气藏产量递减分析

· 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）。

油气井现代产量递减分析方法及在油气藏动态监测中的应用 孙贺东1 邓兴梁2 常宝华1 李世银2 江杰2（1 中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊，0650072 中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院，新疆库尔勒，834000）摘要： 现代产量递减分析是利用日常生产数据!通过典型曲线拟合等方法定量确定储层储渗参数、预测油气井生产动态的一种新技术。

本文系统介绍了油气井现代产量递减分析方法的发展史以及与试井分析的异同。

论述了油气井现代产量递减分析方法在动态监测中的应用。

主题词：现代产量递减分析，油气藏，动态监测Production Decline Analysis and Application in Dynamic Reservoir Surveillance Sun Hedong1 Deng Xingliang2 Chang Baohua1 Li Shiyin2 Jiang Jie2(1 Langfang Branch, Research Institute of Exploration and Development, PetroChina, Langfang 065007；2 Research Institute of Exploration & Development, Tarim Oil field Company, PetroChina, Korla 841000) Abstract：Advanced Production Decline Analysis (APDA), or Rate Transient Analysis or Production Analysis, is a procedure to process and interpret daily production data of wells for obtaining parameters of such wells or reservoirs. The history of APDA and its similarities to and differences with well test analysis is introduced. The process of dynamic analysis using advanced production decline analysis methods is introduced. Furthermore, we also present several case studies and expounds the integrated application of APDA.Key words：Advanced Production Decline Analysis，Reservoir，Surveillance1 产量递减分析方法发展历程当油气藏开发进入中、后期，单井日常生产数据分析就成为油气藏动态分析研究的重点,一是确定生产井未来最可能的寿命，二是评估其未来产量，三是确定井间连通关系及加密潜力。

油（气）藏工程基础读书报告油气田产量递减分析及其应用课程名称油（气）藏工程基础教师姓名周红学生姓名陈雨石学生学号20101003393专业资勘油气所在班级021103油气田产量递减分析及其应用陈雨石（中国地质大学（武汉）资源学院 湖北武汉 430074）摘要：简介油气田生产过程中的阶段划分，重点分析递减生产时期的递减规律和递减类型，介绍主要递减类型的特征，介绍及评价确定递减类型的方法，阐述产量递减规律的应用，如动态预测、计算可采储量等，简单介绍在具体开发过程中利用产量递减规律的方法。

关键词：油气田开发；产量递减；类型判断；规律；应用中图分类号： 文献标识码：A就油气田开发全过程而言，任何油气田的开发都要经历产量上升、产量稳定、产量递减三个阶段，油气田产量是随着油气开采过程或开发措施的实施不断变化的。

在油气田开发初期，从开始投产到逐步形成生产规模达到其设计生产能力，这是油气田生产的第一个时期——产量上升时期；油气田产量达到设计要求之后，通过注水保持压力等措施，油气田就会进入一个相对稳定生产的阶段，并能保持一段相当长的时间，此时为第二个时期——稳定生产时期；其后由于剩余储量的减少和采油工艺的限制是的产量逐渐减少，油气田生产进入最后一个时期——递减生产时期。

在油气田开发过程中，无论何种储集类型，也无论何种驱动类型的油气田，随着开发的深入和发展，都会进入产量递减阶段。

在不同的油藏类型、不同的地质条件、不同的开发政策、不同的开发措施、不同的工艺技术水平情况下，进入油气田三个开发阶段的时间、长短、产量水平及其变化规律也不一样。

一般说来，油气田越大，全面建成生产能力时间越长，稳产速度要求越高，则产量上升阶段越长；天然能量充足或保持压力水平开采，稳产速度较低，则稳产阶段越长；能量不充足，稳产速度高，则产量稳产期短。

根据统计资料表明，水驱开发油气田，当采出油气田可采储量的60％左右，即进入产量递减阶段。

稳产期的采油速度越高，产量递减会越快；封闭型弹性驱动油藏、重力驱动油藏产量递减快。

致密气藏多层砂体合采井产量递减分析方法
柳洁;魏克颖;李宁;杨映洲;郝军慧;李林清;史文洋
【期刊名称】《新疆石油地质》
【年(卷),期】2024(45)3
【摘要】致密气藏主力产层多为多层叠置河道砂体,合采时普遍存在各产层贡献不明及砂体动用边界不清的问题。

