張春雨，金大權(quán)，劉剛果 王飛，王贊，王軍 （中石油長慶油田分公司第四采氣廠，陜西 西安710021）

1945年美國石油學(xué)會主席Arps在總結(jié)前人研究成果的基礎(chǔ)上，把產(chǎn)量遞減規(guī)律分為3種類型即指數(shù)遞減、雙曲線遞減及調(diào)和遞減，并且提出確定產(chǎn)量遞減參數(shù)和未來產(chǎn)量預(yù)測的圖版擬合方法，這一分析方法為以后的產(chǎn)量遞減理論奠定了堅實的理論基礎(chǔ)[1]。除Arps產(chǎn)量遞減規(guī)律之外，還有Logistic遞減開發(fā)模型[2]、Fetkovich產(chǎn)量遞減理論[3]等。

胡建國[4]基于Arps遞減方程，建立無因次累積產(chǎn)量與無因次時間之間的關(guān)系式，并制成可以確定遞減指數(shù)的典型曲線理論圖版。基于Arps的遞減類型分析是通過遞減指數(shù)n來判斷遞減的類型，在此基礎(chǔ)上提出了各種遞減規(guī)律的數(shù)學(xué)解析式，這些公式一直是目前研究產(chǎn)量遞減的主要手段，在油氣田開發(fā)中起到了重要作用。

蘇里格氣田作為國內(nèi)典型的低滲透致密砂巖氣田，對于產(chǎn)量遞減方面的研究比較廣泛，但絕大多數(shù)是分析直井的遞減規(guī)律，缺少對于水平井遞減規(guī)律的研究。而以水平井壓裂開發(fā)低滲、特低滲油氣田是我國能源的一個重要的發(fā)展方向，因此筆者的研究有一定的借鑒意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況與開發(fā)現(xiàn)狀

蘇里格氣田位于長慶氣田西側(cè)的蘇里格廟地區(qū)，地層產(chǎn)狀較平緩，地形相對高差不超過40m，地面海拔一般為1330～1350m。氣田地質(zhì)條件比較復(fù)雜，主要特征表現(xiàn)為：

1）主力產(chǎn)氣層為山1段至盒8段，是一個低壓、低滲透、低豐度，以河流砂體為主體儲層的大面積分布的巖性氣藏。

2）儲層具有低孔細喉、滲透率低、孔隙結(jié)構(gòu)非均質(zhì)性較強的特征。

3）單井有效控制動態(tài)儲量比較有限，屬于封閉彈性驅(qū)動方式。

研究工區(qū)位于靖邊氣田西側(cè)，截止到2014年3月，工區(qū)共投產(chǎn)壓裂水平井76口，平均套壓11.09MPa，單井 日 產(chǎn) 氣 量 3.22×104m3，平 均 壓 降 速 率 0.047MPa/d，平 均 單 井 累 計 產(chǎn) 量3958.7×104m3。

2 氣田水平井產(chǎn)量遞減規(guī)律分析

對于氣藏產(chǎn)量遞減分析，目前多采用基于Arps產(chǎn)量遞減理論建立的曲線擬合方法和數(shù)學(xué)公式，即將氣藏產(chǎn)量遞減規(guī)律歸納為3種模式，即指數(shù)遞減、雙曲線遞減及調(diào)和遞減，按不同的遞減規(guī)律用不同的關(guān)系式分析進行曲線擬合來判斷。

如圖1所示，以蘇A井為例，該井初始配產(chǎn)16×104m3/d，生產(chǎn)不到20d產(chǎn)量快速遞減到12×104m3/d，之后開始呈指數(shù)遞減特征，遞減率為0.0076，表明初期配產(chǎn)也偏高。關(guān)井進行壓力恢復(fù)試井后呈指數(shù)遞減特征，遞減率為0.0052。

圖1 蘇A井產(chǎn)量遞減曲線

2.1 不同投產(chǎn)時間水平井產(chǎn)量遞減規(guī)律

圖2為2011年投產(chǎn)的15口水平井遞減規(guī)律，從遞減曲線看，2011年投產(chǎn)的井產(chǎn)量遞減能較好地滿足指數(shù)遞減規(guī)律，初始遞減率為0.0309。

