【文章內容簡介】 的特點，氣藏視地層壓力與累積產氣量、采出程度與壓降呈良好的線形關系（），說明氣藏邊底水能量較弱，驅動類型以氣驅為主。 呼圖壁氣田壓降剖面圖 呼圖壁氣藏采出程度與壓降程度關系圖2）單位壓降采氣量高，穩(wěn)產能力強呼圖壁氣田自1998年投產以來，經歷了12年開發(fā)，108m3~108m3之間，108m3，%~%之間，%。，總降幅達48%，~，%。108m3/MPa ~108m3/MPa之間，108m3/MPa。因此，氣藏單位壓降采氣量高，穩(wěn)產能力強（）。 呼圖壁氣藏地層壓降與采氣速度統(tǒng)計表年份年采氣量(108m3)地層壓力（MPa）年壓降（MPa）年壓降程度（％）累計壓降（MPa）累計壓降程度（％）單位壓降采氣量(108m3/MPa)采氣速度（%）199920002001200220032004200520062007200820093）水氣比逐漸穩(wěn)定，邊水推進速度得到有效抑制呼2井位于構造相對低部位，氣層中部距氣水邊界距離近，該井于2005年開始見大量地層水，嚴重影響氣井產能，2006年～2007年其東部的HU2002井和HU2003井也相繼見水，表現在兩口氣井產出水礦化度逐漸升高，日產水量逐漸增大，化驗水型為CaCl2型，為本區(qū)地層水。為防止邊水向氣藏中部繼續(xù)推進，2008年封堵了呼2井下部出水層段，并控制了HU2002井采氣速度，近兩年動態(tài)監(jiān)測結果顯示，HU2002井產出水礦化度和Cl含量基本保持穩(wěn)定， g/m3，表明邊水推進速度得到有效抑制。根據氣藏的產氣量、產水量、產油量和地層壓力，利用物質平衡方法計算了氣藏的驅動指數，，說明該區(qū)邊底水能量相對較弱，控水效果明顯（～）。 呼2井月度開發(fā)曲線 HU2002井月度開發(fā)曲線 呼圖壁氣藏水氣比曲線 呼圖壁物質平衡法驅動指數曲線4）開發(fā)形勢穩(wěn)定，指標與方案吻合程度高108 m3，％，根據下游用戶用氣需求，108m3，％，開發(fā)指標與方案設計指標吻合程度高，開采效果好（）。 呼圖壁氣田生產指標與方案對比表時間年采氣量（108m3）采氣速度（%）壓降(MPa)地層壓力(MPa)方案設計生產實際方案設計生產實際方案設計生產實際方案設計生產實際1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 利用呼圖壁氣田生產動態(tài)資料，采用壓降法對原始地質儲量進行復算（），108m3，%，符合程度較高。同時壓降公式的相關程度高，滿足計算精度要求，結果可靠（，）。 呼圖壁氣藏動態(tài)儲量計算表層位容積法儲量（108m3）動態(tài)儲量（108m3）動用程度(%)E12Z21E12Z22合計 呼圖壁氣藏Z22壓降儲量圖 呼圖壁氣藏Z21壓降儲量圖146根據呼圖壁氣田單井試井測試資料，建立了指數式產能方程（），直井無阻流量在109104m3/d~556104m3/d之間。采用單井產能方程系數平均法，確定出呼圖壁氣田的直井指數式產能方程為： （）式中：Pr地層壓力，MPa；Pwf井底流壓，MPa；日產氣量，104m3/d；C指數式產能方程系數，104m3/d/MPa2；n指數式產能方程的指數。，得到直井的平均無阻流量為312104m3/d。 呼圖壁氣田氣井產能統(tǒng)計表井號井段(m)C(104m3/d/MPa2)n無阻流量(104m3/d)呼001267呼2109110HU2002389HU2003320HU2004218HU2005556HU2006244平均由于呼圖壁氣田的7口生產井均為直井，缺乏水平井增產倍數資料，因此本次研究假設氣體流動符合平面徑向流，建立水平井產能方程，與直井產能方程相比得到產能比，即水平井的理論增產倍數，據此預測水平井的平均產能。