首先,考虑各层河道砂体形态特征和边界尺寸差异,根据等效渗流体积原则,建立了致密气藏多层河道砂体合采井生产模型。

其次,基于现代产量递减分析理论,形成了致密气藏多层河道砂体的边界确定方法和合采井产量递减分析图版。

最后,讨论不同河道砂体边界距离、砂体数量和砂体位置下的产量递减特征,明确了多层河道砂体对产量递减的影响。

研究表明:致密气藏多层河道砂体合采井产量具有5个递减阶段,不稳定流中期阶段可诊断各层砂体边界距离是否相等;河道砂体范围越小,宽砂体数量越少,宽砂体占比越小,储集层稳产能力越差,不稳定流早期阶段和不稳定流中期阶段易出现产量递减速率增大现象。

建立的产量递减分析方法可为产层动用程度评价和增产措施制定提供依据。

【总页数】6页(P340-345)
【作者】柳洁;魏克颖;李宁;杨映洲;郝军慧;李林清;史文洋
【作者单位】中国石油长庆油田分公司第三采气厂;常州大学石油与天然气工程学院
【正文语种】中文
【中图分类】TE328
【相关文献】
1.一种低渗气藏单井产量递减计算方法及分析——以大牛地盒三气藏为例
2.新场气藏多层合采井产量劈分方法及应用
3.层间非均质性致密气藏多层合采产量变化规律研究
4.致密气藏压裂水平井递减分析方法对比研究
5.川西须家河组第二段深层致密气藏多层合采井产量递减劈分模型
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油气藏递减分析软件RTA
油气藏递减分析软件RTA是根据油气藏生产历史记录的产量和井口、井底压力数据对油气藏进行递减分析的软件。

包括如下功能模块：
（1）常规方法：指数、双曲和调和递减分析：产量-时间；时间和累计产量；
（2）FETKOVICH方法：不稳定和边界控制的复合流动；复合产量和累计特征曲线
（3）BLASINGAME方法：可以分析不稳定径向流阶段变井底流压生产动态；可以用于径向流，裂缝，水平井，拟稳态水驱，多井模型；
（4）AGARWAL-GARDNER方法：无需关井压力的“流动物质平衡”分析；
（5）NPI方法：典型压力积分分析；
（6）不稳定典型曲线分析；
（7）模拟计算和参数的拟合；
（8）产能动态预测。

该主要功能如下：
（1）不需要关井数据即可确定的油藏参数：渗透率、可采储量、表皮系数、油气储量、含油面积、最终可采储量等；
（2）各种分析方法互相校验；
（3）自动历史拟合修正解释结果；
（4）生产动态预测。

WellTest和RTA分别对压力测试资料和产量动态资料进行分析，求取地层参数，二者解释结果可以相互验证。

例如徐23井试采
数据经RTA中的Blasingame法拟合得到渗透率为12.071mD，表皮系数为-7.201；而徐23井试采压力数据经WellTest解释得到渗透率为13.1mD，表皮系数为-6.78。

二者基本一致，表明RTA的解释结果是可靠的。

图2 徐23井试采过程Blasingame法拟合图。

气井产量递减分析方法摘要：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，主要采气期和产气量集中于递减期，因此对气井产量递减问题的研究具有重要意义和实际应用价值。

本文提出了视初始递减点和递减段的确定方法，依据Arps递减模型，详细解释了指数递减、双曲递减和调和递减三种产能递减规律，提出多种判断递减类型的方法，该方法能更科学有效地进行产量递减分析和产能递减预测，具有实际应用价值。

