摘　要：鄂爾多斯盆地靖邊氣田下古生界氣藏具有非均質性強的特點，隨著開發程度的提高，氣藏地層壓力逐漸降低，不同區塊的生產動態特征表現出明顯的差異性。為了給氣田的滾動開發和產能彌補提供參考依據，在氣田的不同開發階段選擇了有代表性的2個高滲透區塊和1個低滲透區塊開展了氣井定壓生產試驗。通過Arps產量遞減分析方法，對于井口壓力為l3MPa、6MPa和3MPa的生產條件下的試驗數據進行了分析，揭示了該氣田下古生界非均質性氣藏的產量遞減規律：高滲透區塊在高壓和低壓條件下的產量遞減均符合指數遞減類型，且隨著井口壓力的降低，產量遞減率趨緩；低滲透區塊的產量遞減符合雙曲遞減類型；同時高、低滲透區塊的產量遞減率又表現出一定的共性，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。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地  靖邊氣田  早古生代  非均質性  產量  遞減規律  分析

Deliverability decline law of heterogeneous Lower Paleozoic gas reservoirs in the Jingbian Gas Field，Ordos Basin

Abstract：The Paleozoic gas reservoirs in the Jingbian Gas Field，Ordos Basin，are characterized by strong heterogeneity．With the rapid development of this gas field，the gas reservoir formation pressure is gradually reduced and the production dynamic characteristics of different blocks are significantly distinct from each other．To provide a reference for the progressive development and produetion capacity compensation，typical blocks include two high-permeability blocks and one low-permeability block are selected to under go a pilot test of gas well constant pressure production at different development stages of this field．The test data，collected from different wells with wellhead pressure of l3，6 and 3MPa respectively，is analyzed through the Arps equation。and the results reveal the production decline law of the lower Paleozoic gas reservoirs in the Jingbian Gas Field．(1)The production of high-permeability blocks under high and low pressure is in exponential decline，while the production decline rate tends to be flat-lined with the decrea sing wellhead pressure．(2)The production of low-permeability blocks is in hyperbolic decline．(3)The production decline law of high-and low-permeability blocks have some common features，that is，under a certain gas production rate，the production declinerate is proportional to wellhead pressure，but is inversely proportional to dynamic producing reserve，drainage radius，and reservoir energy recharge speed．

Key words：Ordos Basin，Jingbian Gas Field，Early Paleozoic，heterogeneity，production，decline law，analysis

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^o左右，每1000m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、巖性一地層復合圈閉氣藏^[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)。

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

Q=Q_i(1+D_it/n)^-n

式中Q為遞減階段任意時刻的產量，10⁴m³／d；Q_i為遞減階段的初始產量，10⁴m³／d；D_it為初始瞬時遞減率，l／月；t為遞減階段生產時問；n為遞減指數，當n=1時為調和遞減，當n=∞時為指數遞減，當l<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l0月，試驗階段油壓l3.5Mpa^[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24.1306×10⁸m³，地質儲量采出程度12.11％。試驗期間平均生產油壓l3.5MPa，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134.2271×10⁴m³／d，試驗末期井口產氣量98.3783×10⁴m³／d(圖2)。

初始產量(Q_i)為4157.1912×10⁴m³，初始遞減率(D_it)為0.0168，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=4157.1912e^-0.0168t

多數單井遞減率接近20％，l4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Al2井，初始產量為249.0577×10⁴m³，初始遞減率為0.0184，年遞減率19.83％(圖5、6)，產能遞減方程為：

Q=249.0577e^-0.0184t

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6.0MPa，產氣量52.0201×10⁴m³／d；試驗末期井口產氣量為36.8238×10⁴m³／d(圖7、8、9)。

初始產量為1510.4279×10⁴m³，初始遞減率0.0122，井區整體產量下降符合指數遞減規律，年遞減率l3.62％，6口單井符合指數遞減，年遞減率接近15％，產能遞減方程為：

Q=1510.4279e^-0.0122t

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3.9526×10⁸m³，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7.8475×10⁴m³，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0.0217，初始產量7.3352×10⁴m³，l年后產量5.9448×10⁴m³，年遞減率15.82％；l5年后產量2.6897×10⁴m³，年遞減率1.85％(圖11)。

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l2.11％，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

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]。

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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本文作者：晏寧平  王旭  呂華  黃文科  黃剛

作者單位：中國石油長慶油田公司第一采氣廠