低渗砂岩气藏水平井产量递减规律分_省略_合理配产_以苏里格气田某区块为例_张春雨
苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议
天 然 气 工 业Natural Gas Industry 第41卷第2期2021年 2月· 100 ·苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议王继平1,2 张城玮3 李建阳4 李娅1,2 李小锋1,2 刘平1,2 陆佳春51.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油大学（北京）石油工程学院4.中国石油长庆油田公司气田开发事业部5.中国石油长庆油田公司苏里格气田开发分公司摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。
为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率，总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识，梳理了影响气田持续稳产的难点问题，提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。
研究结果表明：①苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征，并且局部气水关系复杂；②不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异，气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大；③优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重，导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大；④为了实现该气田的长期稳产，针对致密砂岩气藏强非均质性的特征，需要进一步推广“基础井组＋基础井网＋差异化加密”的井网部署策略，持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术，运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度，配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性，采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平，并且尽早推广“负压”开采技术，以恢复濒临废弃井的生产能力；⑤寻求必要的财税政策支持是实现致密气资源充分利用的重要保障。
关键词：鄂尔多斯盆地；苏里格气田；致密砂岩气藏；储集层特征；开发指标；剩余储量；挖潜对策DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.02.012Tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field:Development understandings and stable-production proposals WANG Jiping1,2, ZHANG Chengwei3, LI Jianyang4, LI Ya1,2, LI Xiaofeng1,2, LIU Ping1,2, LU Jiachun5(1. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;2. Nation-al Engineering Laboratory of Low-Permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China;3. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 100249, China;4. Development Department, PetroChina Changqing Oil-field Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;5. Sulige Gas Field Development Branch, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China)Natural Gas Industry, vol.41, No.2, p.100-110, 2/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The Sulige Gas Field in the Ordos Basin ranks the first in China in terms of reserve scale and annual gas production of tight sandstone gas reservoirs. In order to further extend the stable production time and enhance the recovery factor of tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field, this paper summarizes the geological and gas reservoir engineering understandings obtained in the development process of tight sandstone gas in this gas field, sorts out the difficulties impacting its sustainable stable production, and pro-poses suggestions for the following development of tight sandstone gas reservoirs in this field. And the following research results were obtained. First, the effective sand body scale, reservoir physical property and gas bearing property are strongly heterogeneous and the lo-cal gas–water relationship is complex in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Second, there are obvious differences in gas well production, accumulative gas production and decline rate in different regions. The recovery factor of the gas reservoirs is af-fected more by reservoir quality and development well pattern. Third, the reserve producing degree of good-quality reservoirs is high, the tendency of poor-quality reserves is obvious and the fragmentation of remaining reserves is serious, which increases the production sta-bilization difficulty in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Fourth, in order to realize sustainable stable production in the Sulige Gas Field, considering the strong heterogeneity characteristics of tight sandstone gas reservoirs, it is recommended to popu-larize the well pattern