关键词：产量递减；Arps 模型；递减分析方法引言在油气田开发兴起、成长、成熟到衰亡的全过程中，其油气田产量的变化上必定要经过上升阶段、稳产阶段、递减阶段。

不管是气藏还是气井产量稳定到一定时期都要进入递减阶段[1]。

开展产量递减分析方法研究是掌握气井生产动态、预测未来产量的基础，为气田高效开发提供一定的理论依据。

目前递减规律研究的主要理论依据是美国学者 Arps于1945[2]年提出的产量递减规律方程式，此方法在工业界被广泛应用于气井产量递减分析及累产气预测。

本文详细地研究了Arps三种产量递减曲线特征及递减分析方法，该方法对未来产量的变化和最终可能开发指标的预测具有非常重要的意义。

1 数据处理气井的产量数据会因诸多原因具有较大的波动性、阶跃性。

一个气田或一口气井的产量数据，不会从一开始递减就遵循某一种递减规律。

大量的实践证明气田或气井的产量数据一般在某一开采阶段遵循一种递减规律，而在另一开采阶段则更好地遵循另一种递减规律。

在应用常规产量递减规律分析方法获得的初始递减产量q i和初始递减率Di不是气藏或气井的真正初始递减产量和初始递减率。

本文称这种获得的初始递减产量为视初始递减产量，初始递增减率为视初始递减率。

1.1 视初始递减点的确定根据气井稳产产量，选取产量呈明显持续下降且后期递减趋势明显的初始点为递减初始时间，对于生产异常或气田生产需要进行调产造成产量波动较大的气井，视初始点选取时，排除生产波动段影响。

如果需要进行未来产量预测，则尽可能地选择“预测时间起点”前而又靠近它的数据，这样可以提高预测值的可靠性。

川东石炭系气藏产量递减规律研究杨莎;李晓平【摘要】在分析川东5个石炭系气藏生产现状和递减期资源潜力的基础上,使用经典的Arps递减分析方法研究其产量递减趋势,总结产量递减模式和影响气藏产量递减的因素【期刊名称】《重庆科技学院学报（自然科学版）》【年(卷),期】2012(014)002【总页数】4页(P92-95)【关键词】气藏;石炭系;低渗气藏;水侵;产量递减【作者】杨莎;李晓平【作者单位】西南石油大学国家重点实验室,成都610500;西南石油大学国家重点实验室,成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE32+8石炭系是四川盆地近30年天然气开发的主产层系，目前多数气藏已经进入开发的中后期，采出程度较高。

在已投入开发的气藏中，按已探明地质储量计算的采出程度进行划分，采出程度≤30%（处于开发早期）的气藏只有8个，采出程度为30%～50%（处于开发中期）的气藏有8个，采出程度＞50%（处于开发后期）的气藏有17个。

川东地区石炭系气藏目前采出程度＞30%的气藏占已开发气藏的75.8%，15个主力气藏中有8个气藏（分别是沙罐坪、磨盘场—老湾、高都铺、卧龙河、龙头—吊钟坝、万顺场、高峰场、西河口）处于递减期。

因而，研究川东石炭系气藏递减规律，分析阶段产量变化特点，是充分挖掘资源潜力的前提和保障。

沙罐坪石炭系为低孔低渗无水气藏，目前气藏生产井14口，生产规模达55×104m3/d。

气藏各井处于增压开采阶段，气井产量普遍较低，产量超过5×104m3/d的井只有4口，主产井由于压力低而递减较快，低渗区储量动用程度极低。

卧龙河气藏为低孔低渗弱水侵气藏，截至2010年5月仍有66.4×104m3/d以上的剩余储量。

气藏目前有24口生产井，其中7口井产量达3.0×104m3/d以上，占29.2%。

气藏各井开采处于增压后期，气井产量普遍较低，最高产量为8.8×104m3/d。

气井产量递减理论分析【摘要】利用统计实际生产数据的方法预测油气井产量是油藏工程主要研究内容之一，具有重要的现实意义和应用价值。

本文主要研究了正常压力气藏气井和异常高压气藏气井产量递减的自动拟合方法，利用数值数学模型进行了实例计算，将李闽产量递减模型的计算结果同Fetkovich的图版拟合方法的计算结果进行了比较、分析。

【关键词】产量递减图版拟合异常高压1 正常压力气藏气井产量递减分析1.1 正常压力气藏的定义气藏是指一个在周围有一定边界并由不渗透岩层限制的孔隙性地层系统，并且在水动力学上是一个独立的含气体系。

