气井产量曲线递减趋势影响因素及产量预测-董伟宏

:2009-02-04;:2009-04-24.:“、”(:2008ZX05007).E-mail:[e-mail].董伟宏1,杨　慎2(1.中国地质大学(北京),北京100083;2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007):油气田产量的变化要经过产量上升—产量稳定—产量下降的全过程。常规气井经过投产以后,产量稳定到一定时期就进入到递减阶段,预测此阶段的产量,对开发方案的调整、地面工程建设、气井的经济评价、增产措施的决策等具有重要意义。在近年来油气井产量递减研究成果的基础之上,研究了不同Arps产量递减曲线的关系,得出了常规气井产量递减符合双曲线递减,总结了影响气井产量递减的主要因素,分析了这些因素的改变对产量递减曲线趋势变化的影响,并通过气井递减曲线变化的趋势来指导气井递减阶段的产量预测。:Arps;产量递减;曲线;递减趋势:TE37　　　:A　　　:1672-1926(2009)03-0411-050　引言,,,——[1]。,。,、。、。、。,Arps[2]1945,、、,,[3]。Arps3,,,。1　产量递减方式Arps[2],,。Arps:q=qi(1+Dibt)1b(1):Di,%/a;b;qi,m3/d;qt,m3/d(1)。1　Arps　　,3,、(2,1),Dt。(1):①D=1qdqdt,;②;第20卷第3期2009年6月天然气地球科学NATURAL　GAS　GEOSCIENCEVol.20No.3Jun.　20092　Arps3③。(2)[4]:①D;②。(Di),()。,,,b。b,,。1　Arps3b=00b1b=1D=Di=D=Di(1+bDit)-1D=Di(1+Dit)-1q=qie-Dt,logq=qi-D2.303tq=qi(1+bDit)-1/b,1qb=1qib+bDitqbitq=qi(1+Dit)-1,1q=1qi+Ditqit2　常规气井产量递减趋势,,,(b=0)。Fetkovich[5-6]b,。,,,。2.1　OkuszkoGault[7]b,,,b0～0.5,:①();②;③(,);④()。2.1.1　流压大小对气井产量下降的影响Okuszko[7],,()。,,,b。(Pwf/Pi),b(3)。,(Pi-Pwf)()b=0(4),b。Carter[8],λ:λ=(μct)i(μct)avg(2):λCarter,1～0.5,;μ,mPa·s;ct,kPa-1。　　Voelker[9]bλ,,b,412　天　然　气　地　球　科　学Vol.20　,。,λ=1。,,b;,λ0.5,,b0.5。2.1.2　变化的储层流体性质对气井产量下降的影响FraimWattenbarger[10],,tn:tn=∫μictiμctdt(3):μi,mPa·s;cti,kPa-1。,Agarwal[11],,,,。,,。2.1.3　b。Forcheimer(Aq)(Bq2),:P2R-P2wf=Aq+Bq2(4):PR,kPa;Pwf,kPa;q,m3/d;A,(kPa)2/(m3/d);B,(kPa)2/(m3/d)。(4),,,b。,,。(4):q=C(P2R-P2wf)n(5):PR;C,m3dkPa(a)2n;n,n=1,n=0.5。(n=0.5)(5):q=1B(P2R-P2wf)0.5(6)Fetkovich[6](6):q=qi1+(2n-1)qiGt2n2n-1(7):G。(1)(7)b,:b=2n-12n(8)(8)()b,b。Okuszko[7](5)。5　2.1.4多层储层对气井产量下降的影响,b0.5。Fetkov-ich[12]b1(),,Fetkovich,b0.5(6)。6　　　,b1,。,,,Arps。Okuszko[7]2,,b。(413　No.3　　　　　　　　董伟宏等:气井产量曲线递减趋势影响因素及产量预测　　　　　　　　　　　),。,。,b0.5～1。2.2　b,b,。bD。,。,b。,Robertson[13],D。,Okuszko[7],b,。b(7)。7　b　　2b:①;②(0.1mD)(5mD)。Schmidt[14]b0.03。Okuszko[7],。b90%。,,b5%。,b。,,b,b,。3　气井产量递减实例分析,7.24MPa,2,1850m,9.75m,18.7MPa,82.2℃,0.12,11.2mD,5.8×10-4MPa-1,5.22×10-4MPa-1。Arps,35%,b0.17,3、9。7.24MPa,10MPa,414　天　然　气　地　球　科　学Vol.20　2　(d)0240480720960120014401680(×104m3/d)9.237.115.644.553.733.092.572.16(d)19202160228024002520264027602820(×104m3/d)1.821.551.431.321.221.131.0413　(d)0240480720960120014401680(×104m3/d)9.237.365.934.803.923.232.672.22(d)19202160228024002520264027602820(×104m3/d)1.861.571.441.321.221.121.041.00,b,,10。,,0.5,。,10Arps。b0～0.5,,,、、、、,Arpsb,。4　结论(1)常规气井产量递减阶段满足Arps递减类型中的双曲线递减。(2)用来匹配常规气井双曲线递减指数的b值通常在0～0.5之间。(3)低流压使b值接近0,高流压使b值接近0.5;随着紊流的增加b值接近0;多层储层b值在0.5～1之间。(4)一口井可能在递减的最后阶段表现渐减的b值,一个不变的b值是个很好的近似值。:[1]　,.[M].:,2004:142-158.