低滲透氣田產(chǎn)量遞減評價方法研究

游良容 張建國 袁繼明 陳 余

(1. 中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院， 西安 710018； 2. 低滲透國家重點實驗室， 西安 710018；3. 西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院， 成都 610500)

?

低滲透氣田產(chǎn)量遞減評價方法研究

游良容1,2張建國1,2袁繼明1,2陳 余3

(1. 中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院， 西安 710018； 2. 低滲透國家重點實驗室， 西安 710018；3. 西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院， 成都 610500)

低滲氣田氣井產(chǎn)量波動較大，在Arps產(chǎn)量遞減分析中較難確定遞減類型。嘗試采用奇異點剔除、開井時率校正等氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)前處理方法，以減小氣井產(chǎn)量波動對遞減規(guī)律分析結(jié)果的影響；同時，利用氣井動儲量作為遞減類型判識依據(jù)，提高遞減類型判識的可靠性。

低滲透氣田；產(chǎn)量遞減；遞減類型；可采儲量；動儲量

我國迄今已發(fā)現(xiàn)的天然氣氣田大多數(shù)為低滲透氣田。低滲透氣田地質(zhì)特征復(fù)雜，非均質(zhì)性強，大都屬于“低滲、低壓、低豐度”氣田。這類氣田動態(tài)監(jiān)測到的油套壓和井口流量不穩(wěn)定，加之受下游用氣需求等因素影響，工區(qū)氣井產(chǎn)量波動大，產(chǎn)量遞減分析難度隨之加大[1-5]。

針對國內(nèi)外低滲透氣藏，主要運用Arps遞減曲線法研究其遞減規(guī)律，并形成了較成熟的判識方法，如圖解、試湊、曲線位移、典型曲線擬合和二元回歸等方法[6-9]。除此之外，F(xiàn)etkovichi、Agarwal-Gardner、Blasingame、Weibull和廣義翁氏等典型曲線擬合分析方法也時有應(yīng)用[10-12]。以上常用Arps遞減分析方法中，二元回歸法簡單快速，但受奇異點的影響較大，容易出現(xiàn)自相關(guān)性的問題，從而導(dǎo)致錯誤的結(jié)果；試湊法和曲線位移法通過試算來實現(xiàn)，試算精度受到試算范圍及步長的影響，試算時間較長，工作量大；圖解法最直觀，現(xiàn)場實際應(yīng)用最廣泛，但是手工操作的過程較為復(fù)雜，而且容易造成相關(guān)系數(shù)相近的多解問題。Weibull和翁式等預(yù)測方法在油田的應(yīng)用比較成熟，而在氣田中應(yīng)用較少，且效果不理想[13]。

Arps遞減曲線法判識理論主要基于遞減公式的數(shù)學(xué)性質(zhì)[14]，建立在不同遞減類型的基礎(chǔ)公式之上。這些方法的應(yīng)用，都是以線性關(guān)系為基礎(chǔ)。線性關(guān)系和相關(guān)系數(shù)是判別油氣井遞減類型的重要指標(biāo)，但相關(guān)系數(shù)并不是唯一能夠準(zhǔn)確判識遞減類型的指標(biāo)。如果誤差較大，即使判識曲線的相關(guān)系數(shù)較高，也不能據(jù)此判識油氣井遞減類型。考慮到XX低滲氣田實際開發(fā)情況，提出以氣井動儲量作為氣井和氣田遞減類型判識的參考指標(biāo)。

1 氣井單井產(chǎn)量遞減分析難點

在氣井開采過程中，由于氣井工作制度、關(guān)井測試、增產(chǎn)措施等因素的影響，獲得的產(chǎn)量數(shù)據(jù)幾乎都是波動性較大的離散數(shù)據(jù)，XX氣田的數(shù)據(jù)尤其如此。如果不進行必要的、合理的“數(shù)據(jù)預(yù)處理”環(huán)節(jié)，則實測數(shù)據(jù)的低擬合精度會導(dǎo)致預(yù)測數(shù)據(jù)不可靠，甚至失敗。為了提高遞減分析的準(zhǔn)確性，亟待開展氣井產(chǎn)量遞減分析方法的研究。