一个气藏可以含有几个层，这时称为多层气藏：但也可以只有一个层，称为单层气藏。

根据气藏有无边底水的侵入，可将气藏划分为水驱气藏和定容封闭气藏。

当气藏内流体的压力等于或相当于其埋深的静水柱压力，且两者的比值在0.9与1.1之间时，这时就称为正常压力气藏。

对于定容封闭气藏来说，在整个开发过程中只有气相的流动，并表现为一个压力连续下降的过程。

由于天然气的密度小、粘度低，在气藏压力很低的情况下，只要有一个很小的压差作用，气井便能继续生产。

1.2 气藏的驱动方式气藏的驱动方式，是气藏中排气的主要动力来源。

这种动力可以来自于自然界，也可来自人工措施。

对于封闭气藏，一般采用衰竭式气驱进行开采，衰竭式气驱是靠气藏本身的压降膨胀能量进行开采的一种驱动方式。

在气田开发中，由于衰竭式气驱是没有水影响的单相流动，而且作为能量来源的气体就是开采的对象。

因此，衰竭式气驱的开采效率比较高。

对于凝析气田，由于凝析液在地下处于气相状态，用循环注气开采的效果比较好，但在缺少天然气的地区往往是很难实现的。

1.3 定容封闭气藏的物质平衡物质平衡是对储层以往和未来动态进行估算的一种油气藏工程的基本方法，它以储层的质量守恒定律为基础，一般情况下，可以把储层看作一个处于均一压力下的大储灌，应用此方法可分析气层开发动态、开采机理、可采储量和原始地质储量。