deployment strategy of "basic well group + basic well pattern + differential infilling" further, continuously improve fine reservoir description technology and mixed well deployment technology with combined dynamic and static analysis, apply layer reviewing and reperforating of old wells, horizontal well sidetracking and re-stimulation to improve the reserve producing degree, adopt the geology–engineering integrated stimulation technology to improve the effectiveness of reservoir stimulation, make use of intelligent and efficient drainage gas recovery technology by horizontal well to improve the fine management level of gas field, and popularize the "negative pressure" production technology as soon as possible to recover the production capacity of wells on the verge of abandonment. Fifth, seeking for the necessary fiscal and tax support is an important guarantee for the full utilization of tight gas resources. Keywords: Ordos Basin; Sulige Gas Field; Tight sandstone gas reservoir; Reservoir characteristics; Development indexes; Remaining re-serves; Potential tapping countermeasures基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2016ZX05050）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“长庆气田稳产及提高采收率技术研究”（编号：2016E-0509）。
低渗气井压力和产量递减规律综述
96延长气田地处鄂尔多斯盆地，拥有丰富的低渗天然气资源，发展潜力巨大。
低孔、低渗、低丰度等特点造就了低渗气藏独特的渗流特征，低渗气井的生产规律主要受地层压力、渗透率、控制储量、气水分布、裂缝发育情况、改造工艺及生产制度等因素的影响。
一、客观因素对递减规律的影响1.储层渗透率和非均质性的影响。
现阶段我国关于储层渗透率与气井产量关系的研究比较多，许多学者根据二者的数值变化关系，得出了较为科学的结论。
有学者研究气藏渗透率分别为0.2mD、0.4mD和0.8mD时气井配产2万m3/ d时的生产动态特征可以发现在前提条件中，如果不考虑配产及控制储量的变化，能直观感受到储层渗透率与气井稳产年限成正比例关系，渗透率的高低主要决定了其稳产年限的长短。
处于定产降压的拟稳态阶段，气井压力随时间变化呈线性下降趋势，且不同渗透率条件中压力变化线的斜率相近，此时储层渗透率对压力的影响只体现在压力值上，对压力变化规律趋势的影响并不明显。
但要注意在实际生产中气井压力和产量的递减是十分复杂的，对于低渗气田，不同区域、不同层位的气井生产规律既有其共性，又具有很强的特殊性，因此在实际生产中，技术人员往往会根据气井实际情况，采取“一井一策”制度。
地质因素在气藏成藏过程中发挥着重要作用，影响气藏储层的性质状况。
在研究过程中，需要充分考虑储层的非均质性特，根据层面分布不均匀的具体表现情况将储层渗透率平面分布进行分类简化，研究表明不同非均质情况的气井在生产特征上呈现较大差异。
总的来看，气井稳产期长、产量较高的地方及其附近地区的渗透率往往较高，储层非均质性不强，当气井进入递减期后产量递减速度增长时，其与气井外围储层渗透率分布之间的关联度也越来越低，反之亦然。
考虑到实际储层的低渗条带对气井压力传播的影响，需要在实际操作中对储层物性好的位置进行有效勘探，对布井位置的气藏地质情况进行精确详细的描述与预测，从而保障气田开发的合理性与高效性。
2.原始地层压力和气井控制储量的影响。
苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例
苏里格气田水平井参数优化及效果评价——以苏53区块为例叶成林【摘要】苏里格气田苏53区块采取整体水平井开发模式,为了保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,以区域地质特征为基础,主要通过数值模拟的手段,对苏里格气田水平井参数进行了优化设计.同时考虑经济因素,确定了苏53区块初期水平井合理参数:水平段长度在800～1000m之间,水平段位置在气层中部及水平段方位为347°；另外,为了验证水平井实施效果,对水平井动静态资料作了统计,结果显示,24口水平井有效储层钻遇率都达到了60％左右,单井井口日产气量都在8×104 m3以上,根据苏里格地区动态分类标准,Ⅰ类井比例为100％.【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2012(034)001【总页数】4页(P107-110)【关键词】参数优化;水平井;钻遇率;苏53区块;苏里格气田【作者】叶成林【作者单位】中石油长城钻探苏里格气田项目部,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE32水平井开采技术是20世纪90年代迅速发展的一项新技术，因其具有产量高、单井控制储量大、增加油气可采储量等优势，而广泛应用于各种类型的油田开发［1］。
对于气藏而言，水平井技术能够提高气藏的产能，缓解气藏的产液，从而提高天然气的开发效果［2］。
苏里格气田苏53区块2010年3月正式投产，天然气基本探明储量196.82×108 m3，是目前苏里格地区唯一以水平井整体开发的区块，在苏里格地区以及其他气田水平井开发方面具有重要的指导意义。
鄂尔多斯盆地苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区。
研究区苏53区块位于苏里格气田的西北部，区域构造属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带［3］，行政区属内蒙古自治区鄂尔多斯市的鄂托克后旗所辖，区块南北长约43km，东西宽约23km，总面积999km2，地面海拔为1350～1510m。
苏S区块低渗气藏气井产量递减规律
非常规油气 UNCONVENTONAL OIL 1 GAS
Vol. 6 No. 3 Jun. 2019
苏S区块低渗气藏气井产量递减规律
王颖
（中石油长城钻探工程公司地质研究院，辽宁盘锦 124010）
摘要：苏里格气田苏S区块属于典型的“三低”气藏，储层致密，气井一般要进行人工压裂才能投产，同
the formation coefficient, fracture half-length, skin factor, gas release radius and dynamic reserves. The results
, show that type I wells belong to exponential decline with an average annual decline rate of 19. 44%. Type ' and , （ wells conform to hyperbolic decline law and type ' wells have an average annual decline rate of 15. 34%. Type
ally need artificial fracturing to put into production. Simultaneously, the depletion development mode is adopted, and the main production period and gas production are concentrated in the decline period. Therefore, the research on the