受冬季調(diào)峰、關(guān)井壓力恢復(fù)、井筒積液、增壓等因素影響，氣井工作制度不穩(wěn)定，奇異點多，氣井遞減規(guī)律受到的影響也較大，需對生產(chǎn)資料進行前處理，以提高預(yù)測的準(zhǔn)確性。不同生產(chǎn)階段的產(chǎn)量變化特征差異大，部分氣井遞減時間較短，完全依據(jù)早期數(shù)據(jù)進行擬合的預(yù)測結(jié)果偏差較大。對XX1井早期遞減數(shù)據(jù)進行分析時，指數(shù)遞減擬合程度高(相關(guān)系數(shù)為0.51)，后期產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果與實際差異較大；調(diào)和遞減擬合程度低(相關(guān)系數(shù)為0.47)，后期產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果與實際差異基本吻合。

受下游用氣需求等因素的影響，工區(qū)氣井產(chǎn)量波動大，測試點較多，在不同遞減方式下，氣井?dāng)M合曲線相關(guān)系數(shù)相差不大；但是在不同遞減規(guī)律下氣井開發(fā)指標(biāo)預(yù)測結(jié)果(技術(shù)可采儲量)相差很大，難以通過相關(guān)性來直觀、準(zhǔn)確地判識氣井遞減類型。

2 提高遞減準(zhǔn)確性的方法

針對XX低滲氣田實際情況，考慮采用奇異點剔除(工作制度不穩(wěn)定及人為調(diào)整及測試異常值)、階段平均(用月數(shù)據(jù)代替日數(shù)據(jù)進行分析)和開井時率校正(間歇生產(chǎn)井)等氣井動態(tài)數(shù)據(jù)前處理方法，提出工藝措施前后分段分析的思路以及用井動儲量作為遞減規(guī)律判識標(biāo)準(zhǔn)的評價方法。

2.1 分析異常原因，刪除奇異點

(1) 工作制度人為調(diào)整的影響。XX3井為XX低滲氣田典型投產(chǎn)直井。為保證冬季調(diào)峰及夏季保護性開采，不可避免會出現(xiàn)因大量降產(chǎn)或關(guān)井而造成的奇異點(見圖1)。如果不對奇異點作出處理，則產(chǎn)量遞減分析曲線完全不符合遞減趨勢。分析過程中刪除奇異點數(shù)據(jù)后，產(chǎn)量遞減分析取得了較好的擬合效果。

圖1 XX3井未刪奇異點月產(chǎn)量變化曲線

(2) 井底積液的影響。該氣田的XX4井為產(chǎn)水氣井。2013年初，該井油套壓差增大，產(chǎn)氣量迅速降低，明顯偏離初期遞減趨勢，表明該井遞減規(guī)律受到積液影響(見圖2)。因此，遞減分析過程中主要針對積液前數(shù)據(jù)段進行分析。研究表明，XX4井積液前氣井產(chǎn)量遞減滿足指數(shù)遞減規(guī)律，積液后產(chǎn)量直線下降。

(3) 工藝措施的影響。XX5井為XX氣田典型投產(chǎn)直井。2012年該井進入增壓生產(chǎn)，生產(chǎn)曲線明顯偏離增壓前遞減規(guī)律(見圖3)。針對自然生產(chǎn)段及增壓段分別進行遞減分析，分析結(jié)果更加可靠。研究表明，XX5井后期增壓開采，自然生產(chǎn)段產(chǎn)量遞減滿足指數(shù)遞減規(guī)律，增壓段產(chǎn)量遞減滿足直線下降規(guī)律。

圖2 XX4井月產(chǎn)量變化曲線

圖3 XX5井月產(chǎn)量變化曲線

2.2 考慮開井時率影響，減小產(chǎn)量波動

氣井生產(chǎn)過程中，生產(chǎn)時間不同會造成產(chǎn)量波動，影響遞減規(guī)律分析結(jié)果?？紤]開井時率的影響，對實際日產(chǎn)氣量進行處理，可以減輕產(chǎn)量波動，進而提高遞減分析的準(zhǔn)確性。在沒有考慮開井時率的情況下，XX6井產(chǎn)量波動幅度較大，而考慮開井時率的產(chǎn)量遞減規(guī)律更符合實際情況(見圖4)。

2.3 采用預(yù)測參數(shù)對比，優(yōu)選合理遞減類型

針對不同遞減類型條件下氣井遞減擬合相關(guān)系數(shù)差異較小的特征，運用產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法評價動儲量標(biāo)準(zhǔn)，對比不同遞減類型下氣井技術(shù)可采儲量，優(yōu)選遞減類型。XX2井實例分析表明，衰竭遞減預(yù)測技術(shù)可采儲量與產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法的評價結(jié)果基本一致(見圖5)。

