低渗气藏中后期稳产能力分析

陈江萌，文开丰，王德龙，邱 爽

（中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林 719000）

X 井区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东侧，为河控浅水三角洲前缘沉积，主要生产层位为山西组，是典型的低孔、低渗-特低渗气藏。

低渗气藏进入开发中后期阶段,随着地层压力不断降低，气田自然稳产难度增大，准确的预测气田自然稳产期（即截止到井口压力与最小管输运行压力相等时[1]的气田生产时间），及时调整气田开发方式，对气田中后期稳定生产具有重要意义。

目前预测气藏稳产能力[2]主要有两种方法：（1）通过预测单井稳产期限，进而预测区块整体稳产期限；（2）利用气藏描述和数值模拟技术[3]评价气藏开发效果和预测稳产潜力。这两种方法在对中后期低渗气藏稳产期预测时都存在一定缺陷。第一种预测方法中需要应用物质平衡法、产量不稳定分析法、比产能法等。物质平衡法[4]需要确定不同阶段气藏地层压力和气井目前产能方程，然而气田开发到中后期[5]，不易获得准确的地层压力，且求取产能方程所需成本较高[6]；产量不稳定分析法[7]对气井的日常生产数据质量有较高要求，且受气井携液量大等因素影响，导致计算结果易出现较大误差；比产能法[1]所需使用的气井目前渗透率资料较少。数值模拟方法需建立在准确的地质模型上，计算过程复杂。本文综合使用第一种区块预测方法的同时，充分分析总结气井生产动态规律，并以动态资料为基础进行稳产预测，多种方法相互对比映证，最大限度提高预测的准确性。

本文利用两种方法预测低渗气藏X 井区开发中后期稳产能力：（1）充分利用气藏中后期动态资料，将产量不稳定分析法和物质平衡法结合，预测井区的稳产能力；（2）利用井口压力拟合法直接进行预测。及时准确的确定X 井区稳产能力，为低渗气藏中后期开发部署及挖潜提供一定的依据。

1 X 井区基本概况

该井区生产主力层地层厚度在45～60 m，单井基质渗透率在0.645～9.49×10-3μm2，平均基质渗透率为2.39×10-3μm2；孔隙度在4.8%～10.72%，平均孔隙度为6.2%。前人统计表明，研究区储层总体为一套低孔、低渗-特低渗储层。X 井区探明储量为90.61×108m3，原始地层压力为20.22～27.83 MPa，该井区气藏为低含硫、CO2含量低的干气气藏。

井区2003年投入规模开发，目前井区建生产井25口，动用地质储量45.5×108m3，目前平均油、套压为8.07 MPa、10.55 MPa，日产气量38.16×104m3，单井配产0.2～10×104m3/d，平均单井配产1.872×104m3/d，平均年产气量1.57×108m3，动用区块采出程度13.11%。

2 单井稳产能力预测

2.1 产量不稳定分析法预测结果

产量不稳定分析方法使用条件[7]：（1）气井井身结构的各项数据；（2）储层物性数据及气质各项高压物性参数；（3）高质量的气井生产数据：要求生产数据具有一定连续性且压力资料和产量资料能够一一对应；（4）充分的井史资料，若气井生产改变，包括：射开新层、关闭旧层、重复压裂、油管改变、流动路径改变等，则该井改变前的生产数据无效；（5）若气层产液则不能使用该方法。

利用产量不稳定分析法对井区符合条件的14口气井进行预测，预测稳产生产中的配产为目前生产配产。由预测结果可以看出，单井稳产能力相差较大，气井最短稳产期为924天，最长为2781天。

2.2 物质平衡法预测结果

物质平衡法使用条件[8]：（1）具有两点以上的准确的地层压力及该压力对应的偏差因子和累积产气量；（2）气藏可认为是定容封闭气藏；（3）气井具有目前生产条件下的产能方程。

对井区符合条件的3口气井，利用产能方程与物质平衡联动法预测单井的稳产期限[9]，结果（见表1）。可以看出，X1 井稳产期最短，稳产期限为665天。X3井稳产期最长，稳产期限为1524天。

表1 物质平衡法结合产能方程单井稳产预测结果Table1 Stable productivity potential prediction of material balance method

通过两种方法对井区单井稳产能力预测可以看出，中后期气井稳产期差异很大，最大相差859天，因此，中后期低渗气藏需要进一步调整气井配产，保证气藏平衡开采。

2.3 方法对比分析

本文对同时满足产量不稳定分析法和物质平衡法的3口气井进行稳产预测，并以物质平衡法预测结果为标准，求得产量不稳定分析法预测偏差，同时分析了X2 井稳产预测中存在的问题，结果（见表2）。

表2 不同方法单井稳产期预测效果对比Table2 Contrast result of single well stable productivity potential prediction by different methods

通过对不同方法预测结果对比分析，得出以下认识：通过两种方法预测X2 井稳产期限相差较大，长达663天。分析原因：该井进行了二次压裂，计算中使用的产能方程为二次压裂前求得的，因此导致预测结果偏差严重，这也表明物质平衡法中产能方程不准确对稳产预测有决定性影响[10]。

通过两种方法分别对x1、x3、x4 单井进行稳产期限预测，预测结果相近，结果表明（见表2）两种方法的平均偏差仅为-1.13%。产量不稳定分析法预测稳产期较物质平衡法具有相对较广的使用范围。

3 区块稳产能力预测

3.1 由单井预测区块稳产期

在满足井区生产任务的基础上[11]，通过调整各单井的配产来调整其稳产期限，令各单井稳产期限相近，取各单井稳产年限平均值作为区块整体稳产天数。

通过研究表明（见表3），X 井区配产调整后井区单井稳产期可以缩小在1289天至1382天，单井平均稳产天数为1327天，单井最长和最短稳产天数相对井区内单井平均稳产天数偏差分别为3.41%和-3.71%，可以认为X 井区从目前起，可稳产1327天。

表3 调整单井合理配产预测井区稳产期限结果表Table3 Well area stable productivity potential prediction by adjusting single well allocation

图1 井口压力拟合图Fig.1 Wellhead pressure matching

3.2 井口压力拟合法预测区块稳产期

汇总X区25口单井从投产至今每日油、套压资料。做每日单井油、套压平均值随时间变化趋势图（见图1）。拟合井区平均井口油压随时间变化散点，得拟合方程：y=13.65e-0.0002x，将外输运行压力6.4 MPa 带入方程，求得稳产结束共计1298天。

通过对比可以看出，两种方法预测结果相近，因此可以认为x 井区以目前生产井网条件和3.4%的采气速度下，可稳产1298天至1327天。

4 预测结果存在问题分析

本文对区块的稳产预测仍存在以下问题，这有可能影响最终预测结果：

（1）本文稳产能力预测中没有考虑未来气井可能存在产液情况。

（2）该井区有部分产气量为0.2×104m3/d的间歇井，由于这些井对产能的贡献率较低，平均年贡献率仅为9.91%，且该类井间歇生产地层压力下降较慢，年压降小于1 MPa。本文在预测区块稳产期时认为该类井对区块产量的贡献不变。

5 结论

（1）低渗气藏中后期稳产期预测时将产量不稳定分析法和物质平衡法相互结合，具有相对较高的准确性。

（2）准确的气井产能方程对单井稳产期预测具有重大意义。

（3）X 井区按照目前气井配产，开发中后期气井稳产期差异大，最长相差2116天，分析认为开发中后期需积极调整气井配产，保证气田均衡开采。

（4）井口压力拟合法是预测低渗气藏井区稳产期的一个可行方法。

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