气井产量递减类型及气藏地质工程因素分析——以柿庄南矿区煤层气井为例刘海龙;吴淑红【摘要】In order to improve CBM wells'productivity,it is necessary to clarify the duration of gas production decline, the rate of decreasing speed and the descending types. On the basic study of physical properties in Shi Zhuang-Nan, combining with the 43 wells whose productivity have showed typically decreasing phase,the decreasing model of each well is fitted and their decreasing rate is calculated by using the method of Aprs declining analysis. From gas reservoir geological and reservoir engineering aspects,the declining and controlling factors of CBM well's production are analyzed. Generally,descending types of CBM wells'productivity is mainly exponentially decreasing and reconcile decreasing,and the initial decline is small. Geological factors mainly include coal thickness,gas content, adsorption constants,seam pressure,permeability,porosity,relative permeability,critically analytic stress. Gas reservoir engineering factors include bottom-hole flowing pressure,skin factor,boundary radius and fracture parameters.%为提高煤层气井单井产能,有必要弄清气井产量下降阶段时间的长短,递减速率的快慢,遵循何种递减类型等. 在研究柿庄南煤层物性的基础上,结合区块内43口进入递减期的典型气井,利用Aprs递减分析方法,拟合出各井的递减模型,计算出各井的递减速率,从气藏地质和气藏工程两个角度研究煤层气井产量递减的控制因素.结果表明,煤层气井产量以指数递减和调和递减为主,初始递减率较小. 影响煤层气单井产能的气藏地质因素主要包括煤层厚度、孔隙度、渗透率、相对渗透率、含气量、吸附常数、煤层压力和临界解析压力;气藏工程因素主要包括井底流压、表皮因子、边界半径和裂缝参数.【期刊名称】《河南科学》【年(卷),期】2015(033)010【总页数】6页(P1812-1817)【关键词】煤层气;递减;渗透率;含气量;因素【作者】刘海龙;吴淑红【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【正文语种】中文【中图分类】TE33煤层气是一种新型洁净的能源燃料，越来越受到国内外研究学者的关注.对于煤层气的高效开发，不但可以减少煤矿安全生产事故，还有助于扩大能源供应.煤层气的开采是一个“解吸—扩散—渗流”的连续过程，在实际排采中可分为三个阶段：排水降压阶段、稳定生产阶段、气产量下降阶段.在这三个阶段中，稳定生产阶段时间较短，煤层气井绝大部分的气体产出来自其产量下降阶段，该阶段开采时间最长.因此，气井产量下降阶段时间的长短，递减速率的快慢，遵循何种递减类型，对于煤层气单井的产能至关重要.2004年以来，国外学者在产量预测方面主要有两大进展，一是研究产量预测的新方法［1-3］，并将新方法在实践中加以考验，主要包括产量瞬时分析法、特定层动态平衡法；二是将常规产量预测方法加以改进，应用于复杂煤储层［4-5］，主要包括数值模拟法、产量曲线类型法、递减曲线经验法、物质动态平衡法.其中煤层气井产量瞬时分析方法认为煤层气为单相流，产水量微乎其微，与实际气井具有一定差异；特定层动态平衡方法要求数据多，单煤层必须经过试井测试和多点压力测试，并且具有明显的产量下降趋势；数值模拟方法要求数据种类多，建模复杂，模拟周期长.因此，本文在前人研究的基础上，对于K.Aminian［6］典型曲线方法做了适当调整，建立了典型曲线方法，预测单井产量，同时进行了敏感性因素分析. 柿庄南含煤地层以太原组和山西组为主体，主力煤层为山西组的3号煤层和太原组的15号煤层.3号煤层位于山西组的下部，煤层厚度变化大，变化范围在3.34～7.60 m间，空间分布稳定，无尖灭现象，总体呈南厚北薄的特征；煤层埋深中等，变化范围在451～831 m间，总体上是东部埋深浅，西部埋深深；渗透率比较低，在0.01～0.3 mD之间，平均为0.09 mD.15号煤层位于太原组的下部，煤层厚度变化大，变化范围在3.1～10.5 m间；煤层埋深中等，比3号煤层埋深深约100 m，变化范围在542～881 m；渗透率总体上比3号煤层差.柿庄南区块的镜质组反射率变化范围在1.88%～3.41%间，含气量差别不大；煤层气以甲烷为主，平均约为92.16%；其次为氮气，平均约为5.53%；二氧化碳平均约为2.32%；重烃含量极低.通过对煤岩样品进行等温吸附实验，发现空气干燥基临界解析压力为0.52～0.92 MPa间，平均为0.70 MPa；含气饱和度为39.35%～60.49%，平均为49.44%.干燥无灰基临界解析压力为0.57～0.91 MPa 间，平均为0.72 MPa；含气饱和度为39.34%～60.50%，平均为49.43%.2.1 产量递减分析方法2.1.1 Arps有量纲形式 Arps递减曲线分析既有产量递减公式，又有累积产量解析式，递减类型清楚，使用方便，得到了广泛的应用，仍是目前应用最普遍的数学模型.Arps递减模型经验公式为：式中：q(t)为递减阶段t时间的产量；qo为初始产量；b为常数，随递减类型的变化而取不同的数值，b=0时，为指数递减；b=1时，为调和递减；0＜b＜1时，为双曲递减；Do为初始递减率，常数.2.1.2 Arps无量纲形式首先引入两个无因次定义：式中：Gi为区块原始地质储量，m3；qmax为气井产量峰值，m3·d-1.将（2）代入（1）式，并两边同时取对数得：式中：α,β为常数.2.2 煤层气产量递减实例计算已知柿庄南区块井F投产时间较长，并且已经出现明显的产量递减.井F的实际生产数据显示，其产量波动性强，具有一定的代表性.利用Excel中的VBA，进行编程，分别拟合当b取值为0、（0，1）、1时的图像，选取拟合度最高的所对应的递减模型作为井F的实际递减模型.得到Arps有量纲形式分析，见图1；Arps无量纲形式分析，见图2.图1、图2均表示井F为指数递减.通过对柿庄南的43口煤层气井的产气数据进行分析筛选，发现递减阶段完全采用递减公式对气井进行分析的比例较大.能够用递减公式进行分析的有39口，符合比例达90.7%，部分井拟合结果，见表1.煤层气井单井产量高峰值在3000～5000 m3/d之间，个别井稍低于3000 m3/d.煤层气井初始递减以指数递减和调和递减为主，递减率较小.不同的煤层气井以及同一口井在不同生产阶段，受气藏地质条件和气藏工程因素的控制，往往呈现出不同的生产特征.3.1 气藏地质因素分析煤层气主要以吸附状态赋存在煤岩基质中，只有当储层压力降低后才可以从基质中解析出来，煤岩裂隙或割理中多被水充满，而裂隙与割理是煤层中的主要运移通道，煤层气需要通过排水（经裂隙或割理）降压（煤岩储层）方式才得以采出，故煤层气的产量受煤岩性质、压力大小和两相渗流特征等多种因素影响.