3 XX低滲氣田產(chǎn)量遞減規(guī)律研究

XX氣田是近年來在鄂爾多斯盆地新發(fā)現(xiàn)并探明的天然氣氣田，區(qū)域構(gòu)造隸屬鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東部。鄂爾多斯盆地上古生界地層厚度在本區(qū)比較穩(wěn)定，平面變化較小。目前，已在山2段和盒8段發(fā)現(xiàn)多個氣藏，其中山2段砂體位于主砂體疊置帶上，主要砂巖為純石英砂巖，砂巖巖性及物性好，且該段氣層連續(xù)，是上古生界最有利的開發(fā)層段。

圖4 XX6井產(chǎn)量遞減分析曲線

XX氣田是山2段氣藏的典型代表。根據(jù)分層、試氣及測井解釋結(jié)果，盒8段中海拔為-1 550～-1 050 m，山2段中海拔為-1 640～-1 140 m，高差均為500 m。平均原始地層壓力約為23.7 MPa，平均原始地層溫度為350.5 K，平均壓力系數(shù)為0.9，地溫梯度為2.35 ℃hm。盒8段氣層平均有效厚度為3.5 m，平均孔隙度為6.8%，平均滲透率為0.303×10-3μm2，山2段平均有效厚度為7.0 m，平均孔隙度為6.5%，平均滲透率為3.23×10-3μm2。XX氣田屬于常溫、常壓的特低孔、特低滲 — 超低滲氣藏。

圖5 XX2井產(chǎn)量評價遞減規(guī)律結(jié)果對比

XX低滲氣田于2006年開始規(guī)?；óa(chǎn)，其局部孔縫發(fā)育，儲層非均質(zhì)性強，為典型的低滲致密氣藏。根據(jù)氣田單井資料情況及生產(chǎn)特征，分別采用調(diào)和、雙曲、指數(shù)、衰竭和直線遞減方式對70口進入遞減期氣井開展遞減規(guī)律研究，并預(yù)測其技術(shù)可采儲量，其中氣井技術(shù)可采儲量為遞減后可采儲量加上遞減前的累計產(chǎn)氣量。采用RTA動儲量評價方法對氣田遞減的70口氣井遞減規(guī)律進行評價。研究表明，該氣藏70口氣井中指數(shù)遞減類型占67%，平均初始月產(chǎn)量為5.33×104m3，平均初始月遞減率為3.17%。

氣井RTA平均動儲量為3.76×108m3。采用調(diào)和遞減方式預(yù)測70口進入遞減期的氣井，技術(shù)可采儲量為(0.03～18.11)×108m3，平均8.22×108m3；采用衰竭遞減方式預(yù)測70口進入遞減期的氣井，技術(shù)可采儲量為(0.35～14.86)×108m3，平均4.45×108m3；采用雙曲遞減方式預(yù)測70口進入遞減期的氣井，技術(shù)可采儲量為(0.34～13.52)×108m3，平均4.04×108m3。以上3種遞減方式計算所得平均可采儲量均遠高于氣井RTA平均動儲量。采用直線遞減方式預(yù)測70口進入遞減期的氣井，技術(shù)可采儲量為(0.34～7.76)×108m3，平均2.04×108m3；采用指數(shù)遞減方式預(yù)測70口進入遞減期的氣井，技術(shù)可采儲量為(0.33～12.46)×108m3，平均3.62×108m3，與氣井平均動儲量相近。

由于指數(shù)遞減方式預(yù)測所得的平均技術(shù)可采儲量與氣井平均動儲量相近，故可得到氣井指數(shù)遞減技術(shù)可采儲量與氣井動儲量的關(guān)系式：

G=1.047 7GR

式中：G—— 氣井動儲量，108m3；GR—— 氣井指數(shù)遞減技術(shù)可采儲量，108m3。

二者相關(guān)性較好(見圖6)，技術(shù)可采儲量略小于氣井動儲量。

圖6 指數(shù)遞減預(yù)測氣井技術(shù)可采儲量與動儲量交匯圖

指數(shù)遞減方式預(yù)測的氣井可采儲量與動儲量基本一致，為保證預(yù)測結(jié)果的可靠性，建議氣田開發(fā)中采用指數(shù)遞減方式進行預(yù)測。同時，該氣田剛開始進入遞減期的新井，前期生產(chǎn)數(shù)據(jù)缺乏，動儲量已確定，可以利用動儲量與指數(shù)遞減技術(shù)可采儲量關(guān)系式初算其氣井技術(shù)可采儲量。