[2]　ArpsJJ.Analysisofdeclinecurves[J].Trans.AIME,1945,(160):228-247.[3]　,,.[J].,2003,14(3):232-234.[4]　.[M]//.:,1990:1-223.[5]FetkovichMJ,VienotME,BradleyMD,etal.Declinecurveanalysisusingtypecurves-casehistories[J].SPEFor-mationEvaluation,1987,(4):637-656.[6]　FetkovichMJ,FetkovichEJ,FetkovichMD.Usefulcon-ceptsfordecline-curveforecasting,reserveestimation,anda-nalysis[J].SPEReservoirEngineering,1996,(1):13-22.[7]　OkuszkoKE,GaultBW,MattarL.Productiondeclineper-formanceofCBMwells[C]//PetroleumSociety′s8thCana-dianInternationalPetroleumConference(58thAnnualTech-nicalMeeting).Calgary,Alberta,Canada,June2007:1-7.[8]　CarterRD.Typecurvesforfiniteradialandlineargas-flowsystems:constant-terminal-pressurecase[J].SPEJournal,1985,(5):719-728.[9]　VoelkerJ.DeterminationofArps′declineexponentfromgasreservoirproperties,andtheefficacyofArps′equationinforecastingsingle-layer,single-phasegaswelldecline[C]//SPE90649.SPEATCEinHouston,Texas,USA,Septem-ber2004:26-29.[10]　FraimML,WattenbargerRA.Gasreservoirdecline-curvea-nalysisusingtypecurveswithrealgaspseudopressureandnormalizedtime[J].SPEFormationEvaluation,1987,(4):671-682.[11]AminianK,AmeriS,SanchezM,etal.TypeCurvesforCoalbedMethaneProductionPrediction[C]//paperSPE91482presentedatSPEEasternRegionalMeetinginCharles-ton.W.V.,USA.,September2004:15-17[12]　FetkovichMJ,BradleyMD,WorksAM,etal.Depletionperformanceoflayeredreservoirswithoutcrossflow[J].SPEFormationEvaluation,1990,(3):310-318.[13]RobertsonS.Generalizedhyperbolicequation[C]//SPE18731.1988.[14]　SchmidtSH,CaudleBH,MillerMA.Gaswelldeclineanal-ysisincorporatingreal-gasbehaviorandnon-darcyflow[C]//SPE15521.SPEATCEinNewOrleans,LA,USA,October1986:5-8.(428)415　No.3　　　　　　　　董伟宏等:气井产量曲线递减趋势影响因素及产量预测　　　　　　　　　　　,,,。,,。3　结论缝洞型潜山油藏,相比碎屑岩油藏来说,由于其复杂的储层结构,其油水关系要复杂的多,没有明显的类似于碎屑岩油藏的层状以及块状的油藏结构。而且国内的大部分潜山油藏埋藏较深[6],这就使得开发地震这一研究储层及流体的技术,在该类油藏的应用效果大大的降低。根据塔河奥陶系油藏油井的生产动态特征,结合该区的储层、储集空间分布特征,推测并总结了油水关系的几种理论模式。这些模式,在今后的开发生产中,还需要进一步的验证,而且随着开发时间的延长,或许还会出现更多的油水关系模式,用于指导缝洞型潜山油藏的勘探开发。:、。:[1]　,,,.———58[J].,2007,14(5):24-27.[2]　,,.[J].,2001,13(1):46-49.[3]　.—[J].,2006,13(1):14-16.[4]　,,.[J].,2003,20(3):196-200.[5]　,,,.[J].,2003,14(3):191-195.[6]　.[J].,2003,14(4):245-249.AnalysisaboutOil-waterDistributioninOrdovicianBuriedHillReservoir,TaheOilfieldLIJing-hao(GeologicalInstituteofShengliOilfieldLimitedCompany,SINOPEC,Dongying257015,China)Abstract:Oil-waterdistributionisanimportantcontentforreservoirdescription,anditisimportantforthereservoirproduction.Buriedhillreservoirsarenotassameasclasticonesbecauseoftheirspecialreservoirtexture,andth