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低渗致密砂岩气藏低伤害压裂技术研究与应用——以苏里格气田东区开发为例
苏 里格 气 田为 近年来 长庆油 田勘探发 现 的典 型 的低孑 Ｌ 低渗 致密 砂岩 气藏 ，开 发 区域 已逐渐 由中区 向 东 西 区扩展 。与 中区相 比，东 区储层 物性 更 差 、产量 更 低 ，体 现 在岩 性 变差 （ 泥 质 含量 升 高 ） 、压 力 系
数 进一 步 降低 （ Ｏ ． ８ ８ 一Ｏ ． ８ ２ ） 、层 更 薄 、砂泥 岩 薄互层 现 象 更严 重 等方 面Ｌ 】 ］ 。上 述 原 因 导致 苏 里格 东 区 压裂 液 返排 更加 困难 ，储 层 与裂缝 更 易受 到 伤害 ，裂缝 支撑 剖 面更 为复 杂等 压裂 难点 ，大 大制 约 了压 裂
低 渗 致 密 砂 岩 气 藏 低 伤 害压 裂技 术研 究 与应 用
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以苏 里格 气 田东 区 开发 为例
邝聃 ，李达 ，白建文 张春 阳 ，朱 更 更 （ 中 石油 长庆油田分公司苏里格气田 研究中 心’ 陕西 西安 ’ 。 。 ’ 。 ）
［ 摘 要 ］ 针 对 苏 里格 气 田东 区低 渗 致 密砂 岩 气 藏 的 储 层 特 征 ，通 过 室 内试 验 、 油 藏 模 拟 、裂 缝 模 拟 等 手
石 油 天 然 气害 ；地 层能量 有 限 ，压 力 系数 低 ，压 裂 液 返 排难 度 大 ；④ 东 区储 层 薄互 层 特 征 明显 ，纵 向应 力 剖 面 复
杂 ，有 效遮 挡条 件差 ，缝高 不易 控制 ；⑤ 多数井 通过 工具分 层压 裂 ，全部层 施工 结束 后统一 返排 的施 工
段 ，分 别 从 气 藏 压 裂 地 质 难 点分 析 、低 伤 害压 裂 液 体 系研 制 、 低 伤 害 压 裂 优 化 设 计 方 法 等 方 面 进 行 深 入 研 究 ，最 终 优 选 并 优 化 了适 合 苏 里 格 气 田东 区 的 低 伤 害 羧 甲基 压 裂 液 体 系 ， 形 成 一 套 系 统 的 低 伤 害 压 裂 优 化 设 计 方 法 及低 伤 害 压 裂 改造 特 色 工 艺 技 术 。 经 过 ６ Ｏ余 井 次 的 现场 应 用 ，平 均 单 井无 阻 流 量 ７ ． ５ ５ ５ １ × １ ０ ｉ Ｔ ｌ 。 ／ ｄ ，较 邻 近 的 常规 羟 丙基 瓜 尔 胶 压 裂 液 改 造 井 单 井 无 阻流 量 提 高 ３ Ｏ 左 右 ，取 得 明 显 的 增 产 效 果 ，
致密砂岩气藏产量分段递减规律特征
· 89 ·致密砂岩气藏产量分段递减规律特征李小雪 黄小亮 陈海涌 周 科 金大权 王鹏鲲重庆科技学院摘 要 在气田的开发中，致密砂岩气藏由于孔隙度低、渗透率低，后期供给能量速度慢，从而造成气井初期产量高递减快、后期产量递减缓慢，其气藏的递减率不恒定，采用传统的方法进行计算容易出现递减率有偏差、极限累产预测不准等问题。
为此，针对气井产量出现分段递减的原因主要有增产措施的采取、工作制度的调整和气井积液的影响等3种因素，以传统的产量递减方法为基础，结合致密砂岩气藏的地质特征和动态开发特征，提出了产量分段递减分析方法，并根据致密砂岩气藏的生产数据，采用典型曲线拟合法制定了分段临界点的标准。
现场应用结果表明：①分段递减方法在生产数据的拟合率、累产气和动态储量等3个指标的误差中均小于一段式递减法，且该方法计算简单，结果可靠；②有效解决了致密砂岩气藏递减率变化的问题；③产量分段递减方法对致密砂岩气藏的开发具有一定的适用性和指导作用。
关键词 苏里格气田 致密砂岩气藏 产量递减 分段式 数学拟合 规律 预测DOI: 10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2019.02.011Laws of staged production decline for tight gas reservoirsLi Xiaoxue, Huang Xiaoliang, Chen Haiyong, Zhou Ke, Jin Daquan and Wang Pengkun(Chongqing University of Science & Technology, Chongqing 401331, China)Abstract: In the process of field development, because most tight sandstone gas reservoirs are characterized by low porosity and per-meability, and slow energy supply in the late stage, the production rate of gas wells is high and declines fast in the initial stage where-as declines slowly or is inconstant in the late stage. Furthermore, to use those traditional methods may easily occur a deviation of decline rate or inaccurate ultimate cumulative production tend. In view that the reasons for staged production decline mainly include the implementation of stimulation measures, the adjustment of working system, and the influence of liquid loading, a method of staged production decline was proposed for tight sandstone gas reservoirs based on traditional methods, combined with geological character-istics and dynamic development characteristics. And according to production data, a standard of staged critical point was formulated by typical curve fitting. Results show that (1) this staged production decline method is less than one-step decline method in the errors of production data fitting rate, cumulative gas production, and dynamic reserves. And its calculation is simple and its results are reli-able; (2) this method can deal with decline-rate variations for tight sandstone gas reservoir effectively, and (3) it is applicable and can be used as the guidance for the development of tight sandstone gas reservoirs.Keywords: Sulige gasfield; Tight sandstone gas reservoir; Production decline; staged; Mathematical fitting; Law; Prediction基金项目：重庆科技学院研究生科技创新计划项目（编号：YKJCX1720120）、重庆市基础研究与前沿探索专项项目“多因素影响下的超低含水页岩气井产能变化规律研究”（编辑：cstc2018jcyjAX0700）、重庆市教委科学技术研究项目（编号：KJ1601333）、重庆科技学院校内科研基金（编号：ck2017zkyb004, ck2017zkyb006）。
低渗气井压力和产量递减规律及其影响因素