4 結(jié) 語

針對XX低滲氣田Arps遞減類型判識標(biāo)準(zhǔn)不明確、各種遞減類型回歸相關(guān)系數(shù)相近、可采儲量預(yù)測結(jié)果差距大等問題，提出利用氣井動儲量來評價氣井遞減類型。研究結(jié)果表明，動儲量評價遞減類型有效地解決了遞減類型判識的多解問題，可推廣到整個氣田。本次研究結(jié)果為該氣田剛開始進入遞減期的新井可采儲量預(yù)測提供了簡便的方法，同時也為其他低滲透氣田氣井遞減類型判識及可采儲量預(yù)測提供新思路。

[1] 晏寧平,王旭,呂華. 鄂爾多斯盆地靖邊氣田下古生界非均質(zhì)性氣藏的產(chǎn)量遞減規(guī)律[J]. 天然氣工業(yè),2013,33(2):43-47.

[2] 劉占良，王琪，張林，等. 蘇里格氣田東區(qū)氣井產(chǎn)量遞減規(guī)律[J]. 新疆石油地質(zhì),2015,36(1): 82-85.

[3] 郝上京,王焰東,陳明強,等. 低滲透氣藏產(chǎn)量遞減規(guī)律分析[J]. 新疆石油地質(zhì),2009,30(5):616-618.

[4] 李爽，賈旭峰，井元帥. 蘇10區(qū)塊低滲透氣藏動態(tài)儲量預(yù)測研究[J]. 斷塊油氣田,2010(1): 70-72.

[5] 胡永東，李閩，吳明洲. 低滲透氣藏氣井產(chǎn)量遞減分析簡便方法[J]. 石油勘探與開發(fā),1999(6): 60-62.

[6] 王俊魁. 油氣藏產(chǎn)量遞減規(guī)律的研究與可采儲量的預(yù)測[J]. 新疆石油地質(zhì),2007(2): 189-193.

[7] 陳軍，徐廣鵬，樊懷才，等. 一種氣藏產(chǎn)量遞減復(fù)合模型研究[J]. 天然氣勘探與開發(fā),2008,31(3): 39-41.

[8] 陳濟宇，魏明強，段永剛. 不同氣井生產(chǎn)動態(tài)分析方法對比分析研究[J]. 天然氣勘探與開發(fā),2012(4): 56-59.

[9] ARPS J J. Analysis of decline curves[J]. Trans. AIME,1945,160(1):228-247.

[10] FRAIM M J. Gas reservoir decline-curve analysis using type curves with real gas pseudo pressure and normalized time[G]. SPEFE，1989:671-682.

[11] BLASINGAME T A,MCCRAY T L,LEE W J. Decline curve analysis for variale pressure dropvariale flowrate systems[G]. SPE 21513,1991:23-24.

[12] AGARWAL R G,GARDNER D C,KLEINSTEIER S W,et al. Analyzing well production data using comined-type-curve and decline-curve analysis concepts[G]. SPEREE,1999,5(12):478.

[13] 陳鋼花，葛盛權(quán). Weibull模型在油田生產(chǎn)中的應(yīng)用[J]. 新疆石油地質(zhì),2006(5): 564-566.

[14] 朱豫川,劉建儀,張廣東,等. 氣井產(chǎn)量遞減規(guī)律分析方法對比分析[J]. 天然氣勘探與開發(fā),2009,32(1):28-31.

[15] 劉曉華,鄒春梅,姜艷東,等. 現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析基本原理與應(yīng)用[J]. 天然氣工業(yè),2010,30(5):50-54.

Study of Production Decline Evaluation Method in Low Permeability Gas Field

YOULiangrong1, 2ZHANGJianguo1, 2YUANJiming1, 2CHENYu3

(1.Exploration and Development Research Institute of PetroChina, Changqing Oilfield Company, Xi′an 710018, China; 2.State Key Laboratory for Low-permeability, Xi′an 710018, China; 3.School of Oil and Gas Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China)

Due to fluctuation of production rate in low permeability gas reservoir, it is difficult to determine the type of decline curve with ARPS method. By means of deleting of singular point and correction of well-opening time, the effect of fluctuation of production rate on decline law is reduced; meanwhile, dynamic reserves is used as the standard to enhance the reliability in discrimination of decline type.

low permeability gas field; production decline; decreasing type; recoverable reserves; dynamic reserves

2016-11-06

中國石油科技重大專項“低/特低滲透油藏有效開發(fā)技術(shù)研究 —— 長慶油田油氣當(dāng)量上產(chǎn)5 000萬t關(guān)鍵技術(shù)研究”(2011E-1306)

游良容(1981 — )，女，碩士，研究方向為氣田開發(fā)。

TE32+8

A

1673-1980(2017)02-0029-04