影响煤层气井单井产量的地质因素包括：煤层厚度、含气量、吸附常数、煤层压力、渗透率、孔隙度、相对渗透率、临界解析压力.煤层厚度是煤层气储量与产量的基础，煤层越厚，供气能力越强，产量越大［7］.含气量决定煤层吸附饱和度程度，含气量高，临界解析压力越高，有效泄气面积越大，单井产量越高.吸附常数决定了煤层气解吸的路径，当兰氏压力一定时，朗格缪尔吸附常数越大，解吸越困难，产量越低；当朗格缪尔解吸常数一定时，兰氏压力越大，则低压区吸附曲线越接近线性，压力下降早期解吸量大，产量高［8-9］.在含气量和吸附等温线确定的条件下，煤层压力越接近临界解析压力，解吸越容易，产量越高.渗透率是决定煤层气单井产量的关键因素之一，渗透率越高，压降漏斗波及范围越大，则有效渗流区越大，渗流越容易，产量越高［10-11］.煤层孔隙度决定水体积大小，孔隙度大，则水体积大，产水量则大，排水降压周期将较长.在有效解吸区和两相渗流区，流体渗流受相对渗透率制约，气相相对渗透率高，则产气量高；水相相对渗透率高，则产水量高.在含气量和吸附等温线确定的条件下，临界解析压力越接近煤层压力，解析时间越早，有效解吸区域越大，则产气量越高.3.2 气藏工程因素分析3.2.1 井底流压在开发过程中设定合理的井底流压十分重要.本文运用典型曲线法预测产量中，保持其他参数不变的情况下，将井底流压数值分别设为0.4、0.6、0.8、1 MPa进行计算，并绘出煤层气产量随时间的变化曲线，见图3.图3显示，不同井底流压下煤层气井的产气高峰值不同，随着井底流压降低，煤层气井的产气高峰值越大，即井底流压与煤层气井产气高峰值负相关.同时，不同井底流压下，煤层气井产气高峰值出现的时间也不一样.图4为图3产气前期的放大图，图4显示，煤层气井的井底流压越大，其产气高峰值出现的时间越晚.煤层气井采用的是排水降压的开采方式，因此井底流压对煤储层吸附气的解吸量有着至关重要作用.井底流压降低，煤储层中吸附气的解吸速度加快，因此会出现井底流压越小，煤层气井高峰产量越大，出现高峰值的时间越早.3.2.2 表皮系数在煤层气井中，表皮因子的存在对煤层气井产量会有一定的影响.本文分别设表皮因子为-2、0、2进行产量预测，绘出煤层气产量随时间的变化图，见图5.图5显示，表皮因子不同，煤层气井的产气高峰值不同，表皮因子值越大，煤层气井产气高峰值越大，即表皮因子与煤层气井产气高峰值是正相关的.同时，表皮因子不同，煤层气井产气高峰值出现的时间也是不一样的，图6为图5产气前期的放大图，图6显示，煤层气井的表皮因子越大，其产气高峰值降低且出现的时间越晚.原因在于：表皮因子为正表示储层受到污染，储层经过改造之后流动能力降低.表皮因子越大，污染越严重，气体的渗流速度小，则气井产气高峰值降低且出现的时间越晚.3.2.3 边界半径不同井网形式单井的可控半径不同，边界半径的大小对煤层气单井产量是有一定影响.分别设煤层气井边界半径为200、250、300和350 m进行产量预测，绘出煤层气产量随时间的变化图，见图7.图7显示，边界半径不同，煤层气井的产气高峰值不同，边界半径值越大，而煤层气井产气高峰值越小，即边界半径与煤层气井产气高峰值是负相关的.同时，不同边界半径下，煤层气井产气高峰值出现的时间也是不一样的.图8为图7产气前期的放大图，图8显示，煤层气井的边界半径越大，其产气高峰值出现的时间越晚.边界半径越大，压力波及整个单井可控范围的时间就越长，因此出现了边界半径越大，单井的产气高峰值出现得越晚.边界半径越小，则邻井井距越小，邻井之间越快形成共同泄压区，压力降低得越快，即解吸出来的吸附气量以及速度都相对越大.因此，边界半径越小，产气高峰值就越大.3.2.4 裂缝参数总体上，随着裂缝长度和宽度的增加，最大日产气量先增加，随后降低.当裂缝长度、宽度达到优化值时，最大日产气量达到最大，并开始下降.原因是压裂后形成的裂缝越长越宽，煤层气井压降造成的解析范围就越大，储层渗透性压裂改造的范围也越大.因此，在施工工艺、储层物性等因素相近的情况下，可供解析的气增多，储层导流能力增大，从而容易形成较大的最大日产气量.随着裂缝长度、宽度的增加，平均日产气量总体变化趋势与最大日产气量变化关系相似.同样在裂缝尺寸优化值时，平均日产气量出现最大值.随着裂缝长度增加，首次产气高峰值来临时间先是快速增加，随着排采继续，在较短时间内形成二次产气高峰.原因是当裂缝长度较小时，由于压降范围影响较小，排水降压后极易达到产气高峰，但峰值较小.当缝长超过一定值，尽管排水降压影响范围较大，但由于裂缝的支撑缝宽减小，加之离井较远处的压力降变化较小，使得远处的气体解吸后不能短时间内运移到达气井附近，而由气井附近的位置解吸的气体形成首次产气高峰，然而随着排采的继续进行，远处的气体不断产出，从而形成二次产气高峰.1）柿庄南区块煤层厚度变化较大、渗透率低、镜质组反射率低、临界解析压力不高、含气量较好、临界解析压力不高.2）煤层气单井产量高峰值在3000～5000 m3/d之间，个别井稍低于3000m3/d.煤层气井初始递减率较小，以指数递减和调和递减为主，而且不同井的递减率差异比较大.3）在其他因素不变的情况下，煤层厚度、含气量、气相相对渗透率与煤层气产量呈正相关；朗格缪尔吸附常数与煤层气产量呈负相关.煤层压力和临界解析压力两者越接近，则煤层气产量越高.4）在其他因素不变的情况下井底流压、表皮系数、边界半径越大，煤层气井产气高峰值降低出现的时间越晚.所以在一定程度上，降低井底流压，改善煤层气储层，可以提高煤层气单井产能.［1］ Aminian K，Ameri S，Bhavsar A，et al.Type curves for coalbed methane production prediction［C］//SPE Eastern Regional Meeting，2004.［2］ Aminian K，Ameri S，Bhavsar A B，et al.Type curves for production prediction and evaluation of coalbed methane reservoirs［C］// SPE Eastern Regional Meeting，2005.［3］ Bhavsar A B.Prediction of coalbed methane reservoir performance with type curves［D］.Morgantown：West Virginia University，2005.［4］徐兵祥，李相方，胡小虎，等.煤层气典型曲线产能预测方法［J］.中国矿业大学学报，2011，40（5）：743-747.［5］ Agarwal R，Gardner D，Kleinsteiber S，et al.Analyzing well production data using combined-type-curve and decline-curve analysis concepts［J］.SPE Reservoir Evaluation&Engineering，1999，2（5）：478-486.［6］ Aminian K，Ameri S，Bhavsar A B，et al.Type curves for coalbed methane production prediction［Z］.Paper SPE，2004：91482.［7］康圆圆，邵先杰，王彩凤.高—中煤阶煤层气井生产特征及影响因素分析——以樊庄、韩城矿区为例［J］.石油勘探与开发，2012（12）：728-732.［8］邓英尔，黄润秋，郭大浩，等.煤层气产量的影响因素及不稳定渗流产量预测［J］.天然气工业，2005，25（1）：117-119.［9］万玉金，曹雯.煤层气单井产量影响因素分析［J］.天然气工业，2005，25（1）：124-126.［10］娄剑青.影响煤层气井产量的因素分析［J］.天然气工业，2004，24（4）：62-64.［11］陈江，吕建伟，郭东鑫，等.煤层气产能影响因素及开发技术研究［J］.资源与产业，2011，13（1）：108-113.。