綜合分析各年份投產(chǎn)水平井發(fā)現(xiàn)：①不同投產(chǎn)時間氣井的單井產(chǎn)量遞減規(guī)律有所差異，2009～2013年投產(chǎn)的井大部分符合指數(shù)遞減規(guī)律，少部分符合雙曲線遞減規(guī)律；且不同投產(chǎn)時間大部分井的遞減率無明顯差異。②同一年投產(chǎn)井的氣井初期產(chǎn)量遞減率有所不同，主要是由于單井的小層物性差異所導(dǎo)致的。

2.2 不同類型水平井產(chǎn)量遞減規(guī)律分析

根據(jù)蘇里格氣田制定的水平井分類標準，結(jié)合研究工區(qū)水平井目前投產(chǎn)時間短、穩(wěn)產(chǎn)時間達不到3a的生產(chǎn)特征，該次研究選用無阻流量和氣井日產(chǎn)量2個參數(shù)劃分井區(qū)分類井，結(jié)果見表1。

以Ⅱ類水平井為例，產(chǎn)量遞減規(guī)律見圖3。從初始配產(chǎn)和產(chǎn)量遞減規(guī)律看，Ⅱ類水平井初始配產(chǎn)主要有2種情況，一種是初始配產(chǎn)在7×104～8×104m3/d的井；一種是初始配產(chǎn)在4×104～6×104m3/d的井。對比其不同生產(chǎn)階段下的壓降速率和遞減率，發(fā)現(xiàn)產(chǎn)量主要呈現(xiàn)指數(shù)遞減規(guī)律：初始產(chǎn)量較大的井，壓降速率大，產(chǎn)量遞減快。投產(chǎn)1a，生產(chǎn)90d壓降速率平均值為0.186MPa/d，對應(yīng)初始產(chǎn)量遞減率不高 （0.0235），隨后壓降速率進一步下降，產(chǎn)量遞減率開始降低為0.0061；而初始產(chǎn)量較低的井，壓降速率、產(chǎn)量遞減變化相對穩(wěn)定，具體見表2。

圖2 2011年投產(chǎn)井產(chǎn)量遞減曲線

綜合分析工區(qū)3類水平井發(fā)現(xiàn)：產(chǎn)量主要呈指數(shù)遞減規(guī)律，生產(chǎn)初期遞減率高，其原因在于投產(chǎn)初期主要動用的是壓裂裂縫周圍或近井帶的儲量，隨著氣井近井帶地層壓力下降和生產(chǎn)壓差的增大、裂縫外圍儲層中儲量的補給作用，后期氣井遞減率逐步降低。

表1 研究區(qū)塊壓裂水平井劃分標準

圖3 工區(qū)Ⅱ類井產(chǎn)量遞減規(guī)律

表2 Ⅱ類井不同配產(chǎn)下不同時間段壓降速率和遞減率統(tǒng)計表

3 根據(jù)產(chǎn)量遞減規(guī)律合理配產(chǎn)水平井

由上述不同類型水平井產(chǎn)量遞減規(guī)律分析中可以知道，不同初始產(chǎn)量下的井，其遞減速率、壓降速率均不相同?？傮w情況是，初始產(chǎn)量較大的井，壓降速率大，產(chǎn)量遞減快；而初始產(chǎn)量較低的井，壓降速率、產(chǎn)量遞減變化相對穩(wěn)定。下面對井區(qū)生產(chǎn)時間較長、連續(xù)性較好的2口典型井 （表3）進行對比分析。

