【作者单位】中国石油长庆油田分公司第五采气厂,西安710018;山东科技大学地球科学与工程学院,山东青岛266590;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,西安710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,西安710018;山东科技大学地球科学与工程学院,山东青岛266590
【正文语种】中 文
【中图分类】TE375
气田或区块产量递减率是气田开发工作者普遍关注的重要问题之一，也是油气藏工程学科经常性的研究课题[1]。鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国陆上第一大气田，该气田东区有效储集层厚度变化大、平面分布复杂、物性及连通性差、非均质性强，部分区块地质认识程度较低，造成该区具有明显的低渗、低压、低产特征[2-4]，气井产量低，压力下降快，稳产期短或无稳产期。开展气井产量递减规律研究是掌握和分析气井动态的基础，可以利用气井产能的变化规律对未来的产能进行预测，为油田的开采提供一定的理论依据。本文从大量现场资料出发，对研究区2008—2012年投产井的递减类型和递减规律进行深入研究，并在此基础上预测气田产量递减规律。
气藏产量递减规律目前在理论上还没有突破，主要照搬油藏递减率分析技术加以判断，最常用的方法为Arps提出的产量递减规律方程式[5]，即将递减分为3种类型：指数递减、双曲递减和调和递减。这3种规律在气井的产能递减规律研究和预测工作中得到广泛的应用[6]。
Arps提出的油气藏产量递减通式为
当n→∞时为指数递减；n=1时为调和递减；1＜n＜∞时为双曲递减。递减率为单位时间的产量变化率，或单位时间内产量递减的百分数，表征气井产量降低幅度的大小。
由表1可以得出：①指数递减规律的产量与开发时间呈半对数直线关系，与累计产量在普通坐标系上呈直线关系；②对于双曲递减，可以通过给定不同的常数C值，利用曲线位移法得到一条最佳直线；③调和递减的产量与累计产量呈半对数直线关系。
借用判别产量递减类型的方法[8-10]，即可对气井的递减类型进行判别。本文根据不同坐标系中相应参数呈直线关系的特点，利用矿场实际生产动态数据进行递减类型的判断[11-15]。
舌推是什么意思按照研究区气井初期产量将其划分为3类:Ⅰ类井日产气大于1.5×104m3；Ⅱ类井日产气为0.8×104~1.5× 104m3；Ⅲ类井日产气小于0.8×104m3.不同类型井的log（t+C）与logQ关系也呈直线关系（图1），说明苏里格气田东区产量递减应为双曲递减规律的一种，即1＜n＜∞.
调研结果显示[6，8-10]，绝大多数气井产量递减符合衰减式递减规律，即n=2，是双曲递减的一种特殊形式，其公式为
式中A=0.5Di/Qi，B=1/Qi.
从研究区不同类型井1/t与1/Gp关系曲线（图2）看，曲线也呈现出直线关系，这说明研究区气井产量递减符合衰减式递减规律。
研究区气井产量递减符合衰减式递减规律，建立单井1/t与1/Gp关系曲线，回归就可求得系数A和B，从而建立气井递减方程，得到气井产量递减曲线。统计不同类型井的月产气量，选取月产气量明显出现递减趋势的井分析单井递减率。
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以SD23-53井为例：该井于2008年11月11日投产，投产初期油压和套压分别为2.5 MPa和2
0.6 MPa；初期以2.5×104m3/d产量生产，压降速率0.024MPa/d；目前以产量1.5×104m3/d生产，压降速率为0.009 8 MPa/d，生产稳定。
该井月产气量从2009年9月出现了递减。建立1/t与1/Gp关系曲线，回归得到该井的A和B值，A= 0.000 4，B=0.001 73，Qi=57.80×104m3/mon，利用定义计算出第1年递减率Di=0.046 242 775，根据Qi和Di可计算出递减期单位时间递减率。从曲线看，第1个月的月递减率为4.5%，随着时间的延长，月递减率不断下降，平均月递减率为2.1%.
