摘　要：鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界气藏具有非均质性强的特点，随着开发程度的提高，气藏地层压力逐渐降低，不同区块的生产动态特征表现出明显的差异性。为了给气田的滚动开发和产能弥补提供参考依据，在气田的不同开发阶段选择了有代表性的2个高渗透区块和1个低渗透区块开展了气井定压生产试验。通过Arps产量递减分析方法，对于井口压力为l3MPa、6MPa和3MPa的生产条件下的试验数据进行了分析，揭示了该气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律：高渗透区块在高压和低压条件下的产量递减均符合指数递减类型，且随着井口压力的降低，产量递减率趋缓；低渗透区块的产量递减符合双曲递减类型；同时高、低渗透区块的产量递减率又表现出一定的共性，在采气速度一定的条件下，产量递减率与井口压力呈正比，与动用地质储量、泄流半径和储层能量补给速度呈反比。

关键词：鄂尔多斯盆地  靖边气田  早古生代  非均质性  产量  递减规律  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　气田概况

靖边鄂尔多斯盆地气田为一个区域性西倾大单斜，地层倾角0.5^o左右，每1000m坡降7～10m。气田发育上、下古生界两套含气层系，其中下古生界气藏是一个以溶蚀孔洞白云岩为储层，低渗透、低丰度、岩性一地层复合圈闭气藏^[1-2]，目前的地质研究和开发动态表现出非均质性强、开发动态差异大的特征。

靖边气田从1997年投入开发，2003年生产能力达到55×108m³／a，目前处于稳产阶段。通过滚动开发，新建产能弥补老区块的产能递减保持气田稳产，在气田开发的不同阶段，选择典型区块开展定压试验，分析不同压力下的产量递减规律，为气田长期稳产提供技术支撑(图1)。

2　递减规律分析方法

笔者根据气田产量的变化规律，采用J．J．Arps递减的3种最基本规律(即指数递减、调和递减和双曲线递减规律)，通过绘制产量与时间的关系曲线，然后求取方程的解来分析研究产量的递减规律和产量预测^[3-8]。即

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

式中Q为递减阶段任意时刻的产量，10⁴m³／d；Q_i为递减阶段的初始产量，10⁴m³／d；D_it为初始瞬时递减率，l／月；t为递减阶段生产时问；n为递减指数，当n=1时为调和递减，当n=∞时为指数递减，当l<n<∞时为双曲递减。

3　试验区块产量递减分析

靖边气田投入开发后选取了3个典型区块开展定压生产试验：A井区2004年1月至2005年l0月，试验阶段油压l3.5Mpa^[9]；B井区2009年7月至2011年12月，试验阶段油压为6.4MPa；C井区在2009年3月增压稳产期结束后定压生产，定压生产阶段油压为3.0MPa。通过计算分析上述3个不同压力的定压生产数据，研究下古生界气藏典型区块的产量递减规律。

3．1井口压力为13.0Mpa

A井区投产井27口，2004年1月开始定压生产试验，累计产气24.1306×10⁸m³，地质储量采出程度12.11％。试验期间平均生产油压l3.5MPa，2005年10月检修关井结束。7口井受到动态监测影响生产不连续，整理符合产量递减条件的20口试验井生产数据，试验初期产气量134.2271×10⁴m³／d，试验末期井口产气量98.3783×10⁴m³／d(图2)。

初始产量(Q_i)为4157.1912×10⁴m³，初始递减率(D_it)为0.0168，井区整体产量下降符合指数递减规律，年递减率为18.16％(图3、4)，产能递减方程为：

Q=4157.1912e^-0.0168t

多数单井递减率接近20％，l4口单井产量递减类型符合指数递减，6口单井产量递减类型符合调和递减。如Al2井，初始产量为249.0577×10⁴m³，初始递减率为0.0184，年递减率19.83％(图5、6)，产能递减方程为：

Q=249.0577e^-0.0184t

3．2井口压力为6.0Mpa

B井区投产气井7口，2009年7月至2011年4月开展定压试验，累计产气20.778 1×10⁸m³，地质储量采出程度34.06％。试验期间平均生产油压为6.0MPa，产气量52.0201×10⁴m³／d；试验末期井口产气量为36.8238×10⁴m³／d(图7、8、9)。

初始产量为1510.4279×10⁴m³，初始递减率0.0122，井区整体产量下降符合指数递减规律，年递减率l3.62％，6口单井符合指数递减，年递减率接近15％，产能递减方程为：

Q=1510.4279e^-0.0122t

3．3井口压力为3．0Mpa

C井区投产井9口，2007年1月开始增压生产，截止到2006年12月，历年累计产气3.9526×10⁸m³，地质储量采出程度3.49％。2009年3月增压稳产期结束，进入增压产量递减阶段。

5口井受到动态监测影响生产不连续，对符合递减分析条件的4口井生产数据进行整理分析(图10)，递减阶段初期日产气量7.8475×10⁴m³，增压递减阶段平均油压3.0MPa。整体符合双曲递减，初始递减率0.0217，初始产量7.3352×10⁴m³，l年后产量5.9448×10⁴m³，年递减率15.82％；l5年后产量2.6897×10⁴m³，年递减率1.85％(图11)。

4　递减特征分析

4．1高渗透区递减特征

A井区和B井区同属于高渗透区块，在定压生产条件下的产量递减规律均符合指数型；随着气藏开发的进行，气藏采出程度增大(A井区采出程度l2.11％，B井区采出程度34.06％)，井口压力降低(A井区13.5MPa，B井区6.0MPa)，气井的泄流半径有所增加，在采气速度基本一致的情况下，产量递减有所减缓^[10]。

4．2低渗透区递减特征

C井区属于低渗透区块，在稳产期末采出程度仅有3.49％，各项开发指标均低于高渗透区，井均单位压降产气量仅为高渗区的1／4，泄流半径小，储层补给能量较差。C井区定压生产条件下，初始递减率高达26.04％，随着生产时间延长，泄流半径进一步扩大，后期产量递减逐渐减缓(表1)^[11]。

5　结论

1)通过井口压力的控制，靖边气田实施了不同压力下的定压试验，产量递减分析表明：在较高的压力和采气速度条件下递减率较高，随着井口压力的降低，递减率趋于减缓。

2)高渗透区块在不同压力条件下的产量递减规律相同，高压和低压条件下均符合指数递减类型；低渗透区块产量递减符合双曲递减类型。

3)在采气速度一定的条件下，产量递减率与井口压力呈正比，与动用地质储量、泄流半径和储层能量补给速度呈反比。

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本文作者：晏宁平  王旭  吕华  黄文科  黄刚

作者单位：中国石油长庆油田公司第一采气厂