低渗气井压力和产量递减规律及其影响因素乔向阳;李靖;冯东;冯婷婷;张磊;陈宇【摘要】Production performance and decline laws of gas wells in low-permeability gas reservoirs are affected by multiple fac-tors, so distinguishing the influential laws of each factor is significant to predict the production performance of gas wells and guide the efficient development of gas fields. The factors influencing pressure and production decline laws of low-permeability wells are divided into two types (i.e., static reservoir factors and dynamic production factors) based on the development concept of constant-production pressure dropping in the early stage of gas reservoir production and constant-pressure production decreasing in the late stage. Then, the influential laws were comprehensively analyzed by means of numerical simulation. It is indicated that pressure decline law of gas wells in the early stage of production is mainly affected by gas well controlled reserves, production proration and water production and that in the late stage is mainly dominated by seepage capacity, multi-well interference and water production. Static reservoir factors are prereq-uisite to the development potential of gas reservoirs, and dynamic production factors can be optimized or adjusted by means of rational methods so that gas wells will be in the best production state. In the actual production, static and dynamic factors shall be combined. It is necessary to describe the dynamic production factors in detail according to the gas field development target so as to provide the guidance for production systemadjustment and verify the accuracy of gas reservoir understanding.%影响低渗气藏气井生产动态及递减规律的因素众多,区别各类因素的影响规律对预测气田生产动态、指导气田合理高效开发具有重要意义.将低渗气井压力和产量递减规律影响因素分为储层静态因素和生产动态因素两大类,结合实际气藏生产早期定产降压、后期定压降产的开发路线,分别研究了气井定产降压阶段压力递减特征及定压降产阶段产能递减特征,并基于数值模拟手段对其影响规律进行了综合分析.结果表明:气井生产早期压力递减规律主要受气井控制储量、配产、产水等因素影响;生产后期产量递减规律主要受渗流能力、井间干扰、产水等因素影响.同时,储层静态因素是气藏开发潜力的先决条件,而生产动态因素则往往可以通过合理的方法进行优化或调整以使气井达到最好的生产状态,在实际生产中需要做到"动静结合",根据气田的开发目标对各生产动态因素进行详细描述,指导调整生产制度或验证气藏认识的准确性.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2017(039)003【总页数】8页(P259-266)【关键词】低渗气田;气井;压力;产量;递减规律;储层静态参数;生产动态;定压降产;定产降压【作者】乔向阳;李靖;冯东;冯婷婷;张磊;陈宇【作者单位】陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院;陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院;中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室【正文语种】中文【中图分类】TE319国内低渗气藏资源量丰富，分布范围广，主要分布在鄂尔多斯、四川和松辽等沉积盆地，是近年来天然气储量增长速度最快的气藏类型［1］。
苏里格低渗气田压裂井初期产量动态预测方法
苏里格低渗气田压裂井初期产量动态预测方法
刘蜀知;孙艾茵;李达;孟凡龙;陈晓丽
【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2015(030)001
【摘要】根据压裂气井地层中气体的渗流过程,用严格的渗流力学方法建立气藏中存在一条有限导流能力垂直裂缝的渗流数学模型,通过采用离散方法求解可以获得一系列无量纲裂缝导流能力参数条件下井筒无量纲压力与无量纲时间的关系数据,由此可以预测一定气层和裂缝参数条件下压裂气井的产量随时间的变化情况.应用该方法对苏里格低渗透气田某一区块的压裂井初期动态产量进行预测,并分析裂缝长度、高度和导流能力对气井产量的影响,预测值与实际值的误差在10％以内.【总页数】5页(P57-61)
【作者】刘蜀知;孙艾茵;李达;孟凡龙;陈晓丽
【作者单位】西南石油大学石油工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油工程学院,四川成都610500;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心,陕西西安710018;西南石油大学石油工程学院,四川成都610500;中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心,陕西西安710018
【正文语种】中文
【中图分类】TE332
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苏里格气田气井分类新方法及递减规律分析
苏里格气田气井分类新方法及递减规律分析【摘要】随着气田投产井数的迅速增加，气井管理的难度不断增大，“一井一法”的管理方法无法适应苏里格气田的开发管理，因此推荐对区块实施“一类一法”的管理方法，将区块内的气井分成不同的类别，采取“一类一法”的方式进行管理，不仅可以提高气井的管理水平，而且可以提高管理效率，减少不必要的人力、物力。
【关键词】苏里格气井分类递减规律1 前言苏里格气田位于长庆靖边气田西侧的苏里格庙地区，区域构造上属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西北部，行政区属于内蒙古自治区乌审旗和鄂托克旗所辖，勘探面积约2×104km2，主力含气层位为下石盒子组盒8段和山西组山1段。
2 气井分类方法2.1 对已有气井分类方法的讨论目前长庆气田常见的气井分类依据有：无阻流量、产水情况、积液情况以及产能情况。
进行储层综合评价、寻找有利区、确定流动单元等课题运用的气井分类方法过于偏重地质特征，对于工艺挖潜并不适用。
2.2 气井分类新方法经过研究，拟通过生产动态及工况对气井进行分类，遂决定利用进行低产低效井判别时，所占权重较高且在今后挖潜工艺实施时具有可操作性的参数，作为分类标准。
这样的参数包括：平均日产量（0.5×104m3/d为界）、套压降速率（0.027MPa/d为界）、积液情况。