根据以上研究方法，对2008年投产井分类计算其递减率（表2）。计算结果显示，2008年投产全部气井折合年递减率为14.3%，满足方案递减率小于20%的要求，说明投产井配产在合理范围之内，生产状况良好；另外，通过控制初期配产来控制气井递减，初期配产越大，平均递减率越高，Ⅰ类井平均月递减率为1.9%，高于Ⅱ类井和Ⅲ类井，Ⅰ类井初期配产为2.82× 104m3/d，配产相对较高造成产量递减较大。
根据衰竭式递减的递减率变化公式：D=（1/Di+ 0.5t）-1，假设：第1年投产m1口井，第2年投产m2口井，第3年投产m3口井……第N年投产mN口井，第N+1年井均进入递减期。可以计算第N+2年时历年投产井的年递减率分别为Di1，Di2，Di3，…，DiN.因为第N+1年井
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均进入递减期，所以初始递减率所计算的时间就在第N+2年，这里Di1是第1年投产井的初始递减率，Di2是第2年投产井的初始递减率，依次可知DiN是第N年投产井的初始递减率，其表达式为：
用ηj表示第j年投产井在第N年所占总投产井的比例，则
由此得到该区块第N+2年的递减率为
根据衰竭时递减率的公式，可以求得第N+Z年时第1年投产井的递减率为
牧一征同理可以求得第N+Z年时第N年投产井递减率为
则第N+Z年该区块投产井递减率为
根据以上的推导过程确定气田递减率求取的方法为：首先按投产年份统计各年投产井的当月生产数据，考虑开井时率的影响，对月产量进行修正，然后根据衰竭递减理论计算分年投产井的年递减率，得到不同投产年份的井的递减率，再根据不同投产年份井比例加权平均，最后得到区块的递减率[15]。
因2013—2014年投产井生产时间短，还未进入递减阶段，气田递减主要以2008—2012年投产井为研究对象，采用以上研究方法得到气田的分年递减率（图3）。
研究区由于部分井物性差加之采用井下节流工艺，气井很快出现产量下降现象。研究表明，气井递减率符合衰减式递减规律，从目前配产情况看，Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ类井配产在合理范围之内，平均月递减率为1.7%；递减率受初期配产影响大，苏里格气田东区Ⅰ类井初期配产2.83×104m3/d，初期递减达到3.5%，其余2类井初期配产相对较低，初期递减率在2.5%左右；2013年和2014年投产井将在2015—2016年进入递减期，区块月递减率将超过2%.由此预测：Ⅰ类井可开采20~ 30 a，Ⅱ类井可开采20~25 a，Ⅲ类井可开采15~20 a.
（1）初步揭示了研究区气井、区块递减率规律。气井递减率符合衰竭式递减规律，平均月递减率为1.7%~2.4%；递减率受初期配产影响大，研究区2014年投产井将在2016年进入递减期，月递减率将超过2%.
（2）预测苏里格气田东区Ⅰ类井可开采20~30 a，Ⅱ类井可开采20~25 a，Ⅲ类井可开采15~20 a，该区仍有巨大开发潜力。
（3）推导出适合研究区产量计算的相应公式，对研究区气井不同开发阶段生产规律有了进一步的认识，有助于不断提高油田或区块的开发水平和经济效益。
D——产量递减率，f；
Di——初始递减率，f；
DiN——第N年投产井初始递减率，f；
Dij——第j年投产井的初始递减率，f；
DmjZ——第j年投产井在第N+Z年递减率，f；
DmNZ——第N年投产井在第N+Z年递减率，f；
GP——从人为选定的t=0时算起的累计产量，104m3；
j——从1到N之间任意的一个整数；
mj——第j年投产井的数量；
n——递减指数，无量纲；
Q——产气量，104m3；
Qi——在递减期人为选定t=0时对应的初始产量，104m3；
t——递减阶段与Q相应的生产时间，mon；
ηj——第j年投产井占总投产井的比例。
【相关文献】
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Li Bin，Yuan Junxiang.The factors affecting production decline rate and approaches to relieving decline［J］.Acta Petrolei Sinica，1997，18（3）：89-97.
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