蘇S區塊低滲氣藏氣井產量遞減規律

王 穎.

(中石油長城鉆探工程公司地質研究院，遼寧盤錦 124010)

蘇S區塊是蘇里格氣田的主力產氣區塊之一，該區塊地質條件復雜、儲層物性差、非均質性強，具有明顯的低壓、低滲、低豐度特征，氣井一般要進行人工壓裂才能投產，氣井產量低、壓力下降快，無穩產期或穩產期短。開展產量遞減規律研究是掌握氣井生產動態、預測未來產量的基礎，為氣田高效開發提供一定的理論依據。

1 遞減規律分析方法

目前，氣井遞減規律的研究方法主要包括兩類：傳統產量遞減方法和現代產量遞減分析方法。傳統產量遞減是1945年由Arps提出并在工業界被廣泛應用于氣井產量遞減分析及累產氣預測的方法[1]，并將產量隨時間的遞減分為指數遞減、雙曲遞減和調和遞減，其優點是直接利用氣井的生產數據，不需要儲層參數；但在分析時要求氣井定壓生產，且不能用于初期不穩定流階段。

1980年，Fetkovich將常井底流壓生產條件的不穩定解析解和Arps的3種遞減類型曲線合并，推出Fetkovich典型曲線圖版[2]。然而，在實際生產中，氣井通常是變產量和變壓力生產，限制了該典型圖版的應用。1986年，Blasingame提出了物質平衡時間的概念，將變產量和變流壓的解轉化成常產量解[3-4]。此后，基于上述理論的Agarwal-Gardner、NPI的典型曲線被開發并應用于工業界對生產數據的分析，這些方法共同構成了現代產量遞減分析方法[5-6]。

針對蘇S區塊不同類型井的地質條件和滲流特征，對穩定生產的Ⅰ類井的產量分析采用傳統的Arps遞減分析和經典的Fetkovich遞減分析方法；Ⅱ、Ⅲ類井生產時井口壓力及產量波動較大，且未達到擬穩態階段，遞減分析采用Blasingame為代表的現代產量遞減分析法。

2 方法應用及效果分析

蘇里格氣田蘇S區塊是2007年勘探開發的，產氣層位于古生界二疊系下石盒子組盒8段和山西組山1段，平均孔隙度為5.0%～12.0%，滲透率為0.009～9.331 mD，屬于低孔低滲致密儲層。本文從大量實際生產資料入手，根據不同氣井的地質條件及滲流特征，選擇與之相適應的產量遞減分析方法，研究各類井的遞減規律，并在此基礎上預測各項開發指標。

2.1 單井實例

Ⅰ類井以S24-35井為例，該井于2009年5月投產，初期套壓22.4 MPa，日產3.66×104m3/d；穩產1 a后產量下降，產量從2010年5月的3.66×104m3/d遞減為目前的1.64×104m3/d，壓力也隨之下降，套壓由22.4 MPa下降為3.7 MPa。

對該井進行Arps遞減曲線回歸分析(圖1)和Fetkovich典型圖版擬合(圖2)，經計算得出遞減指數為零，符合指數遞減規律，月遞減率為2.2%，年遞減率為13.1%。

圖1 S24-35井傳統產量遞減法曲線Fig.1 Traditional rate decline curves of well S24-35

圖2 S24-35井Fetkovich曲線擬合圖Fig.2 Fetkovich curves fit chart of well S24-35

采用全歷史生產數據進行Fetkovich圖版擬合，發現該井已經達到擬穩態。應用傳統遞減分析方法進行產量擬合，預測月遞減率與圖版法計算結果一致。同時，將計算結果與實際月度動態產量進行對比(圖3)，表明該研究方法可靠。

圖3 S24-35井實際產量與計算產量對比Fig.3 Actual output and theoretical output collation chart of well S24-35