将平均日产量、套压降速率、积液情况三项分类标准相互组合，形成以下八类气井生产特征：一类生产特征：大产量、低压降速率、无积液二类生产特征：大产量、低压降速率、有积液三类生产特征：大产量、高压降速率、无积液四类生产特征：大产量、高压降速率、有积液五类生产特征：小产量、低压降速率、无积液六类生产特征：小产量、低压降速率、有积液七类生产特征：小产量、高压降速率、无积液八类生产特征：小产量、高压降速率、有积液以苏里格气田苏X区块为例，大产量井占总井数的56%，小产量井占总井数的44%；不积液井占总井数的54%，携液开采井占总井数的21%，积液井占总井数的25%；苏X区块有32%的井压力递减速率较快。
低渗透砂岩气藏开发指标数值模拟预测
低渗透砂岩气藏开发指标数值模拟预测贾成业;姬鹏程;贾爱林;孟德伟;张啸枫【摘要】以苏里格气田苏14区为研究对象,采用随机地质建模和数值模拟技术,建立气藏精细地质模型并进行数值计算,对低渗透砂岩气藏不同井网井距下的开发指标进行预测.计算结果表明:针对苏里格型砂体规模较小、储量丰度低的低渗透砂岩气藏,800m×600m井网为最优井网,可以实现单井累计采气量和区块生产井数最大化;在800m×600m井网、区块整体稳产10年的情况下,单井最终采出量为2160×104m3,稳产期采收率为12.90%,气田最终采收率为29.76%.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2010(032)005【总页数】5页(P100-104)【关键词】苏14区;随机地质建模;数值模拟;开发指标;低渗透砂岩气藏【作者】贾成业;姬鹏程;贾爱林;孟德伟;张啸枫【作者单位】中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油长庆油田分公司,陕西,西安,710021;中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油勘探开发研究院鄂尔多斯分院,北京,海淀,100083;中国石油天然气股份有限公司对外合作经理部,北京,东城,100007【正文语种】中文【中图分类】TE348;TE319气田开发指标预测是气藏工程的一项重要内容，是编制气田开发规划和开发方案的重要依据。
我国低渗透砂岩气藏多属陆相沉积环境下的辫状河、三角洲沉积体系［1－3］，如苏里格气田，由于储集层物性差，有效砂体规模小、连通性差、空间分布复杂，气井单井控制面积和控制储量小，储量动用程度和采收率低，确定合理的开发技术指标是保证气田开发经济效益的重要工作。
油气田开发指标预测技术和方法根据其基本原理，一般可分为5大类［4－6］：(1) 经验公式法，包括：采收率预测公式、水驱特征曲线、产量递减方程等，根据大量油田实际参数进行统计回归分析，得到各类开发指标与油藏物性参数间的经验统计关系，从而预测出油气田主要开发指标;(2)水动力学公式法，这类方法主要是建立渗流力学模型，进行油气田开发前期的开发指标变化趋势和开发机理研究;(3)物质平衡方程法，一般用于弹性驱动、溶解气驱和水驱油田的开发指标预测和开发机理研究;(4)通用预测方法，指在研究一般经济、控制和人工智能等问题时建立起来的通用预测方法，借用到油气田开发领域，包括：时间序列分析、神经网络法、灰色预测法等;(5)油藏数值模拟法，采用偏微分方程组描述油藏开采状态，通过有限差分法进行数值计算，预测不同时间点油藏的生产动态特征，进而预测油藏开发期末的各项开发指标。
苏里格气田低产低效井间开管理的摸索及间开效果分析
苏里格气田低产低效井间开管理的摸索及间开效果分析【摘要】苏里格气田属于低压低产气藏，气井生产中后期，因井底压力和产气量低，气井携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井的正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。
本文在针对苏里格地区低产低效井进行间开生产以恢复气井生产，摸索低产井的间开制度及间开周期，合理制定其工作制度，对间开效果进行了分析评价。
【关键词】苏里格气田低产井间开间开制度效果＜b＞ 1 气田概况＜/b＞苏里格气田西区位于苏里格气田西侧，行政区划处于内蒙古自治区鄂托克前旗和陕西省定边县境内，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的西部，勘探范围约7950km2。
苏里格气田是低渗、低压、低丰度，大面积分布的中粗颗粒砂岩岩性气藏；有效储层为辫状河砂岩沉积中的粗岩相带，非均质性强，连续性较差，其地质条件非常复杂。
气井产量低、中后期，因井底压力和产气量低，气井携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井的正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。
针对苏里格地区低产低效井开展间开试验，通过间歇气井生产制度优化研究，分析不同类型、不同产量气井在不同开关井生产制度下的生产动态，摸索制定单井最佳开关井生产制度，使气井能量得到补充恢复后，开井生产将井筒积液带出，从而恢复气井产能，提高气井采收率。
＜b＞ 2 间开井的选取＜/b＞2.1 间开井的选取原则（1）日产气量小于0.5ⅹ104m3的气井；（2）气井生产能力差，井筒积液严重，常开生产已无气量。
（3）通过流压测试和环空液面测试判断存在积液或疑似积液的气井；2.2 气井积液判断针对苏里格气田“三低”特色以及气井采用节流器生产的工艺特点，研究并形成了五种基本的气井积液判断技术，确保了积液井判识及试验选井。
（1）油套压差法。
气井正常生产时，关井压力恢复后，油压趋于套压，油套压压差较小；气井积液有关井压力恢复后，油压与套压存在一定压差，初步判定：当油套压差≤2MPa时气井无积液，正常生产；5MPa≥油套压差≥2MPa时，气井存在少量积液；油套压差≥5MPa，气井严重积液。
低渗透砂岩气藏产能递减规律
低渗透砂岩气藏产能递减规律
王丽娟;何东博;冀光;位云生
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2013(032)001
【摘要】低渗砂岩气藏的单井产量低、稳产能力差.气田的产能稳产接替方式一般采用新钻井来弥补递减产能,所以研究气田的产能递减规律,可以为产能部署提供一定的参考.为此,建立了一套气田产能递减规律分析的思路:首先分析单井的递减规律,然后结合每年的投产钻井数,计算出气田每年的产能总递减率:即可计算出气田每年递减的产能.利用该研究思路分析了中国典型低渗透砂岩气田——苏里格气田的单井递减规律和产能总递减率.苏里格气田的气井初期递减率较大,中后期逐步减小,递减率的变化幅度越来越小;气田产能总递减率不是逐渐减小或逐渐增大的,而是围绕某一定的区间范围跳跃变化.该递减特征为苏里格气田的产能部署提供了依据.【总页数】5页(P82-86)
【作者】王丽娟;何东博;冀光;位云生
【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083
【正文语种】中文
【中图分类】TE375
【相关文献】
1.压敏效应对低渗透砂岩气藏产能的影响 [J], 郑维师;刘易非;何秋轩
2.基于渗流特征的低渗气藏压裂井产能递减规律研究 [J], 熊健;马强;肖峰;马倩
3.压敏效应对低渗透砂岩气藏产能的影响 [J], 杨波;黄万书;朱洪涛;张旭
4.苏里格南区特低-超低渗透气藏气井递减规律研究 [J], 薛萧敏;霍俊洲;吴百勇;陈新;张显阳
5.带边底水气藏的递减规律认识 [J], 王利刚;董双;周永涛
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苏里格气田苏东南区致密砂岩气藏水平井整体部署技术研究
苏里格气田苏东南区致密砂岩气藏水平井整体部署技术研究摘要：苏里格气田是典型致密砂岩气田，具有“低渗透率、低压力、低丰度、强非均质性”的特征，建井数量多，单井产量低、压力下降快、稳产难度大。
为提高单井产量，改善气田开发效果，提高开发效益，以苏东南区为研究对象，开展低渗透致密砂岩气藏水平井整体开发技术研究。
从层位优选、储层评价、砂体解剖、天然气富集规律等多个方面进行研究，优选盒8、山1主力开发层系。
根据不同区块的主力储层发育特征，按照“单层丛式水平井整体部署、单层三维水平井整体部署和多层系立体开发水平井整体部署”的思路，进行水平井整体部署，最终达到确保水平井储层钻遇率，提高气藏开发效率的目的，形成一套低渗透致密砂岩气藏水平井整体部署技术。
关键词：致密砂岩苏里格气田水平井整体部署丛式水平井引言非常规天然气近年来发展迅速，致密气是目前开发规模最大的非常规天然气。
相对常规储层，致密气储层地质条件更差，孔喉尺度极其微小，相当大一部分流体在渗流过程中被毛管力和粘滞力所束缚难以流动。
