鄂爾多斯盆地靖邊氣田下古生界非均質性氣藏的產量遞減規律

晏寧平 王旭 呂華 黃文科 黃剛

中國石油長慶油田公司第一采氣廠

1 氣田概況

靖邊鄂爾多斯盆地氣田為一個區域性西傾大單斜，地層傾角0.5°左右，每1 000m坡降7～10m。氣田發育上、下古生界兩套含氣層系，其中下古生界氣藏是一個以溶蝕孔洞白云巖為儲層，低滲透、低豐度、巖性—地層復合圈閉氣藏[1－2]，目前的地質研究和開發動態表現出非均質性強、開發動態差異大的特征。

靖邊氣田從1997年投入開發，2003年生產能力達到55×108m3／a，目前處于穩產階段。通過滾動開發，新建產能彌補老區塊的產能遞減保持氣田穩產，在氣田開發的不同階段，選擇典型區塊開展定壓試驗，分析不同壓力下的產量遞減規律，為氣田長期穩產提供技術支撐（圖1）。

圖1 氣藏開發模式簡圖

2 遞減規律分析方法

筆者根據氣田產量的變化規律，采用J.J.Arps遞減的3種最基本規律（即指數遞減、調和遞減和雙曲線遞減規律），通過繪制產量與時間的關系曲線，然后求取方程的解來分析研究產量的遞減規律和產量預測[3－8]。即

式中Q為遞減階段任意時刻的產量，104m3／d；Qi為遞減階段的初始產量，104m3／d；Di為初始瞬時遞減率，1／月；t為遞減階段生產時間；n為遞減指數，當n＝1時為調和遞減，當n＝∞時為指數遞減，當1＜n＜∞時為雙曲遞減。

3 試驗區塊產量遞減分析

靖邊氣田投入開發后選取了3個典型區塊開展定壓生產試驗：A井區2004年1月至2005年10月，試驗階段油壓13.5MPa[9]；B井區2009年7月至2011年12月，試驗階段油壓為6.4MPa；C井區在2009年3月增壓穩產期結束后定壓生產，定壓生產階段油壓為3.0MPa。通過計算分析上述3個不同壓力的定壓生產數據，研究下古生界氣藏典型區塊的產量遞減規律。

3.1 井口壓力為13.0MPa

A井區投產井27口，2004年1月開始定壓生產試驗，累計產氣24.130 6×108m3，地質儲量采出程度12.11%。試驗期間平均生產油壓13.5MPa，2005年10月檢修關井結束。7口井受到動態監測影響生產不連續，整理符合產量遞減條件的20口試驗井生產數據，試驗初期產氣量134.227 1×104m3／d，試驗末期井口產氣量98.378 3×104m3／d（圖2）。

圖2 A井區20口定壓試驗井采氣曲線

初始產量（Qi）為4 157.191 2×104m3，初始遞減率（Di）為0.016 8，井區整體產量下降符合指數遞減規律，年遞減率為18.16%（圖3、4），產能遞減方程為：

Q＝ 4 157.191 2e－0.0168t

圖3 A井區整體指數遞減分析曲線

多數單井遞減率接近20%，14口單井產量遞減類型符合指數遞減，6口單井產量遞減類型符合調和遞減。如 A12井，初始產量為249.057 7×104m3，初始遞減率為0.018 4，年遞減率19.83%（圖5、6），產能遞減方程為：

圖4 A井區整體產氣量與遞減預測氣量對比曲線

圖5 A12井指數遞減分析曲線

圖6 A12井產量預測曲線

3.2 井口壓力為6.0MPa

B井區投產氣井7口，2009年7月至2011年4月開展定壓試驗，累計產氣20.778 1×108m3，地質儲量采出程度34.06%。試驗期間平均生產油壓為6.0 MPa，產氣量52.020 1×104m3／d；試驗末期井口產氣量為36.823 8×104m3／d（圖7、8、9）。

初始產量為1 510.427 9×104m3，初始遞減率0.012 2，井區整體產量下降符合指數遞減規律，年遞減率13.62%，6口單井符合指數遞減，年遞減率接近15%，產能遞減方程為：

圖7 B井區7口定壓試驗井采氣曲線

圖8 B井區指數遞減分析曲線

圖9 B井區產氣量與遞減預測氣量對比曲線

3.3 井口壓力為3.0MPa

C井區投產井9口，2007年1月開始增壓生產，截止到2006年12月，歷年累計產氣3.952 6×108m3，地質儲量采出程度3.49%。2009年3月增壓穩產期結束，進入增壓產量遞減階段。

5口井受到動態監測影響生產不連續，對符合遞減分析條件的4口井生產數據進行整理分析（圖10），遞減階段初期日產氣量7.847 5×104m3，增壓遞減階段平均油壓3.0MPa。整體符合雙曲遞減，初始遞減率0.021 7，初始產量7.335 2×104m3，1年后產量5.944 8×104m3，年遞減率15.82%；15年后產量2.689 7×104m3，年遞減率1.85%（圖11）。

圖10 4口增壓試驗井遞減階段采氣曲線

4 遞減特征分析

4.1 高滲透區遞減特征

A井區和B井區同屬于高滲透區塊，在定壓生產條件下的產量遞減規律均符合指數型；隨著氣藏開發的進行，氣藏采出程度增大（A井區采出程度12.11%，B井區采出程度34.06%），井口壓力降低（A井區13.5MPa，B井區6.0MPa），氣井的泄流半徑有所增加，在采氣速度基本一致的情況下，產量遞減有所減緩[10]。

4.2 低滲透區遞減特征

圖11 15年后產量分析曲線圖

C井區屬于低滲透區塊，在穩產期末采出程度僅有3.49%，各項開發指標均低于高滲透區，井均單位壓降產氣量僅為高滲區的1／4，泄流半徑小，儲層補給能量較差。C井區定壓生產條件下，初始遞減率高達26.04%，隨著生產時間延長，泄流半徑進一步擴大，后期產量遞減逐漸減緩（表1）[11]。

表1 定壓試驗區塊數據統計表

5 結論

1）通過井口壓力的控制，靖邊氣田實施了不同壓力下的定壓試驗，產量遞減分析表明：在較高的壓力和采氣速度條件下遞減率較高，隨著井口壓力的降低，遞減率趨于減緩。

2）高滲透區塊在不同壓力條件下的產量遞減規律相同，高壓和低壓條件下均符合指數遞減類型；低滲透區塊產量遞減符合雙曲遞減類型。

3）在采氣速度一定的條件下，產量遞減率與井口壓力呈正比，與動用地質儲量、泄流半徑和儲層能量補給速度呈反比。

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