页岩气井产量递减分析方法选择研究陈强;王怒涛;阮开贵;张梦丽【摘要】页岩气藏开发递减规律有Arps模型、SEPD模型、Duong模型以及它们之间的组合模型等.Arps递减规律是气井产量递减分析的主要方法.递减规律模型的选择主要有两种方法:第一种是单一的转化为线性关系,利用线性回归,选择相关系数高的作为分析方法.第二种组合递减模型,可以组合成多种模型,主要利用非线性回归,选择相关系数高的作为分析方法.提出一种新的选择产量递减分析方法,利用各种递减规律的线性组合,分析每种递减规律与实际生产数据的关联程度,根据关联程度的高低排序选择递减分析方法,该方法通过实际生产数据分析,生产数据拟合精度高,为递减分析方法选择提供依据.%There are several methods of the production decline analysis during the shale gas reservoir development, such as the Arps model,the SEPD model,the Duong model and their composition models.Among them,the Arps model is the main method. There are two main choices of the appropriate decline methods.One is to transform the data into the linear relationship and the meth-od with high correlation coefficient can be deemed as the better model.The other is to use the non-linear regression by the combina-tion of the above models and choose the analysis method with high correlation coefficient.Then we proposed a new method to choose the production decline analysis model,and obtained the relation degree by comparing the linear combination of the different decline analysis models with the practical productiondata,furthermore,according to the degree of correlation in order,selected the produc-tion decline analysis method.This method is validated by thehigh fitting precision between the calculated results and the produc-tion data,which provides a reliable and reasonable way to choose the production decline models.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2018(008)002【总页数】4页(P76-79)【关键词】产量递减;Arps模型;SEPD模型;Duong模型;组合模型【作者】陈强;王怒涛;阮开贵;张梦丽【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;中国石油西南油气田蜀南气矿,四川泸州646000;西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE328产量递减主要影响因素除单井控制储量大小与含水上升等因素外，还受采气速度、井网等人为因素影响，其中采气速度大小是影响产量递减规律的主要因素。