表3 兩口典型井遞減規(guī)律

兩口井的產(chǎn)量遞減規(guī)律均為指數(shù)遞減，蘇A井初始配產(chǎn)15.89×104m3/d，蘇B井初始配產(chǎn)4.97×104m3/d。6個月時蘇A井套壓下降為5.63MPa，日產(chǎn)氣6.56×104m3，壓降速率0.102MPa/d；而蘇B井套壓為14.12MPa，日產(chǎn)氣3.78×104m3，壓降速率0.029MPa/d。通過對這兩口井的產(chǎn)量與壓力對比圖 （圖4）可以發(fā)現(xiàn)，雖然初始遞減率兩口井相差不大，但到6個月時蘇A井的套壓下降明顯，以致日產(chǎn)氣遞減率進一步增加；而蘇B井因為套壓處于穩(wěn)中遞減的趨勢，日產(chǎn)跟初始配產(chǎn)變化不大，遞減率基本穩(wěn)定。12個月時蘇A井通過關(guān)井套壓恢復(fù)為11.26MPa，但日產(chǎn)氣4.42×104m3，壓降速率0.035MPa/d；而蘇B井套壓維持在12.74MPa，日產(chǎn)氣2.68×104m3，壓降速率0.018MPa/d，此時兩口井的套壓、日產(chǎn)氣量基本趨于穩(wěn)定。

圖4 工區(qū)兩口典型井產(chǎn)量與壓力變化對比圖

綜上分析，以氣井前6個月壓降速率平均值為參考指標，將工區(qū)水平井可以劃分為兩種生產(chǎn)模式：

1）前6個月壓降速率大于0.05MPa/d，12個月后壓降速率平均值小于0.05MPa/d，其生產(chǎn)特征表現(xiàn)為配產(chǎn)偏高，井口套壓下降快，穩(wěn)產(chǎn)期短，氣井快速進入低壓開采階段。

2）前6個月壓降速率小于0.05MPa/d，12個月后壓降速率平均值小于0.05MPa/d，其生產(chǎn)特征表現(xiàn)為配產(chǎn)合理，井口套壓下降穩(wěn)定，產(chǎn)量穩(wěn)中略降，氣井緩慢進入低壓開采階段。

由此可以發(fā)現(xiàn)，以前6個月的壓降速率0.05MPa/d為標準，當套壓、日產(chǎn)氣量趨于穩(wěn)定后，初期配產(chǎn)較低井的后期生產(chǎn)潛力要好于初期配產(chǎn)較高井的，則可以制定如下的工區(qū)水平井配產(chǎn)方法：同類井以6個月的壓降速率大于0.05MPa/d對應(yīng)的日產(chǎn)氣量均值為下限，6個月的壓降速率小于0.05MPa/d對應(yīng)的日產(chǎn)氣量均值為上限。

得出各類井配產(chǎn)結(jié)果是：① Ⅰ 類井配產(chǎn) （6.0～8.0）×104m3/d；② Ⅱ 類井配產(chǎn)（2.0～5.4）×104m3/d；③Ⅲ類井配產(chǎn) （1.5～2.0）×104m3/d。

4 結(jié)論

1）不同投產(chǎn)時間氣井的單井產(chǎn)量遞減規(guī)律有所差異，2009～2013年投產(chǎn)的井大部分符合指數(shù)遞減規(guī)律，少部分符合雙曲線遞減規(guī)律；且不同投產(chǎn)時間大部分井的遞減率無明顯差異。

2）研究工區(qū)三類井產(chǎn)量主要表現(xiàn)為指數(shù)遞減規(guī)律，生產(chǎn)初期遞減率高，其原因在于投產(chǎn)初期主要動用的是壓裂裂縫周圍或近井帶的儲量，隨著氣井近井帶地層壓力下降和生產(chǎn)壓差的增大、裂縫外圍儲層中儲量的補給作用，后期氣井遞減率逐步降低。

3）由遞減規(guī)律得到的工區(qū)兩種生產(chǎn)模式可以制定新的配產(chǎn)方法：①Ⅰ類井配產(chǎn) （6.0～8.0）×104m3/d；②Ⅱ類井配產(chǎn) （2.0～5.4）×104m3/d；③Ⅲ類井配產(chǎn) （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]胡建國 .產(chǎn)量遞減的典型曲線分析 [J].新疆石油地質(zhì)，2009，30（6）：720～721.

[5]張文，解維國 .氣井產(chǎn)量遞減分析方法與動態(tài)預(yù)測 [J].斷塊油氣田，2009，16（4）：86～88.