鄂尔多斯盆地致密砂岩气资源量约6.6万亿立方米，分布面积达数万平方千米。
苏里格气田是鄂尔多斯盆地致密气分布的主要地区，是一个河流相的低压低渗致密砂岩气田，地质条件十分复杂，主要表现为砂岩发育、单砂体规模小、有效砂体展布局限、非均质性强等特征，同时还具有单井控制储量有限、产量低、压力下降快的特点，随着开发规模的不断扩大，产能建设及生产中暴露出很多问题，给开发工作带来诸多困难。
因此，需要加强储层评价和含气富集规律的研究，更需要对井位部署方式和水平井整体开发进行研究。
苏东南区位于苏里格气田东区南部，是长庆油田目前上产的主力区块，该区的有效开发对长庆气区的持续上产具有重要意义。
因此，优选苏东南区进行水平井整体部署，提高气田开发效益，为苏里格气田的开发提供必要的经验支持。
一、气藏地质概况苏里格气田苏东南区位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗、陕西省榆林市榆阳区和靖边县境内；地表为沙漠、草地，地形相对平缓，海拔1250～1350m；年最高气温36℃，最低-28℃，属内陆性半干旱气候；交通和通讯条件较差。
低渗透裂缝性砂岩油藏产量递减规律研究
石油大学（华东）硕士学位论文低渗透裂缝性砂岩油藏产量递减规律研究姓名：宋国光申请学位级别：硕士专业：油气田开发工程指导教师：刘慧卿20030901中文摘要递减规律的研究是预测油阳未来产量和最终采收率的重要方法，对油田开发计划等一系列重大决策起着非常重要的作用。
在认真分析研究目前国内外常用几种递减曲线法后，针对生产措旌工作量大，井网又经常调整的油田，产量波动频繁、跳跃大这一特点，总结出了更加适用的两种预测产量的新方法：新老井产量递减规律综合分析预测法和平均单井产量递减规律整体预测法。
解决了不断进行井网加密调整或井数不断变化的油田递减规律分析及产量预测问题。
同时分析了不同类型油田的递减规律及影响因素，计算了吉林油区各低渗透裂缝性油田不同阶段的递减率，并绘制了各油田可采储量采出程度与递减率关系曲线，使各油‘田间的递减率曲线有了对比的基础。
通过对各种递减方法的理论分析和实际应用，研究结果对低渗透裂缝性砂岩油藏产量预测具有一定的借鉴意义。
关键词：低渗透，递减规律，产量预测，递减率ＡｂｓｔｒａｃｔＲｅｓｅａｒｃｈＯｎＴｈｅＯｕｔｐｕｔＤｅｃｒｅａｓｉｎｇＲｕｌｅｏｆＬｏｖｅ－ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙＡｎｄＦｒａｃｔｕｒｅｄＳａｎｄｓｔｏｎＲｅｓｅｒｖｏｉｒＢｙＳｏｎｇ，ＧｕｏｇｕａｎｇＳｕｐｅｒｖｉｓｏｒＬｉｕ，ＨｕｉｑｉｎｇＯｉｌＧａｓＦｉｅｌｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍ，ＣｈｉｎａＲｅｓｅａｒｃｈｏｎｔｈｅｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔｏｆｄｅｃｒｅａｓｉｎｇｏｕｔｐｕｔｉｓａｖｅｒｙｉｍｐｏｒｔａｎｔｍｅｔｈｏｄｔｏｐｒｅｄｉｃｔｔｈｅｆｕｔｕｒｅｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎａｎｄｔｈｅｆｉｎａｌｒｅｃｏｖｅｒｙｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙｏｆｒｅｓｅｒｖｏｉｒａｎｄｐｌａｙｓａｖｅｒｙｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｔｐａｒｔｉｎａｓｅｒｉｅｓｏｆｖｉｔａｌｄｅｃｉｓｉｏｎ—ｍａｋｉｎｇｓｕｃｈａｓｍａｋｉｎｇｐｌａｎｓｆｏｒｔｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ．Ａｆｔｅｒｃａｒｅｆｏｌａｎａｌｙｓｉｓｏｎｔｈｅｐｒｅｓｅｎｔｌｙｃｏｍｍｏｎ—ｕｓｅｄｄｅｃｌｉｎｉｎｇｃｕｒｖｅｓ，ｆａｃｅｄｔｏｔｈｅｉｒｐｒｏｂｌｅｍｓｔｈａｔｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｗｏｒｋｌｏａｄｉｓｖｅｒｙｇｒｅａｔ，ｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎａｒｒａｎｇｅｍｅｎｔｎｅｅｄｓｔｏｂｅａｄｊｕｓｔｅｄｆｒｅｑｕｅｎｔｌｙ，ａｎｄｏｕｔｐｕｔｎｕｃｔｕａｔｅｓｇｒｅａｔｌｙ，ｔｗｏｎｅｗｍｅｔｈｏｄｓｍｏｒｅｆｉｔｆｏｒｐｒｅｄｉｃｔｉｎｇｔｈｅｏｍｐｎｔｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｉｓｓｕｍｍａｒｉｚｅｄＴｈｅｙａｒｅ：ｔｈｅｉｎｔｅｇｒａｔｉｖｅａｎａｌｙｓｉｓａｎｄｐｒｅｄｉｃｔｉｎｇｍｅｔｈｏｄｏｆｔｈｅｏｕｔｐｕｔｄｅｃｒｅａｓｉｎｇｒｕｌｅｓｏｆｏｌｄａｎｄｎｅｗｗｅｌｌｓａｎｄｔｈｅｉｎｔｅｇｒａｔｅｄｐｒｅｄｉｃｔｉｎｇｍｅｔｈｏｄｏｎｔｈｅａｖｅｒａｇｅｏｕｔＤｕｔｄｅｃｒｅａｓｉｎｇｒｕｌｅｓｏｆｓｉｎｇｌｅｗｅｌｌ．Ｔｈｅｓｅｔｗｏｍｅｔｈｏｄｓｒｅｓｏｌｖｅｔｈｅｐｒｏｂｌｅｍｏｆｄｅｃｌｉｎｉｎｇａｎａｌｙｓｉｓａｎｄｏｕｔｐｕｔｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｏｆｓｕｃｈｏｉｌｆｉｅｌｄｔｈａｉｃｏｎｓｔａｎｔｌｙｉｎｆｉｌｌｗｅｌｌｓｏｒｉｓｗｉｔｈｃｏｎｔｉｎｕａｌｌｙｃｈａｎｇｅｄｗｅｌｌｎｕｍｂｅｒ．Ａｔｔｈｅｓａｍｅｔｉｍｅ，ｔｈｉｓｐａｐｅｒａｎａｌｙｚｅｓｔｈｅｄｉｆｆｅｒｅｎｔｄｅｃｌｉｎｉｎｇｒｕｌｅｓｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｏｉｌｆｉｅｌｄｓａｎｄｔｈｅｆａｃｔｏｒｓｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｉｔ，ａｎｄｃａｌｃｕｌａｔｅｓｔｈｅｄｅｃｌｉｎｉｎｇｒａｔｅｏｆＪｉｌｉｎａｎｄｆｒａｃｔｕｒｅｄＯｉｌｆｉｅｌｄｓｉｎｄｉｓｔｉｎｃｔｐｅｒｉｏｄｓ．ＴｈｅＣＨＷＣｏｆｔｈｅｌｏｗ－ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｒｅｃｏｖｅｒａｂｌｅｒｅｓｅｒｖｅｓａｎｄｔｈｅｄｅｃｌｉｎｉｎｇｒａｔｅｏｆａｌｌｔｈｅｎｉｌｆｉｅｌｄｓｉｓｄｒａｗｎｆｏｒｔｈｅｃｏｍｐａｒｉｓｏｎｂｅｔｗｅｅｎａｌｌｔｈｅｆｉｅｌｄｓ’ｄｅｃｒｅａｓｉｎｇｃｕｒｖｅｓ．Ｂａｓｅｄｏｎｔｈｅｐｒａｃｔｉｃａｌｕｓａｇｅ，ｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｒｅｓｕｌｔｏｆｔｈｉｓｐａｐｅｒｉｓｖｅｒｙｕｓｅｆｕｌｏｎｔｈｅｏｕｔｐｕｔｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎｏｆｌｏｗ・ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙａｎｄｆｒａｃｔｕｒｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉＥＫｅｙｗｏｒｄ：ｌｏｗ—ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ，ｄｅｃｒｅａｓｉｎｇｒｕｌｅ，ｏｕｔｐｕｔｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎ，ｄｅｃｌｉｎｉｎｇｒａｔｅ独创性声明本人声明所呈交的论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成果。
低渗油藏产量递减规律分析
低渗油藏产量递减规律分析根据低渗透油藏地质及相关开发特征我们知道影响低渗透油藏开发的主要因素有低孔隙度、低渗透率、沉积微相的差异、储层非均质性、裂缝系统的先天条件等。
我们在进行低渗透藏递减规律研究时重点分析地质特征对生产动态的影响，结合递减方程进行开发效果评价。
本文主要通过影响产量递减的地质因素、开发因素进行分析。
进一步促进低渗透油藏递减规律及改善研究。
标签：低渗透;非均质性;地质因素;开发因素随着油藏的开发，产量变化会呈现几种趋势及状态。
在开发初期油藏产量在一定时期内可表现为上升趋势，而在中期可能趋于稳定。
总管整体趋势，油藏开发总体趋势还是呈现递减趋势。
因此，研究产量递减规律对做好油藏动态预测和油藏生产规划工作意义重大。
更为重要的是只有了解了油藏的产量递减规律之后，才可能有的放矢地采取防止产量递减的有效措施，以提高油藏的最终采收率。