致密气井产量递减分析方法研究进展作者：唐欢向祖平常小龙丁洋洋杨威程泽华雷函林来源：《中国化工贸易·下旬刊》2019年第08期摘要：为研究和推动产量递减分析方法在致密气藏中的应用，对国内外现有产量递减分析方法进行了调研。

从方法来源、基本模型、适用条件等方面，对传统的经验递减分析方法和基于渗流理论的现代产量递减分析方法进行了简单介绍。

同时还将部分方法应用于苏里格致密气藏的三口井进行产量预测，应用结果显示，现有的产量递减分析方法在应用于致密气藏中有较大误差。

最后，针对致密气藏的产量递减分析方法提出了几点以后的发展建议。

关键词：致密气井；产量递减；对比分析在油气田开发过程中，随着开发的进行，在地质条件以及开发技术的影响下，油气井会经历产量上升期、稳产期和递减期三个阶段[1]。

在油田开发后期，为缓解递减，并对油气井未来产量进行预测，对递减期进行分析变得十分重要。

本文主要对国内外现有的产量递减分析方法的来源、模型以及适用性进行了阐述，同时还给出了今后针对致密气藏的产量递减分析提出了几点建议，为产量递减分析方法在致密气藏中的应用提供参考。

1 传统产量递减分析方法1.1 Arps产量递减分析Arps[2]（1945）产量递减分析方法是早期提出的经典的产量递减分析方法，目前在油田中仍然得到很广泛的应用。

该方法虽然简单实用，只需要油气井的生产井史，不需油气藏或油气井的参数；但是也有其局限性，首先是油气井的生产历史要足够长，然后是油气井是定井底流压生产。

这就造成了该方法用来预测产量时需要生产条件保持不变而且只能分析边界控制流阶段。

Arps产量递减方法利用产量与时间的关系，将油气井的递减类型分为指数递减、双曲递减和调和递减三种递减类型。

产量与时间的通式为：（式1.1）上式中的n为递减指数，n取不同的值代表递减类型的不同，n=0时为指数递减，n=1时为调和递减，n=-1时为直线递减，0Arps产量递减方法适用于定压生产，面积恒定以及渗透率和表皮系数恒定的气藏；同时，Arps递减典型曲线图版只能用于分析边界控制流阶段，不能分析边界流之前的不稳定阶段；Arps方法因为是拟合生产历史，所以存在拟合历史应取多长以及预测范围应该多大的问题。