1）水平井理論產能公式不考慮地層損害及非達西流動效應時，水平氣井的產量公式為： （）若考慮水平氣井地層損害及非達西流動效應時，則產氣量公式為： （）水平氣井二項式產能方程為： （）水平氣井產量為： （） （） （） （） （） （） （）水平氣井泄氣半徑： （）水平井的有效井半徑： （）單井控制面積： （）垂直氣井泄氣半徑： （） （） （） （） （） （）各向異性比： （）2）直井理論產能公式直井產氣量為： （） （） （） （）式中：—平均壓力下的氣體粘度，；—地層溫度，K；—氣區(qū)面積，m2；—單井控制面積，m2；—分別為垂直氣井的井眼半徑和泄氣半徑，m；—分別為水平氣井的有效井半徑和泄氣半徑，m；—水平井井眼長度，m；—氣層有效厚度，m；—水平滲透率，mD；—垂向滲透率，mD；、—水平井和直井表皮系數，無因次；—天然氣相對密度，無因次；—平均壓力下的天然氣偏差系數，無因次；Pe—原始地層壓力，MPa；Pwf—井底流壓，MPa；—各向異性比，無因次；—水平氣井產量，104m3/d；—泄氣橢圓半長軸長度，m；、和—中間變量。3）水平井與直井理論產能比根據水平井和直井的理論產能公式，不考慮地層損害及非達西流動效應，得到水平井與直井的產能比，即理論增產倍數。 （）利用呼圖壁氣田實際資料，根據水平井與直井的產能比公式，初步計算了水平井的增產倍數（）。隨著水平段長度增加，水平井與直井的產能比逐漸增加，但增幅趨緩；隨著水平段長度增加，產能增幅大幅度降低，當水平段長度為500m時，增幅已小于10%。 水平井不同水平段長度產能增產倍數關系曲線在綜合分析基礎上，取水平段長度為500m，同時考慮縱向上有效儲層動用程度，取層動用系數為50%，根據直井的平均產能方程，得到了水平井的平均產能方程： （327），得到水平井平均無阻流量為467104m3/d。1）直井采氣能力分析單井的日采氣能力取決于（1）注采管柱尺寸及結構；（2）地層壓力及井口壓力；（3）最小攜液產氣量；（4）井口沖蝕產量。最小攜液產氣量是指在采氣過程中，為使流入到井底的水或凝析油及時的被采氣氣流攜帶到地面，避免井底積液，需要確定出連續(xù)排液的極限產量；沖蝕是指氣體攜帶的COH2S等酸性物質及固體顆粒對管體的磨損、破壞性較為嚴重，氣體流動速度太高會對管柱造成沖蝕，但沖蝕一般不會發(fā)生在直管處，而發(fā)生在井口，因此合理的采氣流量應限制在最小攜液產氣量和沖蝕流量之間。2）采氣井流入流出動態(tài)分析。 呼圖壁氣田氣井節(jié)點分析基本參數表參數取值參數取值井筒中動氣柱平均溫度，(℃)天然氣相對密度氣層中部深度，(m)3585原始地層壓力(MPa)34油管尺寸，(in)4189。油管內徑(mm)采用基本參數、產能方程及垂直管流方程可得到生產井不同地層壓力不同井口壓力條件下的最大采氣能力。，油管尺寸一定，井口壓力越大，最大產氣量越??；井口壓力一定，地層壓力越大，最大產氣量越大。 采氣井不同地層壓力最大產氣能力分析表(104m3/d)井口壓力(MPa)地層壓力(MPa)343230261817161581031123）沖蝕產氣量預測。從表中可以看出，沖蝕流量隨井口壓力增加而增加。 沖蝕流量對油管產能的限制井口壓力(MPa)81012151826303234沖蝕流量(104m3/d)88991091211321521581611644）產氣能力綜合分析由上分析可知，油管尺寸一定時，井口壓力越大，最大產氣量越??；井口壓力一定時，地層壓力越大，最大產氣量越大；合理產氣量應在最小攜液產氣量和沖蝕流量之間，、~。~：1）井口壓力為8MPa和10MPa時，最大產氣量均大于最小攜液量，但受沖蝕流量限制，當地層壓力在34MPa26MPa之間時，最大產氣量大于沖蝕流量，此時取沖蝕流量為合理產氣量；當地層壓力降至18MPa15MPa之間時，最大產氣量低于沖蝕流量，取最大產氣量為合理產氣量。2）井口壓力為12MPa時，處于較高壓力水平運行時最大產氣量均大于最小攜液量，但受沖蝕流量限制，當地層壓力在34MPa26MPa之間時，最大產氣量大于沖蝕流量，此時取沖蝕流量為合理產氣量；當進入較低壓力（15MPa、16MPa）運行時最大產氣量較小，低于最小攜液量，此時井筒將嚴重積液，不能正常生產。 不同井口壓力時地層產氣能力油管尺寸(in)地層壓力(MPa)流壓(MPa)井口壓力(MPa)最大產氣量(104m3/d)最小攜液量(104m3/d)沖蝕流量(104m3/d)合理產量(104m3/d)4189。348 32 30 2618 17 16 15 3410 32 30 2618 17 16 15 3412 32 30 2618 17 16 15 井口壓力8MPa時采氣井流入流出曲線(考慮安全沖蝕流量和最小攜液流