一、开发阶段的划分在低渗透油藏开发中，注水开发是主要手段。
注水相对于其他驱替模式有着足够的优势，其不仅驱油效果比较好，还有这低廉的成本投入。
因此我们针对低渗透油藏开发主要提出了超前注水、同步注水、滞后注水三种技术手段。
结合注水技术手段进一步研究低渗透油藏产量变化规律。
我们针对低渗透油藏注水开发进行阶段划分，本根据含水率、含水上升率、采油指数、采油量、成本等指标出发进行阶段划分。
主要可以分为：无水采油阶段、低含水采油阶段、中含水采油阶段和高含水采油阶段。
进一步结合年采油量、年采出速度划分为产量上升阶段、保持高产阶段（稳产期）、产量下降阶段（递减期）。
二、油藏产量递减期及递减类型本文主要针对油藏开发稳产期后的递减期进行研究。
递减期是每一个被开发油藏都所要经历的阶段。
递减期的出现也预示着地层自身驱动能力不足，地层能量消耗殆尽，因此在这个阶段为我们要实施一定的技术措施，从而进一步创造新的能量，驱动原油采出。
关于递减期我们这样定义它，在油田开发过程中，随着地下能量的降低和可采储量的减少，产油量总是要下降的，通常用递减率表示产量递减阶段的大小，即单位时间内单位产量递减的分数。
低渗透油藏水平井产量递减规律影响因素研究
低渗透油藏水平井产量递减规律影响因素研究作者：徐斌孙钿翔卢怡帆来源：《中国化工贸易·中旬刊》2019年第06期摘要：明确水平井产能递减的影响因素对低渗透油藏开发具有重要意义，采用油藏数值模拟方法，建立单井机理模型，明确了产能递减的主控因素包括：裂缝等效导流能力、裂缝半缝长以及裂缝条数等，为建立产量递减模型提供指导。
关键词：低渗油藏;水平井;产能递减;裂缝低渗透油藏开发过程中，水平井是重要的技术，其产量递减规律对水平井的开发有重要影响。
然而水平井复杂的生产规律，导致其产能递减具有较多的影响因素。
通常使用的产量递减模型拟合程度较低，开展产能递减规律研究具有重要意义。
1 地质概况A区块为位于鄂尔多斯盆地的低渗透油藏，勘探开发面积为5000km2，水平井是该区重要的开发手段。
研究区储集层主要为长6段，为典型的三角洲沉积，砂体受控于河口坝，相对独立，发育前三角洲泥微相沉积，主要的储集段为长631小层，具有多边、多层重叠的特征。
长63水下扇以重力流沉积为主，主要分为浊流、砂质碎屑流、砾质碎屑流，分别分布在外扇、中扇和内扇。
研究区在构造上表现为平缓的西倾单斜，具有南西低、北东高的特征，东西向、北东向鼻状构造发育在斜坡上，垂向上继承性较好。
油层分布相对稳定，局部发育隔夹层。
主要的开发层系为长631、长632，裂缝不发育，储层物性差，为典型的超低渗透油藏。
测井解释孔隙度平均为11.7%，有效厚度平均为19.7m，平均初始含油饱和度为56%。
2 压裂水平井产量影响因素研究2.1 建立单井机理模型结合研究区油藏流体和地质情况，采用Eclipse油藏数模软件，建立了低渗透油藏地质模型，该模型不考虑储层的非均质性（图1）。
模型共2450个网格，x、y、z方向分别为70、35和1，网格步长都为20m。
2.2 压裂水平井产量递减影响因素2.2.1 裂缝等效导流能力Eclipse软件中设置的裂缝网格尺寸较宽，为描述裂缝实际导流能力，需要引入裂缝等效导流能力值。
苏里格气田东区气井产量递减规律
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【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2015(036)001【摘要】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2a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.【总页数】4页(P82-85)【作者】刘占良;王琪;张林;蒋传杰;郭海鹏【作者单位】中国石油长庆油田分公司第五采气厂,西安710018;山东科技大学地球科学与工程学院,山东青岛266590;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,西安710018;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,西安710018;山东科技大学地球科学与工程学院,山东青岛266590【正文语种】中文【中图分类】TE375【相关文献】1.低渗砂岩气藏水平井产量递减规律分析与合理配产--以苏里格气田某区块为例[J], 张春雨;金大权;刘刚果;王飞;王赞;王军2.苏里格气田产量递减规律的综合研究与应用 [J], 徐凤兰;李苏蓉;刘其芬;王军;韩斌3.苏里格气田井下节流气井产量递减规律研究 [J], 江乾锋;毛振华;杨辉;刘会会;李志超4.苏里格气田东区气井产能主控因素分析 [J], 李义军;王军杰;樊爱萍;杨仁超5.苏里格气田东区气井管理与生产动态分析 [J], 雷国发因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
低渗透气藏产量多分段递减规律
低渗透气藏产量多分段递减规律王厉强;王仲林;于家义;吴美娥;杜春梅;焦芙晖【摘要】低渗透气藏生产数据连续性较差,传统的递减阶段整体分析方法,不论Arps方法还是修正的衰减递减分析方法,预测效果都较差.通过预测值与实际生产数据差值所建立样本空间的标准偏差分析入手,发现对于低渗透气藏呈现多段弱台阶分布的实际数据而言,分段递减分析效果远好于整体递减分析,且易于在Excel中实现,使用简便、准确、高效.对于产量波动大,生产数据离散分布的低渗透和特低渗透油气藏,推荐使用该方法进行递减动态分析.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2010(031)006【总页数】3页(P614-616)【关键词】低渗透油气藏;递减;分段;标准偏差【作者】王厉强;王仲林;于家义;吴美娥;杜春梅;焦芙晖【作者单位】中国石油吐哈油田分公司,博士后工作站,新疆,哈密,839009;中国石油大学博士后科研流动站,北京,102249;中国石油吐哈油田分公司,勘探开发研究院,新疆,哈密,839009;中国石油吐哈油田分公司,勘探开发研究院,新疆,哈密,839009;中国石油吐哈油田分公司,勘探开发研究院,新疆,哈密,839009;中国石油吐哈油田分公司,勘探开发研究院,新疆,哈密,839009;中国石油吐哈油田分公司,物资供应处国际贸易部,新疆,哈密,839009【正文语种】中文【中图分类】TE331低渗透气藏气井初期产量高、递减快，后期产量递减减缓，初期递减率并非恒定,且生产数据分布较为离散，Arps通用递减规律的预测结果与实际差异较大[1-6]。
文献［7］虽然对此有较为明确的认识，并提出了针对性的衰减递减修正方法，但并未解决初期递减率变化的问题，而且使用修正法预测结果的相对误差仍然较大。
为此，本文提出多分段产量递减分析方法，其预测结果证明该方法简便有效。
1 多分段递减规律分析的依据由于低渗透气井生产数据离散性较强，呈多段弱台阶形态，如图1中1，2，3，…，m直线段所示。
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综上分析 ， 以气井前 ６ 个月压降速率平均值为参考指标 ， 将工区水平井可以划分为两种生产模式 ： ／ ， ／ ， 其生产特征表 ） 前 ６ 个月压降速率大于 ０ ５ ＭＰ ａ ｄ １ ２ 个月后压降速率平均值小于 ０ ． ０ ５ ＭＰ ａ ｄ ． ０ １ 现为配产偏高 ， 井口套压下降快 ， 稳产期短 ， 气井快速进入低压开采阶段 。 ／ ，１ ／ ，其生产特征 ） 前 ６ 个月压降速率小于 ０ ５ ＭＰ ａ ｄ ２个月后压降速率平均值小于０ ． ０ ５ ＭＰ ａ ｄ ． ０ ２ ， ， ， 。 表现为配产合理 井口套压下降稳定 产量稳中略降 气井缓慢进入低压开采阶段 ／ 由此可以发现 ， 以前 ６ 个月的压降速率 ０ ５ ＭＰ ａ ｄ 为标准 ， 当套 压 、 日 产 气 量 趋 于 稳 定 后 ， 初 期 ． ０ 配产较低井的后期生产潜力要好于初期配产较高井的 ， 则可以制定如下的工区水平井配产方法 ： 同类井 ／ ／ 以 ６ 个月的压降速率大于 ０ ５ ＭＰ ａ ｄ 对应的日产 气 量 均 值 为 下 限 ，６ 个 月 的 压 降 速 率 小 于 ０ ５ ＭＰ ａ ｄ ． ０ ． ０ 对应的日产气量均值为上限 。
４ ４ ４ ４ ３ ３ 要有 ２ 种情况 ， 一种是初始配产在 ７×１ ｍ／ ｍ／ ｄ 的井 ； 一种是初始配产在 ４×１ ｄ ０ ０ ０ ０ ～８×１ ～６×１