S26-32井為動態Ⅱ類井，該井于2009年3月投產，初期套壓為20.8 MPa，日產氣為2.77×104m3/d。投產后產量遞減，產量從2009年3月的2.77×104m3/d降為目前的1.08×104m3/d，套壓由20.8 MPa下降至6.7 MPa。

2.1.1 氣井基本數據(表1)

表1 S26-32井基本數據統計Table 1 Basic data statistics of well S26-32

2.1.2 解釋模型

有限導流垂直裂縫模型+均質模型+圓形(封閉)模型[7-8]。依據設置的解釋模型和模型參數生成的理論模型曲線，當模型曲線與實際數據點達到良好擬合時，獲得了實際數據的解釋結果。

2.1.3 圖版擬合生產數據

通過現代產量遞減典型圖版擬合(圖4)，計算出S26-32井的遞減指數為0.5，符合雙曲遞減，目前月遞減率為1.40%，年遞減率為15.53%，地層系數為1.66 md·m，裂縫半長為58.9 m，泄氣半徑為294.5 m，表皮系數為1.03，動儲量為3 159.3×104m3。

從Fetkovich典型曲線擬合的結果來看，該井存在較長不穩定流階段，現代產量遞減分析圖版可以真實地反映氣井的實際情況。S26-32井2017年建立的模型將2018年的生產數據添加后，在參數未調整的情況下，擬合趨勢完全符合，說明該井的模型圖版可靠，能夠準確地進行未來產量預測。

圖4 S26-32井現代產量遞減分析方法Fig.4 Contemporary production decline analytic method of well S26-32

2.2 不同類型井的產量遞減規律

蘇S區塊Ⅰ類井儲層物性相對較好，氣井穩產1 a后開始出現遞減趨勢，試井解釋結果顯示該類井的遞減期已進入邊界控制流狀態。按照單井計算流程，對蘇S區塊滿足要求的72口Ⅰ類井生產數據分別進行回歸分析和圖版擬合，計算出Ⅰ類氣井年遞減率在13%～20%之間，平均年遞減率為19.44%，可開采10～15 a。

Ⅱ、Ⅲ類井儲層致密，孔隙度和滲透率相對較低，投產初期產量和壓力表現出持續下降。該類井達到擬穩定所需的時間相對較長，鑒于既包括不穩定流階段又包含邊界流階段的現代產量遞減分析方法非常適合于該類氣井的遞減規律分析，按照2.1的計算流程，對蘇S區塊滿足計算要求的75口Ⅱ類井和7口Ⅲ類氣井的產量壓力數據進行圖版擬合，得到氣井地層系數、裂縫半長、泄氣半徑和表皮系數等參數，分析氣井的產量遞減規律(表2)。經計算，Ⅱ、Ⅲ類井符合雙曲遞減，初始遞減率較高，隨著生產時間延長遞減率逐漸降低。目前，Ⅱ類井平均遞減率為15.34%，Ⅲ類井平均遞減率為14.51%，Ⅱ類氣井可開采10～12 a，Ⅲ類氣井可開采8～10 a。

表2 蘇S區塊不同類型典型井分析結果Table 2 Difference type wells analytic results of Su S block

3 結論

(1)初步揭示了蘇S區塊不同類型井的遞減規律，Ⅰ類井符合指數遞減規律，平均單井遞減率為19.44%。Ⅱ、Ⅲ類井屬于雙曲遞減，目前平均年遞減率分別為15.34%和14.51%，且初始遞減率較高，隨著生產時間延長遞減率逐漸降低。

(2)預測蘇里格氣田蘇S區塊Ⅰ類氣井可開采10～15 a，Ⅱ類氣井可開采10～12 a，Ⅲ類氣井可開采8～10 a，該區塊投產井仍具有巨大的開發潛力。

(3)首次應用傳統遞減分析法與現代產量遞減分析法對氣井的生產規律有了進一步認識，實現了利用日常生產數據進行儲層動態描述的目的，有助于不斷提高氣田的開發水平和經濟效益。