苏里格气田东区气井产量递减规律

刘占良，王　琪，张　林，蒋传杰，郭海鹏

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，西安710018；2.山东科技大学地球科学与工程学院，山东青岛266590）

苏里格气田东区气井产量递减规律

刘占良1，王琪2，张林1，蒋传杰1，郭海鹏2

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，西安710018；2.山东科技大学地球科学与工程学院，山东青岛266590）

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2 a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.

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

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。

1　气井产量递减类型判断

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。

表1　产量递减规律的有关公式（据文献［7］修改）

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]。

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。

2　不同类型井递减率分析

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。

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20.6 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。

图1　苏里格气田东区不同类型井log（t+C）与log（Q）的关系

3　苏格里气田东区递减率分析

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

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）。

图2　苏里格气田东区不同类型气井1/t与1/Gp关系曲线

表2　2008年投产分类递减率分析结果

图3　苏里格气田东区年递减率随时间变化曲线

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.

4　结论

（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。

符号注释

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。

［1］李斌，袁俊香.影响产量递减率的因素与减缓递减的途径［J］.石油学报，1997，18（3）：89-97.

Li Bin，Yuan Junxiang.The factors affecting production decline rate and approaches to relieving decline［J］.Acta Petrolei Sinica，1997，18（3）：89-97.

［2］兰朝利，何顺利，门成全，等.鄂尔多斯盆地上古生界气藏产能差异探讨［J］.天然气工业，2007，27（12）：99-101.

Lan Chaoli，He Shunli，Men Chengquan，et al.A study on deliver⁃ability variations in low⁃pressure，low⁃permeability reservoirs：Paleo⁃zoic gas reservoir in Ordos basin［J］.Natural Gas Industry，2007，27（12）：99-101.

［3］杨仁超，樊爱萍，韩作振，等.鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏的地质特征［J］.山东科技大学学报：自然科学版，2005，24（1）：53-56.

Yang Renchao，Fan Aiping，Han Zuozhen，et al.Geological features of natural gas pool formation in the Upper Paleozoic erathem in the Ordos basin［J］.Journal of ShandongUniversity of Science and Tech⁃nology：Natural Science Edition，2005，24（1）：53-56.

［4］李义军，王军杰，樊爱萍，等.苏里格气田东区气井产能主控因素分析［J］.山东科技大学学报：自然科学版，2010，29（2）：14-19.

Li Yijun，Wang Junjie，Fan Aiping，et al.Analysis of main control factors on capacity of gas well in the east area of Sulige gas field，Or⁃dos basin［J］.Journal of Shandong University of Science and Tech⁃nology：Natural Science Edition，2010，29（2）：14-19.

［5］Arps J J.Analysis of decline curves［J］.Trans.，AIME.1945，16：228-247.

［6］王燕，唐海.气井产量递减与产能递减［J］.天然气勘探与开发，2009，32（3）：32-34.

Wang Yan，Tang Hai.Production and deliverability decline in gas⁃wells［J］.Natural Gas Exploration and Development，2009，32（3）：32-34.

［7］国艳.气井产能递减规律的研究［J］.科学技术与工程，2011，11（33）：8 310-8 313.

Guo Yan.The research status about gas well production and the law ofdiminishing［J］.ScienceTechnologyandEngineering，2011，11（33）：8 310-8 313.

［8］朱豫川，刘建仪，张广东，等.气井产量递减规律分析方法对比分析［J］.天然气勘探与开发，2009，32（1）：28-31.

Zhu Yuchuan，Liu Jianyi，Zhang Guangdong，et al.Correlation of production decline for gaswells［J］.Natural Gas Exploration and De⁃velopment，2009，32（1）：28-31.

［9］陈元千.油藏工程计算方法［M］.北京：石油工业出版社，1990：210-227.

Chen Yuanqian.Calculation method of reservoir engineering［M］．Beijing：Petroleum Industry Press，1990：210-227.

［10］郎兆新.油藏工程基础［M］.山东东营：石油大学出版社，1991：212-241. LangZhaoxin.Fundamentals of fracrured reservoir engineering［M］. Dongying，Shandong：Petroleum University press，1991：212-241.

［11］俞启泰.七种递减曲线的特征研究［J］.新疆石油地质，1994，15（1）：49-56．Yu Qitai.A study of features for seven decline curves［J］.Xinjiang Petroleum Geology，1994，15（1）：49-56．

［12］王四凤，杨杰.四川气田气井产量递减规律探讨［J］.钻采工艺，2001，15（1）：27-29．

Wang Sifeng，Yang Jie.Discussion on production decline law of gas well in Sichuan gas field［J］.Drilling&Production Technology，2001，15（1）：27-29．

［13］王金多，刘国静.产量自然递减类型的综合判断及构成分析［J］.断块油气田，2007，14（2）：44-46．

Wang Jinduo，Liu Guojing.Comprehensive judgement and analysis of natural production decline type［J］.Fault⁃Block Oil&Gas Field，2007，14（2）：44-46．

［14］曾宪兵，李晓明.产能递减分析方法在气田动态分析中的应用［J］.石油化学应用，2013，32（5）：5-7.

Zeng Xianbing，Li Xiaoming.The application of productivity de⁃cline analysis method in the dynamic analysis of gas field［J］.Pet⁃rochemical Industry Application，2013，32（5）：5-7.

［15］喻秋兰，唐海，吕栋梁.气井产能递减规律研究［J］.天然气勘探与开发，2012，35（3）：41-43.

Yu Qiulan，Tang Hai，Lv Dongliang.Productivity decline law of gas well［J］.Natural Gas Exploration and Development，2012，35（3）：41-43.

Laws for Gas Well Production Decline in East Area of Sulige Gas Field,Ordos Basin

LIU Zhanliang1,WANG Qi2,ZHANG Lin1,JIANG Chuanjie1,GUO Haipeng2
(1.No.5 Gas Production Plant,ChangqingOilfield Company,PetroChina,Xi’an,Shaanxi 710018,China;2.College of Earth Science and Engineering,ShandongUniversity of Science and Technology,Qingdao,Shandong 266590,China)

Taking the east area of Sulige gas field in Ordos basin as an example,the Arps decline curves were used to calculate the produc⁃tion decline and explain the processes of exponential,hyperbolic and harmonic decline curves in detail in this area.The studies suggest that the east area of Sulige gas field is characterized by low yield,low permeability,low abundance,rapid decline of pressure drop in gas wells,short or no for stable production period,so its decline belongs to hyperbolic decline;the decline rate is greatly influenced and con⁃trolled by initial production allocation;the production wells in 2008 in this area entered into decline period in two years later in average, with month decline rate of 1.7%~2.4%.the proration of ClassⅠ,Ⅱ,Ⅲwells in this area of Sulige gas field are all in the reasonable rang⁃es,indicating this analytical method is accurate and reliable.According to the formula for depletion decline,the net production time is pre⁃dicted as 15~30 years for the producingwells in this area.

Ordos basin;Sulige gas field;Arps analysis;gas⁃well production;decline type;decline rate

TE375

A

1001-3873（2015）01-0082-04DOI：10.7657/XJPG20150116

2014-07-01

2014-09-04

国家自然科学基金（41402120）

刘占良（1964-），男，陕西长安人，高级工程师，油气田勘探开发，（Tel）029-86599136（E-mail）Lzl_cq@petrochina.com.cn.