的井 。 对比其不同生产阶段下的压降速率和递减率 ， 发现产量主要呈现指数递减规律 ： 初始产量较大的 ／ ， 对应初始产量 递 减 ， 生产 ９ 井 ， 压降速率大 ， 产量递减快 。 投产 １ ８ ６ ＭＰ ａ ｄ ａ ０ ｄ 压降速率平均值为 ０ ． １ ） ， 随后压降速率进一步下降 ， 产量递减率开始降低为 ０ 率不高 （ ２ ３ ５ ０ ６ １； 而 初 始 产 量 较 低 的 井 ， ０ ． ０ ． ０ 压降速率 、 产量递减变化相对稳定 ， 具体见表 ２。
递减指数的典型曲线理论图版 。 基于 Ａ ｒ ｓ的递减类型分析是通过递减指数 ｎ 来判断递减的类型 ， 在 此 ｐ 基础上提出了各种递减规律的数学解析式 ， 这些公式一直是目前研究产量递减的主要手段 ， 在油气田开 发中起到了重要作用 。 苏里格气田作为国内典型的低渗透致密砂岩气田 ， 对于产量递减方面的研究比较广泛 ， 但绝大多数 是分析直井的递减规律 ， 缺少对于水平井递减规律的研究 。 而以水平井压裂开发低渗 、 特低渗油气田是 我国能源的一个重要的发展方向 ， 因此笔者的研究有一定的借鉴意义 。
表 ３ 两口典型井递减规律
井类型 Ⅰ类 Ⅱ类 苏Ａ 苏Ｂ 井名 递减类型 指数递减 指数递减 初始递减率 ０ ７ ６ ． ０ ０ ０ １ ８ ０ ． ０ 递减公式
． ０ ０ ７ ６ －０ ｔ Ｑ＝１ ０ ． ３ ９ ｅ ０ ０ １ ８ －０ ． ｔ Ｑ＝４ ． ８ ３ ｅ
４ ３ ，苏 Ｂ 井初始配产 两口井的产 量 递 减 规 律 均 为 指 数 递 减 ， 苏 Ａ 井 初 始 配 产 １ ｍ／ ｄ ８ ９×１ ０ ５ ． ４ ４ ３ ３ 。６ 个月时苏 Ａ 井套压下降为 ５ ， 日产气 ６ ／ ； ｄ ７×１ ０ ｍ／ ３ ＭＰ ａ ６×１ ０ ｍ ， 压降速率 ０ ０ ２ ＭＰ ａ ｄ ． ６ ． ５ ． １ ４ ． ９ ４ ３ ， 日产 气 ３ ／ 。通过对这两口井的产量与 而苏 Ｂ 井套压为 １ １ ２ ＭＰ ａ ８×１ ０ ｍ ，压降速率０ ２ ９ ＭＰ ａ ｄ ４ ． ． ７ ． ０
石油天然气学报 （ 江汉石油学院学报 ） ２ ４年１ １月 第３ ６卷 第１ １期 ０ １ ）Ｎ ． ２ ０ １ ４Ｖ ｏ ｌ ． ３ ６Ｎ ｏ ． １ １ ｏ ｖ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｏ ｉ ｌ ａ ｎ ｄ Ｇ ａ ｓ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ Ｊ ． Ｊ Ｐ Ｉ Ｊ ｏ ｕ ｇ ｙ（
·２ ２ ３·
低渗砂岩气藏水平井产量递减规律分析与合理配产
— — — 以苏里格气田某区块为例
张春雨 ， 金大权 ， 刘刚果 王飞 ， 王赞 ， 王军
） （ 中石油长庆油田分公司第四采气厂 ，陕西 西安 ７ １ ０ ０ ２ １
［ 摘要 ］ 苏里格气田地质条件复杂 ， 储层物性差 ， 天然气丰度低 ， 单 井 产 量 低 ， 产 量 下 降 快 ， 开 采 速 度 和 采收率都比较低 ， 经济效益较差 。 研究工区为大面积分布的岩 性 气 藏 ， 主 要 产 气 层 位 为 山 １ 段 和 盒 ８ 段 ， 主要为低孔低渗储层 。 针对低渗砂岩气 藏 水 平 井 递 减 规 律 与 生 产 指 标 预 测 展 开 研 究 ， 根 据 区 块 生 产 动 态 特征 ， 建立了工区压裂水平井分类标准 ， 综合运用气藏工程方法 分 析 了 各 类 气 井 的 动 态 特 征 和 递 减 规 律 ， 得出了工区水平井的 ２ 种生产模式 ， 进 而 建 立 了 新 的 配 产 指 标 ， 为 类 似 于 苏 里 格 气 田 的 低 渗 透 强 非 均 质 性气藏的高效合理开发提供理论基础和技术支持 。 ［ 关键词 ］ 低渗透油气藏 ； 砂岩气藏 ； 水平井 ； 生产动态 ； 产量递减 ； 生产指标 ［ 中图分类号 ］Ｔ Ｅ ３ ７ ５ ［ ）１ 文献标志码 ］Ａ ［ 文章编号 ］１ ７ ５ １ ２ ２ ５ ０ ０ ０ ２（ ２ ０ １ ４ ３ ９ ０ ０ － － －
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石油天
对于气藏产量递减分析 ， 目前多采用基于 Ａ ｒ ｓ产量递减理论建立的曲线拟合方法和数学 公 式 ， 即 ｐ 将气藏产量递减规律归纳为 ３ 种模式 ， 即指数递减 、 双曲线递减及调和递减 ， 按不同的递减规律用不同 的关系式分析进行曲线拟合来判断 。
表 １ 研究区块压裂水平井划分标准
类型 Ⅰ Ⅱ Ⅲ 单点法 ） 无阻流量 （
４ ３· －１） ／（ ｍ ｄ １ ０ ０ ≥５ ２ ０～５ ０ ０ ≤２
气井产量
４ ３· －１） ／（ ｍ ｄ １ ０ ≥８ ３～８ ≤３
图 ３ 工区 Ⅱ 类井产量递减规律
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石油天然气工程
４年１ １月 ２ ０ １
） 可以发现 ， 虽然初始递减率两口井相差不大 ， 压力对比图 （ 图４ 但到 ６ 个月时苏 Ａ 井的套压下降明显 ，
图 ４ 工区两口典型井产量与压力变化对比图
第３ ６ 卷第 １ １期
张春雨 等 ： 低渗砂岩气藏水平井产量递减规律分析与合理配产
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以致日产气递减率进一步 增 加 ； 而 苏 Ｂ 井 因 为 套 压 处 于 稳 中 递 减 的 趋 势 ， 日 产 跟 初 始 配 产 变 化 不 大 ，
４ ３ ，生产不到 ２ 如图 １ 所 示 ， 以 苏 Ａ 井 为 例 ， 该 井 初 始 配 产 １ ｍ／ ｄ ０ ０ ｄ产量快速递减到 ６×１ ４ ３ ， 之后开始呈指数递减特征 ， 递减率为 ０ ｄ ０ ｍ／ ０ ７ ６， 表明初期配产也偏高 。 关井进行压力恢复 １ ２×１ ． ０ 。 ， 试井后呈指数递减特征 递减率为 ０ ０ ５ ２ ． ０
表 ２ Ⅱ 类井不同配产下不同时间段压降速率和递减率统计表
初期配产
４ ３· －１） ／（ ｍ ｄ １ ０
０～９ ０ ｄ 压降速率平均值 ·ｄ ／（ ＭＰ ａ
－１）
递减率 ／ １ ０ ． ０ ２ ３ ５ ０ ． ０ ０ ７
１ ８ ０～３ ｄ ６ ０ 压降速率平均值 ／（ ·ｄ ＭＰ ａ
－１）
１ ９ ４ ５ 年美国石油学会主席 Ａ ｒ ｓ在总结前人研究成果的基础上 ， 把产量递减规律分为 ３ 种类型 即指 ｐ 数递减 、 双曲线递减及调和递减 ， 并且提出确定产量递减参数和未来产量预测的图版拟合方法 ， 这一分
１］ 。除 Ａ 析方法为以后的产量递减理论奠定了坚实的理 论 基 础 ［ ｒ ｓ产 量 递 减 规 律 之 外 ， 还 有 Ｌ ｔ ｉ ｃ递 ｏ ｉ ｓ ｐ ｇ ［］ ２］ 、Ｆ 减开发模型 ［ ｅ ｔ ｋ ｏ ｖ ｉ ｃ ｈ 产量递减理论 ３ 等 。 ４］ 基于 Ａ 胡建国 ［ ｒ ｓ递减方程 ， 建立无因次累积产量与无因次时间之间的关系式 ， 并 制 成 可 以 确 定 ｐ
递减率 ／ １ ０ ． ０ ０ ６ １ ０ ． ０ ０ ７
７～８ ４～６
０ ８ ６ ． １ ０ ３ １ ． ０
０ ． ０ ５ ４ ０ ． ０ ２ ２
３ 根据产量递减规律合理配产水平井
由上述不同类型水平井产量递减规律分析中可以知道 ， 不同初始产量下的井 ， 其递减速率 、 压降速 率均不相同 。 总体情况是 ， 初始产量较大的井 ， 压降速率大 ， 产量递减快 ； 而初始产量较低的井 ， 压降 速率 、 产量递减变化相对 稳 定 。 下 面 对 井 区 生 产 时 间 较 长 、 连 续 性 较 好 的 ２ 口 典 型 井 （ 表 ３） 进 行 对 比分析 。
１ 区域地质概况与开发现状
苏里格气田位于长庆气田西侧的苏里格庙地区 ， 地层产状较平缓 ， 地形相对高差不超过 ４ ０ ｍ， 地面 海拔一般为 １ ０～１ ３ ５ ０ ｍ。 气田地质条件比较复杂 ， 主要特征表现为 ： ３ ３ ） 主力产气层为山 １ 段至盒 ８ 段 ， 是一个低压 、 低渗透 、 低 丰 度 ， 以 河 流 砂 体 为 主 体 储 层 的 大 面 １ 积分布的岩性气藏 。 ） 储层具有低孔细喉 、 渗透率低 、 孔隙结构非均质性较强的特征 。 ２ ） 单井有效控制动态储量比较有限 ， 属于封闭弹性驱动方式 。 ３ 研究工区位 于 靖 边 气 田 西 侧 ， 截 止 到 ２ ４ 年 ３ 月， 工 区 共 投 产 压 裂 水 平 井 ７ ６ 口， 平 均 套 压 ０ １
图 ２ ２ ０ １ １ 年投产井产量递减曲线
综合分析工区 ３ 类水平井发现 ： 产量主要呈指数递减 规律 ， 生产初期递减率高 ， 其原因在于投产初期主要动用 的是压裂裂缝周围或近井带的储量 ， 随着气井近井带地层 压力下降和生产压差的增大 、 裂缝外围储层中储量的补给 作用 ， 后期气井递减率逐步降低 。